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Los malos resultados del sector de extracción de minas y canteras, con siete trimestres de caídas en el PIB, las bajas en la producción y reservas de petróleo y gas son señales de alerta. Más allá de los constantes enfrentamientos entre Gobierno y gremios, de los trinos y de los titulares con anuncios, respuestas y críticas, el mal desempeño de esta actividad es una variable que puede complicar la ecuación de la economía colombiana.
Esta semana el DANE presentó los datos del PIB del tercer trimestre de 2025, y aunque la economía creció 3,6 %, por encima de las proyecciones del mercado, hay dos actividades que siguen en números rojos: construcción (-1,5 %) y extracción de minas y canteras (-5,7 %). Dentro de esta última, la mayoría de las subramas están en negativo, incluyendo la extracción de petróleo y gas natural (-3,7 %).
Nelson Castañeda, presidente ejecutivo de la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios de Petróleo, Gas y Energía (Campetrol), explicó que la caída del trimestre se debe a los menores precios del petróleo Brent (que actualmente está en USD 65 por barril, mientras que en 2022 estaba en USD 100), el fortalecimiento del peso colombiano y una baja de 4 % en la producción, cerca de 30.000 barriles equivalentes por día. A la vez, en el sector hay alarmas por la caída de las reservas de gas y el panorama incierto de la producción para los próximos años.
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El presidente Gustavo Petro ha dejado claro que, en su visión del mundo, Colombia debe dejar de lado el petróleo, el gas y el carbón, y apostar el todo por el todo en la transición energética. La decisión de no asignar nuevas áreas para la exploración fue un primer y cuestionado paso. De todas formas, el panorama actual del sector no se le puede atribuir totalmente a esta administración. Flover Rodríguez Portillo, director ejecutivo de la Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos de la Energía (ACGGP), explica que la caída que vemos en las reservas (el último reporte indica que el horizonte de autosuficiencia en petróleo está en 7,2 años y el de gas en 5,9) y en la producción es el resultado de decisiones que no se tomaron en el pasado.
Cuando una empresa firma un contrato de exploración con el Estado, la producción puede llegar entre seis y ocho años después e incluso más sumando los largos tiempos de trámite para las licencias ambientales, que duran entre uno y hasta tres años. “Desde 2018 la actividad exploratoria no ha sido intensiva. No hemos perforado pozos exploratorios como lo hacíamos antes. En promedio, en los últimos 20 años, se perforaron 65 pozos al año, en los últimos dos años acumulamos un promedio de 40”, dice Rodríguez.
Aunque la fotografía de hoy no es sólo responsabilidad del gobierno Petro, las decisiones de los últimos tres años, sin duda, le han pesado al sector. Los gremios y las empresas sostienen que tres años de mensajes del presidente contra los empresarios, aumentos de impuestos y la sonada “inseguridad jurídica” han espantado la inversión. Aquí llegamos al punto clave: si las actuales caídas en reservas y producción son el resultado de decisiones pasadas, ¿qué se espera en los próximos años, teniendo en cuenta que no se han firmado nuevos contratos? Aquí el panorama se complica.
En la Cumbre de Petróleo, Gas y Energía, que se realizó en Cartagena esta semana, Orlando Velandia, presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), aseguró que hay 130 pozos comprometidos en contratos que no se han perforado, algunos incluso firmados hace 13 años. El funcionario defendió que no basta con firmar contratos para hacer descubrimientos, pues es determinante que las empresas cumplan. Rodríguez coincide, pero sostiene que si queremos aumentar las reservas sí o sí se necesitan nuevos contratos, en especial considerando que, a cierre de 2024, el 69 % de los contratos de exploración firmados estaban suspendidos, en trámite de terminación, liquidación o cierre. “Si disparamos al arco 10 veces, tenemos 10 oportunidades de meter el gol, si disparamos una sola vez, tenemos solo una oportunidad”.
Los gremios defienden que Colombia debe priorizar la exploración y explotación, y el ejemplo más citado, el que llevamos discutiendo casi dos años, es la escasez de gas: todo este panorama de reservas y producción toma mucho más sentido cuando hablamos de un tema que ya nos está tocando el bolsillo.
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El gas, un tema urgente
El año pasado estuvo marcado por el debate de si el gas local era o no suficiente para atender la demanda; lamentablemente, el tiempo les dio la razón a quienes decían que no. En el país se importa gas desde 2016 para respaldar a las plantas térmicas, pero desde diciembre del año pasado también se necesita traer este hidrocarburo del exterior para atender la demanda.
Hoy la importación es posible gracias a una terminal de regasificación ubicada en Cartagena, SPEC LNG. Los generadores térmicos no necesitan toda la capacidad de la infraestructura, por eso 40 millones de pies cúbicos están disponibles; esa es la cantidad que se está importando para los hogares, comercios e industrias (cerca del 4 % de lo que consumimos, sin contar las plantas térmicas). En los próximos años el faltante será mayor, para 2026 se estima un déficit del 12 % de gas para atender la demanda, según las cifras de la Bolsa Mercantil de Colombia, que es el gestor del mercado de gas.
Así las cosas, la importación es la opción hasta que entre al mercado el gas del pozo Sirius, un proyecto “offshore” de Ecopetrol y Petrobrás. El cronograma de las empresas indica que el gas entrará al mercado en 2030, pero como explicó a El Espectador Alcindo Moritz, presidente de Petrobrás Colombia, si se necesitan más consultas previas para el gasoducto (en 2024 se definió que serían 120), las fechas podrían cambiar.
Para aumentar la capacidad de importación, Ecopetrol está avanzando en dos proyectos de regasificación: uno en el Pacífico y otro en Coveñas, con la adecuación de la infraestructura “offshore” existente en la terminal marítima que está a cargo de la filial Cenit. Todavía no se descarta adelantar un proyecto de regasificación en Ballenas (La Guajira), que según TGI, filial de Grupo Energía de Bogotá, es la mejor opción. Tampoco se ha dejado de lado traer gas de Venezuela (proceso que sería más barato, porque no se requiere regasificación). Aunque esta semana Nicolás Maduro dijo que ese país está listo para exportar a Colombia, expertos del sector han advertido que se necesitan al menos 18 meses para adecuar el gasoducto binacional, sin contar con las posibles restricciones para que empresas colombianas firmen contratos con PDVSA por las sanciones de la OFAC.
Las empresas cuestionan que este escenario no se esté aumentando la exploración, considerando que el gas importado es caro (no solo para hogares, también afecta la competitividad de la industria) y no genera empleos e impuestos, como la producción local. Para los gremios, además del “offshore”, la respuesta está en los yacimientos no convencionales, con el cuestionado “fracking” al que el gobierno Petro le ha dado un no rotundo. “El potencial que tienen los yacimientos no convencionales pudiesen multiplicar por 70 las reservas de gas y por cuatro las reservas de petróleo”, aseguró Castañeda.
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Frank Pearl, presidente de la Asociación Colombiana de Petróleo y Gas (ACP), destaca la importancia de resolver problemas estructurales del mercado de gas (como la tarifa de transporte), declarar los proyectos costa afuera como de interés nacional y hacer nuevas rondas de exploración con condiciones diferentes en temas tributarios y contratos de estabilidad jurídica.
A largo plazo, menos ingresos fiscales
Aquí nos adentramos en otro camino de términos complejos, pero claves para el futuro del país. Las cuentas de Colombia están muy apretadas, tanto así que se necesita una reforma tributaria por COP 16,3 billones para financiar el presupuesto 2026, y a mediano plazo la caída en un sector clave para la economía puede complicar todavía más el panorama.
Si bien el Gobierno está enfocado en la transición energética, el equipo de Investigaciones Económicas de la ANIF sostiene que no hay claridad respecto a las estrategias para sustituir los ingresos que se dejarían de generar por el sector de extracción de minas y canteras, que es una fuente crítica de ingresos fiscales: entre 2020 y 2024 representó en promedio el 18 % del recaudo tributario. “Una contracción en su actividad reduce tanto los impuestos a la renta de empresas del sector, debido a menores utilidades, como las regalías provenientes de la extracción, generando presiones sobre las finanzas públicas. (…) El sector minero es un motor central de las exportaciones, especialmente de petróleo y carbón, que representan el 35 % del total. Su caída reduce la entrada de divisas”, advierte la ANIF.
Luis Fernando Mejía, director ejecutivo de Fedesarrollo, dijo a este diario que el sector minero tiene un peso fiscal “desproporcionado” frente a su tamaño productivo, con un aporte de entre 15 y 20 % del impuesto de renta de personas jurídicas, tributo que representa cerca del 40 % del recaudo nacional total. Para 2025 se proyecta una contracción de la actividad minera de –7,1 %, lo que, según Mejía, podría reducir el recaudo entre COP 2 y COP 4 billones frente a lo estimado por el Gobierno, limitando el espacio para financiar gasto social e impulsar inversión pública y crecimiento económico.
“Es importante reconocer que si bien las tarifas han aumentado, si al sector le va mal el recaudo cae porque al final de cuentas se calcula sobre las utilidades de las empresas”, dijo Camilo Pérez, director de Investigaciones Económicas del Banco de Bogotá. Agrega que en el desempeño del sector petrolero el impacto en las finanzas del Estado es mayor porque no solo hablamos de recaudo tributario, sino también del pago de dividendos que Ecopetrol le hace a la nación.
Castañeda lo define así: “Es mejor tener 35 % de algo que 50 % de nada. Eso fue lo que pasó con la última reforma tributaria. Le subimos los impuestos, creímos que íbamos a recaudar más dinero y lo que pasó fue que dejamos sin caja a las compañías para desarrollar los proyectos y entonces la masa monetaria para aplicarle los impuestos del 50 % fue más baja”.
Aquí la paradoja: el Gobierno aumentó los impuestos para este sector con la tributaria de 2022 (sobretasa del impuesto de renta), más las medidas temporales para atender la emergencia en Catatumbo e incluso en la ley de financiamiento que se está tramitando en el Congreso se incluyen nuevos tributos, pero si la extracción de minas y canteras sigue de capa caída, el recaudo también va a caer.
Gremios y expertos han advertido que la carga impositiva puede ser un arma de doble filo. Andrés Bitar, vicepresidente de estrategia y asuntos regulatorios de la Asociación Colombiana de Petróleo y Gas (ACP), asegura que con la imposición de más gravámenes a la industria disminuye la disponibilidad de caja para hacer inversiones, tanto exploratorias como de desarrollo. Mejía, de Fedesarrollo, destaca que según un estudio reciente del BID, Colombia tiene una de las tasas efectivas de tributación más altas de la región para el sector minero, por encima de Chile y Brasil. Con esta situación se pone en riesgo la competitividad, reduciendo inversión, producción y, por ende, el recaudo futuro.
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Además, Bitar aseguró que si el país sigue alejando la inversión, con altas cargas impositivas y dificultades para obtener licencia ambiental y realizar consultas previas, más la decisión de no firmar nuevos contratos, las finanzas públicas sentirán el golpe. Cálculos de la ACP indican que entre 2027 y hasta 2035 el impacto sería de COP 40 billones menos de recaudo por la caída en la producción de petróleo, que podría llegar a entre 250.000 y 300.000 barriles menos en 2035, también poniendo en riesgo la carga de las refinerías.
Estas cifras demuestran que en la transición energética es clave garantizar seguridad energética, pero también definir cómo el Estado va a reemplazar los ingresos fiscales de un sector que, por ahora, es vital para la economía.
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