Ecopetrol confirma que reactivará el fracking en el Magdalena Medio: esta es la zona elegida

Ecopetrol anunció que reactivará la exploración mediante fracturación hidráulica (fracking) en el sector conocido como La Luna, en el Valle Medio del Magdalena, y negocia con Venezuela un contrato de gas natural por 10 años para ampliar el abastecimiento energético de Colombia.

El presidente de la compañía, Joaquín Gutiérrez, presentó ambas iniciativas durante la conferencia con inversionistas por los resultados del tercer trimestre de 2026.

La primera fase de la importación proyecta un flujo de 50 millones de pies cúbicos diarios, equivalente a cerca del 5% del consumo nacional de gas. La producción de gas comercializable, según cifras de la empresa, cayó entre 12,9% y 13% durante los primeros nueve meses del año frente a 2025, mientras el gas importado ya cubre el 37,1% de la demanda nacional.

Ecopetrol busca un precio “competitivo y muy inferior al actual del mercado” para el combustible venezolano, aunque todavía no se definieron el valor exacto, la referencia utilizada para calcularlo ni la fecha de cierre del acuerdo con Petróleos de Venezuela S.A. (Pdvsa).

La Luna, la formación comparada con Vaca Muerta

La exploración no convencional se concentrará en La Luna, una formación del Valle Medio del Magdalena que Ecopetrol considera con características geológicas similares e incluso con mayores posibilidades que Vaca Muerta, el gran desarrollo de hidrocarburos no convencionales de Argentina.

Gutiérrez ubicó esa alternativa como el cuarto frente de expansión para la petrolera, junto con la recuperación de campos maduros, la exploración en bloques que ya cuentan con licencias y los proyectos costa afuera. La meta es incorporar reservas y compensar la declinación natural de los yacimientos que ya están en producción.

El presidente de Ecopetrol definió el alcance inicial de la iniciativa: “La cuarta son los no convencionales donde reactivaremos la etapa de exploración en el Magdalena Medio, particularmente en la zona que le llamamos La Luna”.

La compañía no comenzará de inmediato operaciones de fracking ni perforaciones en el área. Elsa Jaimes, vicepresidenta ejecutiva encargada de Hidrocarburos de Ecopetrol, señaló que la petrolera actualiza la prospectividad de la zona y estructura los casos de negocio para identificar las áreas con mejores condiciones.

Los equipos técnicos analizan información sísmica y datos de pozos recopilados durante los últimos años. Una vez concluida esa revisión, deberán realizarse diagnósticos ambientales, sociales y de riesgos, además de definir medidas para prevenir y mitigar los impactos de un eventual desarrollo.

Jaimes indicó que aún no corresponde calcular inversiones de capital ni volúmenes potenciales de producción. Los plazos dependerán de los resultados técnicos, la viabilidad de los proyectos y el marco regulatorio aplicable.

La estrategia operativa también incluye tecnologías de recobro mejorado en los campos existentes y alianzas con socios que aporten capital y experiencia. Ecopetrol prevé elevar la extracción de hidrocarburos de las áreas que ya están en operación.

El gasoducto Antonio Ricaurte y la conexión con Venezuela

El acuerdo de suministro dependería del gasoducto binacional Antonio Ricaurte, que conecta La Guajira con la región venezolana del lago de Maracaibo. La infraestructura tiene 225 kilómetros de extensión: 88 kilómetros están en Colombia y 137 en Venezuela.

Ecopetrol solicitará a Pdvsa la operación del tramo colombiano y trabaja en un acuerdo de compraventa de gas por una década. El gasoducto permanece inactivo desde hace más de 10 años, por lo que su recuperación exige rehabilitar la infraestructura antes de ponerla nuevamente en servicio.

El Gobierno colombiano declaró el proyecto de interés nacional y estratégico, mientras que la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (Anla) confirmó la vigencia de su licencia ambiental. La puesta en funcionamiento también requiere una autorización de la Oficina de Control de Activos Extranjeros del Departamento del Tesoro de Estados Unidos, trámite que Ecopetrol ya solicitó por las sanciones que afectan a Pdvsa.

La capacidad potencial del gasoducto alcanza hasta 450 millones de pies cúbicos diarios, aunque ese volumen dependerá de las condiciones técnicas y comerciales de su rehabilitación. Gutiérrez afirmó que la empresa no dará “un solo paso fuera de ese marco” regulatorio.

La petrolera también estudia opciones para incorporar reservas de petróleo en Venezuela, pero no resolvió qué campos buscaría, qué tipo de participación tendría ni qué recursos destinaría. El directivo sostuvo que Colombia seguirá como prioridad y que toda inversión externa deberá competir bajo los mismos criterios de rentabilidad.

Utilidades por $4,8 billones en el tercer trimestre

Los anuncios coincidieron con un trimestre de resultados financieros al alza. Entre julio y septiembre de 2026, Ecopetrol obtuvo ingresos por $35,1 billones, un Ebitda de $15,9 billones y una utilidad neta atribuible a los accionistas de $4,8 billones.

Las ganancias trimestrales crecieron 85,6% frente al mismo período de 2025, cuando fueron de aproximadamente $2,56 billones. En los primeros nueve meses del año, los ingresos ascendieron a $103,9 billones, el Ebitda llegó a $47 billones y la utilidad neta sumó $13,7 billones.

La producción de hidrocarburos se ubicó en 747.000 barriles de petróleo equivalente por día, un aumento de 6% frente al segundo trimestre. El resultado incorporó desde septiembre la producción de Brava Energía.

El volumen transportado cayó 2,7% hasta 1,087 millones de barriles diarios. Ecopetrol atribuyó esa disminución a paradas programadas en la Refinería de Barrancabermeja.