Colombia volvió a discutir el fracking con el tono de quien retoma una conversación interrumpida.
Durante cuatro años, la administración de Gustavo Petro congeló los yacimientos no convencionales y el país dejó de firmar contratos de exploración. Con Abelardo De la Espriella en la presidencia desde el 7 de agosto, la agenda cambió de signo, y la pregunta que circula ahora en el sector es quién perfora el primer pozo y con qué conocimiento.
En esa conversación, la Argentina aparece una y otra vez. Vaca Muerta funciona como referencia técnica, como argumento comercial y, en el caso de GeoPark, como plataforma concreta: la compañía opera en la cuenca neuquina y dice que buena parte del sentido estratégico de ese activo pasa por llevar el oficio de regreso a Colombia.
Ecopetrol, con presidente nuevo y los pilotos desarmados
El punto de partida es institucional. El directorio de Ecopetrol designó por unanimidad a Joaquín Gutiérrez Caballero como presidente de la compañía, con asunción el 28 de septiembre, según informó la petrolera a la Comisión de Valores de los Estados Unidos (SEC, por sus siglas en inglés). Entre las prioridades que el directorio le fijó figura mejorar el vínculo con el Estado, las comunidades locales y los inversores, un mandato que en Colombia es inseparable de cualquier plan no convencional.
Gutiérrez hereda una carpeta que quedó desarmada. Los dos Proyectos Piloto de Investigación Integral del Magdalena Medio, Kalé y Platero, ambos en Puerto Wilches (Santander), nacieron como Contratos Especiales de Proyecto de Investigación con la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), un formato que habilitaba estudiar la técnica y que no autorizaba la explotación comercial. La ANH los aprobó en marzo de 2021 con inversiones conjuntas por unos u$s 130 millones. Kalé era de Ecopetrol; Platero, de ExxonMobil.
Ninguno llegó a perforar. Ecopetrol desistió del licenciamiento de Platero, la Corte Constitucional condicionó la continuidad de los pilotos a una consulta previa con la comunidad afrodescendiente Afrowilches y, finalmente, las dos compañías acordaron con la ANH la terminación anticipada de los contratos. ExxonMobil y ConocoPhillips, que también tenía contratos no convencionales en el Valle Medio, salieron del negocio en el país.
La geología sigue en el mismo lugar. El Magdalena Medio concentra, según estimaciones de Ecopetrol, cerca del 56% de los recursos no convencionales de Colombia, un dato que Shale24 repasó cuando el cambio de gobierno puso el fracking del Magdalena Medio de vuelta en el tablero.
Drummond, el calendario más concreto
Si Ecopetrol tiene la roca con más líquidos, Drummond Energy tiene los contratos más avanzados en papel. La compañía, conocida en Colombia por su negocio carbonífero, es titular ante la ANH de los contratos CR2 y CR3, firmados en diciembre de 2016 y hoy en fase exploratoria suspendida, y del CR4, suscripto en diciembre de 2023 y en fase cero. A esos se suma el contrato Adicional La Loma, que la ANH suspendió en abril de 2018. Los cuatro están en la cuenca Cesar-Ranchería, entre los departamentos de Cesar y La Guajira.
El objetivo es la formación La Luna, la misma roca generadora que aparece en el Magdalena Medio. La diferencia es de fluido: en Cesar-Ranchería domina el gas, en el Magdalena Medio el petróleo. Drummond se fijó 2027 como año para iniciar la perforación, y en el sector se repite que la reactivación de sus contratos depende de señales de estabilidad jurídica y fiscal de largo plazo.
GeoPark y el oficio aprendido en Neuquén
GeoPark entra a la carrera por otra puerta. Tiene algo que ninguno de los otros dos jugadores exhibe hoy en la región: pozos horizontales fracturados en operación propia. Sobre el no convencional colombiano, la compañía dijo a sus inversores que está evaluando la oportunidad.
"Desde GeoPark, no me quiero tomar la vocería de la industria, pero estamos listos. Estamos listos para acompañar en este desarrollo de los no convencionales", dijo su CEO, Felipe Bayón, durante el congreso de la industria petrolera realizado en Bucaramanga el 22 de septiembre.
El argumento tiene respaldo en su propia presentación ante inversores. En la conferencia de resultados del segundo trimestre, Bayón explicó que una de las razones estratégicas de la apuesta en Vaca Muerta es "traer parte de esa experiencia y ese conocimiento de vuelta a Colombia", y puso como credencial el ritmo de ejecución: la compañía pasó "de recibir la operación a fracturar en nueve meses", con pozos perforados en el medio. "Si hay nuevas rondas para no convencionales, obviamente las vamos a mirar", agregó.
La relación entre los dos países ya funciona en la otra dirección. GeoPark produjo en Colombia 25.871 barriles equivalentes diarios en el segundo trimestre y usa ese flujo para financiar su inversión de u$s 80 a 100 millones en Vaca Muerta durante 2026. En Loma Jarillosa, el shale neuquino le devuelve algo que la caja colombiana no puede comprar en su propio país: práctica de campo. Bayón ya había descripto a la cuenca como la plataforma para construir capacidades de largo plazo que luego podrían trasladarse al Magdalena Medio.
La estructura de control de la compañía también cambió de manos, y hacia Colombia. El grupo de Jaime Gilinski, que desembolsó u$s 155,95 millones en efectivo entre marzo y abril para llegar al 27,9% del capital, pasará a controlar GeoPark al recibir unos 42,1 millones de acciones nuevas a u$s 12,22 a cambio del vehículo que controla el bloque Bare, en la Faja del Orinoco. Con esa operación, su participación subirá al 56,3%, con margen para llegar al 58,4%. En paralelo, en la ronda neuquina, GeoPark ofreció un bono de acceso de u$s 60,5 millones por Corralera Noreste, 16 veces más que la oferta rival. Con un accionista colombiano al mando, crudo pesado venezolano en carpeta y shale en dos cuencas posibles, la discusión sobre dónde va el próximo dólar de la compañía suma un frente más.
Dos arquitecturas distintas para la misma roca
La comparación con la Argentina tiene un límite que las propias compañías conocen. En Neuquén, los recursos son de la provincia, que otorga concesiones de explotación no convencional de hasta 35 años, y los proyectos de mayor escala pueden sumar la estabilidad fiscal, cambiaria y aduanera de 30 años que ofrece el RIGI. El sector proyecta cerrar 2026 con cerca de 28.000 etapas de fractura en la formación.
En Colombia, la cadena es nacional y tiene más eslabones: contrato con la ANH, licencia ambiental ante la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA), consulta previa cuando hay comunidades étnicas en el área y un escrutinio judicial que ya pasó por la Corte Constitucional y el Consejo de Estado. El marco técnico vigente es el Decreto 3004 de 2013 y la Resolución 90341 de 2014 del Ministerio de Minas y Energía, que el Consejo de Estado validó en julio de 2022. En sentido contrario, el gobierno saliente radicó el 20 de julio en el Senado el Proyecto de Ley 011 de 2026, que busca prohibir la técnica y fija un régimen de transición para los contratos vigentes.
Esa es la distancia real entre las dos cuencas. La roca se parece, la curva de aprendizaje se puede importar y el equipo humano ya existe en Añelo; lo que Colombia tiene que construir es el andamiaje que permita que un pozo pase de la licencia a la fractura sin volver a detenerse en el camino.
En noviembre de 2022, como presidente de Ecopetrol, Bayón anunció que la estatal deshacía los acuerdos con ExxonMobil sobre Kalé y Platero: "Estamos actuando de manera congruente y coherente con ese mensaje de que no haremos no convencionales en Colombia". Cuatro años después, el ejecutivo que anunció aquel repliegue se ofrece para el Magdalena Medio con un oficio aprendido a casi 5.000 kilómetros, en la roca neuquina.