La discusión sobre cómo garantizar el suministro de gas natural volvió al centro del debate energético en Colombia, esta vez con un mapa mucho más amplio de infraestructura en planeación. Hoy, el país no solo depende de la terminal de regasificación que ya opera en Cartagena, sino que tiene sobre la mesa al menos 14 proyectos adicionales que buscan responder a un escenario de déficit creciente y a la caída sostenida de las reservas.
El punto de partida sigue siendo la Sociedad Portuaria El Cayao (Spec), ubicada en Cartagena y operada por Promigas, la única terminal de regasificación en funcionamiento. Sin embargo, el panorama cambió de forma acelerada. A lo largo del Caribe y del Pacífico colombiano se estructuraron iniciativas de gran escala como Ciénaga LNG, Pacific LNG, Ballena, Coveñas, Brisa Terminal y Andes Energy Terminal, impulsadas por actores públicos y privados como la Sociedad Portuaria de Ciénaga, la Unidad de Planeación Minero-Energética (Upme), Ecopetrol, TransEnergy, Corban y Andes Energy.
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A estos proyectos se suman otros de menor tamaño, pero no menos estratégicos, entre ellos Bravo Petroleum, RDP Pacífico, Palermo LNG, Jaguar, Puerto Antioquia, TransferPort y Caribe LNG. En conjunto, estas iniciativas reflejan una respuesta del sector privado ante la escasez de gas que ya se siente en el mercado y que, según las proyecciones, podría profundizarse en los próximos años.
Tomás González, exministro de Minas y Energía y director del Centro Regional de Estudios de Energía (Cree), explicó que, si se miran de manera agregada, los proyectos de regasificación en carpeta podrían aportar cerca de 2.500 millones de pies cúbicos. Desde su perspectiva, la principal señal es que las empresas reaccionaron ante el faltante del energético y apostaron por infraestructura para importar gas natural licuado.
No obstante, el avance no está exento de alertas. González advirtió que varios proyectos clave enfrentan retrasos asociados a la incertidumbre regulatoria, un factor que complicó la toma de decisiones de inversión. A esto se suma el riesgo de una eventual sobreinversión y de que parte de la infraestructura termine subutilizada en el futuro, así como una alta concentración del mercado en pocos actores.
Las proyecciones del sector gasífero tampoco son tranquilizadoras. De acuerdo con los cálculos presentados por el Cree, el déficit de gas podría incrementarse hasta en 39%. En términos absolutos, esto equivaldría a un faltante cercano a 120 millones de pies cúbicos diarios, lo que representa entre el 12% y el 15% de la demanda nacional.
Desde Andesco, la Asociación Nacional de Empresas de Servicios Públicos y Comunicaciones, su presidente Camilo Sánchez recordó que el déficit actual ya ronda el 23%. En ese contexto, volvió a poner sobre la mesa la discusión sobre la exploración de hidrocarburos mediante fracking, una técnica que el actual Gobierno rechazó, pero que, según Sánchez, podría multiplicar hasta por cuatro la posibilidad de aumentar la producción de gas en el país.
El debate también toca el frente internacional. Sobre la posibilidad de importar gas desde Venezuela, Sánchez fue enfático al señalar que no se trata de una solución inmediata. “Qué bueno pudiésemos tener ese gasoducto funcionando, pero hay kilómetros absolutamente inservibles y esto no sería en dos años, sino que se tendrían que hacer inversiones gigantescas que van a durar entre dos y cinco años”, afirmó.
Más allá de los proyectos de regasificación, los indicadores estructurales del sector refuerzan la preocupación. González recordó que las reservas probadas de gas han venido cayendo de forma sostenida al menos desde 2021 y que, para 2024, se ubicaron por debajo de seis años. Al mismo tiempo, la producción anual no mostró incrementos relevantes que permitan compensar esa tendencia.
Según cifras de Ecopetrol, el faltante de gas se ampliará entre 2026 y 2030. Parte de la oferta futura dependerá de yacimientos costa afuera, como Sirius, ubicado en el mar Caribe, que podría aportar a cubrir la demanda. Aun así, el director del Cree señaló que, incluso con esos desarrollos, seguirán existiendo brechas en el abastecimiento durante los años proyectados.
La importación de gas ya es una realidad creciente. González señaló que en 2025 se profundizó el uso de gas importado para atender la demanda interna, especialmente en el sector residencial y en pequeños comercios, una tendencia que continuará en 2026 y 2027, de acuerdo con datos del Gestor del Mercado.
Ese mayor peso de las importaciones también se reflejó en los precios. En 2022, el gas costaba alrededor de US$6 por Mbtu en el mercado primario. Para 2025, el valor ascendió a USD10,6, un incremento del 76%. Como advirtió González, cuando el energético se encarece a lo largo de la cadena, el impacto termina trasladándose a las tarifas que pagan los usuarios finales.
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