La república de Argentina se convirtió en referente regional de hidrocarburos no convencionales con Vaca Muerta.
Argentina ya produce más petróleo que Colombia: lo que puede aprender el país andino de Vaca Muerta y el fracking.
Colombia abre la puerta al fracking: estas son las razones por las que se guía de la experiencia de Argentina.
Países de América Latina como Colombia miran la experiencia de Argentina con el fracking como una referencia para definir sus propias políticas sobre el desarrollo de hidrocarburos no convencionales.
En Latinoamérica, Argentina es visto como el principal referente de desarrollo comercial de hidrocarburos no convencionales, particularmente en la formación Vaca Muerta.
Argentina superó a Colombia en la producción de petróleo al cierre de 2024. Mientras que la industria petrolera en Colombia terminó diciembre de 2024 con 755.469 barriles de petróleo diarios, Argentina contabilizó 765.600 barriles de petróleo por día.
Ahora, Colombia, bajo el gobierno del ultraderechista Abelardo De la Espriella, busca seguir los pasos de Argentina y aprender de las medidas que ha implementado su industria.
La experiencia argentina demuestra que el desarrollo de recursos no convencionales requiere mucho más que disponer de un buen recurso geológico, dijo a Bloomberg Línea el analista del sector Juan David Orozco Montoya, un veterano ingeniero de petróleos colombiano.
Según explicó el analista, quien durante más de 27 años hizo parte de la firma Halliburton (HALL) como country manager en Colombia y Argentina, para desarrollar el fracking se requiere contar con tecnología, capital, infraestructura, talento especializado, regulación estable y capacidad institucional.
En su opinión, Vaca Muerta, la gigantesca formación de hidrocarburos no convencionales de Argentina, evidencia la importancia del aprendizaje operacional.
Orozco Montoya señaló que la productividad ha mejorado mediante laterales horizontales más extensos, optimización de las etapas de fracturamiento, reducción de tiempos de perforación y completamiento y estandarización de diseños.
Asimismo, indicó que el crecimiento de la producción también exige desarrollar infraestructura de transporte, almacenamiento, procesamiento, vías, servicios públicos y capacidad logística. Estos elementos pueden convertirse en cuellos de botella si no evolucionan al mismo ritmo que la producción, dijo el analista Orozco Montoya.
Para Colombia y México, ahondó, la principal lección es que las decisiones deben apoyarse en información geológica, ambiental, económica y social obtenida mediante estudios, pilotos, monitoreo y evaluación independiente. Esto permite avanzar desde el debate general hacia decisiones sustentadas en evidencia.
Sobre el caso específico colombiano, destaca su potencial en los yacimientos no convencionales, pese a las actuales trabas legales.
Señala que la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH),entidad adscrita al Ministerio de Minas y Energía, reconoce estos recursos y ha estudiado aspectos relacionados con agua, sismicidad, integridad de pozos y gestión ambiental.
Sin embargo, Colombia no ha alcanzado todavía una fase de desarrollo comercial porque ni siquiera ha podido realizar sus pozos piloto de investigación integral comparable con Argentina. El Consejo de Estado tiene un fallo en el que debería permitir proceder a realizarlos de manera rápida.
Desde la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios de Petróleo, Gas y Energía (Campetrol) consideran que para aprovechar este potencial se requerirá estabilidad regulatoria, estándares ambientales y condiciones que promuevan la inversión.
El marco legal en Colombia
José Luis Palacios, socio del área de Energía y Recursos Naturales del bufete Pérez-Llorca Colombia, dice que el fracking en Colombia no se encuentra prohibido y goza de viabilidad legal y regulatoria desde un punto de vista petrolero (pendiente de la adopción de las guías técnicas ambientales para desarrollar la práctica).
El nuevo Gobierno del ultraderechista Abelardo de la Espriella ha manifestado su interés de permitir dicha actividad una vez se posesione.
Palacios detalló que el frente legal obligatorio y único permitido por la jurisprudencia actual es la reanudación y estricto cumplimiento de los Proyectos Piloto Integrales de Investigación (PPII).
El Consejo de Estado fue claro al advertir que la suspensión de las normas no impide realizar estos pilotos, siempre y cuando se hagan ‘siguiendo de manera estricta las recomendaciones hechas por la Comisión Interdisciplinaria Independiente de Expertos’, anotó.
Esto abre un escenario complejo de cumplimiento de tres etapas legales (condiciones previas, concomitante y evaluación), que incluye la creación de comités científicos y levantamiento de líneas base, todo antes de poder siquiera debatir la fase comercial.
Desde Pérez-Llorca Colombia señalaron que para lograr una viabilidad comercial, desde el derecho administrativo y constitucional se requerirían, como mínimo, los siguientes hitos concurrentes:
Culminación exitosa de los PPII: superar las fases de los Proyectos Piloto, lo cual exige generar capacidad institucional, definir la línea base hidrogeológica, identificar y compensar por los impactos generados y obtener explícitamente la licencia social para la explotación.
Derrota o archivo legislativo: que no prospere en el Congreso el proyecto de ley que busca la prohibición definitiva de la explotación de Yacimientos No Convencionales.
Publicación de guías ambientales. con dichas guías (acto administrativo) se viabilizaría el otorgamiento de licencias ambientales para el desarrollo de los PPII y eventualmente de otros proyectos de esta naturaleza.
El potencial que explora Colombia
Según datos de la Secretaría de Energía de Argentina, reseñados por Campetrol, en junio de 2026 el país alcanzó una producción de 894.000 barriles diarios de petróleo y alrededor de 5.600 millones de pies cúbicos diarios de gas natural.
Se estima que el 68% del petróleo y el 63% del gas producido provienen de yacimientos no convencionales.
En el mismo período, Colombia produjo unos 713.000 barriles diarios de petróleo y 704 millones de pies cúbicos diarios de gas natural comercializado.
Es decir, Argentina produjo un 25% más petróleo y ocho veces más gas que Colombia, consolidándose como uno de los principales productores de hidrocarburos de América Latina gracias al desarrollo de sus recursos no convencionales, según Campetrol.
El desarrollo de Vaca Muerta ha impulsado la creación de una cadena de valor industrial alrededor del sector energético.
De acuerdo con el Ministerio de Economía de Argentina, el crecimiento de Vaca Muerta permitió que el país registrara un superávit comercial energético de US$2.684 millones durante el primer cuatrimestre de 2025, revirtiendo años de dependencia de importaciones energéticas.
Esta transformación ha sido posible gracias a la combinación de varios factores: continuidad en la política energética, reglas claras para la inversión, incorporación permanente de tecnología, desarrollo de infraestructura de transporte y procesamiento, y una articulación efectiva entre el Gobierno, las empresas y las comunidades, respondieron voceros de Campetrol en una nota.
En visión de la entidad, la principal lección es que el éxito no depende únicamente del recurso geológico, sino de la capacidad institucional para desarrollar estos proyectos con estabilidad regulatoria y rigor técnico.
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El camino que mostró Argentina
Campetrol considera que los yacimientos no convencionales representan una oportunidad estratégica para América Latina.
Defiende que estos yacimientos permiten aprovechar recursos propios para fortalecer la seguridad y la soberanía energética, reducir la dependencia de importaciones y mejorar la competitividad económica.
La experiencia argentina demuestra ese potencial, reforzó la entidad en la nota.
En el caso de Argentina, el Gobierno continúa impulsando inversiones para ampliar la infraestructura de transporte y exportación de petróleo y gas, incluyendo oleoductos, gasoductos y proyectos de gas natural licuado (GNL).
Según explica Campetrol, este desarrollo también ha requerido una visión de largo plazo.
Cifras de la consultora McKinsey & Company, citadas por Campetrol, indican que para sostener el crecimiento proyectado de Vaca Muerta será necesario incorporar entre 15 y 25 nuevos taladros de alta especificación durante los próximos cinco años.
Asimismo, se requerirá incrementar la inversión anual en perforación y completamiento y fortalecer toda la cadena de suministro.
En 2024, Tecpetrol, YPF (YPF) y Shell Argentina (SHEL) conformaron la mesa de desarrollo Redes de Valor, una iniciativa orientada a fortalecer la competitividad de las pequeñas y medianas empresas proveedoras, mejorar la productividad, promover la innovación y desarrollar talento local.
Según las compañías, este espacio busca generar sinergias entre los programas de desarrollo de proveedores, fortalecer la infraestructura regional y consolidar una red de empresas locales más competitiva.
Tecpetrol destacó que, a través de su programa ProPymes viene acompañando el fortalecimiento de proveedores locales mediante capacitación, transferencia de conocimiento, mejoras en productividad y desarrollo tecnológico, con el objetivo de incrementar la participación de las empresas nacionales en la cadena de suministro de Vaca Muerta.
Esta estrategia también ha sido respaldada por el Estado argentino.
El Programa de Fortalecimiento de la Cadena Nacional Hidrocarburífera, liderado por el Gobierno y YPF, busca mejorar la competitividad de más de 5.000 pymes proveedoras, promover la sustitución de importaciones, incorporar tecnología y fortalecer las capacidades productivas nacionales.
Campetrol subraya que los resultados ya comienzan a reflejarse en las regiones donde se desarrolla Vaca Muerta.
Por ejemplo, dice que el Gobierno de Río Negro reportó que solo en el primer trimestre de 2026 los grandes proyectos energéticos generaron US$15.902 millones en compras a proveedores locales, con 103 empresas rionegrinas ya integradas a la cadena de suministro y 479 firmas registradas para participar en los nuevos desarrollos energéticos.
En este contexto, Campetrol cree que en Colombia el desarrollo de los yacimientos no convencionales podría impulsar el crecimiento de las pymes proveedoras, atraer inversión, generar empleo y promover el desarrollo económico en las regiones donde se ejecutan los proyectos.
En particular, detalla que regiones como Puerto Wilches y Barrancabermeja podrían ser algunas de las principales beneficiarias de un eventual desarrollo de los yacimientos no convencionales, dado el alto potencial identificado en el Valle Medio del Magdalena.
Se estima que estos recursos en el Colombia podrían aportar cerca de 8.234 millones de barriles de petróleo y 167.000 giga pies cúbicos de gas natural, equivalentes a cuatro veces las reservas probadas de petróleo y cerca de 70 veces las reservas actuales de gas del país.
Daniel Salazar Castellanos – Bloomberg Línea