Aunque el Gobierno ve en Venezuela una salida al déficit de gas, expertos y privados advierten que los problemas jurídicos, logísticos y diplomáticos hacen poco probable que el suministro se concrete en el corto plazo.
El 30 de noviembre del año pasado, Colombia recibió en la Regasificadora de Cartagena (Spec LNG, de Promigas) la primera carga de 40.000 MBTU de Gas Natural Licuado (GNL) para atender la demanda de hogares, vehículos, comercios e industrias, que en los últimos 45 años había sido satisfecha con la producción de los campos de Ballena y Chuchupa, en La Guajira, y Cusiana y Cupiagua, en Casanare.
“El déficit de gas no es algo del futuro, ya lo estamos viviendo”, dice María Beatriz Antequera, gerente de Calamarí LNG, la empresa pionera en la importación y comercialización de gas natural licuado (GNL), creada por tres de las principales Generadoras Térmicas en el país: Termocandelaria S.C.A E.S.P., Termobarranquilla S.A. E.S.P., y Enfragen Termoflores S.A.S, cruciales para evitar que el país se sumiera en un racionamiento en el último fenómeno de El Niño.
Desde 2013, con la excepción de 2021, las reservas probadas de gas natural se han reducido año tras año. Según la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, el año pasado cayeron 13%. Naturgas señala que Colombia importa el 17% de la demanda total de gas.
Sandra Fonseca, directora de Asoenergía, que representa a los Grandes Consumidores de Energía Industriales y Comerciales, es tajante: “No hay gas suficiente, ni precios asequibles, ni tiempos oportunos”.
Aunque las autoridades insisten en que hay producción fiscalizada, la realidad es otra: los contratos de suministro se han vencido y no hay gas disponible para comercializar, especialmente para la demanda no esencial, es decir, la de las empresas.
En el corto plazo, el ministro de Minas y Energía, Edwin Palma, insiste en reactivar el suministro de gas desde Venezuela hacia Colombia, antes de finalizar el 2025.
“Hay que superar cualquier barrera para que los colombianos podamos disponer de esa gran riqueza que tienen en materia de gas, porque mientras mantenemos esa duda frente a eso, pues los que se siguen alimentando son los grandes monopolios, grandes negocios alrededor de la regasificación y de la importación de gas. Ojalá podamos remover esos obstáculos técnicos, jurídicos, económicos, y podamos tener una molécula de gas, antes de que termine el año, en beneficio del pueblo colombiano”, comentó Palma.
“Quienes hoy critican la integración con Venezuela son los mismos que nos dejaron un país con déficit de gas, tarifas injustas y un Caribe golpeado por décadas de abandono. Este Gobierno no está del lado de los poderosos, sino del lado de la gente, del usuario y de la justicia energética”, señala.
Aunque Ecopetrol suscribió un contrato con PDVSA en 2007, con vigencia a noviembre de 2027, para la compraventa y transporte de gas a través del oleoducto Antonio Ricaurte, Venezuela jamás envió una molécula de gas a Colombia, como debía ocurrir desde 2012.
Además, como lo han señalado expertos, la infraestructura de “los casi 90 kilómetros que tiene ese gasoducto en Colombia en muchas partes desapareció o está totalmente deteriorada, y en el territorio venezolano la situación debe ser igual”.
Como resultado de ello, es difícil garantizar que el gasoducto -que pertenece a PDVSA- esté en condiciones operativas en menos de un año. A ello se suman las sanciones de Estados Unidos a la petrolera venezolana.
De hecho, Mónica de Greiff, presidenta de la Junta Directiva de Ecopetrol, ha dicho que el gas proveniente de Venezuela no llegará directamente a Ecopetrol porque la compañía no puede negociar con empresas estatales venezolanas.
En declaraciones a Caracol Radio, explicó que la situación sería distinta “si fuera una compañía privada que nos venda gas sacado de Venezuela, pero hasta ahora eso no está pasando”.
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La soluciones de mediano plazo
Hacia 2030, la solución a la crisis de abastecimiento provendrá del ‘off shore’, si se cumplen los cronogramas previstos y Ecopetrol y Petrobras logran concertar con más de 100 comunidades para sacar adelante el proyecto Sirius, ubicado a 77 kilómetros de Santa Marta. Pero en el corto plazo las proyecciones son inciertas.
Johand Patiño, vicepresidente comercial de Terpel, subraya que la escasez genera incertidumbre y estrés. Su compañía, con más de 180.000 usuarios activos de gas vehicular, no logró acceder a las recientes ofertas del mercado primario. El resultado: precios al alza, usuarios desmotivados y un producto que ha dejado de ser competitivo. “Hemos tenido que recurrir al gas importado, pero con enormes desafíos logísticos y financieros”.
Ever Maya, Jefe de Unidad Gestión Bolsa de Energía de EPM, explica que plantas térmicas como Termosierra, que antes funcionaban con gas en firme, ya no pueden operar de esa forma.
Esto obliga al uso de combustibles más costosos como el ACPM, afectando las tarifas en épocas críticas como El Niño. Además, la falta de infraestructura de transporte limita aún más la capacidad de respuesta.
Rodolfo Anaya, presidente del Grupo Vanti, dice que la oferta nacional es cada vez más escasa y costosa, mientras crece la dependencia del gas importado, con serias implicaciones para los usuarios y la industria.
“Ya perdimos cerca del 8% de la demanda no regulada del próximo año. Algunos usuarios están migrando a carbón o fuel oil”, señaló Anaya, quien también advirtió que el costo de transportar una molécula desde la planta de SPEC hasta Bogotá ronda los 5,50 dólares por giga BTU, y puede superar los 6 dólares desde Hobo.
La situación afecta sectores sensibles como el transporte público, con aumentos del 30% al 40% en el precio del GNV. Anaya también cuestionó la falta de ajustes en la tarifa de comercialización, congelada desde hace 20 años, y pidió a la CREG tomar medidas urgentes para evitar mayores distorsiones.
El directivo reveló que este año ya se está importando el 25% del gas destinado al mercado regulado y para 2025 se proyecta que ese porcentaje suba al 35%. Aún más preocupante es la situación del mercado no regulado, donde más del 50% del suministro deberá cubrirse con gas importado, lo que representa un fuerte impacto en los costos y en la viabilidad de muchas operaciones industriales.
“El panorama no es alentador. Se están tomando malas decisiones y las consecuencias ya se están viendo”, concluyó el directivo, cuya empresa está siendo investigada por la Superintendencia de Servicios Públicos y ha sido conminada a disminuir la tarifa del gas natural a partir del consumo de diciembre de 2024 facturado en enero del 2025 y a devolver a los usuarios los montos a los que haya lugar.
A largo plazo, la situación podría erosionar la base industrial del país, dice Sandra Fonseca que resume así la situación: “Cuando la demanda industrial se va, no regresa. No estamos dimensionando la pérdida de competitividad que esto implica”.
Fonseca también advierte que se está normalizando un entorno de precios altos y volátiles, alejados de los valores de equilibrio que permiten el desarrollo de la demanda industrial. Además, critica que los precios actuales de más de US $15 —muchas veces marcados por eventos excepcionales o importaciones costosas— se pretendan normalizar como si fueran aceptables, cuando ya valores de 5 o 6 dólares por millón de BTU eran altos para la industria.
También advirtió sobre la incertidumbre en los cronogramas de infraestructura, tanto para importación como para transporte para garantizar la confiabilidad del suministro.Si los proyectos no entran en operación a tiempo, la demanda no podrá ser atendida, sin importar el precio. Fonseca concluye que no se puede aceptar como normal la falta de cumplimiento en la oferta, porque esto compromete gravemente el desarrollo económico del país.
“La falta de cumplimiento en tiempos y volúmenes no puede trasladarse al consumidor industrial, ya que compromete la competitividad y el crecimiento económico del país”, explica.
En una coyuntura de escasez de gas natural local, Colombia se ha convertido en un país clave en el mercado mundial del gas natural licuado (GNL), y Calamarí LNG ha sido protagonista en ese proceso, dice su gerente. De hecho, María Beatriz Antequera asegura que “estamos en todos los mapas”, y que los grandes proveedores internacionales ven al país como un destino confiable.
Pero detrás de este reconocimiento hay muchos retos. Comprar GNL no es simplemente pagar y recibir. Se necesitan contratos largos, operaciones complejas y una logística muy precisa. Calamarí, por ejemplo, no puede comprar grandes volúmenes de una sola vez, porque debe mantener siempre inventarios para garantizar el suministro a tres plantas térmicas. Por eso, compra cargas parciales y el resto se envía a otros países, lo que encarece el proceso.
Aun así, los resultados son positivos. Desde 2017, Calamarí ha importado 8,6 millones de metros cúbicos de GNL por US $2.200 millones. Si en lugar de eso se hubiera usado combustible líquido, el país habría tenido que pagar US $2.500 millones más.
Además, desde diciembre de 2024, Calamarí no solo atiende la demanda de plantas térmicas, sino también la de hogares e industrias. Hoy sus clientes están colocando 40 millones de MBTU diarios para cubrir esa necesidad.
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