Colombia atraviesa un déficit crítico de gas natural que amenaza con dejar a las industrias sin suministro a finales de 2026. El fenómeno no es repentino, ya que responde a la declinación de campos envejecidos, a la lentitud de decisiones técnicas del Gobierno nacional y, sobre todo, a una serie de trámites que hoy tienen a Ecopetrol en el ojo del huracán.
Las cifras hablan por sí solas, los campos Chuchupa y Ballena, con más de 30 años de operación, presentan una atenuación promedio del 20% anual. La producción ha caído y el gas que ingresa al país vía importación apenas cubre un pequeño porcentaje de la demanda.
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Para 2025, se calcula un faltante de 150 millones de pies cúbicos diarios, equivalente al 15% del consumo nacional.
Para eso, el orden de prioridad es claro, primero los hogares, luego las plantas térmicas, después el transporte vehicular y, en último lugar, la industria. Esto significa que el sector productivo será el gran perdedor en el 2026.
De esta manera, el país ya perdió la autosuficiencia, como lo alertó Naturgas, y las calderas industriales tendrán que migrar a combustibles más caros y contaminantes.
Pero, para eso hay una solución a corto plazo, que consiste en instalar una nueva planta de regasificación en el Caribe colombiano.
“Hay soluciones rápidas si Ecopetrol autoriza el uso de la licencia ambiental de Hocol, una regasificadora en Ballenas es factible en el 2027 con un gas muy por debajo de lo que están cobrando”, escribió Juan Ricardo Ortega, presidente del Grupo Energía Bogotá, en su cuenta de X.
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Ortega insistió en que, con una planta regasificadora, Colombia podría importar gas a precios mucho más bajos mediante contratos a largo plazo. En México la industria paga cerca de 1 dólar por millón de BTU, en Perú 1,5 y en Brasil, que traerá gas desde Vaca Muerta (de Argentina), el costo ronda los 3,5. Mientras tanto, la industria colombiana enfrentaría precios de entre 15 y 22 dólares, lo que la pone en clara desventaja competitiva.
Para otras fuentes consoltoras del sector, una nueva planta de regasificación aparece como la salida más viable para garantizar el suministro de gas natural en Colombia, aunque su entrada en operación en enero de 2027 luce optimista y depende de decisiones inmediatas.
El proyecto permitiría atender la demanda, incluso con gas importado, pero plantea retos: un incremento significativo en los precios para la industria frente a los actuales —y aún más respecto a años previos—, además de una mayor exposición a la volatilidad del mercado internacional si se depende de precios spot.
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¿Por qué, entonces, el país sigue a la deriva? Las fuentes consultadas por EL COLOMBIANO señalan a Ecopetrol como el gran obstáculo para que esa planta arranque a operar. La empresa, pese a reconocer la inminencia del déficit, ha dilatado permisos y trámites ambientales.
“Llevamos un año perdido en estudios. No hay opciones para escoger, se necesitan hasta 200 millones de pies cúbicos diarios y Ecopetrol no deja avanzar”, dice una fuente del sector energético.
Sobre esta posible solución se ha levantado un escándalo reciente que gira en torno a presuntos favorecimientos a la empresa Gaxi S.A. ESP, vinculada al coronel retirado Juan Guillermo Mancera, cercano al presidente de Ecopetrol, Ricardo Roa.
Según investigaciones de La Silla Vacía y Noticias Caracol, Gaxi habría firmado un memorando de entendimiento con Hocol, filial de Ecopetrol, para estructurar la importación de gas natural licuado mediante una unidad flotante de almacenamiento y regasificación (FSRU).
Aunque Ecopetrol insiste en que dicho memorando no es vinculante, documentos internos lo presentan como un acuerdo formal, lo que habría otorgado a Gaxi una ventaja competitiva cuestionable.
Además, Mancera habría facilitado la compra de un apartamento de lujo a Roa antes de su llegada a Ecopetrol, lo que ha sido objeto de investigación por parte de la Procuraduría.
Pero Ecopetrol ha negado, mediante comunicados, haber iniciado un proceso de adjudicación y asegura que solo realiza sondeos de mercado para evaluar la viabilidad técnica y comercial de plantas flotantes de regasificación. La empresa también ha solicitado el acompañamiento de la Procuraduría y la Contraloría para garantizar la transparencia del proceso.
Este retraso en la toma de decisiones sobre la regasificadora ocurre en un contexto crítico: Colombia enfrenta un déficit de gas si no se incorporan nuevas reservas. Aunque el Ministerio de Minas niega una crisis de desabastecimiento, Ecopetrol y la Agencia Nacional de Hidrocarburos advierten sobre faltantes significativos desde 2025.
Por lo tanto, la polémica abre interrogantes sobre los verdaderos intereses detrás de la regasificadora de Chuchupa, en La Guajira, un proyecto estratégico que hoy se mueve entre las necesidades energéticas del país y los tentáculos de un negocio que promete miles de millones de dólares.
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Si la decisión no se toma pronto, la industria quedará sin gas el próximo año. Cementeras, consultadas por este medio, ya proyectan apagones en sus hornos, lo que podría desatar un efecto dominó sobre el cemento, la construcción y el empleo. “Ecopetrol arrastra los pies, sabiendo que el país se quedará sin gas. ¿Dónde quedó el discurso de industrialización?”, se preguntan fuentes del sector.
Una solución lista para traer gas importado a Colombia, pero frenada
Ante este panorama, la Transportadora de Gas Internacional (TGI) ha planteado una alternativa inmediata, aprovechar el gasoducto Ballena–Barrancabermeja, hoy usado solo al 20% de su capacidad, para llevar gas desde el Caribe hacia el interior.
El plan incluye el fondeo de una unidad flotante de regasificación capaz de recibir 240 millones de pies cúbicos de gas licuado, calentarlo y conectarlo a la red existente.
El proyecto es técnicamente viable y podría estar listo en 10 a 12 meses, siempre y cuando se concrete antes de octubre. Europa, tras la guerra en Ucrania, acaparó buena parte de las 60 embarcaciones de gas importado, lo que obliga a Colombia a actuar con rapidez.
A esta propuesta tuvo acceso EL COLOMBIANO y encontró que la solución se centra en usar la infraestructura existente de la Estación Ballena en La Guajira y la línea de gasoductos Chuchupa-Ballena, lo que permitiría un suministro de 300 millones de pies cúbicos por día desde el primer año, a un precio 20% menor al del gas importado actualmente.
La propuesta, denominada “Solución Ballena”, no requiere nueva infraestructura de transporte de gas ni reconversión de activos.}
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El documento de TGI destaca que la demanda de gas natural en el interior del país es de 600 millones de pies cúbicos por día y se estima que aumente un 2% anual en los próximos años. Mientras tanto, la oferta de gas del Piedemonte llanero, una de las principales fuentes de suministro, se proyecta con un decrecimiento anual del 12% entre 2025 y 2034.
Este desbalance generaría un déficit de 175 millones de pies cúbicos por día para 2026, 224 millones de pies cúbicos por día (un 37% del total) para 2027 y 260 millones de pies cúbicos por día (un 43%) para 2028. De no tomarse medidas inmediatas, este escenario impactaría a hogares, industrias y comercios.
Se calcula que el precio para el usuario final en departamentos del interior aumentaría en un 37%. Para la industria, el combustible representa entre el 30% y el 40% de sus costos de producción. El gas natural, además de ser competitivo en precio, es también el menos contaminante.
La inversión estimada es de 150 millones de dólares. El proyecto tiene un instrumento ambiental vigente y no requiere trámites adicionales ante la ANLA.
Incluso, el Ministerio de Minas y Energía ha entrado a mediar para que se llegue a una pronta solución, y aun así las dilaciones de Ecopetrol se mantienen. Por ejemplo, el pasado 3 de julio, el Ministerio y TGI, filial del Grupo Energía Bogotá, visitaron la zona donde podría estar la planta en La Guajira.
El ministro de Minas y Energía, Edwin Palma, aseguró que estudiará con detenimiento la iniciativa de TGI, que busca ampliar la oferta de gas y reducir tarifas a los usuarios. La propuesta, según el Ministerio, ya cuenta con estudios ambientales y socioeconómicos actualizados para cumplir con la ANLA.
Por su parte, Jorge Andrés Henao, gerente general de TGI, explicó que la planta tendría una capacidad de 260 millones de pies cúbicos diarios, suficiente para reforzar el abastecimiento nacional y diversificar las fuentes de energía.
El trasfondo técnico del pulso por el gas
Una fuente del sector energético, que pidió la reserva de su nombre, aseguró que las trabas al proyecto de TGI para instalar una regasificadora en el Caribe no responden solo a un pulso político entre Ricardo Roa, presidente de Ecopetrol, y el coronel (r.) Juan Guillermo Mancera. Detrás, dice, hay un cálculo mucho más estratégico: la prioridad de Ecopetrol con su propio proyecto Sirius, que entraría en operación hacia 2029 o 2030.
El punto es que la infraestructura que se usaría desde Chuchupa solo tendría capacidad para una de las dos apuestas: o el gas importado de TGI, o el gas nacional de Sirius, donde Ecopetrol tiene participación accionaria. La preferencia, sostiene la fuente, es evidente, la empresa no quiere arrendarle el espacio a un tercero cuando espera inyectar su propio gas en unos años.
“Ese es realmente el fondo del asunto —explicó—. Técnicamente, Ecopetrol prioriza Sirius porque es su negocio, y eso desplaza la urgencia de habilitar el gas importado de TGI. Todo lo demás, incluidas las versiones sobre Roa y Mancera, ya quedó en segundo plano”.
El dilema es que mientras Sirius es una apuesta lejana, que enfrenta retos técnicos y ambientales para su desarrollo offshore, el déficit de gas en Colombia se materializará desde diciembre de 2025. En otras palabras, como lo afirma esta fuente, el país necesita una solución inmediata, pero los intereses de Ecopetrol están puestos en un proyecto que no dará frutos antes de la próxima década.
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En ese sentido, el presidente de la Fundación Xua Energy, Julio César Vera, advirtió que la crisis de abastecimiento de gas que enfrenta el país requiere soluciones inmediatas y de mediano plazo.
Según sus cálculos, para 2026 el déficit podría alcanzar los 230 giga BTU por día, por lo que la salida no depende de un solo proyecto, sino de una combinación entre producción nacional e importaciones.
“En el corto plazo será clave que entren 25 gigas BTU por día adicionales desde la planta de Cartagena (SPEC) antes de terminar este año, además de los 60 gigas BTU por día que sumará la regasificadora de Buenaventura en agosto de 2026”.
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Sobre las propuestas de nuevas plantas en Chuchupa, Ballena o Coveñas, que superarían los 200 gigas BTU por día, Vera señaló que “difícilmente estarían listas antes de 2027”, dado que enfrentan obstáculos técnicos, regulatorios y logísticos.
Una alternativa sería avanzar con proyectos modulares por etapas, pero advierte que los riesgos son similares a los de mayor escala.
El impacto en tarifas es otro frente delicado. Vera explicó que el gas importado cuesta entre 10 y 15 dólares por millón de BTU, frente a un gas local que oscila entre 5 y 9 dólares. Esta diferencia, dijo, “inevitablemente se traducirá en mayores precios para industrias y hogares”, lo que obligará a empresas y comercios a considerar alternativas como GLP o carbón, pese a sus restricciones ambientales.
¿Qué está pasando con el gas?
La presidenta de Naturgas, Luz Stella Murgas, insistió en que el déficit de gas natural que se avecina. Según cifras del gestor del mercado, para 2026 el faltante cubriría un 20% de la demanda nacional; en 2029, el hueco podría superar el 50% si no se suman nuevas reservas y producción.
Ese desbalance se traduce en tarifas más altas. “El gas importado siempre es más costoso que el nacional porque implica tres procesos adicionales, licuarlo en el país de origen, transportarlo en barcos y regasificarlo al llegar a Colombia”, explicó Murgas.
Hoy los incrementos rondan el 20% en el interior del país, aunque en 2025 llegaron a ser más altos cuando hubo que reponer contratos con volúmenes importados.
La advertencia va relaciona con la caída en la exploración ha reducido drásticamente la autosuficiencia. En 2012, Colombia perforaba 130 pozos y tenía reservas para 13 años. Hoy, con apenas 27 pozos, solo alcanza para 5,9 años. “Necesitamos con urgencia reactivar la exploración para reducir la dependencia del gas importado”, insistió.
En materia de inversiones, el sector proyecta un crecimiento del 37% en 2025, hasta los 1.100 millones de dólares, frente a los 817 millones de 2024. Sin embargo, Murgas advirtió que la incertidumbre regulatoria y los nuevos impuestos de la reforma tributaria amenazan con frenar el apetito inversionista.
¿Cómo está la producción e importación de gas?
El profesor e investigador del sector minero-energético, Sergio Cabrales, alertó que la producción de gas natural en Colombia sigue lejos de su potencial. En julio de 2025, se esperaba alcanzar los 868 gigas BTU diarias, pero la cifra real apenas llegó a 796 gigas BTU diarias, es decir, un déficit de más de 72 GBTUD (8,3%) frente a lo proyectado.
“Ese volumen que no se produjo podría haber ayudado a cubrir el déficit creciente de gas en el país”, advirtió Cabrales, al subrayar que la situación se vuelve más crítica porque el hueco se compensa con importaciones más costosas.
De hecho, durante 2025 el 17% del consumo nacional se ha abastecido con gas natural licuado importado, lo que ya empieza a reflejarse en la tarifa de los usuarios.
Según sus estimaciones, si esta tendencia se mantiene, el mayor peso de las importaciones llevará a que las tarifas de gas en Colombia suban en promedio un 32% entre 2025 y 2033, frente a los niveles de 2024.
“No hay energía más cara que la que no se tiene. Y hoy estamos dependiendo cada vez más de un gas importado cuyo costo es mucho mayor al nacional”, explicó.
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Cabrales también señaló que la falta de proyectos nuevos, como Sirius —que enfrenta la exigencia de 116 consultas previas—, ha frenado la posibilidad de aumentar la oferta.
En el primer semestre de 2025, pese a no haber fenómeno de El Niño, las importaciones promediaron 170 millones de pies cúbicos diarios, equivalentes al 17,3% del gas comercializado en el país, mientras la producción nacional se mantuvo en 811 millones de pies cúbicos por Día.
“La caída sostenida de la producción desde 2022 está incrementando la dependencia del gas importado y poniendo presión sobre el abastecimiento interno. Esto obliga a fortalecer la infraestructura de importación, pero también a diseñar una estrategia seria para reactivar la exploración y producción nacional”, concluyó.
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