El futuro del gas en Colombia: el recurso bisagra que definirá la estabilidad eléctrica.

Colombia atraviesa hoy un punto de inflexión energético que redefine las bases mismas de su seguridad energética, su política industrial y su transición hacia una economía más sostenible. La combinación de una oferta nacional de gas natural en declive, una matriz eléctrica fuertemente dependiente de la hidroelectricidad, mercados mayoristas con altos niveles de concentración y fenómenos climáticos intensificados han generado en conjunto un escenario de vulnerabilidad estructural que ya empieza a sentirse tanto en los precios de la energía como en los riesgos de abastecimiento. 

De acuerdo con el último Boletín Trimestral de la UMMEG (junio–agosto 2025) hoy existen señales claras de estancamiento en la oferta nacional de gas, al tiempo que la demanda —particularmente la del sector térmico y el industrial— sigue creciendo. La falta de nuevas inversiones en exploración y la maduración natural de los campos tradicionales ha obligado al país a depender cada vez más de la importación de gas natural licuado (GNL), el cual representa ya un 3,3 % del volumen contratado en el mercado primario, con precios que duplican o triplican los del gas de origen nacional. Mientras los contratos domésticos oscilan entre 6 a 9 dólares por MTBU, el precio del gas importado alcanza promedios de 15 dólares por MTBU, lo que en conjunto se traslada y encarece los costos de la generación térmica y presiona al alza los precios del mercado eléctrico. 

El papel del gas trasciende el sector de hidrocarburos, pues es el principal mecanismo de respaldo del sistema eléctrico colombiano. La generación térmica a partir de gas sostiene la confiabilidad en épocas de hidrología crítica, y su operación es indispensable para mitigar las variaciones propias de un sistema altamente dependiente de los aportes hídricos. Sin embargo, el reciente Informe Nacional de Competitividad 2025–2026 advierte que, aunque los aportes estuvieron por encima del promedio histórico a inicios de 2025, los embalses solo alcanzaron el 54,7 % de su capacidad útil. La caída de seis puntos en un mes muestra la sensibilidad extrema del sistema eléctrico frente a la variabilidad climática, lo que obliga al despacho térmico con mayor frecuencia y durante más horas del día. 

Pero el principal desafío no es solo hídrico: es logístico. La infraestructura de transporte de gas presenta cuellos de botella que limitan la capacidad del país para mover el gas con flexibilidad hacia las zonas de mayor consumo. La planta de regasificación SPEC en Cartagena, aunque estratégica, es insuficiente para garantizar la seguridad energética nacional frente a escenarios de baja producción local. Es urgente actualizar los costos de racionamiento de gas natural y fortalecer la redundancia operativa, dado que cualquier restricción en esta planta de regasificación podría comprometer el abastecimiento térmico. 

La estructura concentrada del mercado de gas no solo agrava estos riesgos de escasez sino que permite que algunos agentes manipulen a su favor los precios. En efecto, Ecopetrol concentra el 55 % del volumen negociado en el mercado primario, seguida por Hocol (13 %) y TPL —gas importado— con un 11 %. Este nivel de concentración impide una dinámica competitiva sana con el riesgo de precios artificialmente altos que ello implica, especialmente en las modalidades de mercado de mayor flexibilidad como la de opción de compra, cuyo precio promedio alcanza 13,6 dólares por MBTU. En este entorno, los generadores térmicos enfrentan costos crecientes que se trasladan inevitablemente al mercado eléctrico, elevando los precios de bolsa durante los periodos de mayor despacho, lo que ineludiblemente tiene un efecto en las tarifas finales de los usuarios. 

Lo anterior también repercute en el progresivo deterioro de los indicadores estructurales del mercado electrico: volatilidad creciente en los precios de bolsa, mayores costos de generación por fuera de mérito y restricciones operativas que obligan a despachar unidades térmicas costosas para mantener la estabilidad. La discusión regulatoria sobre los servicios complementarios —flexibilidad, arranque en negro, control de frecuencia— se vuelve cada vez más urgente para evitar que estos riesgos se profundicen. El proyecto de Resolución de Resiliencia Energética del MME, (actualmente en consulta) propone lineamientos para fortalecer la seguridad del sistema, pero su implementación requerirá inversiones significativas y una coordinación estrecha entre reguladores, operadores y agentes del mercado.  

De cara al futuro, el país enfrenta tres desafíos estratégicos: ampliar su infraestructura gasífera, integrar más fuentes renovables y modernizar el mecanismo de cargo por confiabilidad. En términos de infraestructura, es indispensable habilitar una segunda planta de regasificación en la costa pacífica, fortalecer los gasoductos troncales y mejorar la redundancia de la red. Mientras tanto, la integración de energías renovables no convencionales, que hoy aportan menos de 12 GWh promedio mensual, tiene que venir acompañada de recursos de respaldo que garanticen la estabilidad del sistema ante su variabilidad natural. Y el rediseño del cargo por confiabilidad (del cual discutí en esta entrada) debe diseñar y equilibrar incentivos adecuados para mantener capacidad térmica disponible sin castigar excesivamente a los usuarios con sobrecostos. 

La transición energética no es una sustitución inmediata del gas, sino su transformación en un recurso puente hacia una matriz más resiliente y sostenible. La experiencia internacional demuestra que incorporar renovables sin un diseño sistémico adecuado puede generar vulnerabilidad: el apagón ocurrido en España y Portugal en abril de 2025, producto de una mala sincronización entre generación no síncrona y sistemas de respaldo, es una advertencia seria. En un país como Colombia, con alta variabilidad hídrica, poca capacidad de almacenamiento y creciente dependencia de combustibles importados, la planificación debe ser técnica, gradual y basada en evidencia científica. 

Colombia tiene la oportunidad de construir una política energética moderna que integre seguridad, competitividad y sostenibilidad. Para lograrlo, deberá reconocer que el gas natural sigue siendo un componente esencial del sistema eléctrico, pero que su futuro depende de infraestructura robusta, mercados transparentes y regulación predictiva. Si el país orienta sus decisiones hacia la coordinación, la inversión y la eficiencia, el gas podrá cumplir su papel como garante de estabilidad en una transición energética justa, ordenada y sostenible. 

Fuentes: 

BBC News (2025 abril) ¿Qué pudo haber causado el masivo apagón eléctrico en España y Portugal? https://www.bbc.com/mundo/articles/cjr7vdjegp7o  

Consejo Privado de Competitividad (2025 noviembre) Informe Nacional de Competitividad 2025–2026. https://compite.com.co/wp-content/uploads/INC-2025_-COMPLETO_V1.pdf  

Ministerio de Minas y Energía (2025) Por la cual se definen criterios de resiliencia, seguridad y confiabilidad para el suministro de energía eléctrica [Proyecto] https://www.minenergia.gov.co/documents/7323/Res_Criterios_de_resiliencia_seguridad_y_confiabilidad_para_el_suministro_de_energ%C3%ADa.pdf  

Olave, A. (2025 septiembre) El cargo por confiabilidad en Colombia: Actualidad, riesgos y alternativas. https://derechoeconomico.uexternado.edu.co/regulacion-economica/servicios-publicos/el-cargo-por-confiabilidad-en-colombia-actualidad-riesgos-y-alternativas/  

Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (2025) Boletín de Seguimiento y Monitoreo de los Mercados Mayoristas de Energía y Gas (UMMEG), junio–agosto 2025. https://www.superservicios.gov.co/sites/default/files/2025-10/Boletin-de-ummeg-Trimestral-jun-a-agos-2025.pdf.pdf  

XM – Reportes de generación, hidrología y precios de bolsa 2025. https://www.xm.com.co/generaci%C3%B3n/informes-despacho