Categoría: Gas Natural

El XXVII Informe del Sector Gas Natural en Colombia plantea cinco decisiones prioritarias para recuperar la oferta nacional, diversificar las importaciones, fortalecer la infraestructura y proteger la competitividad del gas.

El XXVII Informe del Sector Gas Natural en Colombia, presentado por Promigas, advierte que la caída sostenida de la producción y de las reservas convirtió el déficit de gas nacional en una realidad estructural.

Para responder a este escenario, InfoGas 2026 plantea cinco decisiones prioritarias orientadas a fortalecer el abastecimiento, recuperar la oferta nacional, ampliar la infraestructura, fortalecer la institucionalidad técnica y preservar la competitividad del gas natural en Colombia.

El déficit dejó de ser coyuntural

En 2025, la producción fiscalizada cayó 12% y acumuló una reducción de 31% frente a 2021. En ese mismo periodo, las reservas probadas pasaron de 3.164 giga pies cúbicos (Gpc) a 1.717 Gpc, limitando progresivamente la capacidad de la oferta nacional para atender la demanda.

Como resultado, aumentó la participación de las importaciones. Los volúmenes regasificados por SPEC LNG pasaron de un promedio anual de 5 millones de pies cúbicos diarios (MPCD) en 2021 a 174 MPCD en 2025. En lo corrido de 2026, el gas importado representó 28% del suministro total y, en agosto, alcanzó 34%.

Ante esta necesidad, Promigas adelantó para octubre de 2026 la ampliación de SPEC LNG prevista inicialmente para septiembre de 2027. La terminal adicionará 58 MPCD y alcanzará una capacidad total de regasificación de 533 MPCD.

Menor holgura, mayor impacto para el país

La combinación de menor producción nacional, mayor utilización de la infraestructura de importación y la ausencia de señales regulatorias para desarrollar infraestructura que dé mayor confiabilidad al sistema de transporte de gas, redujo los márgenes operativos de la cadena de abastecimiento.

“En estas condiciones, una reducción inesperada en la producción de un campo o la indisponibilidad de un activo crítico puede afectar distintos segmentos del mercado”, señala el Informe.

Entre enero y agosto de 2026, la demanda no térmica disminuyó 58 GBTUD, equivalente a una caída de 7% frente al mismo periodo de 2025. El segmento industrial registró la mayor reducción, con una caída de 23%, seguido por los sectores de gas natural vehicular y petrolero.

“La señal es clara: un suministro insuficiente, costoso o incierto puede llevar a los consumidores a reducir su actividad o migrar hacia energéticos de mayores emisiones y, en algunos casos, mayores costos, con efectos sobre la competitividad, la calidad del aire, la salud y los objetivos de descarbonización”, agregó.

“Colombia necesita resolver simultáneamente dos horizontes. En el corto plazo, asegurar las importaciones y la infraestructura necesarias para atender la demanda y responder a escenarios de mayor exigencia del sistema; y, en el mediano y largo plazo, recuperar la producción nacional y fortalecer la confiabilidad. No son caminos excluyentes: el país necesita avanzar en todos ellos al mismo tiempo”, señaló Juan Manuel Rojas, presidente de Promigas.

Aunque en las últimas semanas se han adoptado medidas que contribuyen a atender las necesidades más inmediatas del sistema, el desafío de Colombia es avanzar hacia una respuesta integral y sostenible. Esto implica atender simultáneamente los requerimientos de abastecimiento de corto plazo y las soluciones estructurales necesarias para recuperar la confiabilidad y competitividad del sector.

Con base en este diagnóstico, InfoGas 2026 plantea cinco decisiones prioritarias para fortalecer la seguridad energética y garantizar un suministro de gas natural:

1. Asegurar y diversificar las importaciones: Materializar nueva infraestructura de importación, ampliar las alternativas de contratación y establecer reglas claras para trasladar eficientemente los costos de suministro, regasificación y almacenamiento. La eventual importación desde Venezuela puede complementar y diversificar la oferta, siempre que sea confiable y no cree una nueva dependencia para el país.
2. Recuperar la oferta nacional: Retomar la exploración, acelerar la conversión de recursos contingentes en reservas, facilitar proyectos estratégicos como Sirius y definir una ruta para el aprovechamiento de los yacimientos no convencionales, con mayor agilidad en licenciamiento ambiental y consulta previa, seguridad jurídica y condiciones tributarias competitivas.
3. Fortalecer el transporte y la confiabilidad: Ampliar la capacidad para movilizar gas hacia los centros de consumo y desarrollar infraestructura que otorgue mayor flexibilidad y respaldo al sistema. La conexión VIM-Interior (Jobo-Vasconia) podría habilitar hasta 400 MPCD, mejorar la confiabilidad de la red y conectar mejor los sistemas de la costa y el interior, con esquemas regulatorios que reconozcan las inversiones y la capacidad de respaldo.
4. Recuperar la estabilidad regulatoria: Preservar la capacidad técnica de la CREG y la UPME, aprobar con agilidad los proyectos priorizados en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural y resolver las actualizaciones tarifarias pendientes, mediante señales oportunas, previsibles y consistentes.
5. Proteger la competitividad y a los consumidores: Evitar que las restricciones de oferta y los mayores costos aceleren la pérdida de demanda o la sustitución por energéticos de mayores emisiones. También se requiere el giro oportuno y una mejor focalización de los subsidios para proteger a los hogares vulnerables sin comprometer la sostenibilidad financiera de las empresas prestadoras.

Gas natural, estratégico para la seguridad energética

InfoGas 2026 concluye que Colombia no debe elegir entre gas nacional o importado. El desafío es garantizar un abastecimiento diversificado, confiable y competitivo en un mercado con una holgura cada vez menor.

“Las decisiones que se adopten serán determinantes para consolidar al gas natural como motor de transformación para Colombia, respaldo fundamental del sistema eléctrico y aliado de una matriz energética más diversificada, resiliente y sostenible. Su firmeza y flexibilidad serán cada vez más relevantes para responder a la variabilidad hidrológica, complementar la creciente participación de fuentes renovables e impulsar la competitividad y el desarrollo productivo”, concluye el Informe.

Luego de perder la autosuficiencia de gas natural a finales de 2024, el país ve un futuro más promisorio, que lo podría llevar, incluso, a exportar.

De acuerdo con Rodolfo Anaya, presidente de la comercializadora Vanti, la horrible noche ya está pasando para el sector del gas. Durante el encuentro anual con los clientes industriales en Bogotá, el ejecutivo señaló que la empresa puede ofrecer nuevamente firmeza en la oferta.

El optimismo de Anaya viene de una realidad: Colombia sí tiene gas, y de diferentes fuentes. El ejecutivo mencionó que a finales de 2026 es posible que Maurel & Prom aumente su producción de 30 a 60 millones de pies cúbicos diarios (MPCD); además Vanti contrató con Ecopetrol 30 MPCD de la Regasificadora del Pacífico, que se espera entre en operación en noviembre próximo, y 40 MPCD con la regasificadora de Puerto Bahía, que también se espera para finales de año, con lo cual se sortearía buena parte del fenómeno de El Niño.

Superada esa coyuntura, a partir del 2027 Vanti podría ofrecer nuevamente a la industria contratos de largo plazo con firmeza. Cabe recordar que este sector fue el más castigado con la escasez de gas, pues no le renovaban los contratos y la molécula pasó de costar 8 dólares por millón de BTU a 20 dólares.

En el mediano plazo, Anaya es optimista, pues con el nuevo Gobierno espera que se reactive la actividad exploratoria, con mejores condiciones de seguridad tributaria, física y regulatoria, lo que atraería nueva inversión en un sector intensivo en capital.

Otras alternativas que no descarta son la importación desde Venezuela y el desarrollo de los yacimientos no convencionales: fracking en el Magdalena Medio y gas asociado a los mantos de carbón en las cuencas Cesar-Ranchería.

Si se dan las condiciones, este gas podría estar en el mercado entre 2028 y 2029, mientras entran en producción los grandes yacimientos descubiertos en el mar Caribe, estimados para que comiencen producción en 2030, arrancando con Sirius.

Las reservas estimadas en el offshore rondarían los 70 terapiés cúbicos, lo que transformaría a Colombia de país deficitario a posible exportador. Nada descabellado, si se tienen en cuenta las experiencias de los Estados Unidos y Argentina.

En ese mismo espacio de discusión, Carlos Machado presidente de Maurel & Prom, señaló que a largo plazo se espera que Colombia sea un exportador de gas natural. “Actualmente tiene poquitas reservas pero un potencial por descubrir, para ello hay que explorar y eso requiere mucha inversión con un riesgo alto, aún así esperamos invertir 180 millones de dólares en los próximos 18 meses con el propósito de aumentar producción”, dijo.

En el panel también estuvo Alberto García, country Manager de Drummond Energy, quien dijo que existen varias fuentes de gas natural en el país como el offshore, yacimientos no convencionales y los convencionales, que deben ser aprovechados como lo han hecho Estados Unidos y Argentina. “Esas fuentes nos van a permitir volver a precios competitivos, por ello llevamos 15 años preparandonos para estar listos para desarrollar los proyectos de gas y carbón”, señaló.

Finalmente Rodolfo Anaya, señaló que la apuesta de Vanti de largo plazo ha sido volver a tener gas nacional. “La gran apuesta de Colombia tiene que ser su propio gas y el gas de Venezuela, donde se queman diariamente 1.500 MPC. Hay compañías que han tenido una apuesta de invertir en gas importado por los próximos 10 años. Vanti lo ha hecho a periodos de 3 y 5 años, porque nosotros apostamos a que el país vuelva a tener total capacidad de producción de gas nacional”, concluyó.

BTG Pactual Commodities Colombia S.A.S. E.S.P. opera en el país desde 2022, cuenta con calificación AAA* y es la comercializadora independiente de energía más grande de Colombia, sin integración con activos de generación.

BTG Pactual avanza en Colombia con la incorporación de la comercialización de gas natural a sus operaciones de energía, ampliando así su alcance en un sector estratégico para el desarrollo del país.

BTG Pactual recibió la aprobación final para operar como comercializador de gas natural en el país a través de su filial BTG Pactual Commodities Colombia S.A.S. E.S.P.

“La autorización permite iniciar operaciones de compra y venta y avanzar en el desarrollo de una oferta integrada de gas y energía, con soluciones que combinen precio, plazo y gestión de riesgos”, indicó la compañia.

Esta capacidad cobra especial relevancia ante la mayor exposición de Colombia a las dinámicas internacionales del gas y la creciente interacción entre su abastecimiento y la generación eléctrica.

“La energía es un sector en el que BTG Pactual ha construido una experiencia relevante a nivel regional, combinando conocimiento especializado de los mercados con nuestras capacidades financieras. Sumar a Colombia a esta estrategia nos permite seguir desarrollando una plataforma regional, aprovechando la estructura global de commodities del grupo BTG y experiencia en Brasil, Chile, Mexico, Europa y Argentina, adaptándola a las oportunidades y necesidades del mercado colombiano”, dijo Manuel de Almeida Marins Gorito, socio de BTG Pactual y responsable de Commodities del Grupo.

Esta apuesta se complementa en Colombia con el proceso de adquisición de las centrales hidroeléctricas Luzma I y Luzma II, ubicadas en Amalfi, Antioquia, que cuentan con una capacidad instalada conjunta de 39,2 MW, proceso que se encuentra en trámite de autorización ante las autoridades competentes.

Esos activos amplían la participación de BTG Pactual en distintos segmentos del sector y complementan sus operaciones de comercialización.

El crecimiento en el país se apalanca, además, en la solidez y escala global de BTG Pactual. Al cierre del segundo trimestre de 2026, el Grupo registró una utilidad neta de USD 993 millones e ingresos totales de USD 2 billones, 16% más frente al 2T25, con una rentabilidad sobre patrimonio (ROAE) de 26,7%.

Con estos avances, BTG Pactual fortalece su presencia en el sector energético en Latinoamérica, combinando conocimiento especializado, capacidades financieras y gestión de riesgos para desarrollar soluciones adaptadas a las necesidades de cada mercado.

El sector aportó $3,57 billones al país en impuestos y regalías durante 2025.

La industria del gas natural proyecta inversiones por USD 1.031 millones durante 2026, cerca de 17 % más frente a los USD 883 millones ejecutados en 2025, de acuerdo con el más reciente Informe de Inversiones y Aportes de la Industria del Gas Natural en Colombia 2025, presentado por la Asociación Colombiana de Gas Natural (Naturgas).

Para 2026, la mayor parte de los recursos estará destinada a exploración y producción (E&P), con USD 839 millones, seguida por transporte, con USD 129 millones, y distribución y comercialización, con USD 62 millones.

Uno de los mayores incrementos se dará precisamente en transporte, donde las inversiones proyectadas crecerían 207% frente a 2025. Este aumento está asociado con el desarrollo de proyectos prioritarios del Plan de Abastecimiento de Gas Natural aprobados por la CREG y contempla aproximadamente USD 25 millones para habilitar la importación de Gas Natural Licuado (GNL).

“La industria está respondiendo con inversión a uno de los mayores desafíos energéticos que enfrenta Colombia. Los USD 1.031 millones proyectados para 2026 representan una apuesta concreta por aumentar la oferta, fortalecer la infraestructura y llevar más gas natural a los colombianos. Cada inversión que logramos ejecutar hoy significa mayor seguridad energética para los próximos años”, afirmó Luz Stella Murgas, presidenta de Naturgas.

Inversión que también transforma vidas

“Estas cifras también tienen rostro. Más de 383.000 hogares accedieron al gas natural durante 2025 y cerca de 1,6 millones de colombianos se beneficiaron de los programas sociales de nuestras empresas. Esa es la mejor demostración de que invertir en gas natural también significa invertir en calidad de vida, oportunidades y desarrollo para las regiones”, agregó la presidente de Naturgas.

Adicionalmente, las empresas destinaron USD 23,4 millones a proyectos de inversión social, beneficiando a cerca de 1,6 millones de colombianos en 196 municipios de 21 departamentos.

Los recursos se orientaron a iniciativas relacionadas con servicios públicos, energía, agua potable y saneamiento básico, conexiones de gas, fortalecimiento comunitario, educación y proyectos productivos, con especial presencia en los departamentos de Tolima, Atlántico, La Guajira y Valle del Cauca.

El gas natural también mantiene un aporte significativo a las finanzas nacionales y territoriales. Durante 2025, la industria contribuyó con $3,57 billones en impuestos y regalías. De este total, $2,32 billones correspondieron a impuestos nacionales y territoriales, 8% más que en 2024, mientras que

$1,25 billones provinieron de regalías del segmento de exploración y producción.

Para Naturgas, el desafío ahora es convertir las inversiones proyectadas en proyectos efectivamente ejecutados y nueva oferta disponible para el país.

“Acelerar la exploración y producción, desarrollar la infraestructura de transporte y habilitar nuevas fuentes de suministro será determinante para fortalecer la seguridad energética, respaldar la generación eléctrica, proteger la competitividad de la industria y garantizar que más colombianos accedan a los beneficios del gas natural”, concluyó Murgas.

Finalmente, después de tantos dimes y diretes, el tema de la importación de gas natural en Colombia se está poniendo en blanco y negro.

Durante varios años, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) puso a la regasificadora del Pacífico como un proyecto prioritario para el abastecimiento del país. El proyecto consistía en una planta de 400 millones de pies cúbicos diarios (MPCD) y un gasoducto de unos cien kilómetros entre Buenaventura y Yumbo. Pero después de dos intentos de adjudicación, fallidos, definitivamente el proyecto resultó no ser bancable.

Luego de que Colombia perdiera la autosuficiencia de gas en diciembre de 2024, salieron a la palestra 14 proyectos de regasificación, y desde entonces la importación de gas natural licuado (GNL) está tomando forma.

Por el momento, tres proyectos son los que están más avanzados: la Regasificadora del Pacífico, con 80 millones de pies cúbicos diarios (MPCD) contratados; Puerto Bahía, con 126 MPCD contratados y una capacidad de 400 MPCD; y Caribe, con 60 MPCD.

El proyecto de La Guajira (TGI), que ya cuenta con la FSU contratada y una capacidad estimada en 400 MPCD, permanece en stand by hasta que se logre comercializar un volumen significativo.

“Hace un año teníamos más incertidumbre. Hoy ya tenemos un camino que nos asegura una molécula desde Buenaventura a partir de noviembre. Además, tenemos el proyecto de Puerto Bahía con Frontera, de 400 millones de pies cúbicos, donde nosotros contratamos parte de esa capacidad”, dijo Byron Triana, vicepresidente de Energías para la Transición de Ecopetrol, durante el Foro de Gas 2026, realizado por el Gestor del Mercado el 30 de julio pasado.

Triana señaló que el otro proyecto de Ecopetrol en Coveñas, de 400 MPCD, ya no tiene sentido, pues con los proyectos que están andando se tendría una capacidad de unos 1.200 MPCD (150% del consumo actual del país), por lo que ahora se concentrarían en la conversión en gasoducto del Oleoducto de Colombia, “que no es únicamente para el offshore y para el abastecimiento con gas propio, sino que garantizar la confiabilidad, lo que nos va a permitir competitividad de todas las fuentes que vamos a tener en la costa Caribe”.

Por su parte, Orlando Cabrales, CEO de Frontera Energy, manifestó que desde que se pensó construir en el país una terminal de regasificación, hace 13 años, Puerto Bahía ya estaba interesada, solo que ese proceso lo ganó SPEC en ese momento.

“Puerto Bahía, desde hace muchos años, ha tenido la posibilidad de desarrollar un terminal de importación de gas. Ahí ha estado el puerto siempre y hace dos años empezamos a trabajar el tema”, dice Cabrales, y agrega:

“Hace año y medio aproximadamente salimos al mercado y ofrecimos lo que podía ser el proyecto de Puerto Bahía, porque podíamos estar muy rápido en el mercado haciendo este proyecto de gas. Primero, porque ya era un puerto consolidado, con una inversión de 650 millones de dólares, licencia ambiental vigente, concesión portuaria vigente, ya estábamos conectados a la Refinería de Cartagena, a través de una tubería de casi ocho kilómetros, y estamos a 300 metros de la estación Mamonal de Promigas, que es el punto de entrada al Sistema Nacional de Transporte”.

El contrato firmado con Ecopetrol para los primeros dos años es por 126 millones de pies cúbicos diarios. Frontera Energy presta el servicio de infraestructura y Ecopetrol se encarga de la comercialización de la molécula, tanto a nivel internacional como a nivel local.

Cabrales señaló que la fecha contractual para entrar en operación es febrero de 2027, pero están trabajando para que pueda entrar antes.

Finalmente, el tercer proyecto que están en construcción es Caribe, en Tolú, con una capacidad inicial de 60 MPCD y que se espera entre a finales de 2026 o comienzos de 2027.

Pese a que la UPME hace planes de expansión, los proyectos nunca se ejecutan en los tiempos esperados. En el pasado, la planta de SPEC no estuvo a tiempo para atender el Niño de 2016.

En esta ocasión la situación es más compleja. Se perdió la autosuficiencia en gas natural, el país ya importa el 35% de la demanda, se aproxima un Niño intenso y la guerra del Golfo Pérsico aumentó los precios internacionales del energético.

En esas circunstancias, hay tres proyectos de regasificación en una carrera contra el tiempo y, seguramente, los demás ya no tendrán un mercado abierto, pues la importación de gas natural ya se está definiendo.

Petrobras y Ecopetrol confirmaron un nuevo descubrimiento de gas natural con la perforación del pozo exploratorio Sandía-1, ubicado en el Bloque GUA-OFF-O en aguas profundas en el offshore colombiano.

El pozo exploratorio Sandía-1 se encuentra aproximadamente a 42 kilómetros de la costa a una profundidad de agua de 1.285 metros y a una distancia de 18 kilómetros de los pozos Sirius-1 (descubridor de gas) y Sirius-2 (delimitador) y de 9 kilómetros del pozo Copoazu-1 (descubridor de gas), reforzando el potencial de gas en esta cuenca del Caribe colombiano.

La perforación del pozo exploratorio Sandía-1 se inició el 12 de junio de 2026 alcanzando su profundidad final el 29 de julio. Los intervalos donde se comprobó la presencia de gas están siendo evaluados detalladamente mediante registros de pozo y posteriormente se llevarán a cabo análisis de laboratorio adicionales.

El proyecto se desarrolla en el marco del Contrato GUA-OFF-0 suscrito con la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), con Petrobras International – Sucursal Colombia como operador, con una participación del 44,4%, y Ecopetrol S.A. con una participación del 55,6%.

Para Ecopetrol, el anuncio de este nuevo descubrimiento confirma el gran potencial de gas que se tiene en el Caribe colombiano y el impacto positivo de la campaña exploratoria adelantada costa afuera, para incrementar la oferta de gas en el país, oferta que estaría en el mercado hacia 2030.

El foro reunirá el 30 de julio a representantes del gobierno, empresas del sector y expertos nacionales e internacionales para analizar el nuevo escenario de abastecimiento de gas natural en Colombia.

¿Qué decisiones debe tomar Colombia para asegurar el abastecimiento de gas natural en los próximos años? La reducción de la oferta nacional y la mayor participación del gas importado han cambiado las condiciones del mercado. Este escenario exige respuestas sobre cómo recuperar la producción, preparar la infraestructura y atender la demanda de los hogares, la industria y la generación eléctrica.

Estas serán las discusiones centrales del Foro de Gas 2026, que se realizará el jueves 30 de julio en el hotel Grand Hyatt de Bogotá.

El encuentro, convocado por el Gestor del Mercado de Gas Natural de la Bolsa Mercantil de Colombia y el Consejo Nacional de Operación de Gas Natural (CNO-Gas), reunirá a representantes del Gobierno, productores, transportadores, generadores, distribuidores y expertos nacionales e internacionales. El propósito es contrastar perspectivas y aportar elementos técnicos para evaluar las posibles respuestas frente al actual panorama del sector.

Uno de los ejes centrales será el nuevo mapa del gas natural licuado (GNL) en las Américas. La discusión examinará los cambios en las rutas de suministro, la influencia de la geopolítica sobre el mercado y las experiencias internacionales que pueden ofrecer elementos para Colombia ante una mayor participación del gas importado. La agenda incluirá la experiencia de España en la planificación y operación de importaciones de gas.

El foro también abordará las posibilidades de ampliar la oferta nacional, los proyectos de infraestructura necesarios para recibir y transportar gas importado, las alternativas de financiación y las condiciones regulatorias que requiere el sector. El análisis considerará las implicaciones para los hogares, la industria, la generación eléctrica y los demás segmentos de la demanda.

“Colombia debe definir una hoja de ruta para garantizar el abastecimiento de gas natural en los próximos años. Esto implica recuperar la producción nacional, preparar la infraestructura para una mayor participación de las importaciones y establecer condiciones regulatorias y financieras que respondan a las necesidades de los hogares, la industria y la generación eléctrica. Las decisiones que se adopten hoy serán determinantes para la seguridad energética del país”, afirmó María Inés Agudelo Valencia, presidente de la Bolsa Mercantil de Colombia.

La agenda contará con la participación de invitados nacionales e internacionales como Diego Rivera Rivota, investigador del Centro de Política Energética Global de la Universidad de Columbia; Eduardo García, director de Operaciones de Enagás GTS de España; Nicolás Pineda Bernal, gerente sectorial de Recursos Naturales de Bancolombia, y María Claudia Alzate Monroy, directora del Gestor del Mercado de Gas Natural.

Los paneles incluirán a representantes de empresas productoras, Ecopetrol, transportadores, generadores, distribuidores y consumidores. La jornada cerrará con una conversación sobre las decisiones institucionales y empresariales que deberá adoptar Colombia frente al nuevo escenario del abastecimiento, con la participación de delegados de la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME), la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) y la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG).

“El Foro de Gas 2026 permitirá contrastar las perspectivas del gobierno, las empresas, los consumidores y los expertos, identificar puntos de acuerdo y precisar los asuntos que aún requieren definición. El propósito es que la discusión técnica se traduzca en conclusiones útiles para las entidades y las empresas que participan en la planeación y operación del mercado de gas natural”, destacó María Claudia Alzate Monroy, directora del Gestor del Mercado de Gas Natural.

Agenda e inscripciones en: https://www.forogascolombia.com/.

Ante las recientes declaraciones del gerente de Colgas publicadas en medios de comunicación, en las que asegura que el precio del gas natural aumentará, la Asociación Colombiana de Gas Natural (Naturgas) rechazó esas afirmaciones.

En un comunicado de prensa, Naturgas expresó:

En los últimos años, tanto el Gas Natural como el Gas Licuado del Petróleo (GLP) han complementado su oferta local con importaciones para atender la demanda nacional.

Las importaciones de Gas Natural Licuado (GNL) iniciaron a finales de 2024 para hogares, comercios, vehículos e industrias, además de las importaciones para plantas térmicas que comenzaron en 2016. Hoy representan cerca del 32% de la demanda total nacional, de acuerdo con cifras del Gestor del Mercado. En GLP, las importaciones pasaron del 14% de la demanda nacional en 2024 al 52% en el primer semestre de 2026, según datos de Gasnova.

En materia de precios, el gas natural no depende de un solo factor, sino de variables como la proporción de producto nacional e importado, los precios internacionales, los costos de transporte y almacenamiento, así como de la tasa de cambio. En ambos casos, gas natural y GLP, cuando es necesario importar el energético, su valor se determina con base en referencias de los mercados internacionales. En el caso del GLP, además, su precio está estrechamente ligado al comportamiento del mercado del petróleo, ya que es un subproducto de la refinación.

Por otro lado, en Colombia el precio del gas natural al usuario final tiene un esquema tarifario regulado y previsible, determinado por reglas claras, públicas de la CREG y sujetas a la vigilancia de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios. Mientras que en GLP las reglas son mucho más flexibles, lo que permite amplia variabilidad de precios para los usuarios y mayor dificultad para la supervisión y vigilancia.

De acuerdo con análisis recientes de la Unión Internacional del Gas (IGU), al cierre de 2025 estaban aprobadas o en construcción 234 millones de toneladas de nueva oferta de GNL en el mundo, con lo cual se generará un mercado más balanceado y competitivo, con precios internacionales más estables y de menor volatilidad. Se espera que esta estabilización tenga un impacto positivo sobre el precio del GNL para los países importadores.

Por lo anterior, afirmar que el precio del Gas Natural “va a incrementar”, como lo declaró Colgas, desconoce la realidad del mercado.

La situación de suministro y precios de gas natural no puede reducirse a afirmaciones aisladas que distorsionan el debate y afectan las condiciones de libre elección de los usuarios.

La industria del gas natural ha habilitado todas las alternativas disponibles: desarrollo de infraestructura de transporte, capacidad de importación y otros proyectos estratégicos que aporten confiabilidad al sistema, garantizando el abastecimiento del energético para toda la demanda industrial, comercial, vehicular y residencial. Por ejemplo, la nueva capacidad de regasificación en Buenaventura y Puerto Bahía que aportará de 60 a 400 millones de pies cúbicos entre 2026 y 2029.

Esta industria ha garantizado el suministro confiable y continuo para los 36 millones de colombianos que hoy se benefician del gas natural, y lo seguirá haciendo.

Además, en Colombia se ha identificado un potencial de reservas cercano a los 34 terapiés cúbicos en tierra y entre 70 y 100 costa afuera en el Caribe, que si se desarrollan garantizaría la seguridad energética de mediano y largo plazo del país.

Naturgas rechaza cualquier intento de instrumentalizar el debate sobre el precio del gas natural para generar desconfianza injustificada entre los usuarios, y hace un llamado a que las discusiones sobre el mercado energético se basen en información completa, verificable y contextualizada.

 La empresa aportará 81 GBTUD a través de 9 contratos para generadoras térmicas y distribuidoras de gas natural que atienden el sector residencial y gas natural vehicular.

Con ocasión del mantenimiento programado de la infraestructura de regasificación de SPEC LNG, previsto entre el 30 de julio y el 3 de agosto de 2026, Ecopetrol puso a disposición del mercado 81 GBTUD de gas natural, mediante Contratos de Suministro de Contingencia (CSC), que fueron comercializados entre el 8 al 15 de julio de 2026.

Como resultado de este proceso comercial se suscribieron nueve contratos, que contribuirán a que durante el desarrollo del mantenimiento preventivo de la terminal de regasificación de Cartagena (SPEC LNG), se pueda abastecer la demanda afectada directamente.

La habilitación de estos 81 GBTUD, para los cinco días de mantenimiento programado, es el resultado de un esfuerzo de Ecopetrol, que incluye sustitución estratégica de combustibles, optimización de las operaciones en las diferentes plantas y un trabajo coordinado al interior de la compañía para asegurar la disponibilidad del recurso, así como de los demás combustibles y materias primas.

“Ecopetrol ha venido participando en las diferentes mesas de trabajo institucionales de preparación para este mantenimiento, coordinando esfuerzos con los diversos actores del sector para mitigar cualquier impacto. Esta medida contribuye a la continuidad del abastecimiento y refleja la capacidad de Ecopetrol para anticiparse a las coyunturas del sistema y responder oportunamente a las necesidades del país”, indicó Álvaro Casanova, Gerente de Gas y GLP de Ecopetrol.

Con la disponibilidad de los 81 GBTU, la Empresa contribuye a mantener la confiabilidad del sistema energético nacional, con un suministro adicional a los diferentes sectores que dependen del gas.

, al tiempo que ratifica su aporte a la economía nacional en el marco de las disposiciones regulatorias emitidas por el Ministerio de Minas y Energía, la CREG y siguiendo las recomendaciones del Consejo Nacional de Operación de Gas.

La Asociación Colombiana de Gas Natural (Naturgas) y la Asociación Colombiana de Grandes Consumidores de Energía Industriales y Comerciales (Asoenergía), hicieron un llamado a las autoridades nacionales para blindar el abastecimiento de gas en Colombia.

El anuncio se realizó tras la decisión emitida por la Corte del King’s Bench de Alberta (Canadá), que autoriza a Canacol Energy a terminar de manera anticipada y unilateral sus contratos de transporte y suministro de gas natural.

No obstante, la reciente decisión judicial sobre Canacol en la Corte de Alberta, Canadá, no implica una terminación automática ni masiva de los contratos de suministro y transporte de gas natural en el país.

La decisión, una vez sea notificada a la Superintendencia de Sociedades en Colombia, activa un proceso interno de validación que implica entre otras, revisar si la misma conlleva una afectación al orden público; es decir, si en caso de afectarse el servicio público de gas natural, se afecta la seguridad, la convivencia y la estabilidad social. Es decir, la ley colombiana prevalece frente a cualquier decisión extranjera y toma tiempo en validarse.

Actualmente, la operación de Canacol es fundamental para Colombia, abasteciendo parte de la demanda de siete departamentos de la Costa Caribe y algunos municipios de Norte de Santander. Esta demanda incluye el suministro para hogares, comercios, industrias y transporte, cuyo volumen comprometido representa cerca del 7,5% del abastecimiento nacional.

Sobre este fallo, Luz Stella Murgas, presidente de Naturgas, aseguró: “Es imperativo acudir a mecanismos que puedan mitigar la incertidumbre jurídica o agrave la declinación de la producción de la compañía en Colombia. Desde Naturgas reiteramos que la terminación de obligaciones contractuales no son la única ni la última opción viable cuando lo que está en juego es la protección del abastecimiento de gas natural sin sacrificar la prestación del servicio, la confianza del sistema y la seguridad energética de los colombianos”.

Por su parte, Asoenergía dimensiona la gravedad de este escenario recordando que Canacol es el segundo productor de gas más grande del país, cubriendo cerca del 35,8% del abastecimiento de la Costa Caribe. El gremio exigió señales claras de estabilidad y confiabilidad en el suministro energético, e instó a la Superintendencia de Sociedades, a la Superintendencia de Servicios Públicos y a la Agencia Nacional de Hidrocarburos para que garanticen el abastecimiento energético del sector productivo del país.

«Para la industria colombiana, la confiabilidad en el suministro de gas natural es una condición indispensable para mantener la producción, el empleo y la competitividad. Cualquier escenario que genere incertidumbre sobre el abastecimiento envía señales negativas a quienes hoy toman decisiones de inversión y pone en riesgo la continuidad de las operaciones. El país no podrá avanzar en políticas de reindustrialización ni fortalecer su capacidad productiva si no se garantiza la seguridad energética», afirmó Silvana Habib Daza, directora Ejecutiva de Asoenergía.

Naturgas y Asoenergía reiteraron su disposición de trabajar de manera articulada con el Gobierno Nacional, la Superintendencia de Sociedades y demás actores del sector para proteger la infraestructura, preservar las reglas de juego y garantizar la confiabilidad del abastecimiento de gas natural para los más de 36 millones de colombianos que dependen de este servicio.