Fracking en Colombia podría multiplicar por cuatro las reservas de petróleo y por 97 las de gas, según Campetrol

El futuro de la producción de hidrocarburos en Colombia depende de las condiciones para atraer inversiones. Por eso, Nelson Castañeda, presidente de la Cámara Colombiana de Petróleo, Gas y Energía (Campetrol), considera que el país tiene oportunidades para ampliar sus recursos, pero requiere estabilidad jurídica y tributaria.

En la IX Cumbre del Petróleo, Gas y Energía 2026, en Cartagena, planteó que los yacimientos no convencionales podrían sostener proyectos por 100 años. Además, mencionó el potencial petrolero del Magdalena Medio y las reservas de gas de Cesar-Ranchería, donde opera Drummond Energy.

“Podemos multiplicar por cuatro las reservas de petróleo y por 97 las reservas de gas”, manifestó Castañeda al referirse a las posibilidades del fracking en Colombia.

Cerca de 30% del gas que consume Colombia proviene del exterior. Según Castañeda, según información pública, Drummond Energy podría perforar su primer pozo en menos de un año. El avance dependerá de las decisiones del Gobierno para ofrecer estabilidad a las compañías.

Reglas para impulsar nuevos proyectos

Castañeda mencionó el Régimen Único de Generación de Empleo (Ruge), contemplado en el proyecto de ley de rescate fiscal, como una de las herramientas que podrían favorecer la inversión. La iniciativa busca ofrecer estabilidad empresarial e incentivos tributarios a grandes capitales.

Para el presidente de Campetrol, si la propuesta avanza en el Congreso de la República, esos mecanismos podrían impulsar proyectos de fracking y nuevas operaciones en el Magdalena Medio y Cesar-Ranchería. También defendió la importancia económica de la industria de hidrocarburos mientras se desarrollan otras fuentes de energía. “En el corto plazo, no hay cómo reemplazar este aporte económico y fiscal”, expuso durante el encuentro.

Castañeda presentó cuatro pilares para la soberanía energética nacional. El primero consiste en aumentar la producción de los campos existentes mediante mejores niveles de recobro.

“Hoy recuperamos 15% del petróleo original de los yacimientos descubiertos. Cada punto adicional de recobro suma cerca de 800 millones de barriles, unos tres años de producción del país. Destacamos que, con el liderazgo de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), el Comité Intersectorial de Hidrocarburos priorizó el recobro mejorado dentro de su estrategia de atenuar la declinación de los campos y aprovechar la infraestructura existente”, socializó el presidente de Campetrol.

El segundo pilar busca acelerar la puesta en producción del gas identificado. Castañeda indicó que Colombia tiene 10,5 tera pies cúbicos (TPC) de gas contingente, 74,5% de ellos costa afuera, un volumen que equivale a seis veces las reservas probadas.

“Tenemos 10,5 tera pies cúbicos (TPC) de gas contingente, 74,5% costa afuera: seis veces nuestras reservas probadas. La clave es la velocidad: los proyectos costa afuera deben ser estratégicos, como los PINES, con una mesa exclusiva de trámites” enfatizó.

Fracking y exploración, entre las prioridades

El tercer frente corresponde al desarrollo de yacimientos no convencionales. Castañeda comparó el potencial colombiano con el avance de Argentina y pidió llevar a etapa comercial los proyectos previstos en las dos cuencas mencionadas.

“Argentina ya lo demostró: 71% de su crudo y gas viene de no convencionales y hoy produce cinco veces más gas que Colombia. Lo paradójico: arrancamos esta discusión al mismo tiempo. Hay que llevar a etapa comercial los proyectos en zonas como Magdalena Medio y Cesar-Ranchería, y recuperar el tiempo perdido frente a Estados Unidos y Argentina, capitalizando la curva de aprendizaje y aplicando el Fracking 4.0 con las mejores prácticas del mercado”, sostuvo el dirigente gremial.

El cuarto pilar es incrementar la exploración. Para reducir los riesgos, el presidente de Campetrol propuso ampliar el conocimiento geológico del territorio. Como avance, mencionó que la ANH reservó cerca de 20 millones de hectáreas para preparar un nuevo proceso de asignación.

“Ya hay señales: la ANH reservó cerca de 20 millones de hectáreas para preparar un nuevo proceso de asignación. Explorar con menos riesgo exige conocer el subsuelo: proponemos un decreto que lo reconozca como activo estratégico, articule a las entidades y lleve más inversión en geología básica al Plan Nacional de Desarrollo”, puntualizó. Campetrol plantea una agenda de recuperación de campos, desarrollo de gas, producción no convencional y exploración, cuya ejecución requiere estabilidad regulatoria y tributaria.