Introducción
A nivel mundial, la matriz primaria continúa dominada por los hidrocarburos. Según la Agencia Internacional de Energía (AIE), en 2023 el petróleo y sus derivados aportaron 30,2% del suministro, el carbón 27,8% y el gas natural 22,7%. En Colombia, la dependencia es mayor: el petróleo, sus derivados y el gas superan el 60% del suministro, y el agua tiene una relevancia distintiva en generación eléctrica. Este contexto, junto con el crecimiento proyectado de la demanda, la reducción de reservas y la creciente dependencia de importaciones de gas y combustibles derivados, plantea un reto central: ¿cómo asegurar abastecimiento y precios razonables mientras se cumplen los compromisos del Acuerdo de París? Para resolver esta pregunta, Este artículo revisa tendencias globales y nacionales, contrasta demanda con reservas y producción, y analiza la necesidad de reactivar la fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales y de reanudar contratos de exploración y producción (E&P). Lo anterior con el fin de equilibrar los tres pilares del trilema energético del Consejo Mundial de Energía: seguridad energética, asequibilidad y sostenibilidad.
Evolución de la matriz energética, compromisos multilaterales y tendencias de la transición
Con corte al 2023, el suministro de energía primaria provenía del petróleo y los combustibles derivados en un 30,2%, seguido por el carbón con 27,8% y el gas natural el 22,7%. El consumo de estos tres energéticos ha tenido una tendencia creciente y constante desde el año 2000.
En el año 2015 se consolidaron dos hitos a nivel multilateral frente al cambio climático y la evolución de la matriz energética: (i) el Acuerdo de París, que insta a mantener el aumento de temperatura por debajo de 2 °C —idealmente 1,5 °C— mediante compromisos de reducción de emisiones las contribuciones nacionales determinadas[2]; y (ii) la Agenda 2030, cuyo Objetivo 7 busca energía asequible, segura y sostenible[3]. Esta visión converge con el trilema energético: garantizar seguridad del suministro (autosuficiencia y menor dependencia de importaciones), asegurar asequibilidad (cobertura y precios razonables) y avanzar en sostenibilidad (descarbonización) [4].
La hoja de ruta “Net Zero by 2050” de la AIE propone cinco pilares: (i) inversión en eficiencia energética y cambio de comportamiento para reducir consumo; (ii) electrificación con renovables (hidráulica, solar, eólica, biomasa, geotermia) apoyadas por almacenamiento; (iii) expansión del hidrógeno de bajo carbono en industria y su mezcla en redes de gas; (iv) mayor uso de bioenergía moderna (biomasa para electricidad, biocombustibles, biogás/biometano); y v) captura, utilización y almacenamiento de carbono (CCUS). La AIE subraya, además, que el sector de petróleo y gas puede reducir emisiones electrificando operaciones con renovables e incorporando CCUS[5].
Daniel Yergin advierte que el problema del cambio climático es global pero la respuesta de cada país deberá corresponder a su situación particular. Así, en el proceso de transición energética los “países en vía de desarrollo enfrentarán dificultades para encontrar un balance entre las bajas emisiones de carbono y la necesidad de soluciones energéticas de bajo casto para promover el crecimiento económico”[6]. El propio Acuerdo de París en su artículo 4 reconoce esfuerzos diferenciados de países en desarrollo que, con el tiempo, deberían ampliar metas de mitigación según sus circunstancias[7].
La transición energética en Colombia en medio de la pérdida de la autosuficiencia de los principales energéticos
La matriz primaria de Colombia difiere de la mundial. Petróleo y derivados representan 41,3% (frente a 30,2% global) y gas natural 21,4%. El agua aporta 10,1% (muy por encima del 2,4% global)[8].
La demanda energética a 2050 —según la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME)— crecerá, impulsada por transporte (cerca de la mitad del consumo) e industria [9]. Esta presión contrasta con la realidad de reservas y producción de los energéticos que sostienen más del 60% del suministro.
Este escenario de demanda creciente contrasta con las proyecciones de los energéticos que representan más del 60% del suministro de energía en Colombia.
La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) confirma una declinación en las reservas de gas natural en el país, evidenciando a 2024 reservas probadas (1P) por 2.064 Gpc, por debajo de los 5,9 años de autosuficiencia[10]
Según las proyecciones de la UPME, el desabastecimiento de gas natural comienza en 2027 aún con las importaciones de gas a través de la planta de regasificación de SPEC[11].
En materia de petróleo y combustibles derivados, la ANH resalta que las reservas probadas (1P) se han mantenido estables con un factor R/P de 7,2 años de autosuficiencia[12].
La UPME proyecta que la gasolina corriente enfrentará el mayor déficit relativo, seguida por diésel y jet, incluso considerando la capacidad refinadora local. (la barra verde corresponde a las importaciones proyectadas)[13].
Daniel Yergin señala que hasta ahora, la transición energética se encuentra en una fase de agregación de energéticos, en el sentido de que las tecnologías renovables han continuado en crecimiento, “pero lo hacían sobre la base de la energía convencional, que también estaba creciendo”[14]. En el caso colombiano, la base de la matriz la conforma gas natural, petróleo y sus combustibles derivados, y el suministro de estos últimos están en declinación, lo cual advierte preocupaciones sobre el incremento en los precios de la energía – asequibilidad- y sobre suficiencia energética, en el escenario más preocupante.
Una de las decisiones políticas más determinantes para restablecer la asequibilidad y la suficiencia energética en el mediano plazo es el incremento de reservas y producción a partir de yacimientos no convencionales mediante la técnica de fracturación hidráulica. Los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) en el Valle Medio del Magdalena estimaron un potencial superior a tres veces las reservas 1P de crudo y 12 veces las de gas en esa cuenca; y, considerando cinco cuencas prospectivas, más de cuatro veces las reservas 1P de petróleo y 53 veces las de gas del país[15]. Se proyecta un desarrollo entre 7 y 10 años, consistente con los tiempos de maduración de la industria. En términos sencillos, está alternativa representa recuperar la suficiencia energética y la asequibilidad.
Los Decretos 3004 de 2013[16] y y 328 de 2020,[17] que habilitan la exploración y producción a partir de yacimientos no convencionales mediante fracturación hidráulica, permanecen vigentes. Adicionalmente, el Proyecto Legislativo 150 de 2024 que pretendía prohibir “la utilización de la técnica de Fracturamiento Hidráulico” no trascendió a ser una ley. En consecuencia, retomar esta alternativa depende de una decisión política que reconozca los beneficios de integrar el estado del arte en “tecnologías avanzadas para optimizar la extracción de hidrocarburos no convencionales y reducir impactos ambientales«[18], para garantizar la asequibilidad y recuperar la seguridad energética.
Adicionalmente, la ANH, que hasta 2021 realizaba rondas periódicas de asignación de bloques bajo la modalidad de Proceso Permanente de Asignación de Áreas, ha suspendido toda nueva suscripción de contratos. En la última adjudicación, llamada Ronda Colombia 2021, la ANH suscribió 30 contratos para 30 áreas de exploración y producción[19]. La moratoria de facto en la adjudicación de nuevos contratos de exploración y producción (E&P) es otra decisión que desbalancea la seguridad energética y la asequibilidad y que solo requiere de voluntad política para recuperar la senda del autoabastecimiento.
Conclusión
Mientras la transición energética progresa, los hidrocarburos continúan siendo el sostén del suministro global y, con mayor intensidad, del colombiano. En Colombia la demanda tendrá una tendencia creciente, pero las reservas probadas de gas natural y petróleo presentan un escenario de riesgo de desabastecimiento. Además, la UPME proyecta dependencia de importaciones de combustibles —crítica en gasolina— y de gas natural. Esta realidad presenta un desbalance frente a dos pilares del trilema energético: seguridad energética y asequibilidad. En consecuencia, la política pública debe evitar una transición desbalanceada y para este propósito resulta clave: (i) recuperar la senda de autosuficiencia a través del desarrollo de yacimientos no convencionales mediante la fracturación hidráulica con el estado del arte en tecnología y estándares ambientales y sociales, y (ii) reanudar los procesos competitivos de asignación de contratos de exploración y producción. En paralelo, la descarbonización sigue siendo un objetivo global y debe acompañarse de eficiencia energética, electrificación con energías renovables, hidrógeno de bajo carbono, bioenergía y CCUS.
Citas
[1] https://www.iea.org/world/energy-mix
[2] https://unfccc.int/sites/default/files/spanish_paris_agreement.pdf
[3] https://www.un.org/sustainabledevelopment/es/2015/09/la-asamblea-general-adopta-la-agenda-2030-para-el-desarrollo-sostenible/
[4] Consejo Mundial de Energía. World Energy Trilemma 2024. Evolving with Resilience and Justice. Pág. 9. https://www.worldenergy.org/publications/entry/world-energy-trilemma-report-2024
[5] Agencia Internacional de Energía. Net Zero 2050. Pag. 64 y ss. https://www.iea.org/reports/net-zero-by-2050
[6] Daniel. Yergin. The New Map – Energy, Climate and the Clash of Nations. Pág. 412.
[7] El artículo 4 del Acuerdo de París dispone que las “Partes que son países en desarrollo deberían seguir aumentando sus esfuerzos de mitigación, y se las alienta a que, con el tiempo, adopten metas de reducción o limitación de las emisiones para el conjunto de la economía, a la luz de las diferentes circunstancias nacionales”.
[8] https://www.iea.org/countries/colombia/energy-mix
[9] Unidad de Planeación Minero Energética. Plan Energético Nacional. Pág. 63. https://www1.upme.gov.co/DemandaEnergetica/PEN_documento_para_consulta.pdf
[10] Agencia Nacional de Hidrocarburos. Informe de Reservas y Recursos 2024. Página 20. Disponible en: https://www.anh.gov.co/documents/27289/Informe_de_Recursos_y_Reservas__IRR_2024.pdf
[11] Este proceso de pérdida de autosuficiencia ha sido confirmado por la UPME en los siguientes términos: “los riesgos en el abastecimiento sin el aumento de nueva oferta nacional, así como el aporte de gas importado con las capacidades de referencia proyectadas (…) persisten durante esta década y se acrecientan progresivamente desde inicios de la próxima” Unidad de Planeación Minero Energética de Colombia. Plan de Abastecimiento de Gas Natural 2023-2038. Pág. 34 Disponible en la web: https://docs.upme.gov.co/SIMEC/Hidrocarburos/Publicaciones_SIPG/Documento_complementario_estudio_tecnico_para_el_Plan_de_Abastecimiento_de_Gas_Natural_2023-2038_Enero_2025.pdf
[12] Agencia Nacional de Hidrocarburos. Informe de Reservas y Recursos 2024. Página 11. Disponible en: https://www.anh.gov.co/documents/27289/Informe_de_Recursos_y_Reservas__IRR_2024.pdf
[13] Unidad de Planeación Minero Energética de Colombia. Plan Indicativo de Abastecimiento de Combustibles Líquidos y Gas Licuado de Petróleo. Pág. 11. https://www1.upme.gov.co/sipg/Publicaciones_SIPG/Documento_de_Discusioon_PIACL_31-12-2024.pdf
[14] Daniel. Yergin. The New Map – Energy, Climate and the Clash of Nations. 412.
[15] Según los Considerandos de la Resolución MME 40304 de 2020, las estimaciones del potencial de los Proyectos Piloto de Investigación Integral[15] en las cuencas del Valle Medio de Magdalena arrojan como resultados un potencial de “más de 3 veces las reservas 1P de crudo y 12 veces las reservas 1P de gas y si lo tomamos de manera global (5 cuencas prospectivas identificadas) equivaldría a más de 4 veces las reservas 1P actuales de petróleo y 53 veces las reservas 1P actuales de gas del país, los cuales se estima pueden desarrollarse en un periodo entre 7 y 10 años”[15].
[16] Por el cual se establecen los criterios y procedimientos para la exploración y explotación de hidrocarburos en yacimientos no convencionales.
[17] «Por el cual se fijan lineamientos para adelantar Proyectos Piloto de Investigación Integral -PPII sobre Yacimientos No Convencionales – YNC de hidrocarburos con la utilización de la técnica de Fracturamiento Hidráulico Multietapa con Perforación Horizontal – FH-PH, y se dictan otras disposiciones»
[18] Juan Benavides. ABC del fracking. Agosto 2025. https://contextomedia.com/abece-del-fracking/
[19] Resultados Ronda Colombia 2021. Disponible en la web: https://www.anh.gov.co/es/mod-de-rondas/resultados-ronda-colombia-2021/
Publicado por: ASOCIACIÓN COLOMBIANA DE PETRÓLEO Y GAS Ed. 30
Foto tomada de Freepick.