El informe sectorial de Promigas 2026 identificó la Cordillera Oriental como la cuenca con mayor potencial para la extracción de hidrocarburos a través de yacimientos no convencionales en Colombia. Con base en estudios de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), la región concentra el 70,5 % de los recursos estimados para esta técnica.
El restante se distribuye entre el Valle Medio del Magdalena (17,8 %), Cesar-Ranchería (5,9 %), Catatumbo (4,7 %) y el Valle Superior del Magdalena (1 %). Promigas aclaró que, dado que no se ha avanzado en el desarrollo de yacimientos no convencionales en los últimos años, las estimaciones no han variado de manera sustancial respecto a las fuentes originales.
Un potencial que podría multiplicar las reservas por nueve
Con una visión conservadora, Promigas sostiene que los recursos recuperables podrían multiplicar por nueve las reservas de gas de Colombia. Los recursos contingentes tipo C1 —los que cuentan con mayor grado de certeza de hallazgo— pasaron de 75 gigapiés cúbicos en 2022 a 2.795 gigapiés cúbicos para finales de 2025. Los recursos 2C crecieron de 2.878 a 4.723 gigapiés cúbicos, y los de categoría 3C, con mayor incertidumbre, saltaron de 2.957 a 7.855 en el mismo período.
La compañía transportadora de gas señaló que esta magnitud permite hacer previsiones sobre el abastecimiento del país e incluso vislumbrar escenarios de exportación. Sin embargo, advirtió que la evolución dispar de las iniciativas de exploración y producción requiere una intervención estatal a través de instrumentos de política pública.
Dos caminos para la explotación
Promigas planteó al Gobierno dos alternativas para avanzar hacia la explotación de yacimientos no convencionales. La primera consiste en aplicar de manera inmediata los marcos normativos de 2013 y 2014, cuya legalidad ya ha sido probada. "La primera tiene el beneficio de partir de un conjunto de normas cuya legalidad ya ha sido probada, por lo que su aplicación puede ser expedita", indicó la empresa en su informe.
La segunda alternativa implica ejecutar proyectos piloto antes de una explotación comercial. Aunque Colombia cuenta con un marco normativo robusto para ello, las compañías participantes no tendrían derecho a continuar con la exploración y producción una vez ejecutados los pilotos, lo que genera incertidumbre entre los actores de la cadena y exigiría tiempos adicionales.
Entre las principales incertidumbres técnicas se encuentran la contaminación de acuíferos y la sismicidad inducida por la reinyección. No obstante, expertos de la industria petrolera han señalado que, con la experiencia internacional acumulada en Estados Unidos y Argentina, estos riesgos podrían mitigarse.