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De cara a 2026, el sector energético colombiano enfrenta una de las coyunturas más complejas de las últimas décadas. El país ha logrado mantener el suministro de energía, gas y combustibles sin racionamientos ni interrupciones, pero lo ha hecho mediante una gestión cada vez más ajustada de la escasez. Este hecho, aunque relevante en el corto plazo, plantea una pregunta de fondo: ¿a qué costo se está sosteniendo la seguridad energética del país?
Colombia ha preservado su seguridad energética inmediata, pero lo ha hecho comprometiendo progresivamente dicha seguridad y, sobre todo, su soberanía energética en el mediano y largo plazo. Administrar la escasez puede evitar crisis coyunturales, pero no sustituye la necesidad estructural de crear nueva oferta real, firme y competitiva.
El principal foco de vulnerabilidad se encuentra hoy en el gas natural. Todos los escenarios técnicos coinciden en que Colombia será importador neto durante al menos los próximos cuatro a cinco años para atender su demanda esencial no térmica: hogares, comercio, industria, gas natural vehicular, refinerías y los sistemas de compresión del sistema de transporte por gasoductos. Para 2026 se estima una necesidad promedio de importación de 90 a 110 millones de pies cúbicos diarios, con una trayectoria creciente que podría superar los 300 millones de pies cúbicos diarios hacia 2030, mientras entra en operación el proyecto Sirius entre 2030 y 2031.
Este gas importado llegará a precios elevados, en rangos de 12 a 15 dólares por millón de BTU, muy por encima de los precios históricos del gas nacional. Sin embargo, incluso el gas producido localmente ha dejado de ser barato. Las señales de escasez, sumadas a la necesidad de desarrollar yacimientos técnicamente más complejos y costosos, han desplazado el referente de precios hacia la paridad de importación. Hoy el gas nacional se mueve entre 9 y 12 dólares por millón de BTU, cuando hace pocos años se ubicaba entre 5 y 6 dólares.
Ante la ausencia de nueva oferta local relevante, las importaciones de gas se han convertido en una necesidad estructural. El país avanza en proyectos de importación en distintas regiones, pero los volúmenes anunciados han sido ajustados a la baja y los cronogramas se han desplazado, en la mayoría de los casos, más allá de 2027. Esto genera incertidumbre sobre cuándo se materializará cada proyecto, qué volumen real aportará y cuál será su impacto efectivo en el mercado. Aun así, 2026 será un año clave para el avance de los proyectos estratégicos en Buenaventura, Coveñas y La Guajira, liderados por Ecopetrol, TGI y otros que vienen desarrollando actores privados en otras regiones.
En este contexto, la producción interrumpible aparece como una válvula de alivio temporal. Existen campos en pruebas extensas, proyectos en desarrollo y pilotos de recobro que no garantizan firmeza contractual de largo plazo, pero que sí pueden aportar gas para el día a día. Se estima que estos volúmenes podrían ubicarse entre 70 y 80 millones de pies cúbicos diarios. Esta producción puede aliviar la estrechez del mercado, pero no constituye una solución estructural. Como se ha reiterado, no hay energético más costoso que el que no se tiene y este gas será clave para atender la coyuntura del mercado.
Los efectos de esta situación ya se reflejan en los usuarios finales. Los nuevos contratos de gas vigentes desde diciembre han generado incrementos promedio del 14 % en el componente de producción. En el sector residencial, esto se traduce en impactos cercanos al 5 % en la tarifa final, mientras que en sectores como el industrial y el gas natural vehicular los efectos pueden ser mayores, dependiendo de la región, de la fuente de suministro y de las condiciones contractuales en cada caso.
La estrechez del mercado también ha dinamizado el mercado secundario de gas, con movimientos frecuentes de volúmenes disponibles que responden a oportunidades coyunturales y generan volatilidad en los precios. Si bien las 20 medidas anunciadas recientemente por el Gobierno Nacional pueden aportar mayor transparencia y dinamismo, aún no es claro cuánto aportará cada una, en qué plazos ni cómo se evaluará su efectividad real.
Pensando en el mediano y largo plazo, uno de los vacíos más evidentes hacia 2026 es la ausencia de señales claras y contundentes en exploración y explotación de hidrocarburos. Más allá de la política de no a nuevos contratos, la cual sigo considerando errada, no se observan anuncios de inversiones significativas que permitan recuperar la producción local de gas ni fortalecer la producción de petróleo, que ya empieza a mostrar señales de caída. A esto se suma una discusión política, dogmática en muchos casos y poco técnica, sobre los yacimientos no convencionales, que podrían representar un cambio estructural en reservas, producción y soberanía energética.
En el sector eléctrico, el riesgo no se expresa hoy como apagones inminentes, sino como una estrechez estructural entre oferta y demanda. Si la demanda nacional se mantiene entre 204 y 245 GWh día, no habría limitaciones inmediatas, pero el margen operativo frente a cualquier contingencia es mínimo.
El retraso durante 2026 o la no entrada en operación acorde con las fechas previstas, muchas de ellas hacia finales del 2027, de más de 4.000 MW en proyectos solares y otros adjudicados incrementa la vulnerabilidad del sistema. La entrada de las cuatro turbinas faltantes de Hidroituango, que aportarían 1.600 MW adicionales, es clave para mejorar las señales de oferta, al igual que el avance de los proyectos eólicos de la Guajira y otros adjudicados desde 2021, aunque no estén listos en 2026.
Finalmente, la subasta del cargo por confiabilidad del primer trimestre de 2026 será un punto crítico. Persisten preocupaciones sobre la estabilidad regulatoria, la imposición de techos de precios desconectados de la realidad financiera y operativa y un diseño que podría limitar la participación efectiva de los agentes. A pesar de las buenas intenciones del Gobierno por promover la transformación tecnológica y la profundización de las energías renovables en la misma, persisten además dudas sobre si la subasta garantizará realmente la energía firme requerida para el periodo 2029–2030.
En conclusión, Colombia ha logrado preservar su seguridad energética a corto plazo, pero comprometiendo progresivamente su soberanía energética a mediano y largo plazo. Las medidas anunciadas durante el presente año por parte del Gobierno Nacional parecen bienintencionadas, pero el desafío de 2026 no es administrar mejor la escasez, sino crear nueva oferta real mediante la exploración, inversión, ejecución de proyectos y señales regulatorias claras, coherentes y sostenibles.
* Presidente Fundación Xua Energy
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