Empresas Públicas de Medellín (EPM) retiró del sistema la Central Termoeléctrica La Sierra (Termosierra) debido a la imposibilidad de adquirir suficiente gas natural para su operación, una situación inédita que evidencia la gravedad de la escasez de este combustible en Colombia.
Según reportó El Tiempo, por primera vez en 25 años la compañía debió notificarle a XM que no podía generar energía eléctrica con gas natural, lo que representa un hecho sin precedentes en la historia reciente del sector energético nacional.
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La empresa no logró conseguir los 35 Gbtud necesarios para operar la planta durante cuatro días, según informó Ever Maya, subgerente de Mercado de Energía Mayorista de Generación de Energía en EPM al medio citado.
“Esto tiene consecuencias para el sector eléctrico y es importante solucionarlo a futuro”, indicó el directivo en declaraciones a El Tiempo.
La falta de este insumo no solo afectó a la empresa antioqueña. La escasez de gas natural está obligando a varios actores industriales y energéticos a modificar sus procesos o asumir sobrecostos, en un escenario que anticipa tensiones para la matriz energética del país en el corto y mediano plazo.
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Según la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), la producción nacional de gas natural alcanzó en junio 793 millones de pies cúbicos diarios (mpcd), el nivel más bajo desde 2014 y 18,5 por ciento menor que en junio de 2024.
El país ha recurrido a la importación para paliar la situación: en junio, el volumen importado subió 6,5 por ciento al llegar a 187,5 mpcd respecto al mes anterior. Estas cifras subrayan una dinámica delicada justo cuando el sector enfrenta presiones por cambios regulatorios y por desafíos en la transición energética.
La situación de EPM es sumamente grave, ya que Termosierra es fundamental para afrontar picos de demanda y posibles crisis eléctricas.
Según Ever Maya, en declaraciones recogidas por El Tiempo, “Esto es muy grave” porque, por primera vez en más de 25 años de operación, Termosierra informó a XM su imposibilidad de generar energía con gas natural.
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El directivo de EPM indicó que la empresa busca alternativas, incluyendo la exploración de todas las opciones de plantas de regasificación. No obstante, la provisión y el transporte son factores complejos, dada la ubicación de la planta en el Magdalena Medio, una región con infraestructura de suministro limitada y costosa.
Como respuesta inmediata, la operación de Termosierra quedará respaldada por el uso de Acpm, una práctica utilizada en años anteriores, aunque ello supone un impacto directo en los precios de la energía cuando se presenten fenómenos climáticos extremos como El Niño.
Este cambio en la matriz de combustible eleva considerablemente el costo de producción eléctrica, aumentando la factura para los consumidores.
Las empresas industriales regresan al carbón
El impacto trasciende a sectores industriales. De acuerdo con Sandra Fonseca, directora ejecutiva de la Asociación Colombiana de Grandes Consumidores de Energía Industriales y Comerciales (Asoenergía), varias empresas han debido volver a utilizar carbón en sus procesos productivos ante la imposibilidad de garantizar suministro de gas.
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La ejecutiva expresó al citado medio: “Por más de 15 años se convenció a la industria de que se tenía que pasar al gas natural. Afortunadamente no cerraron las calderas a carbón y ahora están consumiendo el máximo de carbón posible...”. Este retorno implicaría desafíos adicionales para los compromisos de Colombia en transición y sostenibilidad energética.
La ausencia de garantías sobre la disponibilidad de moléculas de gas natural para expandir o sostener la demanda industrial ha generado lo que Fonseca definió como “un total desinterés industrial por el gas natural”, lo cual repercute en la competitividad del sector y pone presión sobre la planificación energética a mediano plazo.
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En el sector de distribución, Vanti, empresa que opera en Bogotá, Cundinamarca, Boyacá, Santander y Cesar, anticipa una afectación relevante en 2026.
Rodolfo Anaya, presidente del Grupo Vanti, declaró a El Tiempo que para el año próximo la firma perderá cerca del 8% de su demanda no regulada, que corresponde a la industria y el comercio, debido a la imposibilidad de garantizar suministro suficiente.
La compañía informó que desde el año entrante deberá importar el 50% del gas que requiere para sus clientes industriales, lo que dispara los costos: llevar una molécula de gas a Bogotá costará 5,50 dólares el millón de BTU y desde Jobo sobrepasa los 6 dólares.
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El propio Anaya subrayó la gravedad: “Este año sufrió la demanda regulada (hogares y pequeños negocios) y para la demanda no regulada no estamos encontrando absolutamente nada de moléculas para el próximo año”.
Más del 50% de sus asignaciones estarán sujetos a firmeza condicionada, que en la práctica puede suponer suspensiones del servicio.
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