Fracking en Colombia: anunciado, no autorizado

El 7 de agosto de 2026, en su discurso de posesión, el presidente Abelardo de la Espriella se comprometió a autorizar la fracturación hidráulica en Colombia. Los titulares de la región lo dieron por hecho. No lo está. Dos semanas después no se había firmado ningún decreto, y la distancia entre el anuncio y un pozo que pueda perforarse legalmente es más larga de lo que sugiere la mayor parte de la cobertura.

Qué se dijo realmente

El compromiso se hizo en un discurso, no en un instrumento. Formaba parte de una plataforma energética más amplia: reactivar la exploración de hidrocarburos, fortalecer el sistema eléctrico y tratar la seguridad energética como una pieza central del gobierno. Sobre el fracking en concreto, el lenguaje fue el de autorizar la técnica bajo altos estándares técnicos y ambientales.

Un discurso es una declaración de intención. En el derecho administrativo colombiano no crea derechos, no impone obligaciones y no puede por sí solo revivir un contrato suspendido ni expedir una licencia ambiental. Para un operador que planifica la asignación de capital, la pregunta relevante no es qué se anunció, sino qué se ha firmado.

A 19 de agosto de 2026, la respuesta era nada. El propio balance del gobierno sobre sus primeros diez días en la cartera de energía enumera cambios de personal, revisiones de contratos, suspensión de ciertos acuerdos vigentes y una ampliación de licencia ambiental para una planta de regasificación de GNL. No contiene ningún decreto de exploración de hidrocarburos ni ninguna autorización de fracking.

Los ocho contratos que habría que revivir

El programa no convencional de Colombia no empezó en 2026. Se construyó antes de 2022 y luego se detuvo. Lo que existe hoy es un conjunto de ocho contratos en suspenso: seis contratos de exploración y producción y dos proyectos piloto de investigación.

Los dos pilotos son Kalé y Platero, ambos en el municipio de Puerto Wilches, Santander. Los dos están suspendidos desde 2022. Ninguno llegó a la fase de perforación. Fueron concebidos como proyectos piloto de investigación integral, el mecanismo que la ley colombiana creó para probar si el desarrollo no convencional podía siquiera avanzar, y cuyos resultados debían informar una decisión posterior sobre explotación comercial.

Reactivar no es, por tanto, un acto único. Los gremios del sector expusieron la secuencia en un documento conjunto de posición a comienzos de este año, y comprende al menos cuatro pasos distintos: licenciamiento ambiental para los contratos existentes; reactivación de los seis contratos de exploración y producción por parte de los contratistas ante la agencia nacional de hidrocarburos; conversión de los dos pilotos en contratos plenos de exploración y producción; y garantías de estabilidad jurídica y fiscal suficientes para que los operadores comprometan capital.

Cada uno de esos pasos tiene su propia autoridad, su propio calendario y su propia exposición a ser impugnado. El licenciamiento ambiental, en particular, ha sido el punto en el que los proyectos de hidrocarburos colombianos se han frenado una y otra vez, y es el paso sobre el que el ejecutivo tiene menos control unilateral.

Por qué la presión es real

La urgencia detrás del anuncio no es fabricada. Los números son difíciles.

El informe de reservas de 2025 de la agencia nacional de hidrocarburos, presentado el 23 de junio de 2026 y que cubre 453 campos y 61 compañías, situó las reservas probadas de petróleo en 2.020 millones de barriles, con una relación reservas/producción de 7,4 años. La tasa de reposición fue del 94 por ciento: por cada cien barriles producidos se repusieron noventa y cuatro. Es un descenso marginal, logrado en un año en que el Brent promedió alrededor de 69 dólares.

El gas es el número más duro. Las reservas probadas de gas se situaron en 1.717 gigapiés cúbicos, una relación reservas/producción de 5,9 años, tras una caída del 16,8 por ciento en un solo año. La tasa de reposición fue del menos veinte por ciento: el país consumió reservas y no añadió ninguna. Entre 2018 y 2025 las reservas probadas de gas cayeron más de la mitad.

La producción ha seguido el mismo camino. En junio de 2026 la producción de crudo fue de 712.799 barriles diarios, un 4,2 por ciento menos que un año antes. La perforación exploratoria fue de 45 pozos en 2025, frente a entre 110 y 130 anuales en el periodo 2010-2014. La inversión en exploración cayó un 42 por ciento entre 2022 y 2025. No ha habido ninguna ronda nueva de asignación de bloques exploratorios desde 2021.

El gas ya está encontrado. Ese no es el obstáculo

Este es el hallazgo que más cambia la manera en que un operador debería leer el debate sobre el fracking.

Los recursos contingentes de gas de Colombia —volúmenes descubiertos pero aún no contabilizados como reservas— ascienden a 10.540 gigapiés cúbicos en base 3C. Casi tres cuartas partes de ese total, 7.855 gigapiés cúbicos, están costa afuera. El gas existe y se sabe dónde está.

Lo que impide que se convierta en reservas figura en el mismo informe oficial. El cincuenta y cinco por ciento de esos volúmenes contingentes está bloqueado por contingencias ambientales y sociales. El veintinueve por ciento, por contingencias legales y contractuales. Solo el tres por ciento, por razones económicas.

Conviene leer esa distribución con atención. Dice que la restricción determinante del gas colombiano son los permisos y los litigios, no la geología ni el precio. Una autorización de fracking no resuelve ninguna de las dos categorías que explican el ochenta y cuatro por ciento del bloqueo, y el desarrollo no convencional, por ser terrestre y estar en zonas pobladas, está más expuesto precisamente a esas restricciones que los volúmenes costa afuera.

Esto no es un argumento para decir que el anuncio carece de sentido. Es un argumento para que un operador que modele la oferta colombiana pondere el riesgo de permisos muy por encima de la dirección política.

Qué se ha firmado realmente

Los instrumentos que sí existen son nombramientos.

El Decreto 1136 del 7 de agosto de 2026 designó el gabinete, con María Nohemí Arboleda Arango —ingeniera eléctrica con varios años como gerente general del administrador del mercado mayorista— como ministra de Minas y Energía. El Decreto 1189 del 12 de agosto nombró a Ernesto Francisco Forero Fernández de Castro presidente de la agencia nacional de hidrocarburos; se posesionó el 20 de agosto y planteó tres prioridades en torno a la ciencia del subsuelo, la información sectorial y la eficiencia administrativa. El anuncio de su llegada, hecho por la propia agencia, no contiene ningún contrato, ninguna ronda y ninguna resolución.

Por separado, el Decreto 1261 del 19 de agosto declaró el estado de emergencia económica, social y ecológica por treinta días en quince departamentos, tras el terremoto de magnitud 7,4 del 10 de agosto. No contiene ningún gravamen, sobretasa ni cambio de regalías sobre hidrocarburos. Es respuesta a un desastre, y está sometido a control automático de constitucionalidad.

Catorce días después de iniciado el gobierno, el balance en materia energética se componía de decretos de personal, un decreto de emergencia en respuesta a un desastre natural y revisiones administrativas de contratos. Nada había alterado la posición jurídica de un operador extranjero.

Qué debería hacer ahora un operador extranjero

Distinguir, en todo documento interno, entre anunciado, redactado y expedido. El gobierno colombiano anterior también anunció una política energética y luego gobernó por decreto, y la Corte Constitucional tumbó partes significativas de lo que expidió. En Colombia, la dirección política predice los resultados peor que el registro de instrumentos.

Vigilar la autoridad de licenciamiento ambiental antes que la presidencia. Si los ocho contratos suspendidos van a moverse, la señal visible será actividad de licenciamiento sobre los expedientes existentes, no más discursos.

Tratar las garantías de estabilidad jurídica y fiscal como la verdadera condición previa. Ningún operador compromete capital no convencional en una jurisdicción donde el gobierno anterior suspendió el programa por política y el actual pretende restaurarlo por política. Lo que cambia ese cálculo es un instrumento de estabilidad con fuerza contractual, y ese es un proceso más largo y más disputado que un decreto de autorización.

Y modelar el caso costa afuera por separado. Los mayores volúmenes de gas descubiertos en Colombia están mar adentro, contenidos por permisos y no por tecnología ni por precio. Para una compañía que sopese su exposición al gas colombiano, el calendario de permisos costa afuera es una variable más determinante que si se autoriza o no el fracking en tierra.

El anuncio del 7 de agosto es un cambio de dirección genuino, y es razonable planificar suponiendo que la dirección se mantiene. No es razonable planificar suponiendo que ya surtió efectos jurídicos. A la fecha de este artículo, no los ha surtido.