Colombia está ampliando su capacidad de importar gas, pero se necesitan reglas claras

Este lunes se conoció la firma de un contrato entre Ecopetrol y Frontera Energy para servicios de regasificación. La petrolera estatal dijo que el negocio permitirá asegurar el suministro de gas natural a partir del tercer trimestre de este año. “Esta solución se desarrollará a través de la infraestructura existente de la sociedad portuaria Puerto Bahía, ubicada en Cartagena y de propiedad de Frontera Energy, que ofrecería la alternativa más rápida y eficiente disponible en el país para la importación de volúmenes adicionales de gas natural, bajo condiciones técnicas y económicas competitivas”, dijo la empresa en un comunicado.

Con el proyecto ingresarían 126 millones de pies cúbicos de gas por día en 2026 y, más adelante, se hará una expansión para alcanzar los 370 millones de pies cúbicos diarios en 2028. Este proyecto se suma a otros que en los últimos meses han anunciado las empresas para responder a las necesidades del país. Si bien en este momento es vital aumentar la capacidad, para que sea viable a largo plazo, como advirtió un análisis de la Asociación Nacional de Empresas de Servicios Públicos y Comunicaciones (Andesco) y del Centro Regional de Estudios de Energía (CREE), se necesita regulación.

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La situación del gas en el país

Hace dos años, el debate entre el Gobierno y las empresas giraba en torno a si el gas local era o no suficiente. Para este punto ya es claro que con la producción nacional no alcanza y se necesita sí o sí traer del exterior.

El país importa gas desde 2016 para respaldar a las plantas térmicas (con las que se genera energía), pero desde diciembre de 2024 también ha sido necesario importar para atender la demanda de hogares, comercios y vehículos.

En este momento, la única opción para importar es SPEC GNL, ubicada en Cartagena. Como explicó Alejandro Castañeda, presidente de la Asociación Nacional de Empresas Generadoras (Andeg), la regasificadora tiene una capacidad de 475 millones de pies cúbicos diarios: 400 millones se usan para respaldar a las plantas térmicas y otros 75 millones se destinan a atender la demanda. Antes eran 50 millones, pero recientemente se hizo una ampliación de 25.

Si bien la capacidad extra de SPEC ha sido suficiente hasta ahora, la necesidad de gas importado sigue aumentando. En diciembre, la Asociación Colombiana de Gas Natural (Naturgas) aseguró que para 2026 el déficit de gas nacional en firme (cuyo suministro está asegurado) es del 26 %.

El último informe de la Bolsa Mercantil de Colombia (BMC), gestor del mercado del gas natural, indica que para 2026 el faltante promedio de gas está entre el 6 % y el 16 % de la demanda. Esas cifras ya están considerando el gas importado que estaba disponible con corte a diciembre.

El problema es estructural, como destacó Tomás González, director del CREE: Colombia pasó de tener 13,6 años de reservas en 2010 a 5,9 años de reservas en 2024, una baja de 57 %.

Luz Estela Murgas, presidenta de Naturgás, explicó que la demanda de 2026 se cubrirá con gas nacional y con gas importado en firme, pero que en esta coyuntura también será necesario usar gas nacional sujeto a interrupciones, porque proviene de campos que están en fase de pruebas y no en producción. En palabras de la líder del gremio, esto significa que “no tenemos margen de maniobra para reaccionar a contingencias, como mantenimientos no programados o una falla en la infraestructura”.

Colombia seguirá dependiendo del gas del exterior al menos hasta que entre al mercado el gas del pozo Sirius, un proyecto costa afuera de Ecopetrol y Petrobras que promete aumentar las reservas de este hidrocarburo en un 200 %.

Claramente, el gas local es más barato que el importado. Además del costo de la molécula, el precio del gas importado aumenta por la logística. Para traer este hidrocarburo desde fuentes como Estados Unidos o Trinidad y Tobago es necesario comprimirlo para convertirlo en gas natural licuado (GNL) y transportarlo en buques especializados. Luego se regasifica para inyectarlo a la red nacional.

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El Gobierno de Gustavo Petro ha insistido en que la mejor opción sería comprarle gas a Venezuela. Sin embargo, esta es una alternativa que el mercado ha descartado, al menos por ahora. Además de las sanciones sobre PDVSA, el gasoducto binacional necesita adecuaciones para ponerse en servicio. Camilo Sánchez, presidente de Andesco, explicó recientemente que hay dos kilómetros “inservibles” y que las obras necesarias tomarían más de dos años.

Los contratos de gas se vencen el 30 de noviembre; por lo tanto, el año gas comienza el 1 de diciembre. Las empresas que tuvieron que firmar nuevos contratos a finales de 2025, según Murgas, encontraron precios más elevados en el mercado. Tanto así que el gas vehicular subió en varias partes del país. En el sector residencial, para este año, según Naturgas, los incrementos están alrededor del Índice de Precios al Consumidor, lo que es normal en un servicio público, a excepción del Eje Cafetero y Antioquia, donde se verán alzas entre el 20 % y el 25 % en febrero. En otras regiones, como Bogotá, los incrementos se registraron el año pasado por los contratos que vencieron en diciembre de 2024.

En los hogares y en el gas natural vehicular se han visto incrementos, pero quizá la situación más crítica la ha sentido la industria, que además de enfrentar mayores precios, según explicó Naturgas, ha tenido que cubrir más del 40 % de su demanda con contratos de gas no en firme, es decir, con suministro sujeto a interrupciones.

El informe “Un balance de gas centrado en el usuario”, que presentaron el CREE y Andesco la semana pasada, consideró 12.000 posibles escenarios en tres circunstancias de demanda de las plantas térmicas: uno promedio, en el que llueve mucho y uno en el que llueve poco.

Considerando la capacidad actual de gas importado, pero no los excedentes, en un escenario en el que llueve mucho y la demanda térmica es mínima, este año habría déficit en el 34 % de los casos. Si la demanda térmica es promedio, habría déficit en el 39,1 % de los casos. Pero si llueve poco y la demanda térmica es máxima, habría déficit en el 53,1 % de los casos. En 2027 el panorama es más crítico.

Frente a la pregunta de cuánto gas se necesita para garantizar el abastecimiento en cualquiera de los escenarios de déficit, el informe concluye que, según esta metodología, para asegurarse en un 99 % se necesitaría casi 500 millones de pies cúbicos de capacidad por día para 2027.

Ahora bien, como destaca González, hay una buena noticia: sobre la mesa hay 14 proyectos de importación que están en estructuración o construcción (por ahora solo existe SPEC).

¿Todos los proyectos son sostenibles?

El primer proyecto que se puso en marcha fue la Regasificadora del Pacífico. Ecopetrol contrató servicios de recibo y almacenamiento en Buenaventura y de regasificación en Buga, con una capacidad de 60 millones de pies cúbicos por día. Este gas entrará al mercado colombiano en el segundo trimestre de 2026.

En octubre, la petrolera estatal también puso en marcha un proyecto en Coveñas (Sucre), aprovechando la infraestructura de su filial Cenit. En la primera fase, se podrán incorporar 110 millones de pies cúbicos de gas por día para el primer trimestre de 2027. Ecopetrol ya inició la comercialización del gas y el proceso terminará en la tercera semana de este mes.

Para la segunda fase de este proyecto será necesario convertir el Oleoducto de Colombia en un gasoducto. Estas adecuaciones permitirán incorporar 400 millones de pies cúbicos de gas por día.

Inicialmente se habían planteado dos alternativas: el proyecto en Coveñas o uno en Ballenas, La Guajira. En octubre, Roa defendió que la opción en Sucre era la mejor, teniendo en cuenta los resultados de estudios técnicos adelantados por la empresa junto con expertos internacionales. Hasta ese momento parecía descartado el proyecto en Ballenas, promovido por TGI, filial del Grupo Energía Bogotá.

En noviembre, el Ministerio de Minas y Energía, en cabeza de Edwin Palma, anunció que también se adelantará esta iniciativa liderada por TGI, en alianza con Hocol, filial de Ecopetrol. A finales de enero se firmó un acuerdo de conexión y derecho de uso de la línea de transferencia con Hocol, que permitirá conectar la unidad flotante de almacenamiento y regasificación a la línea Chuchupa–Ballena. El proyecto, que entrará en operación en 2027, permitirá el ingreso de hasta 250 millones de pies cúbicos por día.

Estos son algunos de los 14 proyectos anunciados. Si todos se materializan, según el informe de Andesco y el CREE, Colombia tendría una capacidad de importación de 2.500 millones de pies cúbicos por día, más la oferta que puede venir de los proyectos costa afuera y la opción de importar desde Venezuela. Los gremios también sostienen que es necesario reevaluar la postura del país frente al “fracking”, que por ahora no se está usando por sus implicaciones ambientales.

Aunque es una buena noticia que haya varios proyectos andando, el informe advierte que falta un marco regulatorio claro para las terminales de importación. El vacío actual, advirtió González, trae retos en proyectos clave por la incertidumbre, la probabilidad de sobreinversión y subutilización futura de la infraestructura y la posible concentración del mercado. Dicho de otra forma: en este momento se necesita la capacidad extra, ¿pero qué pasará con esos proyectos en el mediano y largo plazo?

El informe detalla que la regulación debe acelerar la entrada de proyectos, fomentar la competencia y, especialmente, proteger a los usuarios para que no terminen pagando de más. En esa línea, la propuesta regulatoria incluye definir cuánto gas realmente se necesita y asignar de manera transparente la “capacidad regulada”, que implica que un número determinado proyectos serían parte de la capacidad del sistema y, por ende, se establecería una tarifa regulada, entre otras cosas. En un escenario en el que hay más capacidad de la necesaria, los proyectos que no sean asignados quedarían en la modalidad “merchant”: es decir, las empresas asumen la inversión y el riesgo.

Julio César Vera, presidente de Xua Energy, afirma que con los proyectos anunciados habrá suficiente gas para atender el déficit creciente hasta que en 2031 entre al mercado el gas del pozo Sirius. Sin embargo, coincide en que el reto es que el Gobierno expida una regulación que determine cuáles proyectos serán priorizados en el plan de abastecimiento del país, cómo se van a remunerar y cuáles serían con inversión a riesgo. “De tal forma que se pueda visualizar si cada uno de los proyectos realmente tienen viabilidad y logran sus cierres operativos y financieros”, dijo.

Vera agrega que las reglas del juego son claves para “evitar excesos innecesarios de capacidad o subutilización de los proyectos a un costo importante para el país”. Además, hace énfasis en que dichas reglas deben ser “iguales para todos, públicos y privados” y que debe haber garantías de las autoridades para la obtención de permisos y licencias.

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