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La producción de gas natural en Colombia cayó en mayo de 2025 a su nivel más bajo en más de una década, arrastrada por retrasos, conflictos, licencias y fallas en acuerdos internacionales.
La producción de gas natural en Colombia continúa en picada, golpeada por retrasos en la entrada en operación de nuevos proyectos, trabas en licencias ambientales y tensiones con comunidades, además del incumplimiento de acuerdos internacionales como el firmado con Venezuela.
Según la Cámara Colombiana de Petróleo, Gas y Energía (Campetrol), en mayo de 2025 se extrajeron apenas 800 millones de pies cúbicos diarios (mpcd), el nivel más bajo en más de una década. La cifra representa una caída del 18,9% frente al mismo mes de 2024 —187 millones de pies cúbicos menos— y una reducción del 1,1% en comparación con abril de este año.
El balance acumulado tampoco da señales de recuperación. Entre enero y mayo, la producción promedio se situó en 814,7 mpcd, un 18,1% menos que en el mismo periodo del año pasado, cuando se alcanzaban 994,8 mpcd. El retroceso es claro y golpea a una de las principales fuentes de energía del país.
Principales causas de la crisis del gas
La producción nacional se concentra principalmente en la Costa Caribe y los Llanos Orientales. De acuerdo con Campetrol, en mayo cinco departamentos aportaron el 88% del total fiscalizado: Casanare lideró con un 65,4%, seguido de Sucre (7%), Córdoba (7%), La Guajira (6%) y Boyacá (3%).
En cuanto al consumo, la demanda de gas natural proviene de sectores como el térmico, industrial, residencial, transporte (a través de gas natural vehicular), así como de refinerías y la industria petroquímica. El mayor uso lo concentra el sector térmico, que representa el 32% de la demanda total. Actualmente, existen iniciativas para reemplazar el carbón por gas en varias plantas de generación térmica, como parte de la transición energética.
Sin embargo, el suministro local enfrenta obstáculos estructurales. Según Víctor Rincón Córdoba, ingeniero mecánico de la Universidad Nacional, una de las principales causas de la disminución en la oferta es el incumplimiento de acuerdos internacionales.
Un caso clave es el pacto para la construcción del Gasoducto Antonio Ricaurte, mediante el cual Colombia se comprometió a exportar gas natural a Venezuela durante cuatro años y, desde 2012, a importar 150 millones de pies cúbicos diarios por un periodo de 16 años. Pero en 2012 el país no suspendió el suministro de gas como estaba estipulado y continuó exportando hasta 2016, lo que duplicó el volumen originalmente pactado y redujo de manera significativa las reservas de los yacimientos en La Guajira.
“Desde 2012 hasta el actual Gobierno no le han solicitado a Venezuela revertir el volumen acordado hacia Colombia, solicitud que debió presentarse hace nueve años, cuando se dejó de suministrar gas natural a ese país. Si Venezuela hubiera suministrado esos 150 mpcd, no estaríamos en alerta por posible desabastecimiento”, alertó Rincón.
La segunda causa, dijo, es “la excesiva burocracia que durante años ha frenado el desarrollo de proyectos de gas asociado a mantos de carbón (CBM, por sus siglas en inglés)”, es decir, depósitos de gas natural atrapados dentro o alrededor de capas de carbón bajo tierra.
“El yacimiento de CBM en la cuenca carbonífera del Cesar-Ranchería comenzó a desarrollarse en 2008, pero solo hasta febrero de 2021 se declaró su comercialidad”, explicó Rincón, pero agregó que, entre trámites y autorizaciones del Ministerio de Minas, el Ministerio de Ambiente, Ecopetrol, la Unidad de Planeación Minero Energética (Upme) y la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), pasaron 13 años para aprobar su explotación.
De acuerdo con el académico, las reservas de CBM son considerablemente mayores que las de gas natural convencional en el país, y si se estuvieran explotando desde hace tiempo, Colombia no estaría atravesando la actual crisis de abastecimiento.
Soluciones para frenar la crisis del gas en Colombia
La presidenta de Naturgas, Luz Stella Murgas, afirmó que Colombia tiene un importante potencial en tierra firme y en el mar Caribe para convertir recursos en reservas probadas. Pero, para ello, urge destrabar decisiones, agilizar licencias y lograr consensos con comunidades y autoridades.
En la misma línea, desde Campetrol han insistido en que los proyectos offshore (costa afuera) sean declarados Proyectos de Interés Nacional Estratégico (PINE), con el fin de garantizar su viabilidad y acelerar su desarrollo.
Lo anterior si se tiene en cuenta que, en 2024, los recursos contingentes de gas natural —aquellos que podrían aprovecharse en el futuro— alcanzaron los 11.096 Gpc, lo que supone un incremento del 47,8% frente a 2023 y del 91,1% respecto a 2022. Y de ese total, el 67,1% (7.448 Gpc) corresponde a proyectos en el mar (offshore) y el 32,9% (3.648 Gpc) a desarrollos en tierra firme. Sin embargo, el gremio advirtió que el 42,3% de estos recursos sigue sin poder desarrollarse por restricciones ambientales o sociales.
Frente a este panorama, Rincón propuso otras alternativas para atender la actual crisis de oferta de gas natural. Entre ellas, gestionar con Venezuela el cumplimiento del acuerdo binacional de 2005, que prevé la devolución de 150 mpcd durante 16 años, e incluso renegociar un mayor volumen o un plazo más amplio, considerando que Colombia extendió de cuatro a ocho años su suministro al vecino país.
También planteó exigir a Drummond Energy acelerar el desarrollo del yacimiento de gas metano asociado con mantos de carbón (CBM) en la cuenca Cesar-Ranchería, dado su potencial para suplir la demanda faltante y aprovechar la infraestructura de gasoductos existente. Y a esto sumó la necesidad de que las termoeléctricas migren del gas natural al CBM y que dicho yacimiento se conecte al sistema nacional para garantizar el transporte del combustible.
