Categoría: Gas Natural

Con un mes de retraso, con el portal web caído y sin la tradicional presentación y rueda de prensa para la entrega de resultados, la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) publicó el más reciente Informe de Recursos y Reservas 2025.

De acuerdo con el informe, a 31 de diciembre de 2025, las reservas probadas de gas natural de Colombia se ubicaron en 1.717 giga pies cúbicos (Gpc), un 17% menos que al finalizar 2024, cuando fueron de 2.064 Gpc.

No obstante, la relación reservas producción (R/P) se mantuvo en 5,9 años. Esto debido a que la producción comercializada también viene cayendo desde 2021. Efectivamente, mientras en 2024 la producción comercializada de gas fue de 351 Gpc, en 2025 fue de 290 Gpc, una caída del 17%.

De hecho, el país perdió la autosuficiencia en gas natural desde diciembre de 2024, por lo que ha tenido que recurrir a importaciones cada vez mayores, que a mediados de 2026 rondaban el 35% de la demanda.

En ese sentido, la Asociación Colombiana de Gas Natural (Naturgas) señaló que “los resultados del Informe constituyen una nueva señal de alerta sobre la necesidad de fortalecer la seguridad energética de Colombia”.

Para Naturgas, el mensaje es claro: Colombia no enfrenta una ausencia de recursos, sino el desafío de desarrollar con mayor velocidad los proyectos estratégicos que permitirán garantizar el abastecimiento en los próximos años.

“En los últimos 5 años se ha observado una caída de las reservas probadas del 46% que debe asumirse como un urgente llamado a la acción. Colombia tiene gas natural atrapado en tierra firme y costa afuera, y dispone del conocimiento técnico para desarrollarlos. Lo que necesitamos es acelerar la ejecución de los proyectos para que esos recursos se conviertan en energía disponible para los colombianos”, afirmó Luz Stella Murgas, presidente de Naturgas.

Efectivamente, en el Informe se detalla que le país cuenta con recursos contingentes por 10.540 Gpc, de los cuales el 75% se encuentran en cuencas costa fuera.

Pero el único proyecto offshore que se desarrolla en la actualidad es Sirius, en aguas del Caribe, el cual está programado para entrar en producción en 2030.

Mientras tanto, se vienen desarrollando varios proyectos de importación, de los cuales solo dos entrarían en operación a finales de 2026: la Regasificadora del Pacífico, en el corredor Buenaventura-Buga, y Puerto Bahía, en Cartagena.

Sin gas y con Niño

Murgas explicó que esta coyuntura adquiere una relevancia aún mayor ante la inminente llegada del Fenómeno de El Niño, escenario en el que el gas natural desempeña un papel fundamental para respaldar la generación de energía eléctrica ante la disminución de los aportes hídricos.

“La seguridad energética comienza por la capacidad de anticiparnos. Cuando el país enfrenta sequías, el gas natural es el aliado que permite respaldar la generación eléctrica, preservar el agua de los embalses y garantizar la continuidad de un servicio esencial para millones de colombianos”, señaló.

Naturgas advirtió, además, que la situación actual exige avanzar simultáneamente en el incremento de la producción nacional y en el fortalecimiento de la infraestructura de transporte y regasificación para habilitar todas las fuentes de suministro.

Para la Asociación, la seguridad energética no es un debate sectorial; es una condición indispensable para proteger la competitividad del país, garantizar la seguridad alimentaria, la estabilidad económica y la calidad de vida de más de 36 millones de colombianos, que son los consumidores del energético.

Vaca Muerta podría ser el motor de la integración energética regional, según el reporte «Oportunidades para el desarrollo del gas en América Latina y el Caribe», que se presentó el 2 de junio en la Conferencia ARPEL 2026.

El documento fue elaborado conjuntamente por la Unión Internacional del Gas (IGU), la Asociación de Empresas de Petróleo, Gas y Energía Renovable de América Latina y el Caribe (ARPEL) y la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE).

El reporte detalla queAmérica Latina y el Caribe tienen un gran potencial geológico con vastos recursos energéticos. Sin embargo, en 2024 representaron solo el 5% de la producción mundial de gas, según el reporte que se presentó el pasado 2 de junio. Para reducir esta brecha y avanzar en la integración energética regional, el documento estima que se requerirán inversiones superiores a los US$ 10.000 millones destinadas a la construcción y ampliación de gasoductos de integración.

Al mismo tiempo, se advierte que, para monetizar las reservas, movilizar capital público y privado y contar con mecanismos de financiación mixta y el apoyo de bancos multilaterales de desarrollo, es esencial que los marcos jurídicos y las reglas del sector trasciendan los ciclos políticos y los cambios de gobierno.

A su vez, plantea que las reservas de Vaca Muerta (Argentina), junto con otros proyectos marítimos convencionales y los yacimientos presalinos de Brasil, podrían iniciar una nueva fase de expansión energética en el Cono Sur. A esto se suman la producción consolidada de países como Venezuela, Bolivia, Perú y Trinidad y Tobago, así como nuevos frentes exploratorios en Guyana y Surinam.

Este avance podría generar beneficios directos para Argentina al reducir sus importaciones de GNL y aumentar sus exportaciones, con el potencial de convertirse en un actor de peso en el mercado mundial de GNL.

A nivel regional, el gas argentino impulsaría la reindustrialización de Brasil con precios competitivos, permitiría a Bolivia monetizar su infraestructura ociosa mediante peajes de transporte, y ofrecería a Chile y Uruguay una alternativa más económica que el GNL importado.

El rol del gas en la descarbonización

El reporte sostiene que el gas natural permite reducir rápidamente las emisiones al sustituir a los combustibles con mayor intensidad de carbono en la generación térmica. Según el informe del IPCC, el uso del gas permite reducir las emisiones de gases de efecto invernadero en aproximadamente un 24%, un 28% y un 42% por unidad de energía primaria al sustituir diésel, fuel oil y carbón en la generación de electricidad, respectivamente.

Además, el gas actúa como el respaldo indispensable para las energías renovables variables (solar y eólica), especialmente ante crisis hídricas como ocurrió en Brasil en 2021, donde la generación de gas tuvo que duplicarse para evitar cortes de suministro eléctrico.

Esta sustitución es especialmente relevante en varios países de América Central y el Caribe, donde los sistemas eléctricos siguen dependiendo en gran medida de los derivados del petróleo. Países como Granada, Haití, Barbados, Cuba, Nicaragua, Belice, Guyana y Surinam dependen de estos combustibles líquidos para más del 50% de su producción de electricidad. En estos sistemas, el cambio al gas puede aportar beneficios medioambientales y económicos inmediatos sin requerir grandes cambios estructurales en el funcionamiento del sistema eléctrico.

El rol del gas en el transporte

En el sector del transporte pesado, el cambio hacia el Gas Natural Comprimido (GNC) y Gas Natural Licuado (GNL) ofrece una reducción de emisiones del 20%, presentándose como una solución comercialmente disponible para avanzar en la descarbonización del sector.

Si bien combustibles bajos en carbono como metanol, amoníaco e hidrógeno presentan un potencial prometedor a futuro, el reporte señala que tanto las tecnologías como la infraestructura necesaria para su desarrollo enfrentan desafíos de madurez y escalabilidad.

Desde la perspectiva de la oferta, la monetización de las reservas de gas de la región puede impulsar el crecimiento económico, fortalecer la balanza comercial mediante el aumento de las exportaciones y la reducción de las importaciones, y apoyar el desarrollo social al ampliar el acceso a una energía más limpia, asequible y fiable.

Un ejemplo concreto es lo que ocurrió en Colombia, donde el Índice de Pobreza Energética Multidimensional (IMPE), elaborado por Promigas, indica que entre 2022 y 2024 la incidencia de la pobreza energética en el país disminuyó del 16,9% al 15,4%, lo que equivale a 300.000 personas, demostrando que el acceso a energía mejora directamente la calidad de vida.

Además, la integración de gases renovables como el biometano puede fortalecer el desarrollo local, generar oportunidades de ingresos en las zonas rurales, mejorar la gestión de residuos y reducir las emisiones, al tiempo que se aprovecha la infraestructura existente.

Sobre el reporte «Oportunidades para el desarrollo del gas en América Latina y el Caribe»

El objetivo del informe es contribuir de manera constructiva al diálogo internacional sobre energía, destacando el papel que el gas puede desempeñar para apoyar la transición energética de la región, fortalecer la seguridad energética y fomentar el desarrollo socioeconómico sostenible.

Su elaboración consultó a empresas líderes del sector, asociaciones nacionales de gas y expertos regionales, lo que refleja una amplia perspectiva de la industria sobre las oportunidades y los retos a los que se enfrenta el sector del gas en la región.

Próximamente estará disponible el reporte en: Publicaciones Arpel

Se trata del primer Programa de Gestión Acordado con una transportadora de gas para la devolución de recursos a través de facturación.

La Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y la empresa Promotora de Gases del Sur (Progasur), suscribieron un Programa de Gestión Acordado (PGA) para corregir tarifas de transporte de gas natural y proteger a los usuarios finales.

Progasur aplicará la tasa de descuento regulada del 10,94 %, corrigiendo el cobro superior que venía efectuando desde 2023. Según la Superservicios, el ajuste rige de manera inmediata.

El acuerdo establece la devolución de $8.796.569.197, que corresponde a las diferencias acumuladas entre el 1 de julio de 2023 y el 31 de mayo de 2026. Las devoluciones a los usuarios iniciarán en junio de 2026 y finalizarán el 31 de diciembre de 2026.

La devolución beneficiará a más de 2.6 millones de usuariosen los departamentos de Antioquia, Boyacá, Caldas, Caquetá, Cauca, Cundinamarca, Huila, Nariño, Tolima, Valle del Cauca y Norte de Santander.

Progasur notificará a las distribuidoras para que trasladen de forma efectiva e inmediata la devolución a los usuarios en la factura. La Superservicios vigilará que cumplan con este traslado.

Promigas Perú presentó su primera central térmica a gas natural en la Zona Económica Especial de Paita, un proyecto que fortalece el suministro de energía eléctrica en el norte del país y contribuye al desarrollo industrial y social de la región.

La nueva planta cuenta con una capacidad de 19,6 MW y permitirá atender una demanda anual superior a 160 GWh, equivalente al consumo aproximado de 155 mil hogares en las zonas de cobertura de Electronoroeste (ENOSA), lo cual representa un impacto en la calidad de vida de 600 mil personas.

La infraestructura estará interconectada a la red de ENOSA, garantizando un suministro eléctrico más confiable y continuo para los usuarios del norte del país.

“Este proyecto refleja el avance de Promigas en su evolución hacia una compañía multienergética, al tiempo que reafirma nuestro compromiso con el desarrollo de soluciones que fortalezcan la competitividad y mejoren la calidad de vida de las comunidades donde operamos”, destacó Juan Manuel Rojas, presidente de Promigas.

La central incorpora tecnología de última generación con motores Bergen Engines, diseñados para optimizar el consumo de gas natural y reducir las emisiones frente a otras tecnologías de generación, aportando a una operación más eficiente y sostenible.

Además, generó cerca de 550 empleos durante su construcción, y contempla la vinculación de talento local para su operación permanente.

Un hito de Promigas en Perú

Esta central representa el primer proyecto de generación térmica desarrollado por Promigas Perú y se posiciona como una de las principales centrales de mediana escala en el norte del país, marcando un avance relevante en la estrategia de expansión regional de Promigas.

“La planta de generación térmica en Paita aporta una solución confiable que acompaña el crecimiento de sectores productivos clave. Hoy, además de beneficiar a más de 1,5 millones de peruanos con el servicio de gas natural, seguimos consolidando nuestro liderazgo en el desarrollo de proyectos energéticos en el país”, señaló Miguel Maal, gerente General de Promigas Perú.

Como parte de su plan de crecimiento en el norte del país, la compañía prevé iniciar en 2026 la construcción de una segunda central térmica en la región Piura, específicamente en Sechura, reforzando su compromiso con la seguridad energética del Perú.

Promigas reportó sus resultados al cierre del primer trimestre de 2026, reflejo de una ejecución disciplinada y un portafolio diversificado en Colombia y Perú, en un entorno sectorial desafiante.

En materia de impacto social y acceso a servicios, Promigas alcanzó 7,6 millones de clientes, lo que representa más de 25 millones de personas en sus operaciones de gas natural y energía eléctrica en Colombia y Perú.

Asimismo, su programa de financiación Brilla otorgó 153.000 créditos en el primer trimestre de 2026, con una colocación de $376.832 millones, de los cuales el 94 % se destinó a hogares de estratos 1, 2 y 3.

En este periodo, la compañía alcanzó ingresos operacionales consolidados por $1,72 billones y un EBITDA de $547 mil millones, mientras que la utilidad neta se ubicó en $241 mil millones, equivalente al 98 % del presupuesto previsto.

“Estos resultados reflejan la solidez de nuestro modelo de negocio diversificado, pero sobre todo el compromiso y talento de nuestro equipo humano, que hace posible avanzar de manera disciplinada en un entorno retador. Hoy Promigas está dando pasos firmes en su consolidación como holding multienergética, ampliando sus capacidades para seguir aportando a la seguridad energética y al desarrollo sostenible de la región”, afirmó Juan Manuel Rojas, presidente de Promigas.

En infraestructura de gas natural, la terminal de regasificación SPEC, en Cartagena, respaldó más del 60 % de la generación térmica a gas natural y cubrió cerca del 23% de la demanda nacional, segunda fuente de suministro del país. La terminal alcanzó 90 días de regasificación con una capacidad de 475 MPCD, actualmente contratada al 100 %.

Por su parte, el negocio de transporte incrementó la capacidad bidireccional del tramo Barranquilla–Ballena a 120 MPCD, contribuyendo a mitigar el déficit de gas en el interior del país.

La compañía mantuvo una sólida disciplina financiera, con una ejecución del Capex del 86 % y una gestión eficiente de sus costos y gastos que llegaron al 89% del presupuesto; adicionalmente, conserva sus calificaciones de riesgo AAA local, y BBB- (Fitch Ratings) y Baa3 (Moody’s) a nivel internacional.

El caso del gas natural venezolano es una ilustración de las paradojas que viven algunos países de América Latina: tienen en su suelo grandes recursos que les prodigó la Naturaleza, pero mientras viven sobre la riqueza su población se debate en la pobreza.

Desde mediados del siglo XX el petróleo fue fuente de riqueza y prosperidad para los venezolanos, hasta la llegada al poder del socialismo del siglo XXI, que destruyó gran parte de la industria de hidrocarburos y del aparato productivo en general. El resultado: caída en la producción y las exportaciones petroleras, inflación desbordada y pobreza generalizada, al punto que ocho millones de habitantes huyeron del país en busca de mejores oportunidades.

La paradoja del gas natural venezolano es que teniendo abundantes recursos no los aprovecha en beneficio del país y sus pobladores. El problema viene de antes de la llegada del chavismo al poder.

Al ser un país eminentemente petrolero, el gas natural proviene en un 80 por ciento de la explotación del crudo, por lo que se le consideró tradicionalmente como un subproducto indeseable. Un problema para su monetización que, al no valorarse adecuadamente, hace que el negocio del gas no surja.

En síntesis, Venezuela desarrolló muy bien su infraestructura petrolera, pero no desarrolló el gas como negocio formal.

En efecto, actualmente el país bolivariano produce 4.100 millones de pies cúbicos diarios (MPCD) de gas natural (seis veces el consumo de Colombia), pero solo consume la mitad. Cerca de 2.000 MPCD (tres veces el consumo de Colombia) se pierden por fugas, venteos o quemas en las teas de los campos. Un daño patrimonial y ambiental de grandes proporciones.

“A nivel país existen sectores que tienen déficit de gas natural, no porque no contemos con los recursos, sino por problemas de limitaciones en infraestructura, que evitan que esa molécula llegue a los consumidores finales”, dice Rubén Pérez, consultor senior en gas natural y director de ChemStrategy.

Los principales sectores que padecen la falta de suministro son el petroquímico, el termoeléctrico, el domiciliario y empresas del Estado.

“Al no valorar la molécula de gas adecuadamente, tenemos problemas de infraestructura, gasoductos obsoletos y plantas compresoras con baja confiabilidad que tienen algún tipo de desperfecto”, señala Pérez.

¿Hay oportunidades para Colombia?

Otra paradoja es que ese sobrante de gas venezolano no puede ser llevado a Colombia, país que comenzó a tener déficit desde finales de 2024.

“En el corto plazo, no es viable que se pueda exportar las moléculas provenientes de los campos y la infraestructura del oriente venezolano, por su baja confiabilidad”, dice el experto.

En el mediano plazo, las apuestas están en el occidente, en el bloque offshore Cardón IV, concretamente en el campo Perla, operado por Eni de Italia y Repsol de España, en el golfo de Venezuela, frente a las costas de La Guajira.

Este campo produce en la actualidad 580 MPCD, pero sus planes de expansión son alcanzar unos 1.200 MPCD en 2030, con un paso intermedio en 2028, en el que aspiran a llegar a unos 645 MPCD. A partir de esta cantidad están autorizados para exportar parte del gas.

De acuerdo con Pérez, este es el yacimiento de gas natural más grande de Latinoamérica, con cerca de 15 trillones de pies cúbicos de reservas probadas.

“Aproximadamente, en unos tres años pudiéramos estar hablando de volúmenes exportables, si se hacen las debidas diligencias desde Colombia con el productor,” dice.

No obstante, señala que, en el corto plazo, moléculas producidas desde Cardón IV, pero manejadas por PDVSA, pudieran ser exportables, pero en modalidad interrumpible, aunque serían volúmenes muy bajos, por falta de infraestructura, baja confiabilidad de los gasoductos y falta de plantas de procesamiento para adecuar el gas a los requerimientos colombianos.

Gasoducto binacional, la gran incógnita

En ese sentido, hay que tener en cuenta la infraestructura de la que tanto se habla: el gasoducto binacional Antonio Ricaurte. Y para responder la inquietud, Pérez divide el gasoducto en dos tramos: el venezolano y el colombiano.

“El tramo venezolano se encuentra completamente mantenido. Tengo información fidedigna de que se encuentra en buenas condiciones. Está presurizado a unas 680 libras; es decir, tiene gas y mantiene la presión. Desde el lado venezolano se garantiza la operatividad del gasoducto”, dice y agrega:

“Cuando traspasamos la frontera hacia La Guajira colombiana, hay unos 5 kilómetros de gasoducto que fueron vandalizados, que fueron retirados completamente. Eso no es difícil de recuperar, ya PDVSA, que es el dueño del gasoducto, tiene los materiales para recuperarlo. Pero, igualmente hay que habilitar la operabilidad de la estación terminal Ballena, que también fue vandalizada. Son cambios menores que se estima en un año, año y medio, puedan estar solventados completamente”.

En un subcontinente de paradojas. Colombia quiere acabar con su industria mientras depende cada vez más de las importaciones. Venezuela quiere revivir sus mejores tiempos y en el entretanto no puede consumir ni exportar todo el gas que produce.

Tras el aplazamiento de la audiencia en la corte de Alberta (Canadá) que evaluaría la solicitud de Canacol Energy para la terminación anticipada de contratos de transporte y suministro de gas natural, Naturgas llama a las autoridades para salvaguardar la seguridad energética, la estabilidad del sector y la continuidad de un servicio público esencial.

La audiencia, inicialmente prevista para el 7 de mayo, fue reprogramada para el próximo 15 de mayo, luego de que la compañía solicitara más tiempo para explorar modificaciones de mutuo acuerdo de los contratos de transporte y de suministro de gas natural suscritos con sus clientes.

Actualmente, Canacol abastece parte de la demanda de siete departamentos de la Costa Caribe y algunos municipios de Norte de Santander, incluyendo hogares, comercios, industrias, transporte y una planta térmica en Sahagún, Córdoba.

Si bien la empresa mantiene contratos en firme por cerca de 110 millones de pies cúbicos diarios (MPCD), su producción promedio en abril se ubicó en 75 MPCD, equivalente al 7,5% de la demanda nacional.

Para la Asociación Colombiana de Gas Natural (Naturgas), este contexto no justifica una terminación anticipada de contratos. Por el contrario, advierte que una decisión en ese sentido incrementaría los riesgos sobre la continuidad del servicio y el abastecimiento energético del país.

“Existen caminos distintos a la terminación de contratos. Hay mecanismos empresariales, acuerdos entre las partes e incluso interés de inversionistas que permitirían mantener la operación y proteger el abastecimiento de gas sin sacrificar la prestación del servicio y la confianza del sistema”, explicó Luz Stella Murgas, presidente de Naturgas.

La asociación recordó que la producción de Canacol ha venido disminuyendo de manera progresiva en los últimos años, pasando de 196 MPCD en julio de 2023 a cerca de 75 MPCD en la actualidad, como resultado de factores técnicos y operativos. No obstante, esta situación ha sido gestionada mediante acuerdos entre las partes, sin necesidad de recurrir a la terminación de contratos.

Naturgas advirtió que una eventual suspensión de estos compromisos podría afectar cerca del 7,5% del abastecimiento nacional de gas natural, con impactos directos en hogares, industria y generación térmica, así como en la competitividad del país.

“Permitir que decisiones adoptadas en el exterior suspendan obligaciones contractuales en Colombia, sin evaluar sus impactos sociales y económicos, vulnera principios de orden público y desconoce el carácter esencial del gas natural para millones de colombianos”, afirmó Murgas.

Adicionalmente, el gremio alertó que una reducción en la disponibilidad de gas obligaría a sectores productivos a migrar hacia energéticos más costosos o con mayores emisiones, como el GLP, carbón, gasolina o diésel, lo que incrementaría los costos de producción y presionaría el precio de bienes esenciales como alimentos, bebidas, papel, cartón y cerámica.

En este contexto, Naturgas hizo un llamado al Estado colombiano para que de darse la autorización por parte de la Corte canadiense ejerza las facultades legales previstas en el régimen de insolvencia empresarial transfronteriza (Ley 1116 de 2006), particularmente la excepción de orden público, con el fin de evitar la adopción de medidas que comprometan la continuidad de los servicios públicos y la estabilidad energética del país.

Finalmente, el gremio reiteró su disposición de trabajar de manera articulada con las autoridades y los actores del sector para proteger la infraestructura energética nacional, preservar la seguridad jurídica y garantizar la confiabilidad y continuidad del abastecimiento de gas natural para más de 36 millones de colombianos.

Asoenergía, gremio que reúne a los grandes consumidores industriales y comerciales de energía en Colombia, hizo un llamado a las autoridades para garantizar la prevalencia del ordenamiento jurídico y la estabilidad en las relaciones contractuales que soportan el abastecimiento energético del país.

La Asociación Colombiana de Grandes Consumidores de Energía Industriales y Comerciales (Asoenergía), manifestó su preocupación frente a las recientes situaciones que podrían comprometer la continuidad en el suministro de gas natural a miles de usuarios del país y comprometer la estabilidad económica de regiones como la Costa Caribe.

El gas natural es un insumo esencial que se usa en múltiples procesos productivos que en muchas ocasiones operan de manera continua y que, igualmente, en muchas ocasiones no cuentan con sustitutos que puedan ser viables técnica y económicamente en el corto plazo.

En este contexto, cualquier interrupción o incertidumbre en el suministro no solo pone en riesgo la operación de empresas, sino que puede tener efectos significativos sobre el empleo, las economías regionales y la competitividad del país.

De materializarse la cancelación de contratos de suministro de gas natural en el mercado mayorista de gas natural, se estaría afectando un número significativo de usuarios, ya que Canacol Energy es el segundo productor más grande del país con una participación cercana al 17% del suministro nacional y representa cerca del 50% del abastecimiento de la Costa Caribe colombiana.

Recordemos que esta empresa está actualmente en un proceso de reorganización (para evitar la quiebra), tanto en Canadá como en Colombia,

La decisión podría tener un gran impacto en el precio interno de gas natural, lo que en el contexto actual del país agravaría la situación para toda la demanda. Un cambio en estas condiciones podría generar incrementos en las facturas del servicio para sectores como el industrial, residencial, comercial, vehicular y de compresores; así mismo, impactaría el sector de la generación térmica que, ante la inminente llegada del fenómeno de El Niño y los eventos geopolíticos que han generado que el gas importado eleve sus precios, requiere condiciones estables y energéticos

competitivos, en especial porque la generación de energía eléctrica para la Costa Caribe se sustenta la generación térmica.

De igual manera, se presentan casos como el de Cerro Matoso, compañía que produce níquel y que sustenta cerca del 80% del suministro de gas natural para sus operaciones de Canacol Energy, evidenciando los riesgos asociados a eventuales terminaciones anticipadas de contratos de suministro, en un entorno en el que la estabilidad y cumplimiento de las condiciones contractuales resultan fundamentales para garantizar la confiabilidad energética y la sostenibilidad de la industria.

“Esto podría tener afectaciones en más de 2.000 empleos, entre directos e indirectos en el sur de Córdoba e impactar de manera negativa a más de 50.000 personas del territorio cordobés y 25 comunidades vecinas que se benefician de los proyectos sociales que desarrolla la compañía en la zona. De igual manera, traería un impacto fuerte en los aportes al Estado, que en el 2025 recibió cerca de $334.570 millones de pesos por concepto de regalías e impuestos por parte de la empresa”, señaló Silvana Habib Daza, directora Ejecutiva de Asoenergía.

El gremio reiteró la importancia de preservar la seguridad jurídica en las relaciones contractuales, así como de asegurar condiciones de suministro estables y previsibles para los grandes consumidores de energía, quienes representan un pilar clave en la generación de empleo, el desarrollo regional y el aporte fiscal al país.

En este contexto, el gremio hizo un llamado a las autoridades competentes, en particular a la Superintendencia de Sociedades y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, para que garanticen la prevalencia del ordenamiento jurídico colombiano en las relaciones contractuales que impactan el abastecimiento energético del país.

“La resolución de este tipo de situaciones debe darse en el marco de la institucionalidad nacional, con criterios de seguridad jurídica y estabilidad, evitando decisiones que puedan comprometer la continuidad del suministro de energía para la industria, la seguridad energética y la competitividad del país”, señala.

“Colombia necesita señales claras de estabilidad y confiabilidad en el suministro energético. Situaciones como esta no solo afectan a una empresa en particular, sino que envían mensajes a toda la industria y a los inversionistas. Es fundamental que prime el ordenamiento jurídico colombiano y que se proteja la continuidad de operaciones que son clave para el empleo, las regiones y la competitividad del país”, concluyó Habib Daza.

En un procedimiento de inspección que contó con el acompañamiento de la Policía Nacional en Aguachica, San Alberto y Pailitas en el departamento del Cesar, se dio un golpe a los comercios que robaban gas natural.

El operativo dio como resultado el hallazgo de cuatro conexiones ilegales y la obtención de material probatorio, el cual se puso a disposición de las autoridades competentes con el fin de adelantar las acciones judiciales en contra de los usuarios y propietarios de los inmuebles que se apoderaban del gas natural.

De esta manera, se imputarán los delitos correspondientes, con penas de prisión de hasta 12 años, así como la eventual extinción del dominio de los comercios e inmuebles involucrados y que los propietarios respondan por el pago del gas natural que consumieron de manera ilegal.

Según Gas Natural del Cesar (Gasnacer), se evidenció en esos municipios que los comercios en los cuales se identificó el hurto de gas, se dedican a realizar actividades relacionadas, principalmente, con la fabricación de productos lácteos, entre ellos “Lácteos el Agrado” y “Lácteos Corzo”, así como un restaurante en el municipio de San Alberto de nombre “Nano´s”.

El hurto de gas natural es realizado por organizaciones criminales quienes ofrecen prácticas ilegales a industrias, comercios y residencias, exponiendo a las familias y a la comunidad en general a un peligro inminente, ya que estas bandas manipulan e intervienen las redes e instalaciones de gas natural sin cumplir con protocolos mínimos de seguridad.

Por ello, las autoridades y la empresa distribuidora hacen un llamado a no caer en este tipo de delitos, que genera riesgos a la comunidad.

La Empresa invita a que las personas que tengan información sobre este tipo de delitos denuncien ante la Fiscalía, la Policía y directamente en Vanti, de manera anónima, a través de la línea 6013078121, opción 6; o a través de Tú línea Ética Vanti en el teléfono 01800-5189587 o en el correo electrónico tulineaeticavanti@canalconfidencial.com.

Al cierre del Congreso de Naturgas, Juan Carlos Hurtado, gerente encargado de Ecopetrol, señaló que la compañía invertirá en este año cerca de 625 millones de dólares en proyectos de exploración y desarrollo de gas.

Entre los proyectos que están contemplados están la perforación de cinco pozos en el Pidemonte llanero, 3 pozos en el norte del país y dos costa fuera, de los cuales uno ya fue ejecutado y resultó exitoso, Copoazú-1, en compañía con su socia Petrobras.

Hay que señalar que el Grupo Ecopetrol proveyó en 2025 el 66% de la demanda de gas natural en Colombia, con un promedio de 633 giga BTU día (GBTUD).

Igualmente, en 2026, Ecopetrol es la única empresa que ha ofrecido cantidades de gas en firme de largo plazo, con un total de 270 GBTUD, aunque es un 32% menos de lo ofertado en 2025, cuando comercializó 396 GBTUD.

Sobre la comercialización del gas de Sirius, Hurtado dijo que en diciembre de 2025 se firmaron 66 contratos, por un total de 249 GBTUD, que entrarían en 2030, de un total de 470 GBTUD que se espera sea la producción del campo off shore.

Importaciones, otro frente que abre Ecopetrol

Ante la creciente escasez de gas nacional, la compañía entrará este año en el negocio de importación a través de dos proyectos: Pacífico con 60 GBTUD y Puerto Bahía, con Frontera Energy como socio, con 126 GBTU iniciales, que pueden llegar hasta 370 GBTUD en una etapa posterior.

En el proyecto de Buenaventura-Buga, Ecopetrol ya comercializó los 60 GBTUD contratados con la empresa PIO, que es la operadora del proyecto. Hurtado dijo que se suscribieron 18 contratos que cubren toda la capacidad, por lo que desde marzo pasado abrieron el proceso competitivo para comprar el gas natural licuado en el mercado internacional, con lo cual el proyecto estaría entrando en operación en octubre de 2026.

Otro proyecto de regasificación a mediano plazo es el de Coveñas, con una capacidad estimada de 400 MPCD, pero está determinado por la reconversión en gasoducto del Oleoducto de Colombia, de propiedad de su filial Cenit, por lo que se estima su entrada en operación a finales de 2029.

“Este proyecto será posible si logramos una articulación sectorial que promueva los incentivos adecuados desde la remuneración de la infraestructura, así como la pronta asignación del proyecto dentro del Plan de Abastecimiento de Gas Natural”, concluyó Hurtado.