Ecopetrol anunció el inicio de un proceso de comercialización de gas para colocar en el mercado entre 12 GBTUD y 26 GBTUD producido en el campo Floreña, departamento de Casanare, durante los años 2026, 2027 y 2028.
Por medio de esta iniciativa, Ecopetrol ofrecerán bloques anuales de largo plazo de la siguiente manera: 25 GBTUD para 2026, 12 GBTUD para el 2027 y otros 12 GBTUD para el 2028.
Los interesados en el proceso de comercialización podrán realizar las solicitudes de compra entre el 16 y 17 de septiembre, la asignación se realizará entre el 18 y el 24 de septiembre, el cierre y registro de contratos será entre el 29 de septiembre y el 3 de octubre.
Cabe recordar que en junio de 2025 la Empresa adelantó un proceso de comercialización de gas de los campos de Cusiana y Cupiagua, a través del cual asignó hasta 132 GBTUD de gas nacional e importado a empresas distribuidoras y comercializadoras que operan en el mercado colombiano.
Además, Ecopetrol asignó a 18 agentes un total de 60 GBTUD de gas importado que ingresará al país por la costa pacífica entre el segundo y tercer trimestre de 2026, para cubrir otros sectores de la cadena de suministro de gas natural.
Medidas adicionales
Con el propósito de contribuir a atender la demanda del energético, la Empresa también ha maximizado las eficiencias en su consumo de gas. A junio de 2025 logró una reducción aproximada de 8% en sus autoconsumos.
Así mismo, en el Piedemonte Llanero se perforan los pozos Floreña N18, Andina Este y FRUp16, con los cuales se busca aumentar las reservas y la producción de gas; además, están en etapa de planeación cinco pozos adicionales en la región, que se perforarían entre 2025 y 2026.
La Asociación Colombiana de Gas Natural (NATURGAS) presentó su más reciente Informe Económico, en el cual reveló inversiones por USD817 millones en 2024, donde el segmento de exploración y producción (E&P) concentró el 90% del total invertido.
Para el cierre de 2025, la industria del gas proyecta una inversión superior a los USD1.100 millones, de los cuales USD1.007 millones se destinarán a E&P, un aumento del 37% superior a la ejecutada en 2024, que es consistente con la necesidad de aumentar la oferta de gas natural en el país.
En materia de transporte se proyecta un crecimiento en las inversiones del 56%, frente a 2024, el cual coincide con los desarrollos de los proyectos IPATs (Inversiones en proyectos prioritarios del plan de abastecimiento en sistemas de transporte), aprobados para 2024 por la CREG. En cuanto a la distribución, se prevé un incremento del 39%.
«Este informe no es solo el reflejo del desempeño de la industria en cifras, también visibiliza el aporte social voluntario de la industria en las zonas de operación en el país, el cual atiende necesidades clave de las comunidades en materia de educación, desarrollo comunitario y encadenamientos productivos. Nuestra industria no solo genera valor económico, también impulsa el desarrollo social y transforma vidas”, declaró Luz Stella Murgas, presidente de Naturgas.
Durante 2024, el sector destinó USD17,8 millones a proyectos de inversión social, beneficiando a 1,5 millones de personas en 191 municipios. Estas iniciativas se enfocaron en ampliar el acceso a servicios públicos gas, luz y alcantarillado), mejorar la infraestructura educativa y de salud, así como apoyar programas de fortalecimiento institucional, desarrollo comunitario y proyectos productivos. Los departamentos de La Guajira y Atlántico fueron los mayores receptores de inversión social, seguidos por Tolima y Nariño.
En materia fiscal, la industria del gas natural aportó 3,3 billones de pesos en impuestos nacionales y regalías con un incremento del 13% frente a 2023, lo que representa el 20% del total de los ingresos generados por la industria de hidrocarburos y el 1,3% del recaudo tributario nacional. El mayor peso del aporte se originó de los impuestos nacionales, con 2,14 billones de pesos, principalmente en el segmento de exploración y producción.
Las inversiones de 2024 se realizaron en un contexto marcado por el fenómeno de El Niño. En promedio, Colombia consumió 1.168 GBTUD de gas natural; de esta cantidad, 19% provino del gas natural licuado (GNL) importado.
A marzo de 2025, más de 11,7 millones de hogares (el equivalente a 36 millones de colombianos) contó con acceso al servicio de gas natural.
Durante la presentación del informe, Murgas destacó: “Somos una industria que le apuesta al desarrollo de Colombia y tenemos un firme compromiso para contribuir con la seguridad energética del país en el mediano y largo plazo.”
Para sostener este crecimiento y garantizar el abastecimiento futuro, la industria hizo un llamado al Gobierno Nacional para fortalecer las condiciones de inversión, asegurar el acompañamiento institucional en procesos de licenciamiento ambiental y social, y avanzar en medidas para reducir la pobreza energética, que aún afecta a 8,4 millones de colombianos.
Ecopetrol, Gases de La Guajira y la Gobernación de La Guajira entregaron 3.000 conexiones de gas natural en nueve municipios del departamento.
Ecopetrol entregó 3.000 nuevas conexiones domiciliarias de gas natural, que benefician a más de 11 mil personas, especialmente familias vulnerables que ahora cuentan con un energético más limpio, seguro y económico dentro de sus hogares.
El acto de entrega, que se realizó en el corregimiento de Camarones, contó con la presencia del presidente de Ecopetrol, Ricardo Roa Barragán; integrantes de la Junta Directiva de la Empresa; el gobernador de La Guajira, Jairo Aguilar; el gerente de Gases de La Guajira, Camilo Ovalle; el gerente general de Gases del Caribe, Ramón Davila y el alcalde de Riohacha, Gerardo Redondo, entre otros asistentes.
Este proyecto marca un hito en la ampliación de la cobertura de gas natural en el departamento, con 1.627 conexiones en zonas urbanas y 1.373 en zonas rurales, lo que significa que cada vez más familias pueden dejar atrás el uso de la leña, mejorando sus condiciones de salud, bienestar y calidad de vida.
La iniciativa, que tuvo una inversión conjunta de $6.363 millones, hizo posible que familias de Dibulla (482 beneficiarios), Distracción (59), El Molino (78), Fonseca (254), Riohacha
(726), San Juan del Cesar (386), Uribia (696), Urumita (56) y Villanueva (265) cuenten con gas natural en sus hogares.
“Este logro reafirma que los avances de Ecopetrol no solo se miden en cifras financieras o productivas, sino en los beneficios sociales para miles de familias colombianas. Hoy demostramos que invertir en infraestructura energética también es invertir en dignidad y en futuro”, afirmó Ricardo Roa Barragán, presidente de la compañía.
Desde 2019, Ecopetrol ha destinado más de $77 mil millones en proyectos de gas social en 12 departamentos del país, beneficiando a más de 42 mil usuarios.
El sistema eléctrico colombiano atraviesa por un momento crítico. El 12° Foro Energético de ANDEG será un espacio propicio para escuchar, debatir y proponer iniciativas para avanzar hacia un sector energético resiliente y sostenible.
El Foro Energético de la Asociación Nacional de Empresas Generadoras (ANDEG), en su décima segunda versión, tendrá como eje transversal la institucionalidad y las señales de inversión para garantizar la seguridad energética, abordando desde distintas perspectivas el abastecimiento confiable de la demanda y el desarrollo económico del país.
El Foro se enfocará en cinco ejes temáticos: garantías para la inversión en el sector energético; mercado, complementariedad y seguridad energética; retos de financiación, inversión y competitividad; instituciones y señales de política energética; y estrategias y tecnologías para la sostenibilidad del sector.
“La agenda del 12° Foro ANDEG resalta la importancia de integrar aspectos técnicos, institucionales y de política pública para el desarrollo del sector energético. Será un espacio para generar ideas claras sobre cómo potenciar el futuro energético y tecnológico de Colombia, con señales que hagan atractiva la inversión y aporten al desarrollo del país”, afirmó Alejandro Castañeda, presidente Ejecutivo de ANDEG.
Durante dos días, se reunirán voceros de alto nivel institucional como el Consejo de Estado, la Contraloría General de la República, la Procuraduría General de la Nación, el Congreso de la República, el Ministerio de Minas y Energía, la Agencia Nacional de Hidrocarburos y la CREG.
También, participarán referentes del sector financiero como BTG Pactual, Corficolombiana y CIBC, y otros actores clave como el Consejo Privado de Competitividad y ANIF, así como el centro de análisis Raddar, para abordar la coyuntura macroeconómica, el clima de inversión y la competitividad nacional.
Uno de los momentos destacados será el diálogo con precandidatos presidenciales sobre institucionalidad, prospectiva país y crecimiento económico.
Por su parte, la agenda técnica incluirá a líderes internacionales como EPRI, NERC, General Electric, Emerson, Siemens Energy y Wartsila, para analizar los desafíos de un suministro eléctrico confiable en medio del crecimiento de la demanda y el despliegue de tecnologías como la inteligencia artificial.
El pasado 24 de julio se realizó en Bogotá el primer Foro de Gas. Al ser organizado por el Gestor del Mercado, el certamen analizó todos los eslabones de la cadena en un escenario neutral.
La creciente escasez de gas natural que atraviesa Colombia, no solo afecta los costos del combustible para todos los sectores, sino que no permite la ampliación del sector residencial, la industria decrece y migra a otros combustibles más contaminantes e ineficientes, y la generación térmica también debe acudir a otros combustibles, impactando las tarifas y poniendo en riesgo el sector eléctrico.
María Claudia Alzate, directora del Gestor del Mercado de Gas, dijo que “la convocatoria del Foro fue exitosa, pues el sector necesitaba un evento donde se discutieran los problemas que hay y se pudieran ver las posibles soluciones, y creo que ese espacio lo llenamos con este Foro, porque barrimos cada una de los eslabones de la cadena, pues todas las actividades tienen su punto de arreglo y todas están siendo afectadas de alguna u otra forma en esta coyuntura.”
A continuación las principales conclusiones del Foro a las que llegó la directora del Gestor del Mercado:
Enabastecimiento, el punto es que no hay gas suficiente para cubrir la demanda, y el poco gas que hay no se está ofreciendo en firme. El gobierno está trabajando para ver cómo pueden ofrecerlo firme o puedan mejorar las condiciones del gas que está disponible para la venta.
También vimos que ahora como no hay gas firme se está contratando interrumpible, pero entonces hay que regularlo, porque si esta va a ser la forma de contratar, es muy libre, muy flexible, entonces ahí puede haber un poco de problemas y creo que el mensaje fue hacia ese sentido.
Eninfraestructura, se requiere oportunidad y celeridad en desarrollar los proyectos, pues, entre tanto trámite y hacerlo bien, no van a llegar a tiempo y el problema de no llegar a tiempo es que la demanda, sobre todo la industrial, se va a perder, porque no están las soluciones.
Otro problema que vimos y nos parece súper fundamental es que cuando dejan a la industria que encuentre sola sus soluciones, empiezan a hacer infraestructura de importación y empieza a crecer desordenadamente, desconectada de la planificación central de los ductos. Y eso trae que el usuario termine pagando por las terminales y los tubos, y de pronto empiezan a desocuparse porque la demanda industrial ya no pasa por ahí.
En comercialización, me gustó la propuesta de EPM, de pedir que para las térmicas se piense en una figura parecida a lo que hizo para el grupo térmico, para poder garantizar el gas, pues al no tener gas las hacen ir al ACPM, que trae no solamente el problema de contaminación, sino el costo de generación, que es un problema para todo el mundo.
Entonces, deberían tener una solución independiente de los problemas de gas, como se hizo para las tres térmicas de la costa que atiende SPEC.
Para los demás usuariosel costo del gas es insostenible en el largo plazo, y esto va a destruir demanda muy duramente. Aunque en el último panel se exploraron opciones, como el gas asociado a mantos de carbón, este requiere unos ajustes jurídicos, de una interpretación sencilla, pero ahí está ese gas. También hay proyectos avanzados de biogás y biometano, son realidades que ya están usando las empresas en sus pilotos.
El hidrógeno también es una solución muy focalizada, pero como se dijo en el foro, no es hacer demanda por hacer demanda, sino buscar los nichos donde el hidrógeno sea una solución.
En transporte, definitivamente hay que ir a un esquema de estampilla. Desde que yo estaba en la CREG siempre se ha hablado de este tema, es difícil porque hay oposición, pero también hay gente que lo quiere, los usuarios lo quieren, las empresas no tanto, pero lo bueno es que hay que diversificar las fuentes del gas: el biogás, el biometano, el importado, y el nacional, si hay descubrimientos.
El tener una estampilla genera que no importa dónde esté localizada la molécula, tiene la viabilidad de que llegue. Hoy un proyecto puede ser no viable porque no tiene tubo o porque está muy lejos. Cuando hay estampilla ese tipo de problemas se eliminan y donde haya gas queda disponible y puede llegar a todos.
Finalmente, Alzate se refirió sobre cómo debería evolucionar el gestor del mercado de gas en el entorno actual de Colombia:
Se ha planteado desde hace mucho tiempo que debería haber una operación un poco más centralizada del sector, como en el sector eléctrico, que hace que haya un uso más eficiente en la infraestructura. Que sea el gestor o que sea otro agente, a mí me parece que eso es interesante y es compatible, porque eso ayuda a que haya un uso más eficiente de la infraestructura y que haya mejores señales de expansión, porque son centralizadas.
Hoy hay una cantidad de tubos que no tienen capacidad, pero hay otros que están desocupados y la demanda los paga. Y ese es el riesgo que mencionaba Daisy Cerquera: si llegan tarde los proyectos y luego se pagan, pero la demanda se fue, entonces terminamos pagando una infraestructura que ya no se usa.
La caída en la producción de gas natural ya se ve reflejada en dos aspectos de la demanda: mayores costos para los usuarios y, peor aún, no encuentran oferta en el mercado.
Durante el Foro de Gas 2025, organizado en Bogotá por el Gestor del Mercado, Sandra Fonseca, directora Ejecutiva de Asoenergía, respondió a la pregunta de qué encuentran los industriales en el mercado, diciendo: Nada, nada de cantidad, nada de precio asequible, nada de tiempo oportuno.
En esa misma dirección, pero para el mercado regulado, Rodolfo Anaya, presidente del Grupo Vanti, dijo que tampoco encuentran oferta nacional para atender los sectores residencial, comercial y vehicular.
Anaya señaló que el mercado ya se está atendiendo con 25% de gas importado y para el 2026 la participación subirá al 35%, con la consecuente alza en las tarifas. Se estima que el próximo años las tarifas suban diez por ciento para el sector residencial, 30 por ciento para el vehicular y 50 por ciento para la industria.
Consecuencia de esto, en la demanda no regulada ya se ha perdido un 8% del mercado, especialmente industrias que se han pasado a otros combustibles como el fuel oil e incluso el carbón.
Fonseca confirmó esa situación señalando que el país atraviesa un proceso de desindustrialización, pues hay un desinterés por el gas natural, al tener mayores costos, menos disponibilidad y una total incertidumbre política.
Por el lado de la generación térmica de electricidad, el panorama tampoco es alentador. Ever Maya, subgerente de Mercado de Energía Mayorista de Generación de EPM, dijo que ya no consiguen contratos en firme, y puso como ejemplo a TermoSierra, que en adelante tendrá que respaldar con ACPM para atender sus compromisos de cargo por confiabilidad, con el consecuente impacto en el costo de generación.
Transporte, otro cuello de botella
Además de la escasez de la molécula, los actores del mercado coincidieron en que así se tuviera suficiente oferta, otro cuello de botella que atraviesa el sector es la falta de suficiente infraestructura de transporte.
Bien sea que se aumente la importación o entren en operación los campos offshore, la capacidad de transporte sería insuficiente para llevar el gas al interior del país, que es donde está la mayor demanda.
Un proyecto que está planteado desde hace varios años es la bidireccionalidad del tramo La Mami-Ballena y otro más reciente es la conversión del Oleoducto de Colombia (ODC) desde Coveñas hasta el Magdalena Medio.
Esa falta de transporte también impacta en la tarifa. Según Anaya, desde la planta de SPEC hasta el interior el costo del transporte es de 5,5 dólares el millón de BTU (MBTU), y desde la planta de Jobo es de 6 dólares el MBTU.
Una solución que planteó Anaya es pasar al esquema de estampilla, con el cual la tarifa de transporte podría bajar a 3 dólares el MBTU.
Frente al panorama expuesto en el Foro de Gas, el mercado de gas en Colombia se aproxima a la paridad internacional. De hecho, el valor del gas nacional se está acercando al internacional.
Mientras el gas nacional viene subiendo en los últimos años, hasta llegar a los 10 dólares el MBTU en las más recientes negociaciones, el gas importado pasó de 18 dólares el MBTU el año pasado a 15 dólares en la actualidad.
Con motivo del primer Foro de Gas 2025 organizado por la Bolsa Mercantil de Colombia el 24 de julio en Bogotá, la guiadelgas.com habló con María Claudia Alzate, directora del Gestor del Mercado de Gas.
¿Cómo está el mercado del gas natural actualmente en Colombia?
El mercado del gas natural en Colombia ha transitado de una condición superavitaria a una situación deficitaria. Este cambio quedó reflejado en el balance comercial publicado por la Bolsa Mercantil de Colombia en su calidad de Gestor del Mercado.
En dicho balance se evidencia que las cantidades ofrecidas en firme resultan insuficientes frente a las necesidades de gas declaradas por los distribuidores-comercializadores, lo cual tiene implicaciones directas sobre la forma como se contratarán los agentes para atender la demanda en los próximos años.
De acuerdo con el marco regulatorio vigente, el gas natural declarado para la venta en firme debe ser ofrecido prioritariamente a la demanda esencial: estaciones compresoras, usuarios residenciales y comerciales, gas natural vehicular (GNV) y refinerías, en su orden. Solo una vez cumplida esta etapa, los sectores no regulados, como el industrial y el termoeléctrico, podrán contratar las cantidades remanentes.
Este nuevo panorama responde a la declinación natural de los campos mayores (La Guajira, Cusiana y Cupiagua), que no ha podido ser compensada con la entrada de nuevas fuentes de suministro local, ya sea porque la actividad exploratoria se ha frenado en la última década o porque las exploraciones vigentes no han producido los resultados esperados.
Ante esta situación se identifican dos condiciones específicas, a las cuales se enfrenta el país:
Dependencia del gas importado: Aunque Colombia importa gas natural desde 2016, principalmente para atender la demanda termoeléctrica, desde inicios del año gas 2025 han sido necesarias cantidades adicionales para cubrir también la demanda residencial, industrial y de GNV. Si bien estas importaciones adicionales solo representan el cinco por ciento de la demanda nacional, ante la insuficiencia de oferta nacional que se prevé hacia el futuro, se espera que el gas importado adquiera mayor importancia en el mercado durante los próximos años.
Necesidad de expansión de infraestructura: Se requiere avanzar en las Inversiones en Proyectos Prioritarios del Plan de Abastecimiento en el Sistema de Transporte (IPAT), ante la evidencia de cuellos de botella en la infraestructura actual, especialmente relacionadas con las mayores cantidades de gas importado. Sin nuevas obras de transporte, incluyendo gasoductos y ampliaciones, será difícil garantizar el abastecimiento nacional, incluso si existieran nuevas fuentes de gas nacional.
En este entorno de escasez de gas, ¿qué papel juega el Gestor del Mercado?
El Gestor del Mercado nació con el objetivo de centralizar la información transaccional y operativa del mercado mayorista de gas natural, sentando las bases para un sistema más transparente y ordenado. En sus primeros años, la labor se centró en lograr que los agentes del mercado adquirieran el hábito de reportar la información de manera oportuna, cumpliendo con una función pedagógica y de acompañamiento clave para la consolidación del reporte de la información.
Superada esa etapa, y una vez los agentes del mercado entendieron la importancia de reportar la información, el enfoque pasó a garantizar que la información fuera consistente, precisa y completa, impulsando una cultura de calidad de datos en el sector.
Con el tiempo, el Gestor comenzó a generar valor agregado mediante el cruce de variables, permitiendo una visión más integral de la dinámica del mercado a través de la implementación de tableros de visualización con criterios básicos de analítica. Este cambio permitió que los agentes pasaran de simplemente cumplir con una obligación de reporte, a apropiarse de la información como una herramienta estratégica para la toma de decisiones.
Más recientemente, el Gestor asumió un rol analítico con la publicación de informes que facilitan la lectura del mercado y que aportan evidencia técnica para la formulación de decisiones regulatorias y de política pública, en cumplimiento de sus funciones de monitoreo del mercado establecidas en la Resolución CREG 076 de 2019.
Gracias a este proceso evolutivo, hoy el Gestor del Mercado es un actor maduro y confiable, que no solo gestiona datos, sino que transforma información en conocimiento útil. Su labor fortalece la confianza institucional, promueve decisiones basadas en evidencia y aporta activamente a la sostenibilidad y eficiencia del mercado de gas natural, especialmente en un contexto de estrechez de oferta que exige información precisa, transparente y respuestas oportunas por parte de todos los agentes y de las entidades competentes.
En ese sentido, ¿qué aspectos regulatorios se deben mejorar o actualizar para hacer más eficiente el mercado del gas en Colombia?
En el último año, el Ministerio de Minas y Energía (MME) y la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) han expedido normas clave que responden a las nuevas condiciones del mercado de gas natural.
Un avance importante fue la expedición del Decreto 1467 de 2024, que establece medidas de política pública orientadas a facilitar la comercialización de gas costa afuera y viabilizar la importación de gas natural, aspectos que luego fueron regulados por la CREG y viabilizaron de manera efectiva la entrada inmediata de gas natural importado para atender la demanda regulada y no regulada, y no solamente la termoeléctrica.
Por su parte, la CREG publicó la Resolución CREG 102 015 de 2025, que transforma de manera estructural el esquema de comercialización de suministro de gas natural en Colombia. Se pasa de un modelo centrado en la contratación de largo plazo con cantidades constantes, a un proceso de negociación conjunta que combina corto y largo plazo, lo que introduce mayor flexibilidad y adaptabilidad a las condiciones reales del mercado, permitiendo que todas las moléculas de gas disponible lleguen efectivamente a la demanda.
En el largo plazo, las negociaciones se realizan con una periodicidad trimestral, permitiendo que las cantidades contratadas varíen entre trimestres, pero manteniéndose constantes dentro de cada uno. En el corto plazo, se habilita la contratación con periodicidades que van desde un día hasta un mes, permitiendo a los agentes ajustar sus necesidades según la evolución de la demanda o la disponibilidad de gas por parte de los productores comercializadores y comercializadores de gas importado.
También cabe destacar que, ante la disminución sostenida en las cantidades de gas ofertadas en firme durante los últimos dos años, la nueva Resolución de la CREG introduce un mecanismo clave: las cantidades contratadas bajo la modalidad con interrupciones podrán adquirir firmeza si son nominadas y efectivamente despachadas en el día de gas.
Esto representa un cambio fundamental, dado que habilita el traslado del costo de dichas cantidades a la demanda regulada, algo que anteriormente no era posible. En consecuencia, se amplía la disponibilidad de gas para atender a los usuarios regulados, aportando flexibilidad, especialmente en escenarios de estrechez.
Así las cosas, las condiciones regulatorias ya están dadas para que el mercado opere bajo un nuevo esquema más flexible, en el marco de un escenario de estrechez. Ahora el reto está en que los agentes se adapten al nuevo proceso de comercialización, particularmente a la lógica de contratación con periodicidad trimestral y a la coexistencia de productos de corto y largo plazo.
Ahora bien, mirando hacia adelante, se hace necesario replantear y fortalecer el alcance y las funciones de la figura del Gestor del Mercado, especialmente considerando que el segundo periodo de selección del Gestor está próximo a finalizar.
Este contexto abre la puerta a una discusión estratégica sobre la necesidad de evolucionar hacia un Gestor con otro tipo de capacidades, que no solo centralice y gestione la información transaccional y operativa, sino que asuma un rol más activo en la gestión integral del mercado de gas natural, acompañando la modernización del modelo operativo del sistema de transporte, en línea con la hoja de ruta de transición energética del Ministerio de Minas y Energía.
Esta transformación permitiría consolidar un sistema de gas más coordinado y eficiente, con mejores herramientas para enfrentar escenarios de escasez, volatilidad o alta incertidumbre.
Asimismo, fortalecería el rol del Gestor del Mercado como garante de la transparencia, trazabilidad y seguridad en el funcionamiento del mercado mayorista de gas natural.
El 24 de julio, Bogotá será sede del Foro Gas 2025, que reunirá a los principales líderes del sector para entender el presente y trazar el futuro del gas en Colombia y la región. Convocan el Consejo Nacional de Operación de Gas Natural y la Bolsa Mercantil de Colombia.
El próximo jueves 24 de julio, el Hotel Marriott de Bogotá será escenario del Foro Gas 2025, un encuentro técnico, abierto y estratégico que pondrá sobre la mesa los grandes retos y oportunidades del gas natural en Colombia.
La agenda abordará temas como abastecimiento, infraestructura de transporte, transición energética e incorporación de tecnologías emergentes y complementarias al gas natural, con el objetivo de dialogar y definir líneas de acción, que se encaminen a encontrar en el corto plazo soluciones concretas y sostenibles para el futuro del gas en el país.
El evento contará con la participación de más de 25 panelistas nacionales e internacionales, y busca consolidarse como el punto de encuentro para entender el presente y trazar el futuro del gas, fundamental para la competitividad y la seguridad energética del país.
El Foro Gas 2025 busca ser una plataforma de conversación informada para alinear la política pública actual, la planeación, la visión técnica y la acción multisectorial.
Durante la jornada, entidades del gobierno nacional, líderes empresariales, autoridades, reguladores y académicos participarán en los diferentes paneles hablando sobre abastecimiento de gas natural, infraestructura y transporte, comercialización y competencia y el rol del gas en la transición energética.
«Estamos ante una oportunidad para fortalecer la confianza en el gas natural como un componente clave de la transición energética, pero también como garantía de competitividad y bienestar para millones de colombianos. Este foro es un espacio para oírnos, ponernos de acuerdo y avanzar», afirmó María Inés Agudelo Valencia, presidente de la Bolsa Mercantil de Colombia.
Uno de los grandes atractivos del encuentro será la participación de expertos internacionales. Entre los panelistas está Bill FarrenPrice (Reino Unido), director del Programa de Gas del Oxford Institute for Energy Studies (OIES), reconocido por su análisis sobre el comportamiento geopolítico y de precios en los mercados globales.
También participarán Israel Hurtado (México), presidente de la Asociación Mexicana de Hidrógeno, quien compartirá la experiencia de su país en la integración del hidrógeno verde a la matriz energética y otros elementos de cómo se ha enfrentado la transición energética; y Mauro Chávez Rodríguez (Estados Unidos), director de Gas y GNL para las Américas de Wood Mackenzie, presentando las tendencias de oferta, demanda e inversión en infraestructura de gas para América Latina.
A nivel nacional, participarán Ricardo Roa, presidente de Ecopetrol, y Orlando Velandia, presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), quienes encabezarán el panel sobre abastecimiento y exploración.
También contará con la participación de líderes de empresas como TGI, Vanti, EPM, Terpel, Canacol Energy y Calamarí LNG, así como representantes del Ministerio de Minas y Energía, la CREG y la Cámara de Hidrógeno de la ANDI, que aportarán a la conversación desde sus diferentes las perspectivas de regulación, comunicación y transición.
El Foro Gas 2025 está organizado por la Bolsa Mercantil de Colombia en su rol como gestor del mercado, y el Consejo Nacional de Operación de Gas Natural (CON-Gas), y busca ser un espacio propositivo, técnico y constructivo, orientado a soluciones de largo y mediano plazo para aportar a superar la situación coyuntural actual.
La jornada se desarrollará de manera presencial en el Hotel Marriott de Bogotá (Av. El Dorado #69 B-53). Más información: www.forogascolombia.com.
Dos pozos de producción, uno de exploración y otro de evaluación perforará Canacol en los próximos meses.
Canacol Energy anunció que en agosto pondrá en producción dos pozos de gas perforados en el yacimiento Ciénaga de Oro (CDO), en los departamentos de Sucre y Córdoba, en los contratos VIM-44 y VIM-5.
El primer pozo es Borbo-1, perforado el 13 de junio de 2025 y el 22 de junio de 2025 alcanzó una profundidad total de 10,751 pies MD. El pozo encontró 157 pies TVD de espesor contenedor de gas con una porosidad promedio del 18% dentro del yacimiento primario en las areniscas CDO.
El pozo se pondrá en producción a principios de agosto de 2025, una vez la línea de flujo que conecta la plataforma Sucre Norte, desde la que se encuentran los pozos de exploración Borbón, Zamia y Palomino, se haya conectado a las facilidades de procesamiento de gas en Jobo.
Se prevé que la producción inicial del pozo se encuentre entre 10 y 12 millones de pies cúbicos estándar por día (“MMscfpd”).
El segundo pozo es Zamia-1, que inició perforación el 24 de mayo de 2025 y el 4 de junio de 2025 alcanzó una profundidad total de 11,454 pies MD. El pozo encontró 32 pies TVD de espesor contendor de gas con una porosidad promedio del 22% dentro del yacimiento primario en las areniscas CDO.
El pozo se pondrá en producción a principios de agosto de 2025, una vez que la línea de flujo que conecta la plataforma Sucre Norte se haya conectado a las facilidades de procesamiento de gas en Jobo. Se prevé que la producción inicial del pozo se encuentre entre 8 y 10 MMscfpd.
Otro pozo de exploración, Palomino-1, iniciará perforación a finales de julio, con objetivo las arenas cargadas de gas en el yacimiento CDO en un prospecto ubicado aproximadamente a 2 kilómetros al sur del descubrimiento Borbón.
La Corporación prevé que la perforación y completamiento del pozo se tomará aproximadamente 3 semanas. En caso de éxito, el pozo se pondrá en producción a través de la línea de flujo que conecta la plataforma Sucre Norte con las facilidades de procesamiento de gas en Jobo.
Finalmente, Canacol anunció que el 30 de junio de 2025 inició la perforación del pozo Fresa-4, situado aproximadamente 1 kilómetro arriba y al noroeste del pozo de evaluación Fresa-3 recientemente perforado, que está produciendo aproximadamente 10 MMscfpd.
La Corporación prevé que la perforación del pozo se tomará aproximadamente 3 semanas, tras las cuales se pondrá inmediatamente en producción a través de la conexión existente entre la plataforma y las facilidades de procesamiento de gas en Jobo.
Con una inversión de cerca de $900 millones, se anunció el inició de las obras para la instalación del servicio de gas natural que beneficiará a 800 familias de los barrios Limonar, El Manzano y El Mirador en Soacha, Cundinamarca.
El proyecto de Vanti permitirá que 800 familias, inicialmente, y 481 lotes que aún no están construidos puedan contar con el servicio de gas natural de forma continua.
Esta obra es una de las principales apuestas de Vanti para expandir la red de gas natural en los municipios de Cundinamarca, gracias a los trabajos realizados con la Gobernación y la alcaldía de Soacha.
El anunció de inició de las obras a la comunidad, que comenzarán en agosto próximo, se realizó con la presencia del alcalde de Soacha, Víctor Julian Sánchez; el director de Asuntos Públicos de Vanti, Ricardo Garzón, concejales, ediles y juntas de acción comunal de Soacha y directivos de Vanti.
Con esta obra, se contribuye a aumentar el número de usuarios de gas natural en esta zona del país, los cuales podrán contar con un servicio que ofrece los siguientes beneficios:
• No requiere de ningún tipo de proceso para su uso
• No necesita almacenamiento porque se suministra en forma continua a los hogares
• Es la fuente de energía más limpia, menos contaminante y con menor contenido de carbono de todos los combustibles fósiles, y por eso al cocinar no se tiznan las ollas o sartenes, ni se ensucia la cocina
• Es muy económico
• Se ahorra tiempo porque se alcanzan más rápidamente las temperaturas deseadas, reduciendo los tiempos de cocción y calentamiento
• Es un producto más seguro que otros combustibles, pues su composición es menos pesada que el aire y en caso de una fuga, es más factible que vaya a la atmósfera y se diluya.
• En el hogar el gas natural se utiliza para cocinar en el horno, la estufa o el asador, y para calentar el agua.
