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Naturgás presentó un informe que indica que, en medio de la estrechez de gas en el país, la industria no renovó el 16 % de los contratos de suministro de este hidrocarburo.
“El principal impacto en las grandes industrias, de la estrechez de gas por la que atraviesa el país, fue la sustitución por combustibles más contaminantes. Evidenciamos un retroceso en la transición energética”, aseguró este jueves Luz Stella Murgas, presidenta de Naturgás.
Desde 2016, el país importa gas para respaldar a las plantas térmicas, con las que se genera energía eléctrica, pero desde diciembre de 2024 también ha sido necesario traerlo del exterior para atender la demanda de hogares, comercios y vehículos.
Desde el año pasado, la estrechez en el mercado generó aumentos en los precios. Los datos que presentó Naturgás este jueves indican que los efectos van más allá.
El sector industrial es el mayor consumidor de gas natural (con el 28 % de la demanda), seguido por la generación térmica y el sector residencial. Las industrias que más consumen gas natural son las de productos minerales no metálicos, seguidas por las industrias alimenticias, las industrias metalúrgicas básicas, las de sustancias y productos químicos y las de papel y cartón.
Entre diciembre de 2024 y noviembre de 2025, las industrias contrataron 239 giga BTU por día. Las cifras muestran que entre el 1° de diciembre de 2025 y enero de 2026, el 16 % de los contratos no se renovaron (38 giga BTU por día).
¿Qué están haciendo esas industrias? Sustituyeron el consumo: el 50 % por GLP; 23 % por carbón; 11 % por bagazo; 10 % por fuel oil; 6 % por electricidad y 0,1 % cerraron y migraron a otros países.
Entre los tipos de industria que están sustituyendo se encuentra construcción, alimentos y bebidas, metalmecánica, papel y cartón.
Lo más probable es que los industriales estén buscando mejores precios y continuidad en el suministro, teniendo en cuenta que más del 40 % de la demanda del sector está cubierta con contratos con gas que no es firme, es decir, que está sujeto a interrupciones.
La sustitución de 38 giga BTU por día de gas por otros energéticos, explicó Murgas, implicó un aumento anual de 164.000 toneladas de CO2 en emisiones de gases de efecto invernadero. Los sustitutos con mayor impacto en emisiones son el carbón y el GLP.
Aunque hay alternativas “limpias” como la electricidad y el bagazo, según Naturgás estos energéticos no pueden reemplazar por completo el gas en este momento, por factores de costo, disponibilidad y adaptación de los procesos industriales.
El gremio hizo un llamado al Gobierno a incrementar la oferta de gas natural, tanto nacional como importado, para proteger la competitividad del país.
“Durante décadas el gas natural permitió que la industria colombiana fuera más limpia y competitiva. Hoy la pérdida de autosuficiencia en gas está obligando a migrar hacia combustibles más contaminantes”, aseguró Murgas.
Según cifras recopiladas por Naturgás, del total de gas que consumió Colombia en 2025, el 20 % fue importado: 12 % para la generación de energía y 8 % para hogares, comercios y vehículos.
¿Subirá el gas por el conflicto en Medio Oriente?
Murgas explicó que en este momento no habrá efectos en Colombia, pues el gas se está importando desde Trinidad y Tobago y Estados Unidos.
Los impactos vendrían por los precios que se negocian en el mercado internacional. Murgas aclaró que el gas ya está contratado hasta el mes de mayo: “Hasta ese mes estamos blindados, pero si el conflicto se prolonga más allá de esa fecha, es muy probable que los precios se vean impactados”.
¿Y el gas de Venezuela?
La presidenta del gremio explicó que gracias a las licencias generales emitidas por Estados Unidos, para desarrollar actividades relacionales con el petrolero venezolano, y a las medidas de la Asamblea Nacional de Venezuela, la importación de gas desde el vecino país ya es viable jurídicamente.
“Cualquier compañía que evalúe una decisión de inversión en Venezuela va a requerir reglas estables, conocer el estado actual de la infraestructura existente, definir cuánto tiempo se necesita para que la infraestructura esté óptima, saber cuáles son los campos que abastecerán la demanda interna de Venezuela para su reactivación económicas y la disponibilidad de exportación a Colombia”, dijo Murgas.
De ahí que la importación no sería automática, sino que tomará tiempo. Para materializar esas compras externas, se necesita reactivar el gasoducto binacional. Las adecuaciones, según analistas, podrían tomar entre 9 y 12 meses.
Ricardo Roa, presidente de Ecopetrol, dijo el miércoles en rueda de prensa que para la petrolera estatal persisten restricciones: la liberación parcial de licencias por parte de Estados Unidos aún no le permite a la empresa abrir una negociación con PDVSA.
Roa informó que los abogados de Ecopetrol radicaron la semana pasada, por tercera vez, una solicitud a la OFAC para levantar las restricciones.
“Infortunadamente no podrá ser a través de Ecopetrol”, dijo a finales de febrero Edwin Palma, ministro de Minas y Energía. “Lo que dicen en Venezuela es que se necesita que haya licencia por parte del Gobierno de los Estados Unidos. Tramitar una nueva licencia sería un poco más complejo y demorado. A nosotros nos importa el tiempo. Queremos ser prácticos, queremos ser pragmáticos”, agregó.
“No hubo cobros indebidos”
Las empresas encargadas de la infraestructura de transporte rechazaron el anuncio.
Murgas aseguró que no hubo cobros indebidos. Sobre las declaraciones del Ministerio de Minas y Energía, el gremio dijo que, hasta ahora, las compañías no han sido notificadas de ningún acto administrativo y que, cuando se conozcan las medidas, se hará el análisis y se acudirá a las instancias legales.
Fuente: ElEspectador
