El estancamiento en la firma de contratos de exploración amenaza la estabilidad de los ingresos fiscales del país.
PIB de Minería 2 trimestre Foto: Chatgpt
El sector extractivo colombiano cortó una racha de caídas y volvió a terreno positivo en el segundo trimestre de 2026, impulsado principalmente por el dinamismo del carbón y los minerales.
Según el más reciente informe del Dane, el PIB de Explotación de Minas y Canteras registró una variación del 4,9% en el segundo trimestre de 2026 frente al mismo período del año anterior. Este resultado representa un giro respecto al desempeño observado en el segundo trimestre de 2025, cuando el sector experimentó un retroceso de 11 % en su actividad económica.
La dinámica observada en los últimos meses responde al comportamiento diferenciado entre sus componentes principales. Mientras que algunas ramas extractivas mostraron incrementos interanuales impulsados por la demanda externa, el segmento de hidrocarburos extendió la trayectoria descendente que mantiene desde períodos previos.
En el agregado de la economía nacional, el sector extractivo ha mantenido una participación relevante en la generación de divisas, ingresos fiscales y rentas regionales. Sin embargo, los volúmenes de extracción y la intensidad de la actividad en campo muestran dinámicas dispares que condicionan el aporte total de la industria a las finanzas públicas.
Carbón y minerales impulsan la cifra, mientras los hidrocarburos caen
El repunte de la actividad extractiva en el segundo trimestre de 2026 obedeció al comportamiento del carbón, que registró una expansión del 16,2 %, y a los minerales metalíferos, con un incremento del 15,4 % en comparación con el mismo lapso del año previo. Estos dos segmentos compensaron el menor desempeño de otras áreas de la industria minera.
Por el contrario, la extracción de petróleo crudo y gas natural disminuyó 2,6 % en el segundo trimestre de 2026 frente al mismo período de 2025. Con este resultado, la división de hidrocarburos completó ocho trimestres consecutivos de variaciones negativas en las cuentas nacionales trimestrales presentadas por el organismo estadístico.
Exportaciones de carbón de Drummond Foto:Cortesía
Al interior de la rama de hidrocarburos, la producción de gas natural comercializado presentó una contracción del 14,0 % durante la primera mitad de 2026 frente al primer semestre de 2025, al pasar de un promedio diario de 811,2 a 699,0 millones de pies cúbicos. Este comportamiento da continuidad a la tendencia observada durante todo el año anterior, cuando la oferta comercializada de gas cerró con una reducción anual del 17,1 %, situándose en 794,2 millones de pies cúbicos por día al cierre de 2025.
En lo relativo al petróleo, la extracción promedio durante los primeros seis meses de 2026 alcanzó los 731,5 mil barriles diarios, cifra inferior en 15,5 mil barriles a los 747,0 mil barriles por día registrados en el mismo período del año anterior, lo que equivale a una contracción del 2,1 %. En el acumulado de 2025, la producción petrolera se había fijado en 746,5 mil barriles diarios, registrando una baja del 3,4 % frente al promedio consolidado de 2024.
El debate técnico sobre las reservas y el factor de recobro
Desde el sector gremial se señala que la evolución operativa responde a determinantes estructurales vinculados a las inversiones en desarrollo y exploración. Nelson Castañeda, presidente ejecutivo de la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros y Mineros (Campetrol), afirmó: “La causa de fondo no es coyuntural: la extracción depende de incorporar nuevas reservas e invertir en campos, y el país no firma un contrato nuevo de exploración desde agosto de 2022. Sin áreas nuevas, no hay reposición de reservas ni producción futura — es una restricción que no se corrige en el corto plazo”.
El análisis sobre la disponibilidad de recursos energéticos abarca tanto las cuencas continentales como los proyectos marinos y los yacimientos no convencionales. Respecto al potencial de las áreas existentes y los proyectos en evaluación, Castañeda indicó: “En su punto más alto, en 2014, el sector le aportó al Gobierno nacional cerca de $38,4 billones (a precios de 2025), cifra que refleja el potencial fiscal que hay que recuperar”.
Sobre las alternativas técnicas para sostener la oferta de hidrocarburos, la industria plantea la aplicación de tecnologías de recobro mejorado en los pozos en producción. Al respecto, el dirigente gremial sostuvo: “El factor de recobro actual es de apenas 15% frente al 30-35% del promedio mundial; +1 punto de recobro equivale a 743 millones de barriles adicionales, cerca de 3 años de producción del país”.
En cuanto a las fuentes no convencionales y la exploración marítima, el debate incluye la evaluación de proyectos específicos de gas y la normativa aplicable a distintas técnicas de extracción. Castañeda destacó el rol de las áreas costa afuera al expresar que “desarrollar el potencial costa afuera y en tierra: Sirius, el proyecto más avanzado, aportaría 470 MPCD (67% de la producción nacional actual de gas), en momentos en que las importaciones ya cubren el 31% de la oferta”. Asimismo, sobre los recursos no convencionales, agregó que existe “un potencial de 70 veces las reservas probadas de gas y 4 veces las de petróleo (8.234 millones de barriles y 167.000 Gpc de gas), hoy frenado por un proyecto de ley que busca prohibirlos”.
Datos demuestran que la minería y el agro sí pueden convivir de la mano. Foto:Imagen generada con inteligencia artificial.
Tiempos de maduración y entorno operativo sectorial
El desarrollo de proyectos de exploración y producción requiere el cumplimiento de trámites institucionales, licencias ambientales y procesos de relacionamiento comunitario en las áreas de influencia. De igual manera, las condiciones de seguridad en las regiones operativas y la estructura de cargas fiscales influyen en las decisiones de inversión de los agentes privados y estatales.
En relación con el marco legal, contractual y ambiental, Castañeda manifestó que se requiere “un marco ambiental con licencias y consultas previas ágiles y predecibles (Sirius, por ejemplo, exige ~120 consultas previas, con solo 52% de avance)”. Asimismo, sobre los aspectos de seguridad y entorno tributario, el vocero señaló que se requiere “seguridad para las operaciones (1.363 bloqueos y 4,1 millones de barriles diferidos en 2024); competitividad tributaria y de regalías (la carga fiscal total ronda el 80% en petróleo, lo que ya llevó a la salida de 7 empresas del país); y gobernabilidad institucional coordinada entre Presidencia, ANH, ANLA, UPME, CREG y Ecopetrol”.
La actividad de perforación en el país refleja las variaciones en las inversiones de capital. Datos de la industria indican que la cantidad de taladros activos se ha reducido en un 48 % en comparación con los niveles reportados al cierre de noviembre de 2022, periodo en el cual tampoco se han suscrito nuevos contratos de exploración hidrocarburífera.
Finalmente, el tiempo de ejecución de las inversiones extractivas marca la velocidad de respuesta de la oferta ante cambios en el entorno normativo o de mercado. Sobre la naturaleza temporal de esta industria, Castañeda concluyó: “La industria es de ciclo largo — un proyecto tarda en promedio 6 años desde la firma del contrato hasta el primer barril comercial. Cuanto más se demoren estas decisiones, más tarde llega la reactivación; cada trimestre de indecisión regulatoria es producción y reservas que no se recuperan después”.
Imagen: Cortesía/ IA.
