Categoría: Gas Natural

Con las reservas en caída libre, los precios del gas nacional al alza y sin margen de maniobra, los consumidores verán alzas en diferentes regiones y segmentos de consumo. Radiografía de una crisis anunciada.

La reducción sostenida en la oferta de gas natural nacional y la firma de nuevos contratos a partir del primero de diciembre pasado con precios más altos, comenzará a pasar factura en 2026 con alzas para algunos usuarios y regiones.

De acuerdo con Luz Stella Murgas, presidente de la Asociación Colombiana de Gas Natural (Naturgas), en lo que tiene que ver con el gas natural vehicular (GNV), en Antioquia y en los Llanos Orientales, con excepción de Yopal, los incrementos serán inferiores al 5%; en el Eje Cafetero subirán por debajo del 10%; en la Costa Caribe los incrementos varían entre 6% y 13%; mientras que los departamentos de  Cundinamarca, Boyacá, Santander y Valle del Cauca, junto con Yopal, tendrán los mayores incrementos, entre 30% y 38%. Esto con base en los nuevos contratos de suministro firmados el pasado primero de diciembre.  

Con respecto al gas domiciliario, Murgas dijo que el próximo año solo tendrá el incremento normal del IPC y que este sector está cubierto en un 95% con contratos en firme, aunque hay que anotar que los incrementos de tarifas en este segmento se hicieron a comienzos de 2025.

Por el contrario, el sector que siempre ‘paga los platos rotos’ es el industrial, que tiene un 42% de contratos en modalidad interrumpible. Este sector es el que explica la destrucción de demanda de cerca del 20%, pues mientras hace unos cinco años el país consumía cerca de mil millones de pies cúbicos diarios (MPCD), hoy el consumo nacional es de algo más de 800 MPCD.

Si bien, para 2026 el gas está asegurado con un 80% de producción nacional y un 20% de gas importado, el país está al límite. “No tenemos margen de maniobra para reaccionar frente a contingencias: que haya un mantenimiento no programado, que la infraestructura de producción o de transporte tenga una falla, que las condiciones climáticas cambien. No tenemos margen de maniobra para reaccionar frente a estas contingencias porque no tenemos excedentes de gas”, reiteró Murgas.

Uno de los elementos centrales que explican el alza es la pérdida de autosuficiencia, evidente desde diciembre de 2024. De acuerdo con el profesor Sergio Cabrales, “hace un año perdimos la autosuficiencia en el mercado, que no es térmico”, lo que obligó a Colombia a importar gas para atender sectores como el residencial, el comercial, el industrial y el vehicular.

Este cambio estructural provocó que el país dejara de operar con contratos de entre 4 y 5 dólares por millón de BTU, valores que se mantuvieron durante cerca de una década. Con su vencimiento el pasado 30 de noviembre, el reemplazo inmediato fue de contratos entre 10 y 12 dólares para el gas nacional y de alrededor de 14 dólares para el importado.

Y no se ven soluciones en el corto plazo. Todas las esperanzas están puestas en el campo offshore Sirius, que, de darse el cronograma sin contratiempos, entraría en producción a comienzos de la próxima década.

Hacia 2027, Naturgas solo ve una oferta adicional de 60 giga BTU diarios (GBTUD) de campos onshore, concentrados en Arrecife (Hocol, Córdoba), La Belleza (Parex, Magdalena) y Floreña (Ecopetrol, Casanare).

Por el lado del gas importado, la oferta adicional para 2027 sería de 118 GBTUD a través de los únicos proyectos que hasta el momento tienen decisión final de inversión (FID): Buenaventura con 60 GBTUD y la ampliación de la planta de regasificación de SPEC con 58 GBTUD.

Algunas cifras positivas

No obstante, la crítica situación de abastecimiento, en la presentación del informe ‘El Gas Natural en Cifras’, Naturgas reveló que durante 2024 más de 384.000 nuevos usuarios se conectaron al servicio de gas natural, consolidando un crecimiento del 3,4% y ampliando la cobertura a 26 de los 28 departamentos del país. “Desde 2020 se han sumado 1,77 millones de hogares al gas natural, lo que refleja un avance en acceso a energía limpia y disminución de la pobreza energética”, dijo Murgas.

La dirigente gremial agregó que “este crecimiento se da en un contexto desafiante, pues, aunque el suministro está asegurado para 2025 y 2026, el país opera sin margen de maniobra debido a la reducción del gas local en firme, el aumento del gas importado y los retrasos en proyectos estratégicos clave para garantizar estabilidad y seguridad energética”.

“Pero, cuando el sistema opera al límite, todos los usuarios pueden enfrentar cierto grado de incertidumbre. La solución no es decidir quién se afecta primero, sino acelerar los proyectos que garanticen suficiente oferta para todos”, concluyó la presidente de Naturgas.

Argentina tiene el potencial, Brasil la demanda y Bolivia el desafío más urgente. Así se desprende del informe “El gas argentino frente a la transición global extendida”, elaborado por Nicolás Di Sbroiavacca, de la Fundación Bariloche.

El mundo avanza hacia la descarbonización, pero la transición energética está lejos de ser lineal. Mientras las grandes potencias intentan dejar atrás los combustibles fósiles, el gas natural —menos contaminante que el carbón y con capacidad de respaldar a las renovables— se ha convertido en el combustible puente de la próxima década.

En este escenario, Sudamérica atraviesa una transformación profunda en el sector del gas natural: viejos productores entran en declive, nuevos actores emergen con fuerza y otros países buscan capitalizar una ventana de oportunidad que podría cerrarse mucho antes de lo esperado.

Hoy, el mapa gasífero regional vive un reordenamiento histórico donde Argentina, Bolivia y Brasil son los protagonistas. Cada uno enfrenta desafíos radicalmente distintos, con estrategias que reflejan no solo su realidad energética, sino también su capacidad para atraer inversiones, expandir infraestructura y sostener políticas de largo plazo.

Una transición global que redistribuye las cartas

El mercado internacional del gas atraviesa tensiones y reacomodamientos acelerados. La guerra entre Rusia y Ucrania obligó a Europa a reducir su consumo de gas en un 20% y diversificar proveedores a una velocidad inédita. Estados Unidos, Qatar y África Occidental incrementaron sus envíos de GNL, mientras nuevas regiones productoras —como Guyana, Surinam y Namibia— pasaron a un primer plano gracias a descubrimientos millonarios en reservas.

En paralelo, organismos como la Agencia Internacional de la Energía (AIE) coinciden en que, incluso bajo escenarios Net Zero, el gas mantendrá un rol relevante hasta 2040–2050.

El consumo caerá en economías desarrolladas, pero crecerá en Asia y países emergentes donde sigue sustituyendo carbón. En América Latina, la penetración del gas continúa ampliándose, especialmente en Chile, Brasil y Argentina.

Ese contexto abre una ventana de entre 15 y 25 años para monetizar reservas, particularmente en países que cuenten con infraestructura y marcos regulatorios adecuados. Y es allí donde Sudamérica muestra sus contrastes más marcados.

Argentina: de importador crónico a polo exportador

Ningún país de la región vive una transformación tan acelerada como Argentina. Su formación Vaca Muerta —una de las mayores reservas de shale gas del mundo— ya aporta más del 70% de la producción nacional y proyecta un salto exportador sin precedentes.

Con más de 31 terapiés cúbicos (TCF) de reservas certificadas y más de 200 TCF de recursos prospectivos, Argentina se perfila como un proveedor clave de gas por dos vías:

• Gasoductos regionales hacia Chile, Uruguay y Brasil.
• Exportación de GNL a mercados globales mediante unidades flotantes (FLNG) y futuras plantas en tierra.

Los planes de Argentina LNG, impulsados por YPF junto a Shell, ENI, PAE y Golar, proyectan producir entre 20 y 30 millones de toneladas métricas por año (MTPA) hacia 2032, con potencial de generar ingresos superiores a los USD 15.000 millones al año.

Pero la oportunidad viene acompañada de una advertencia: las reservas probadas alcanzan para apenas 8 a 20 años según los escenarios de consumo y exportación. Para sostener el crecimiento, el país deberá invertir entre USD 10.000 y 15.000 millones anuales en exploración y desarrollo durante las próximas dos décadas.

El cuello de botella es claro: sin ampliar la infraestructura de transporte y avanzar en nuevos descubrimientos, la transición de Argentina a un actor global del gas podría frenarse abruptamente.

Brasil: potencia energética con una paradoja interna

Brasil es la economía más grande de Sudamérica y uno de los mayores consumidores de gas del continente. Sin embargo, enfrenta una paradoja difícil de resolver: es un país con abundantes recursos offshore —especialmente en el presal— pero con limitaciones para transportar ese gas al continente.

Esto obliga a Brasil a depender de:

• GNL importado en terminales costeras.
• Gas boliviano proveniente del GasBol.

Ante el declive de Bolivia y su mayor demanda interna, Brasil ha redoblado su interés en el gas argentino. Ya se concretaron exportaciones piloto desde Vaca Muerta a través de la red boliviana, y la expectativa es que los envíos escalen hasta 30 MMm³/día hacia 2030.

La Empresa de Pesquisa Energética (EPE) incorporó en su Plan Nacional de Infraestructura Gasífera 13 proyectos prioritarios, donde destaca la conexión entre Uruguayana y Triunfo como vía clave para futuros volúmenes argentinos.

Bolivia: del liderazgo histórico a un punto de inflexión

Durante las últimas dos décadas, Bolivia fue el epicentro gasífero regional. Sus exportaciones abastecieron a Brasil y Argentina, generando ingresos estratégicos para su economía. Pero ese liderazgo está en riesgo.

En los últimos diez años, las reservas y la producción bolivianas han mostrado un declive sostenido. Las nuevas exploraciones impulsadas por el Plan de Reactivación del Upstream (PRU) buscan revertir la tendencia y han logrado dos hallazgos relevantes —Remanso-X1 y Mayaya Centro-X1 IE— aunque insuficientes, por ahora, para garantizar un giro estructural.

Consultoras como Wood Mackenzie advierten que, sin descubrimientos significativos, Bolivia podría enfrentar un escenario crítico: tener que importar gas antes de 2030, incluso para abastecer su propio mercado interno.

Además del reto geológico, Bolivia enfrenta desafíos regulatorios. La reforma a la Ley de Hidrocarburos será clave para atraer inversión extranjera y revitalizar su upstream.

Competencia, integración y urgencias

La reconfiguración gasífera sudamericana está impulsada por tres fuerzas principales:

1. Competencia internacional por mercados: Argentina busca posicionarse como proveedor global de GNL, Guyana y Surinam avanzan con proyectos offshore y Brasil compite por atraer inversiones y diversificar su oferta.

2. Integración energética creciente: El interés brasileño en el gas argentino abre una ventana para una red regional más robusta. Chile ya depende de importaciones argentinas en varios períodos del año, mientras Uruguay se beneficia de la flexibilidad del sistema argentino.

3. Necesidad urgente de inversiones: El potencial exportador argentino requiere miles de millones en nuevos gasoductos y plantas de licuefacción. Bolivia necesita capital para sostener su mercado interno. Brasil busca equilibrar importaciones con producción del Presal.

Un puente con fecha de vencimiento

Sudamérica enfrenta una oportunidad histórica en medio de la transición global. La región puede transformarse en un bloque energético competitivo, capaz de abastecer mercados lejanos y fortalecer su integración interna.

Pero la ventana es limitada. El gas seguirá siendo relevante durante los próximos 15 a 25 años, pero el avance de las energías renovables, el hidrógeno y las políticas de descarbonización acelerarán la reducción de su protagonismo.

Las cantidades, entre 46 y 60 GBTUD, estarán disponibles desde el 1 de diciembre de 2025 hasta el 31 de mayo de 2026.

Ecopetrol ofrecerá para la venta entre 46 y 60 giga BTU día (GBTUD) de sus campos del Piedemonte Llanero. Estas cantidades equivalen aproximadamente al 20% de la demanda residencial, comercial y de Gas Natural Vehicular (GNV) del país.

El gas adicional, que estará disponible desde el 1 de diciembre de 2025 hasta el 31 de mayo de 2026, se ofrecerá bajo las siguientes modalidades definidas en la regulación vigente:

• En firme: que garantiza el suministro continúo durante el periodo contratado.
• Con interrupciones: que permite suspender el suministro en caso de limitaciones, según las reglas establecidas.

En firme se ofrecerán cantidades que van desde 23 hasta 35 GBTUD para los meses de marzo a mayo de 2026, y serán comercializadas durante el trimestre de negociación que inicia en diciembre de 2025.

En interrumpible se ofrecerán cantidades desde 22 hasta 49 GBTUD para los meses de diciembre de 2025 a mayo de 2026 y serán comercializadas mensualmente, teniendo en cuenta las condiciones regulatorias vigentes, que señalan que para el trimestre de diciembre a febrero sólo se permite la comercialización de gas bajo la modalidad interrumpible.

Las condiciones del proceso de comercialización serán publicadas en los próximos días para conocimiento de los agentes del mercado de gas natural en la página web de Ecopetrol.

“Este incremento en la oferta de gas natural previsto para 2026 refleja el compromiso de Ecopetrol con el abastecimiento continuo de este energético y ha sido posible, en parte, gracias a la sustitución del gas utilizado en varios de nuestros procesos productivos, por energía proveniente de fuentes renovables no convencionales, lo que permite liberar mayores volúmenes para atender la demanda nacional”, explicó Bayron Triana Arias, vicepresidente Ejecutivo de Energías para la Transición de Ecopetrol.

La empresa NG Energy avanza a paso firme para incrementar su producción de gas natural en el país, con proyectos estratégicos en bloques de La Guajira y Córdoba.

En una entrevista con Valora Analitik, el CEO de NG Energy, Jorge Fonseca, reveló que la firma proyecta alcanzar una producción combinada de 120 millones de pies cúbicos diarios (MPCD) para finales de 2026, sumando diferentes frentes de operación activa y en desarrollo.

En el bloque María Conchita, ubicado en La Guajira, NG Energy está finalizando la perforación del pozo Aruchara-4, que podría aportar entre 10 y 13 MPCD de gas por día. Con ello, el bloque espera alcanzar una producción total de entre 26 y 27 MPCD de aquí al cierre de 2025.
Fonseca subraya que el reto no es solo extraer el gas, sino también contar con la capacidad de transporte y procesamiento adecuada para llevarlo al mercado nacional.

En ese sentido, la empresa ya cuenta con un gasoducto conectado con Transportadora de Gas Internacional (TGI) y una planta ampliada con capacidad para manejar hasta 30 MPCD.

Una vez confirmado el éxito del pozo Aruchara-4, NG Energy planifica iniciar un “workover” entre diciembre y enero, y posteriormente la perforación de Aruchara-5.

Bloque Sinu-9 (Córdoba)

En el departamento de Córdoba, el bloque Sinu-9 representa otro eje clave de crecimiento para la empresa. Actualmente dispone de un gasoducto con capacidad para 30 MPCD y dos plantas de tratamiento capaces de procesar hasta 60 MPCD.

Fonseca explica que para fines de diciembre se adicionarán 10 MPCD más de capacidad, y para el primer trimestre de 2026 se espera tener “la segunda línea completamente conectada”, lo que permitirá manejar en total hasta 60 MPCD.

Por ahora, los pozos Brujo-1X y Mágico-1X están aportando entre 25 y 26 MPCD de producción en este bloque, y la perforación del próximo pozo, Hechicero, está programada entre finales de noviembre y principios de diciembre.

Más allá de las operaciones inmediatas, NG Energy también mira hacia adelante. En La Guajira, el bloque Tiburón está en etapa exploratoria. Según Fonseca, está ubicado en una misma línea geológica que formaciones vecinas ya productivas, Chuchupa y Ballena en Colombia, y La Perla en Venezuela, lo que le genera expectativas para iniciar actividades exploratorias hacia finales de 2026.

En cuanto al panorama energético del país, el ejecutivo advierte que Colombia enfrenta un déficit estructural de gas, pues muchos de los campos más viejos están ya en declinación de producción. La única manera de revertir esta tendencia, afirma, es con nuevos descubrimientos y desarrollos. “El país necesita abrir nuevas rondas y hacerlas más competitivas… hoy las inversiones se están yendo a países como Argentina, Brasil o Guyana”.

Para respaldar su expansión, NG Energy destinará en Colombia US$150 millones procedentes de la venta de participaciones en la francesa Maurel & Prom. Estos recursos se usarán en el bloque Sinu-9, en la perforación de seis nuevos pozos y en la ampliación de infraestructura.

“Todo ese dinero se queda en el país para fortalecer la producción nacional de gas y mitigar el desfase entre oferta y demanda”, subrayó Fonseca.

¿Qué tanto puede mover la aguja?

El plan combinado de los bloques María Conchita y Sinu-9 apunta a 120 MPCD de producción bruta al cierre de 2026. Si se cumple el programa, su impacto será relevante en un mercado que busca mayor autosuficiencia y menores importaciones de gas.

En un contexto en que muchos campos tradicionales declinan, y donde la competencia global por capitales petroleros/gasíferos se intensifica, la empresa busca moverse con agilidad. La apuesta de NG Energy se alinea con las demandas crecientes de Colombia por asegurar su suministro de gas, una fuente clave de energía de transición.

Al enfatizar la necesidad de nuevas rondas de exploración más competitivas, Fonseca pone el foco en el entorno regulatorio y de mercado, aludiendo a que Colombia debe adaptarse para seguir siendo atractiva. Esto tiene implicaciones para las políticas energéticas del país, la regulación y los incentivos para la inversión.

Con su estrategia en marcha, NG Energy se posiciona como uno de los actores clave dentro del sector de gas en Colombia: combinando producción, exploración, infraestructura e impacto local. Su éxito dependerá de que los pozos perforados, las plantas ampliadas y los ductos instalados funcionen de acuerdo al cronograma.

Ecopetrol y Petrobras Sucursal Colombia anunciaron la formalización del esquema de Comercialización Conjunta para la venta temprana de la producción de gas del campo Sirius, que forma parte del Contrato GUA-OFF-0, costa afuera en el Caribe colombiano.

El mecanismo de comercialización conjunta busca garantizar la asignación eficiente, pública y objetiva del gas natural proveniente del campo Sirius.

Del total de la producción esperada del campo, estimada en 470 millones de pies cúbicos diarios (MPCD), Ecopetrol y Petrobras acordaron la comercialización temprana de hasta 249 MPCD (cerca del 25% de la demanda nacional), para un periodo de hasta seis (6) años, bajo la modalidad de Contrato Firme Sujeto a Condiciones, establecida en la regulación y normativa vigente (Decreto 1467).

El esquema de comercialización es: 113 GBTUD a seis años; 86 GBTUD a cinco años, y 50 GBTUD a tres años.

Las compañías estiman concluir el proceso de Comercialización Conjunta, con la firma de contratos de venta de gas, a más tardar el 12 de diciembre de 2025.

Según declaraciones de Ricardo Roa, presidente de Ecopetrol, este gas saldría con un costo inferior al 40% respecto del gas importado en los últimos años.

La fórmula para calcular el precio del gas de Sirius es una variable atada a la cotización Henry Hub más una constante.

El inicio de producción del campo Sirius, con fecha estimada en 2030, está condicionado a la obtención de las licencias y permisos requeridos por las autoridades competentes y al cumplimiento de los hitos de aprobación del proyecto de desarrollo.

En ese sentido, Alcindo Moritz, presidente de Petrobras Colombia, dijo que es posible que se adicionen más consultas a las actuales 120 comunidades, pero que eso no retrasaría el cronograma del proyecto.

El desarrollo y puesta en operación de Sirius, incluida su conexión al Sistema Nacional de Transporte, avanzan conforme a la normatividad vigente y a la disponibilidad de la infraestructura requerida.

Entre las condiciones técnicas del campo, se construirá un gasoducto submarino de 117 kilómetros, entre los pozos, frente a la costa del Magdalena, y la estación Ballena, en La Guajira, que tiene una capacidad de procesamiento de 530 MPCD.

Según Moritz, el campo tendrá cuatro pozos productores y no tendrá equipos flotantes, por lo que no habrá contaminación visual ni de ruido.  

La información y los documentos con las bases del proceso y el mecanismo de asignación que se implementarán para la Comercialización Conjunta están disponibles en los portales:

• Ecopetrol: https://www.ecopetrol.com.co/wps/portal/Home/multisitios/comercial/es/sondeosyof ertas/ofertas-informacion-comercial/informacion-comercial-gn/
• Petrobras: https://petrobras.com.br/quem-somos/nossos-escritorios

Si se cumple el cronograma, Sirius podría entrar en producción entre 2030 y 2031, de acuerdo con estimaciones de Petrobras.

El campo Sirius en el mar Caribe es el gran hito sobre el cual están puestas todas las esperanzas de que Colombia vuelva a ser autosuficiente en gas natural, pues con un potencial de reservas estimado en 6 terapiés cúbicos (TPC), podría triplicar las actuales reservas probadas del país, de 2,1 TPC.

El proyecto entró en la etapa 3, que consiste en la preparación de las contrataciones de todos los servicios: ingeniería submarina, pozos y todo lo que está involucrado en el proceso de desarrollo de producción. No obstante, requiere estabilidad jurídica para que los tiempos se cumplan.

Durante el segundo Congreso de la ANH, realizado en Cartagena el 15 y 16 de octubre, Alcindo Moritz, presidente de Petrobras Colombia, expresó su preocupación por sentencias judiciales que puedan aumentar el número de comunidades. Una preocupación que no es menor pues están en juego inversiones que llegan a los 3.000 millones de dólares, donde Petrobras, que es el operador, tiene una participación del 44,44 %, y Ecopetrol del 55,56 %.

“Necesitamos estabilidad, la certeza de que nos quedaremos con las 120 comunidades, porque si empieza a aumentar el número, ahí sí puede impactar en el cronograma del proyecto”, dijo Moritz.

Y es que, aunque el proceso de consultas previas ya lleva unos dos años con un cincuenta por ciento de avance, a las 116 comunidades iniciales se le sumaron otras cuatro. La preocupación es fundamentada con la tutela macondiana que obligó a Petrobras a cambiar el nombre del pozo Uchuva por Sirius y el del bloque Tayrona por GUA-OFF 0 o con lo que pasó con el proyecto de transmisión eléctrica de Colectora, donde el número de comunidades creció casi al doble, extendiendo los plazos del proyecto.

Moritz dijo que si ese proceso no se dilata, el proyecto podría estar produciendo gas entre 2030 y 2031.

Superado el proceso de las consultas previas, vendrían las solicitudes de licencias ambientales, que involucra un gasoducto desde el campo hasta la costa, que va a conectar cuatro pozos hasta la estación de Ballena, en La Guajira, para que el gas sea procesado allí y conectado al Sistema Nacional de Transporte.

El gasoducto tendría un diámetro de doce pulgadas y una capacidad de 470 millones de pies cúbicos, con lo cual cubriría el 50 por ciento de la demanda nacional y Colombia recuperaría la autosuficiencia en gas natural.

En lo que va de 2025 se han conectado 29 mil 850 viviendas al servicio de gas natural, mediante este programa.

El Programa Gas Social completó este viernes 17 de octubre un total de 105 mil 115 familias de estrato 1 y 2 de 20 departamentos, conectadas al servicio de gas natural gracias a esta iniciativa.

La cifra se alcanzó luego de entregar 13 mil 700 nuevas conexiones para usuarios de Atlántico, Cesar y Magdalena, mediante un proyecto desarrollado en alianza entre Ecopetrol, su filial Hocol y Gases del Caribe. La entrega se oficializó en la comunidad de la vereda Villa Herrera, municipio de Malambo, Atlántico.

Este proyecto de las 13 mil 700 conexiones tuvo una inversión superior a $20 mil millones de pesos. Hocol, filial de Ecopetrol, aportó los cargos por conexión, lo que equivale a cerca de 1 millón de pesos por vivienda beneficiada; Gases del Caribe contribuyó con descuentos en la instalación de redes internas y una estufa para cada beneficiario, mientras que las alcaldías de Juan de Acosta, Atlántico; Algarrobo, Zona Bananera, Pivijay, Santa Bárbara de Pinto, Salamina, El Retén y San Sebastián de Buenavista, Magdalena, financiaron las redes internas y apoyaron con la estratificación, nomenclatura y evaluación de riesgos para la instalación en los hogares.

“Con el programa Gas Social transformamos vidas al promover la transición del uso de la leña y el carbón a llevar un servicio de gas natural seguro y continuo a miles de hogares en la región Caribe. Esta iniciativa reduce los gastos de las familias, al tiempo que protege la salud de las personas, disminuye la tala de árboles y contribuye a la sostenibilidad ambiental al reducir emisiones contaminantes”, señaló Ricardo Roa Barragán, presidente de Ecopetrol.

“El trabajo conjunto con nuestros aliados demuestra el compromiso con el bienestar de las comunidades y el desarrollo de soluciones que promueven el acceso a servicios básicos de calidad, fortaleciendo la economía local y garantizando un suministro seguro frente a alternativas no reguladas”, afirmó Luis Eduardo Parra, presidente de Hocol.

“En Gases del Caribe nos enorgullece ser parte de esta alianza que lleva el gas natural a miles de hogares en la región Caribe, cerrando las brechas de pobreza energética. Nuestro compromiso es garantizar un servicio confiable y seguro que contribuya al desarrollo sostenible del país”, expresó Ramón Dávila Martínez, gerente general de Gases del Caribe.”

El programa Gas Social es una iniciativa en la que participan distintos aliados, que se han unido para llevar gas natural a 105 mil 115 familias de estratos 1 y 2 en los departamentos de Antioquia, Arauca, Atlántico, Boyacá, Caquetá, Casanare, Cauca, Córdoba, Cundinamarca, Huila, La Guajira, Magdalena, Meta, Nariño, Norte de Santander, Santander, Sucre, Tolima y Valle del Cauca, con una inversión de más de $77 mil millones de pesos.

En lo que va del 2025 se han instalado 29 mil 850 conexiones en el mismo número de viviendas. La meta al año 2040 es alcanzar 320 mil nuevos usuarios.

El mantenimiento de la única planta de regasificación de Colombia, demuestra que la caída en la producción de gas nacional tiene al borde de un ataque de nervios al sector energético del país.  

Frente a la entrada fallida en operación de la planta de regasificación de SPEC, luego de cuatro días de mantenimiento, el presidente de Ecopetrol, Ricardo Roa, dijo que la empresa trabaja a marchas forzadas, estresando sus activos, “quizás como nunca antes en la historia de Ecopetrol, sacrificando producción, apagando unidades en nuestras refinerías para no consumir gas y haciendo esfuerzos importantes para abastecer de electricidad campos que en otros momentos se abastecían de gas para asegurar la producción”.

Las declaraciones las hizo Roa en la apertura del Segundo Congreso de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), en Cartagena.

Hay que recordar que Ecopetrol entró a suministrar el gas faltante para la generación de electricidad del parque térmico de la Costa: TEBSA, Termocandelaria y Termoflores, para que la región no se apagara. Con la implementación de ese plan de contingencia, Ecopetrol liberó 71 giga BTU día, sacrificando, según Roa, entre 5 y 7 mil barriles de producción de petróleo y el 25% de consumo de gas en las refinerías..

Roa dijo que, en este plan, la Empresa adoptó medidas como reducción de inyección de gas en los campos, la reducción de consumo de gas en los campos propios, además de aprovechar como piloto la prueba de la conexión de abastecimiento de una de las líneas de distribución en el Meta, que abastece eléctricamente a algunos pozos productores del departamento, los cuales fueron aplicados como medida excepcional.

“Pero esto no puede seguir siendo una normalidad. Esto es excepcional. Ecopetrol está poniendo su cuota de sacrificio, está atendiendo con rigor y con total capacidad, para afrontar situaciones como estas”, dijo Roa.

La situación demuestra la fragilidad de los sistemas de abastecimiento de electricidad y gas del país, por lo que se han puesto sobre la mesa dos proyectos regasificación en el Caribe. Uno propuesto por Ecopetrol en Coveñas, y otro propuesto por TGI en Ballena.