La discusión pública actual sobre el gas natural tiende a priorizar enfoques ideológicos sobre los criterios técnicos y económicos. El debate en torno al trilema energético, soberanía, seguridad y autosuficiencia, se ha intensificado debido a tres factores estructurales

Déficit recurrente del recurso. Se origina en el agotamiento de las reservas probadas y en la falta de reposición, y se agrava por el aumento estacional de la demanda térmica durante el fenómeno de El Niño.

Elaboración propia con datos de ANH 2007-2025

Estancamiento de los proyectos costa afuera (offshore) en el Caribe. Orca, Kronos, Purple Angel, Gorgon y Glaucus llevan casi una década sin avances, y la Decisión Final de Inversión (FID) de Sirius fue aplazada recientemente. Estos desarrollos son necesarios para reemplazar la producción declinante de los campos de La Guajira, hoy, y de los del Piedemonte, en el corto plazo.

Consolidación de la infraestructura de importación, almacenamiento y regasificación de Gas Natural Licuado (GNL) en el Atlántico y el Pacífico. Esta infraestructura incrementa directamente las tarifas del usuario final. Además, sustituyó, con un costo mayor, la eventual importación de gas por gasoducto desde Venezuela.

Precios Gestor del Mercado de Gas -BMC (consultado el 14-oct-2026)

Aunque el déficit de gas se presenta en la agenda mediática como una crisis repentina, la situación responde a políticas implementadas en décadas anteriores. Estas decisiones se basaron en la privatización y la desagregación de la cadena de valor, trasladando un monopolio natural a operadores corporativos bajo esquemas de bajo riesgo garantizados por la regulación.

La realidad: El mercado frente al trilema energético

El déficit actual de gas natural se proyectaba desde principios de siglo. Estudios de la CEPAL (2002, 2004) y la UPME (2002) sobre oferta, demanda e integración energética regional anticiparon que, en el largo plazo, Colombia requeriría fuentes adicionales. Las alternativas planteadas fueron incorporar nuevas reservas nacionales, importar gas desde Venezuela o, como ocurre hoy, importar y regasificar GNL con los sobrecostos tarifarios correspondientes. Esta tendencia se ha reiterado en los planes de abastecimiento de la UPME desde 2010 hasta el vigente ETPAGN 2023-2038.

Balance Nacional entre oferta y demanda de gas natural ETPAGN 2023-2038

Un análisis de la UPME y Arthur D. Little (ADL), del año 2012, señalaba la necesidad de incorporar gas no convencional a partir de 2013 y proyectaba que, desde 2019, el país dependería de recursos "aún por descubrir" (yet to find), lo que apuntaba al gas offshore del Caribe. Sus activos siguen pendientes de delimitación técnica y desarrollo comercial.

Perfil de producción de gas natural en Colombia Caso base ADL 2011-2034

En cuanto a la demanda, las políticas estatales aplicadas entre 1986 y 2002, como el Programa Nacional de Masificación del Gas, transformaron el consumo. Los usuarios conectados a la red pasaron de 800.000 en 1994 a cerca de 12 millones en la actualidad. Aproximadamente el 85 % pertenece a los estratos 1, 2 y 3, lo que implica un impacto socioeconómico directo sobre 40 millones de colombianos.

En resumen

Mientras la producción y las reservas declinan sin reposición, la demanda se consolidó en dos mercados separados por la geografía y la infraestructura: la Costa Atlántica, que depende del gas seco de La Guajira, y el Interior, abastecido por el gas húmedo del Piedemonte Llanero, que requiere procesamiento adicional.

El desarrollo inicial del mercado exigió una fuerte inversión estatal, ejecutada por Ecopetrol y Promigas entre 1974 y 1994, para asegurar la infraestructura de transporte y mercado necesarias para el gas de la Guajira. Entre 1996 y 2006, el sector se privatizó con la premisa de maximizar la eficiencia mediante la competencia. Se desagregaron las líneas de negocio (producción, transporte y comercialización) y se delegó la regulación tarifaria en la CREG. El resultado fue un modelo en el que actores privados operan monopolios naturales de infraestructura sin riesgo de demanda.

Esta política de incentivos al sector privado se concretó en tres acciones que hoy contrastan con los objetivos de soberanía, seguridad y autosuficiencia

Venta de activos de transporte. En 1996 Ecopetrol vendió su participación mayoritaria en Promigas a Enron. Además, se creó Ecogas, hoy TGI, con la infraestructura y los contratos de transporte cedidos por Ecopetrol, y fue vendida al Grupo Energía Bogotá en 2006.

Extensión de la explotación de La Guajira. En febrero de 2003 se firmó con Chevron el Contrato de Producción Incremental Catalina, que prorrogó el contrato de asociación Guajira hasta el límite económico de los yacimientos. Esto concedió a Chevron la continuidad de la extracción conjunta con Ecopetrol sobre cerca de 2,7 terapiés cúbicos (TPC) de reservas probadas remanentes, que debían revertir en su totalidad al Estado el 31 de diciembre de 2004, tras 28 años de explotación.

Exportación de gas a Venezuela. Entre 2008 y 2015 se exportaron cerca de 0,5 TPC de gas de La Guajira por el gasoducto Antonio Ricaurte.

La prioridad estratégica se centró en la exportación y en la consolidación de operadores dominantes. En transporte, Promigas y TGI controlan el 98 % del mercado nacional; el Grupo Energía Bogotá, propietario de TGI, posee además el 15,16 % de las acciones de Promigas. Promigas es, a su vez, accionista mayoritario de SPEC, la única terminal de regasificación activa del país. En producción, Ecopetrol y Hocol aportan el 82 % del gas nacional.

CAMPETROL con datos ANH: Producción histórica mensual de gas por Compañía 2025-2026

El resultado

Entre 2007 y 2015, el país produjo 7,2 TPC de gas y descubrió solo 0,8 TPC, equivalente al 11 % de lo consumido. Las revisiones técnicas permitieron incorporar 4,1 TPC en yacimientos maduros, pero el mercado registró un déficit de 2,3 TPC frente a la tasa de reposición necesaria.

Elaboración propia con datos históricos ANH 2007-2025

Esta vulnerabilidad es crítica frente a la etapa final de declive de los campos de La Guajira, tras 50 años de operación, y a la caída de la producción del Piedemonte, tras 30 años de extracción. El volumen exportado a Venezuela en décadas pasadas (167 MPCD en promedio por casi 8 años) equivale al margen que hoy requiere el balance nacional.

Importación, Offshore y No Convencionales: ¿La solución estructural?

La respuesta al déficit debe evaluarse según su viabilidad técnica y sus plazos de ejecución

GNL y regasificación. La concentración de la generación termoeléctrica en el Caribe y los eventos climáticos adversos obligan a recurrir a la importación. Se habilitó la bidireccionalidad del gasoducto Ballena-Barrancabermeja (flujo sur-norte), pero su capacidad es limitada. Los altos costos del peaje de transporte desde el interior hasta La Guajira impiden que el gas nacional compita con el GNL importado y regasificado.

Gas costa afuera (offshore). La conversión de los recursos contingentes descubiertos en reservas probadas depende de decisiones corporativas complejas y el tiempo. En Sirius, ubicado en aguas profundas, la FID se proyecta para finales de 2027. Otros hallazgos anunciados desde 2014, como Kronos y Orca-1, continúan inactivos. Su viabilidad financiera exigirá tarifas de comercialización suficientes para amortizar una alta inversión de capital (Capex) frente a las alternativas importadas.

Tomado de IEA, 2025

Yacimientos No Convencionales (Shale Gas): El desarrollo de lutitas enfrenta retos operativos significativos. A nivel de superficie, la implementación de un modelo de manufactura de pozos (factory drilling) requiere una cadena logística de equipos e insumos que actualmente debe competir con proyectos activos en la región, como Vaca Muerta en Argentina o la reactivación del sector en Venezuela.

Ecopetrol, 2019

En el subsuelo, la geología de valles intramontanos en Colombia (como el Valle Medio del Magdalena) presenta fenómenos y variables que elevan la complejidad geomecánica, limitan la efectividad del fracturamiento hidráulico y generan retos para la perforación y la navegación horizontal de los pozos, descartando a este recurso como una solución inmediata para el déficit actual. El ejemplo argentino muestra que construir la curva de conocimiento requerida toma años.

Conclusión

En el sector del gas, Colombia enfrenta hoy un escenario similar al de la crisis petrolera de 1974, cuando el país pasó de exportar durante décadas grandes volúmenes a precios bajos a verse forzado a importar hidrocarburos costosos durante más de una década.

Garantizar la seguridad y la autosuficiencia energética a tarifas justas exige asimilar las lecciones del pasado. La planeación estratégica, operativa y regulatoria debe abordarse con absoluto rigor sistémico, técnico y económico, priorizando decisiones estructurales y anticipadas que trasciendan cualquier sesgo ideológico.