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Colombia dejó de ser autosuficiente en gas natural en 2024. La producción cayó 17,1% en 2025.
La reducción de la producción nacional de gas natural, el aumento de las importaciones y la presión adicional que podría generar un nuevo fenómeno de El Niño abrieron un debate en el sector energético sobre el papel que podrían asumir otros combustibles en Colombia.
Entre ellos, el Gas Licuado de Petróleo (GLP) comenzó a ganar terreno como una alternativa para industrias, comercios y algunos segmentos residenciales ante la incertidumbre sobre el abastecimiento y el aumento de costos del gas natural. Pero, ¿realmente es lo más eficiente?
El país dejó atrás la autosuficiencia gasífera que mantuvo durante más de cuatro décadas. Las reservas probadas cayeron a 2.064 gigapies cúbicos, equivalentes a 5,9 años de consumo, según datos de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH). Al mismo tiempo, la producción nacional viene descendiendo y los campos tradicionales muestran señales de agotamiento, mientras los nuevos proyectos todavía no entran en operación.
Frank Pearl, presidente ejecutivo de la Asociación Colombiana del Petróleo y Gas (ACP), explicó que el país atraviesa una “estrechez estructural en la oferta”. Según detalló, en 2024 se comercializaron 351 gigapies cúbicos de gas, pero apenas se incorporaron 42 gigapies cúbicos nuevos a las reservas.
“Por cada 10 pies cúbicos producidos apenas se adicionaron 1,2 nuevos”, señaló Pearl. Agregó que la producción promedio de 2025 cayó 17,1% frente a 2024 y que la oferta local comercializada disminuyó cerca de 22% frente a los niveles registrados en 2023.
La menor disponibilidad local obligó a incrementar las compras externas de Gas Natural Licuado (GNL). Hasta hace pocos años las importaciones representaban una participación marginal en el mercado nacional, pero actualmente cubren cerca de una cuarta parte del consumo y podrían aumentar si se presenta un periodo prolongado de sequía.
La presión sobre el sistema energético
La preocupación del sector se concentra en el segundo semestre del año, cuando podría consolidarse un fenómeno de El Niño que aumentaría el uso de plantas térmicas para garantizar el suministro eléctrico. Ese escenario elevaría la demanda de gas para generación de energía y presionaría aún más un mercado que ya presenta señales de estrechez.
Julio Vera, experto en el sector energético, explicó que actualmente el país produce alrededor de 728 GBTU diarios, mientras el consumo supera los 900 GBTU por día. Parte de esa diferencia se cubre con gas importado a través de la planta de regasificación de Cartagena.
Sin embargo, Vera advirtió que el problema podría agravarse si las térmicas requieren más combustible durante el fenómeno climático. “La demanda de gas para el sector térmico puede subir a niveles entre 475 y 530 GBTU diarios y el gas de la planta de regasificación no sería suficiente”, indicó.
La infraestructura de importación también aparece como un factor crítico. La terminal de Cartagena tiene una capacidad de regasificación limitada y gran parte de ella está comprometida para respaldar la operación de plantas térmicas. Eso deja un margen reducido para atender hogares, industrias, comercios y vehículos.
Pearl afirmó que, si aumenta de manera significativa la necesidad de prender las térmicas, el país enfrentará decisiones complejas sobre la asignación del combustible disponible. “Podría pasar que alcance el gas para los hogares, pero no para prender las industrias y los comercios”, sostuvo.
Jaime Checa, experto del sector, coincidió en que el riesgo de déficit se incrementó en los últimos años. Según recordó, proyecciones basadas en datos de la ANH y del Gestor del Mercado muestran que el faltante de gas podría alcanzar 37% en el primer semestre de 2027 y llegar hasta 46% en escenarios asociados a El Niño.
A ese panorama se suma el aumento de precios derivado de la dependencia de importaciones. El gas comprado en mercados internacionales debe pasar por procesos de licuefacción, transporte marítimo y regasificación, lo que eleva los costos finales para empresas y usuarios.
La volatilidad internacional también comenzó a influir en el mercado colombiano. Pearl explicó que conflictos geopolíticos recientes impulsaron los precios internacionales del GNL y advirtió que cualquier choque externo termina reflejándose en las facturas de los consumidores.
GLP y carbón ganan espacio
En medio de ese escenario, distintos sectores industriales empezaron a migrar hacia otros energéticos. El GLP aparece como una de las opciones que más terreno viene ganando por disponibilidad y costos competitivos frente al gas importado.
Luz Stella Murgas explicó que varias empresas comenzaron a sustituir el gas natural por otros combustibles debido al incremento en los costos de producción. “Los industriales están teniendo incentivos para migrar a otros energéticos debido al encarecimiento en los costos de producción del gas natural”, afirmó.
Según datos entregados por la dirigente gremial, la sustitución energética se distribuyó en 50% hacia GLP, 23% hacia carbón, 12% hacia bagazo, 10% hacia fuel oil y 5% hacia electricidad.
Vera indicó que el GLP, el carbón y los combustibles líquidos empezaron a consolidarse como alternativas “competitivas en lo económico y confiables en materia de abastecimiento nacional”. Añadió que la diversidad de la matriz energética colombiana permitió amortiguar parte de la presión generada por la caída del gas natural.
No obstante, el cambio hacia GLP no puede hacerse de manera inmediata ni sin ajustes técnicos. A diferencia del gas natural, el GLP requiere modificaciones en estufas, calentadores, calderas y equipos industriales para operar de forma segura.
Entre las adaptaciones necesarias figuran el cambio de boquillas o inyectores, la instalación de reguladores especiales de presión y la calibración de la mezcla entre aire y combustible.
Las diferencias físicas entre ambos combustibles también obligan a reforzar las medidas de seguridad. Mientras el gas natural es más liviano que el aire y se dispersa con facilidad, el GLP tiende a acumularse cerca del suelo en caso de fuga, por lo que requiere mayores condiciones de ventilación.
Pearl sostuvo que el GLP puede cumplir un papel complementario en algunos segmentos residenciales, comerciales e industriales, aunque aclaró que no reemplaza de manera estructural la demanda de gas natural ni la necesidad de respaldo térmico para el sistema eléctrico.
Checa señaló que el desplazamiento hacia GLP y carbón refleja la falta de seguridad sobre el suministro de gas natural y advirtió que el país todavía cuenta con recursos importantes que no han sido incorporados a producción.
De acuerdo con cifras de la ANH citadas por el experto, Colombia tiene 7,4 terapies cúbicos de recursos contingentes de gas, es decir, volúmenes descubiertos que aún no pueden entrar en operación por barreras técnicas, ambientales, económicas o de infraestructura. La mayor parte de esos recursos se encuentra en proyectos costa afuera.
Entre los proyectos mencionados por los expertos aparecen desarrollos en el Piedemonte Llanero, el Valle Inferior del Magdalena y áreas offshore del Caribe como Sirius, Copoazú y los descubrimientos Kronos, Glaucus y Gordon. Sin embargo, varios de ellos entrarían en producción hacia el final de la década.
Mientras esos desarrollos avanzan, el mercado energético continuará dependiendo de importaciones y de combustibles sustitutos para cubrir la demanda. Los gremios del sector insisten en que acelerar licencias, ampliar infraestructura y promover nuevas inversiones será determinante para enfrentar la presión creciente sobre el sistema gasífero nacional.
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