Valentina Meneses
Codirectora, División de Energía
AMI
Con la elección de Abelardo de la Espriella como presidente, el sector energético colombiano entra en una ventana de reactivación que no se veía en ocho años. La posición del nuevo presidente ha sido inequívoca durante toda la campaña. En el foro Colombia Genera de la ANDI, en marzo de 2026, lo dijo así: “Vamos a abrirle plenamente la puerta al fracking, a lo que es, una tecnología moderna y responsable bajo regulación rigurosa y disciplina técnica, como corresponde. A Colombia no la pueden condenar al atraso energético por fanatismo”. En Telemedellín lo formuló con menos protocolo: “El gas a lo que dé, fracking corrido”.
Su fórmula vicepresidencial, José Manuel Restrepo Abondano —economista con doctorado de la Universidad de Bath, exministro de Comercio y de Hacienda bajo Duque— detalló el cómo durante la campaña: dos decretos en los primeros días de gobierno, el primero para autorizar nuevos contratos de exploración de gas y petróleo, el segundo para permitir expresamente el fracking. Citó Vaca Muerta y el viraje de Sheinbaum en México, propuso una versión colombiana del RIGI argentino, y declaró que no mantendría a Ricardo Roa en Ecopetrol “bajo ninguna circunstancia”. Los límites territoriales que aclaró: “No se hace en páramos, en áreas protegidas, en la Amazonía, en el Pacífico; se hace en cuencas definidas”.
La pregunta para las empresas del sector no es si De la Espriella firmará esos decretos. Los firmará. La pregunta es qué pasa después del decreto, y específicamente qué tan lejos está la firma del cabezote del primer barril o el primer pie cúbico adicional de producción. La distancia honesta entre una cosa y la otra es uno de los datos más subestimados del debate público.
Las empresas del sector tienen seis semanas hasta la posesión del 7 de agosto para mapear el escenario y posicionarse. Este artículo no describe la campaña que terminó. Mapea el recorrido entre la promesa de campaña y la operación efectiva en territorio, con las trampas conocidas y las menos conocidas, y las preguntas que las empresas con interés en este escenario deben estar respondiéndose ya. Tomamos posiciones analíticas donde el debate tiende a generalizar.
Lo que sí se puede hacer por decreto
El presidente entrante, como suprema autoridad administrativa, tiene potestad reglamentaria suficiente para reactivar el fracking sin ley nueva. La actividad de YNC nunca ha sido prohibida por el Congreso —seis radicaciones del proyecto de prohibición se han hundido entre 2018 y 2025—. El régimen actual comprende el Decreto 3004 de 2013, que define el yacimiento no convencional; la Resolución MADS 0421 de 2014, que fija términos de referencia ambientales; y el Decreto 328 de 2020, que establece los lineamientos para los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII). Todo ese andamiaje sigue vigente.
La sentencia del Consejo de Estado del 7 de julio de 2022, ponencia del Consejero José Roberto Sáchica, negó la nulidad del Decreto 3004 y la Resolución 90341. Unificó jurisprudencia con un argumento que vale la pena recordar: “Una política de cero riesgos no es viable; corresponde al regulador, no al juez, controlar el riesgo”. Con esa sentencia se levantó la moratoria judicial vigente desde 2018. El terreno regulatorio y judicial está habilitado para el nuevo gobierno desde el día uno.
El siguiente nivel de instrumentos del Ejecutivo: instrucción a la ANH para suscribir nuevos contratos E&P y CEPI, instrucción a la ANLA para procesar licencias, cambio de junta directiva y gerencia de Ecopetrol, reforma de la moratoria que mantiene Colombia desde 2023. Todo eso se puede hacer en los primeros 60 a 90 días después de la posesión.
Los nueve contratos relacionados con YNC que ya existen y que serán los primeros en activarse: siete contratos E&P (cuatro de un mismo operador especializado en carbón con presencia histórica en Cesar-Ranchería, dos de un mayor estadounidense, uno de un operador canadiense), más los dos CEPI —Kalé de Ecopetrol y Platero de un mayor estadounidense—. Los bloques suman aproximadamente 849.000 hectáreas con inversiones comprometidas superiores a US$517 millones. Aquí está el punto de partida realista de la reactivación: no son proyectos por construir desde cero, son proyectos en pausa.
Lo que no se hace por decreto
Aquí empieza la parte que las propuestas de campaña suelen omitir. Entre la firma del decreto y la perforación efectiva hay un recorrido que combina derecho ambiental, derecho de consulta previa, derecho administrativo, y el factor menos predecible: licencia social.
Consulta previa
Las áreas con potencial YNC en el Valle Medio del Magdalena y en Cesar-Ranchería tienen presencia de comunidades étnicas. El piloto Kalé fue suspendido en abril de 2022 por un juzgado de Barrancabermeja, por violación a la consulta previa de Afrowilches; el Tribunal Administrativo de Santander revocó esa decisión en junio del mismo año, pero el precedente está sentado. No hay forma de saltarse la consulta. No hay decreto presidencial que sustituya el proceso del Ministerio del Interior. Y los tiempos de consulta previa en proyectos de hidrocarburos en Colombia oscilan entre 18 y 36 meses cuando todo fluye, y más cuando hay litigio paralelo.
Licencia ambiental
Aunque el régimen normativo permite el fracking, cada proyecto específico requiere su licencia por parte de la ANLA. La Resolución 00648 del 25 de marzo de 2022 otorgó la licencia para Kalé; cualquier proyecto nuevo o reactivado requiere su propio trámite. La ANLA tiene tiempos formales, pero también tiene capacidad operativa limitada y sensibilidad política. Un cambio de gobierno cambia el tono, no elimina el trámite.
Litigio ambiental
La sentencia de 2022 unificó jurisprudencia en favor del régimen, pero no inmunizó al sector frente a acciones populares, tutelas territoriales y nuevos recursos. La sentencia C-035 de 2016 declaró inexequibles las cláusulas que permitían continuidad en páramos, y la SU-095 de 2018 cerró la puerta a las consultas populares municipales como mecanismo de veto. Pero las herramientas judiciales contra proyectos específicos —no contra el régimen general— siguen disponibles para quienes se opongan, y se usarán desde el primer día.
Licencia social en territorio
Puerto Wilches es el caso de referencia. Las movilizaciones contra los pilotos llevaron a Ecopetrol —presidida entonces por Felipe Bayón— a solicitar en septiembre de 2022 la suspensión de Kalé y Platero por 90 días, y eventualmente a abandonar los planes en 2023. Bayón lo formuló así: “Pisamos el freno con los no convencionales. Estamos deshaciendo lo que habíamos avanzado”. Esa salida no fue por decreto presidencial: fue por evaluación de riesgo operativo y reputacional del operador.
Nuestra primera posición: Puerto Wilches no es una anécdota desafortunada, es el guión que se va a repetir. Cualquier proyecto en la zona del Magdalena Medio enfrenta una infraestructura local de oposición organizada, con apoyo nacional e internacional de ONG ambientales, capacidad de litigio sofisticada y experiencia operativa demostrada. El cambio de gobierno facilita la reentrada regulatoria pero no elimina la oposición territorial. Los actores que se movilizaron en 2022 siguen ahí, han ganado experiencia, y vienen mejor preparados para la segunda ronda. Cualquier operador que asuma que “esta vez será distinto porque hay otro presidente” no ha leído el caso.
El apetito real de los operadores: la variable que define el ritmo
Existe una asunción implícita en la narrativa de la apertura: que si el Estado abre, las empresas entran. La evidencia reciente sugiere que esa asunción merece ser cuestionada de manera directa.
Una mayor europea con presencia histórica en offshore colombiano vendió su participación en lo que la prensa identificó como “el descubrimiento de la década” y salió del país en 2024. Ecopetrol abandonó sus planes de fracking en 2023 sin que ningún decreto se lo exigiera. Los contratos E&P vigentes a 30 de abril de 2026 son 170, y según análisis del sector “no hay mayor interés por parte de las empresas por hacerse a estos contratos con una perspectiva de riesgo geológico mucho más alto”. Los operadores han estado votando con los pies hace años.
Nuestra segunda posición: los gremios del sector —ACP, Naturgas, Campetrol, ACIPET y las demás organizaciones que firmaron el documento conjunto “Hidrocarburos para el desarrollo de Colombia” en mayo de 2026— están haciendo una lectura selectiva del problema. La narrativa de los gremios pone toda la causa del estancamiento en el lado de la política pública. Esa lectura es parcialmente correcta y mayoritariamente insuficiente. Hay un segundo factor que pesa al menos tanto: el cálculo individual de los operadores, que incluye no solo el régimen actual sino el ciclo político esperado, el costo de capital comparado, el peso de compromisos ESG, la disponibilidad de mejores oportunidades en otros mercados, y la experiencia acumulada en Colombia con licencia social, judicialización y rotación regulatoria.
El operador internacional que evaluó entrar a Colombia en 2018, lo intentó en 2019-2022 y vio el péndulo regulatorio cambiar dos veces en menos de seis años, no es el mismo operador que ahora va a leer un decreto y mandar equipos. Va a leer el decreto, evaluar la sostenibilidad política, modelar el escenario de 2030 con un eventual cambio de gobierno, y descontar el cálculo de inversión por riesgo país. La probabilidad de que un proyecto de YNC en Colombia recupere capital antes de un nuevo ciclo electoral es ya difícil; con un período presidencial de cuatro años y ciclos de inversión que requieren entre 8 y 15 años para break-even, el operador racional pedirá o garantías estructurales —que requieren ley, no decreto— o un descuento de precio significativo. El nuevo gobierno va a recibir esas peticiones en los primeros meses.
El exministro Diego Mesa advirtió que prohibir el fracking generaría “un litigio complejo ante estrados internacionales”, reconociendo implícitamente que los contratos vigentes tienen valor jurídico. Pero esa misma lógica funciona en reversa: el operador internacional que evalúa entrada lee no solo el gobierno actual sino el ciclo. Vaca Muerta tiene un break-even alrededor de US$40-50 por barril; las cuencas colombianas con potencial probado están menos exploradas y los costos de desarrollo son mayores, al menos inicialmente.
Nuestra tercera posición: la analogía con Vaca Muerta —recurrente en el discurso de Restrepo— es ilusoria. Vaca Muerta funcionó por una combinación específica que Colombia no replica: una sola cuenca con certeza geológica masiva (no ocho con dos avanzadas), un operador nacional (YPF) que subsidió desarrollo temprano con respaldo del Estado, una coalición política transversal que sobrevivió múltiples cambios de gobierno —Macri, Fernández, Milei— sin alterar el régimen estructural, y una fuerza laboral ya formada. El Real Instituto Elcano, en análisis de noviembre de 2025, fue explícito: Vaca Muerta es “más una excepción que un referente”. Citar Vaca Muerta como inspiración es legítimo retóricamente; tomarla como hoja de ruta replicable es un error de análisis que el nuevo gobierno haría bien en evitar.
El factor Ecopetrol
Restrepo fue claro durante la campaña: cambio inmediato de junta directiva y gerencia. La pregunta operativa es qué Ecopetrol resulta de ese cambio. La compañía cerró 2025 con utilidades de 9 billones de pesos, 39,5% por debajo de 2024 y el peor resultado desde la pandemia. Antes del gobierno Petro, en 2022, la cifra había sido cercana a 33 billones. La narrativa de De la Espriella es “recuperar a Ecopetrol”, duplicar producción a 1,3 millones de barriles diarios, estimar entre 15 y 20 billones adicionales en regalías.
Ejecutar esa narrativa implica decisiones específicas y difíciles: ¿se mantiene la operación en Permian o se concentra el portafolio en Colombia? ¿Se reactiva exploración offshore con socios o se prioriza onshore convencional? ¿Cuál es la relación con Petrobras en Sirius, que es un activo clave independientemente del color político del gobierno? ¿Qué pasa con las inversiones en transición que la compañía ha venido haciendo? ¿Cómo se reestructura una compañía con sindicato fuerte y narrativa pública compleja en los primeros 18 meses sin generar paros operativos?
La USO decidió no apoyar a Cepeda en mayo de 2026, defendiendo el negocio tradicional como 86% de los ingresos. Eso puede leerse como ventana de oportunidad para el nuevo gobierno, pero la relación entre cualquier gobierno y un sindicato con la fuerza histórica de la USO requiere construcción —no es un cheque en blanco—. El proceso de “recuperar Ecopetrol” pasa por una negociación laboral que tendrá que ocurrir en los primeros 100 días.
El Congreso: la variable que define el horizonte
El Congreso instalado el 20 de julio de 2026 es decisivo en dos sentidos distintos para el nuevo gobierno.
Primero, para sostener la reactivación. Las medidas administrativas son reversibles por el siguiente gobierno. Para dar estabilidad jurídica a la apertura —y particularmente para implementar una versión colombiana del RIGI argentino que ofrezca incentivos tributarios estables a la inversión— se necesita ley del Congreso. Sin ley, el inversionista grande lee el horizonte como de cuatro años, no de los 15 a 20 que requiere un proyecto de YNC para recuperar capital. Este es el verdadero cuello de botella político del nuevo gobierno, y casi nadie lo está nombrando.
Segundo, para defender la apertura. Una séptima radicación del proyecto de prohibición del fracking es prácticamente segura. Las seis radicaciones previas han fracasado por la Comisión Quinta de la Cámara, donde el proyecto se ha hundido por falta de agendamiento. La composición de la Comisión Quinta del nuevo Congreso es la variable crítica, y es información que se conocerá solo después del 20 de julio.
Nuestra cuarta posición: el debate público está leyendo el nuevo gobierno como si la presidencia fuera suficiente. No lo es. Sin mayorías favorables en Comisión Quinta y sin una ley marco que dé estabilidad, lo que se construye por decreto se desmonta por decreto. La verdadera pregunta que las empresas con interés en proyectos de horizonte largo deben hacerse no es “¿qué hace De la Espriella?” sino “¿qué Congreso queda?”
ESG y financiamiento: la restricción menos visible
Hay un factor estructural que cambió desde la última gran oleada de inversión petrolera en Colombia y que el debate de campaña no mencionó. Los bancos comerciales internacionales con presencia en Latam tienen compromisos ESG públicos que limitan financiamiento a proyectos de combustibles fósiles no convencionales. Los bancos multilaterales tienen restricciones formales. Los fondos de inversión con mandato ESG —que son la mayoría de los grandes fondos institucionales hoy— no pueden financiar greenfield YNC.
Esto no significa que no haya capital disponible. Significa que el capital disponible viene de un conjunto más estrecho, con costos más altos y con condiciones más exigentes que hace diez años. Para proyectos individuales de tamaño medio, el operador termina financiando con capital propio o con deuda de bancos regionales menos exigentes pero más caros. Para proyectos grandes que requieren financiamiento internacional sindicado, la estructuración es materialmente más compleja.
Esto va a sorprender a actores del sector colombiano acostumbrados a estructuras de financiamiento más simples. El régimen interno puede ser favorable, el régimen externo puede no serlo. El nuevo gobierno tendrá que articular una estrategia de relación con bancos internacionales y multilaterales que vaya más allá del entusiasmo doméstico por la apertura.
Mapa de actores: quién entra, quién acelera, quién espera
Operadores con contratos YNC vigentes son los primeros en el cuadrante de oportunidad. Los contratos están firmados, las inversiones están comprometidas. La pregunta operativa es licencia social y consulta previa, no licencia regulatoria. Tres de los operadores con contratos E&P son empresas grandes internacionales con capacidad técnica y financiera para reactivar rápidamente; uno tiene perfil más local y trayectoria distinta. La diferencia entre ellos en velocidad de respuesta no es menor.
Operadores internacionales evaluando entrada son los que mejor leen el ciclo político y los que más valoran la estabilidad. Lo que pidan para entrar en serio será un paquete que va más allá del decreto: contratos estables, régimen fiscal definido, acompañamiento del Estado en consulta previa y licencia social, ley marco con respaldo del Congreso. La negociación entre operadores internacionales y el nuevo gobierno en los primeros 100 días va a ser una de las dinámicas más definitorias del cuatrienio.
Empresas de servicios petroleros internacionales llevan años en standby u operación reducida. La reactivación significa reactivar capacidad instalada que ha venido migrando a otros mercados. La velocidad de respuesta depende de qué tan creíble se vea la apertura no solo por decreto sino por proyectos efectivamente en construcción. La cadena local agrupada en Campetrol está mejor posicionada para reactivar rápido.
Sector midstream y gas tiene un escenario distinto. Si el gas no convencional efectivamente entra, la lógica de importación se modera. Pero esa entrada toma años, y mientras tanto la infraestructura de importación sigue siendo necesaria. El sector necesita planificar para ambos escenarios simultáneamente.
Gremios pasan de oposición a interlocución, pero también de demanda a corresponsabilidad. Lo que pidan, se les puede pedir defender ante una opinión pública dividida.
El sector de energía renovable no es enemigo natural del nuevo gobierno. Restrepo planteó “diversificación de la matriz energética” e incluyó renovables, hidráulica, térmica, nuclear SMR. La pregunta es ritmo y prioridad de capital. La subasta de largo plazo lanzada por el gobierno saliente se ejecutaría antes del cambio, pero los contratos arrancan en 2030 —ya en el cuatrienio entrante—.
Sector industrial intensivo en gas tiene un escenario favorable en el mediano plazo si el gas no convencional entra. Mientras tanto, mismas decisiones de cobertura que en cualquier escenario.
Inversionistas financieros y multilaterales son donde el escenario se vuelve más complejo. La narrativa de apertura es atractiva para parte del capital, pero los financiadores ESG y multilaterales tienen mandatos que se mueven en sentido contrario. La estructuración financiera de proyectos YNC en Colombia bajo el nuevo gobierno va a ser más exigente, no menos.
Las preguntas que las empresas tienen seis semanas para responder
Hasta el 7 de agosto, el nuevo equipo de gobierno está conformando gabinete, definiendo prioridades de los primeros 100 días, y recibiendo a interlocutores del sector privado. Este es el momento de mayor permeabilidad. Las preguntas que importan:
- ¿Cuál es la estrategia de licencia social para los proyectos en Puerto Wilches y la cuenca del Magdalena Medio? ¿Quiénes son los stakeholders que hay que sentar a la mesa antes —no después— de anunciar reactivación?
- ¿Cuál es el calendario realista entre firma de decreto, expedición de licencia ambiental nueva, finalización de consulta previa y primer pozo perforado? Las experiencias internacionales sugieren rangos; la realidad colombiana ha mostrado que los rangos optimistas no se cumplen.
- Para operadores internacionales: ¿qué paquete de garantías —fiscales, regulatorias, contractuales— hace el cálculo viable en un horizonte de 15 a 20 años con ciclo político de 4?
- Para servicios petroleros: ¿cómo se dimensiona la capacidad instalada para una reactivación que puede ser real o puede ser parcial, sin excederse en los compromisos y sin perder posición?
- ¿Cuál es la composición probable de la Comisión Quinta de Cámara post 20 de julio, y qué señales se requieren del Ejecutivo para que el Congreso se mueva en la dirección que el sector necesita?
- Para Ecopetrol y sus contrapartes: ¿qué junta directiva resulta viable políticamente, cuál es el perfil del presidente que reemplaza a Roa, y qué cambia eso en la relación con socios internacionales?
- ¿Cuál es la estrategia frente a litigio ambiental y de consulta previa, en un escenario donde la judicialización es prácticamente segura aun con régimen favorable?
- ¿Cómo se estructura financiamiento de proyectos de horizonte largo en un ecosistema bancario internacional con restricciones ESG crecientes?
Cierre
La promesa de “fracking corrido” en campaña fue relativamente simple de hacer. Convertirla en barriles efectivamente producidos en 2027, 2028 y 2029 es un proceso que requiere navegar simultáneamente regulación, consulta previa, licencia social, capacidad operativa de la ANLA, calendario judicial, apetito de inversión, restricciones de financiamiento internacional, y una opinión pública dividida. El decreto es el comienzo, no el final. Cualquier lectura del nuevo gobierno que asuma que la presidencia resuelve el problema operativo no está leyendo el sector, está leyendo el discurso.
Para las empresas, esto significa que el cambio de gobierno no se traduce automáticamente en operación. Se traduce en una ventana de oportunidad que requiere ejecución precisa, con timing, secuencia y stakeholders bien gestionados. Las empresas que mejor leyeron el escenario 2018-2022 con la Comisión de Expertos y los PPII, y las que mejor ejecutaron consulta previa en proyectos complejos, son las que mejor posición tienen ahora. Las que asuman que el decreto resuelve el problema operativo van a aprender, otra vez, que no es así. Las primeras seis semanas hasta el 7 de agosto, y los primeros 100 días después, son el período en que se define la postura empresarial frente al cuatrienio.
En Americas Market Intelligence acompañamos a empresas del sector energético en América Latina exactamente en este tipo de transiciones: cuando una promesa política se convierte en proyecto operativo, cuando la licencia regulatoria no equivale a licencia social, y cuando el éxito depende de anticipar el siguiente paso del Estado, del territorio y del competidor.
Si su organización está mapeando cómo posicionarse para la ventana que se abre el 7 de agosto, conversemos.
Este artículo se basa exclusivamente en declaraciones públicas documentadas durante la campaña presidencial, proyectos de ley con radicación oficial, jurisprudencia del Consejo de Estado y la Corte Constitucional, datos oficiales de la ANH, MME, MADS, ANLA y Ecopetrol, y pronunciamientos en medios de referencia (Bloomberg Línea, Telemedellín, Portafolio, El Tiempo, El Espectador, Infobae, La Silla Vacía, Real Instituto Elcano, Fundación Heinrich Böll). Las posiciones analíticas marcadas son juicio editorial de los autores.
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