¿Cuáles son hoy los principales riesgos de desabastecimiento de gas y energía que enfrenta Colombia y qué tan preparado está el país para afrontarlos?
AZ: Colombia atraviesa una coyuntura energética sensible en la que confluyen distintos riesgos estructurales. En materia de gas natural, el país perdió su autosuficiencia en los últimos años, donde la producción nacional cayó y las importaciones de gas pasaron de representar una cantidad menor en el suministro, a incrementarse de forma significativa en períodos recientes. Esto revela una dependencia creciente del gas importado con costos significativamente superiores para los usuarios finales, incluyendo a los usuarios residenciales, así como a la industria. Ciertamente, distintas fuentes coinciden en que la probabilidad de déficit mensual de gas podría ser significativa en 2026 y tendería a incrementarse en 2027, bajo un escenario medio de demanda térmica.
JPG: En el frente eléctrico, la incorporación de nueva capacidad de generación presenta un rezago significativo que incrementa la vulnerabilidad del sistema en un contexto de dependencia hidroeléctrica y crecimiento sostenido de la demanda. Ante un eventual fenómeno de El Niño, la energía firme disponible resulta inferior a la demanda proyectada y, en escenarios de reducción sustancial de los embalses, podría requerir medidas de gestión de la demanda. Esta situación se agrava por los retrasos en generación y transmisión, retrasos en la asignación de capacidad de nuevos proyectos de generación y el hecho de que los proyectos de expansión de transmisión presentan rezagos, lo que limita la capacidad de entrega de energía eléctrica y reduce el margen de seguridad del sistema.
JPG: Aunque se han adelantado procesos de priorización para proyectos con obligaciones y licencias en regla, su impacto en la reducción de restricciones aún es incierto. En este contexto, el administrador del mercado eléctrico ha advertido la necesidad de una preparación anticipada para el verano 2026-2027 ante una posible hidrología deficitaria, lo que implicará un mayor uso de generación térmica y la garantía de disponibilidad suficiente de combustibles como gas y carbón, configurando un escenario de riesgo que exige acciones inmediatas y coordinadas para evitar afectaciones en el suministro eléctrico.
AZ: Frente a este escenario, la preparación del país sigue siendo insuficiente para transitar de manera confiable fenómenos tales como El Niño que podría ocurrir en el último semestre de la presente vigencia, y extenderse en el 2027. Aunque existían alertas tempranas emitidas por las autoridades competentes, reflejadas en instrumentos de planeación como el Plan de Abastecimiento de Gas Natural de la UPME, en nuestro mejor concepto, no se adoptaron oportunamente las medidas necesarias desde la política pública tendientes a mitigar los impactos advertidos. Si bien la terminal de regasificación SPEC en Cartagena ha sido fundamental para evitar escenarios de racionamiento, su capacidad está contratada principalmente para respaldar al sector eléctrico, lo que limita su disponibilidad para otros segmentos de la demanda de usuarios finales de gas natural. A ello, se suma el avance lento de los nuevos proyectos de regasificación, que restringe la diversificación de fuentes de suministro, con ocasión de las dificultades regulatorias hoy materializadas para ejecutar un proyecto de esta naturaleza. En consecuencia, Colombia debe actuar con urgencia en dos frentes simultáneos: asegurar el abastecimiento de corto plazo mediante la diversificación de las fuentes de importación existentes actualmente, así como la aceleración de la exploración y producción de fuentes locales. Lo anterior, acompañado de un incremento en la incorporación de nuevas fuentes de energía a la matriz energética y la eficiencia energética.
Desde el punto de vista regulatorio, ¿qué cambios considera necesarios para fortalecer la confiabilidad energética y garantizar la seguridad del suministro en los próximos años?
JPG: Si bien la regulación ha avanzado en la atención de los desafíos del sector, aún se requieren ajustes adicionales para responder de manera efectiva a la coyuntura actual. El primer frente consiste en fortalecer los tiempos de respuesta frente a las solicitudes de conexión, con el fin de asegurar la entrada oportuna de nuevos proyectos a la matriz energética. A pesar de que hoy existen plazos definidos, su efectividad se ve limitada por la ausencia de consecuencias claras ante su incumplimiento. Este ajuste debe complementarse con una mayor articulación y agilización de los procesos de licenciamiento ambiental y consulta previa, de modo que la aprobación de permisos avance con mayor celeridad y se reduzcan los retrasos que afectan a los proyectos de generación y transmisión. Esto es especialmente relevante si se tiene en cuenta que actualmente un proyecto de energía renovable puede tardar más de cinco años en entrar en operación.
AZ: En materia de gas natural, la discusión debe partir de la confiabilidad energética como condición indispensable para garantizar un suministro continuo. Esto plantea una disyuntiva clara de política pública. Por un lado, si el país no avanza de manera decidida en el desarrollo de nuevas fuentes locales, debe liberar y viabilizar efectivamente la importación de gas. Para ello, es necesario flexibilizar la regulación y permitir que esta se articule con mercados internacionales que operan bajo esquemas más libres, a diferencia del entorno regulado colombiano. Esto exige, entre otras medidas, ajustar la concepción y actividades permitidas a agentes centrales de la importación de gas tales como el comercializador de gas importado, de modo que distintos agentes puedan traer gas al país sin asumir riesgos adicionales e inflexibles derivados de los contratos celebrados en el exterior. También requiere reglas claras y estables en materia de contratación de largo plazo, reglas concretas referentes a la aplicabilidad del principio de acceso abierto a infraestructura y uso de la capacidad de regasificación. El principal desafío es que las autoridades puedan acelerar el proceso de adaptación del marco normativo colombiano a las dinámicas propias de esta actividad, de suerte tal que la política pública efectivamente refleje una intención concreta de fomentar el incremento de la oferta de gas natural a través de la puesta en operación de nuevos proyectos de regasificación.
Por otro lado, es nuestra consideración que es imperativo fortalecer la producción nacional mediante el impulso a los contratos de exploración y producción, la incorporación de nuevas tecnologías y el desarrollo de nuevas fuentes de oferta, especialmente ante la declinación de los campos existentes. En suma, la confiabilidad del mercado de gas natural y su relación intrínseca con el sistema eléctrico dependerá de avanzar a través de acciones concretas que apalanquen decisiones de inversión en al menos una de estas dos vías, bajo un marco regulatorio coherente, predecible y estable
¿Qué lecciones dejó la reciente dependencia del gas importado para cubrir parte de la demanda nacional y cómo debería responder el sector frente a este escenario?
AZ: La experiencia reciente deja una lección clara: Colombia no puede y no debe depender de una sola fuente de importación de gas como alternativa a la declinación en las reservas y producción de gas nacional. Esa concentración expone al sistema a riesgos operativos y de abastecimiento ante eventuales mantenimientos, fallas o contingencias. Durante años, el país funcionó principalmente como un mercado abastecido con producción doméstica. Sin embargo, el gas importado dejó de ser un respaldo excepcional y empezó a convertirse en un componente estructural del suministro a raíz de la decisión de política pública de detener la adjudicación de nuevos contratos de exploración y producción en el territorio nacional. Ese cambio obliga a diversificar las fuentes de abastecimiento y a fortalecer la infraestructura que las hace posibles. Para ello, resulta indispensable avanzar en nuevos proyectos de regasificación, ampliar la capacidad de transporte y almacenamiento, y garantizar reglas de acceso abiertas y transparentes que permitan construir un portafolio de importación más robusto, flexible y confiable. Uno de los elementos centrales en esta materia, además de la diversificación de las fuentes de suministro de gas natural, tiene que ver con el desarrollo de infraestructura que pueda conectar los mercados de la Costa Caribe y el interior del país, permitiendo que esta última pueda recibir el gas a precios más competitivos y la infraestructura de transporte no represente una restricción.
Al mismo tiempo, la política energética depende en gran medida del gobierno de turno, y de esa decisión se desprenden dos rutas posibles. Si el país no apuesta de manera decidida por desarrollar sus fuentes locales, deberá flexibilizar la regulación para permitir la importación de gas en condiciones competitivas, avanzar en nuevos proyectos de regasificación y diversificar la oferta externa. Si, por el contrario, la prioridad es fortalecer la producción nacional para atender la demanda, será necesario adoptar medidas más ambiciosas: incentivar la exploración y producción, incorporar nuevas tecnologías y abrir la discusión sobre el aprovechamiento de yacimientos no convencionales mediante perforación hidráulica. En ambos casos, el objetivo debe ser el mismo: garantizar una oferta suficiente, confiable y sostenible en el mediano y largo plazo.
¿Cómo impactan fenómenos climáticos como El Niño en las decisiones empresariales y regulatorias del sector energético y gasífero colombiano?
JPG: El fenómeno de El Niño impacta de manera directa a Colombia porque el sistema eléctrico depende en gran medida de la hidrología. Cuando bajan los aportes a los embalses y se requiere una mayor generación térmica para preservar la confiabilidad. En episodios recientes de El Niño, las plantas térmicas a gas, carbón y combustibles líquidos cubrieron gran parte de la demanda eléctrica diaria, lo que, resalta el papel del gas en la garantía de energía firme. En esta línea, el sistema debe anticiparse desde la estación de invierno previa al verano 2026-2027 para enfrentar una posible hidrología deficitaria similar a la experimentada en años anteriores, lo que implica un uso prolongado de plantas térmicas y la disponibilidad suficiente de gas, carbón y combustibles líquidos.
Para las empresas, este contexto transforma las decisiones comerciales, financieras y operativas. Los generadores deben revisar la disponibilidad de combustibles, los contratos de suministro, el mantenimiento de plantas y su exposición al precio de bolsa. Los comercializadores deben gestionar el riesgo de compra en bolsa, las garantías, la cartera y los contratos bilaterales, en un entorno que demanda mayor flexibilidad para adaptarse a condiciones cambiantes de oferta.
Los grandes usuarios, por su parte, deben evaluar alternativas como la autogeneración, eficiencia energética, los contratos de largo plazo y los planes de continuidad. En este sentido, con base en las últimas estadísticas publicadas por distintas fuentes, se advierte que la demanda industrial de gas natural ha migrado de manera material hacia GLP y carbón, lo que evidencia que, ante la priorización del gas para la generación térmica, surge la necesidad de recurrir a combustibles percibidos como más confiables. Estos escenarios suelen acelerar la adopción de soluciones como la autogeneración, aunque su expansión exige monitoreo para preservar el equilibrio de la matriz energética. En el mercado de gas, además, El Niño incrementa la demanda térmica y tensiona la asignación de la molécula entre generación, industria, hogares y transporte.
Regulatoriamente, El Niño exige decisiones preventivas y no reactivas. El regulador debe anticiparse y definir reglas claras sobre despacho, mantenimiento, niveles de embalses, contratación, garantías y disponibilidad de combustibles alternativos para las plantas térmicas que puedan operar con energéticos distintos de gas natural antes de que la escasez se materialice. Este contexto también pone en evidencia la necesidad de adoptar medidas que permitan una mayor flexibilidad en la comercialización del gas, facilitar la importación en condiciones oportunas y remover barreras operativas y contractuales que hoy limitan la capacidad de respuesta del sistema en escenarios de estrechez.
¿Qué desafíos jurídicos y regulatorios enfrentan actualmente los proyectos de exploración, producción e infraestructura energética en Colombia?
JPG: El principal desafío del sector energético en Colombia es la convergencia de incertidumbre regulatoria, conflictividad socioambiental y demoras en la obtención de permisos, que han convertido el licenciamiento ambiental y las consultas previas en obstáculos para proyectos críticos de seguridad energética. Esta problemática afecta de manera transversal a hidrocarburos, transmisión, energías renovables, infraestructura de gas, regasificación y generación térmica. En el caso del gas, incluso los descubrimientos relevantes enfrentan barreras para su desarrollo efectivo debido a retrasos en licencias, permisos y desarrollo de infraestructura de conexión, mientras que en el frente eléctrico persisten dificultades como la obtención de conceptos de conexión, servidumbres y trámites administrativos, que han limitado el ritmo de incorporación de nueva capacidad.
AZ: Desde el punto de vista jurídico y regulatorio, el problema de fondo radica en un marco que no logre ajustarse al ritmo de la realidad del mercado. En particular, en el mercado de gas natural, la regulación vigente en materia de importación resulta aún (a pesar de primeras señales regulatorias efectuadas por el Ministerio de Minas y Energía junto con la Comisión de Regulación de Energía y Gas) poco flexible, al asimilar al comercializador de gas importado a la figura del productor, lo que introduce barreras de entrada innecesarias y limita quiénes pueden participar en la importación y comercialización del gas. Este enfoque restringe la competencia y genera ineficiencias, en la medida en que excluye a agentes con capacidad financiera y operativa que podrían dinamizar el mercado y asegurar el suministro. En consecuencia, se hace necesario flexibilizar la regulación para permitir que cualquier agente pueda importar gas y ponerlo a disposición de la demanda nacional, sin imponerle riesgos adicionales o inflexibles derivados de estructuras contractuales externas, especialmente considerando que los mercados internacionales operan bajo lógicas más flexibles que el esquema regulado colombiano.
Adicionalmente, persisten desafíos estructurales en el desarrollo de la oferta local. La política pública y las autoridades competentes deben actuar de manera coordinada para definir si el país optará por incentivar nuevas rondas de exploración y producción o, en su defecto, destrabar y acelerar los contratos ya adjudicados. En este último caso, resulta fundamental eliminar obstáculos en su ejecución, tales como demoras en licenciamiento, permisos, concesiones y otros trámites que ralentizan el avance de las fases contractuales. Sin esta coordinación institucional, el país continuará enfrentando un escenario en el que, en lugar de promover aumentos estructurales de oferta, se limita a gestionar la escasez, lo que refuerza la urgencia de contar con una regulación más flexible, coherente y alineada con las dinámicas del mercado.
¿Cómo puede Colombia equilibrar los objetivos de transición energética con la necesidad de garantizar tarifas competitivas y abastecimiento confiable para hogares e industrias?
Colombia debe ampliar la canasta de fuentes de energía, entendiendo que el reto no es una sustitución inmediata de las fuentes tradicionales y existentes, sino una agregación ordenada hacia fuentes más limpias en la que el gas natural cumple un papel fundamental y determinante. Su menor intensidad de emisiones y su capacidad para garantizar confiabilidad lo convierten en la base de la transición en la medida en la cual la matriz energética pueda consolidar el incremento de fuentes alternativas. En este sentido, resulta indispensable masificar el gas y llevarlo a las zonas más remotas del país donde aún no existe cobertura, pues no es posible avanzar en diversificación energética sin asegurar primero el acceso a una fuente limpia y confiable. La transición debe entenderse como un proceso progresivo, en el que primero se consolida el acceso y luego se incorporan nuevas tecnologías.
En paralelo, es necesario mantener un balance entre transición energética, seguridad energética y competitividad del acceso a los energéticos. Colombia ha avanzado en figuras como las comunidades energéticas y la autogeneración, que permiten un sistema más descentralizado y flexible, pero su desarrollo requiere una adecuada coordinación entre política pública y regulación para que la diversificación fortalezca la resiliencia sin comprometer la confiabilidad. Al mismo tiempo, la transición debe ser justa, lo que implica que no puede deteriorar la calidad de vida ni encarecer de forma desproporcionada los energéticos.
Adicionalmente, el esquema actual de comercialización del gas entendemos debe ser modificado con el propósito de fomentar eficiencias respecto de los agentes en la cadena que pueden fungir como comercializadores de gas importado. En efecto, entendemos imperativo viabilizar que los agentes que atienden directamente a los usuarios finales puedan actuar como comercializadores de gas importado, lo cual reduciría costos y aumentaría la competitividad. En suma, la transición energética debe estructurarse sobre una base realista, consolidando el gas en el corto y mediano plazo, garantizando su acceso masivo, corrigiendo distorsiones regulatorias y avanzando progresivamente hacia una matriz diversificada, de forma que se reduzcan emisiones sin sacrificar confiabilidad, competitividad ni la calidad de vida de los habitantes y particularmente aquellos en condiciones de vulnerabilidad.
¿Qué señales observan los inversionistas nacionales e internacionales al evaluar oportunidades en el sector energético colombiano y cuáles son sus principales preocupaciones?
Los inversionistas del sector energético evalúan a Colombia con una mirada de oportunidad matizada por preocupaciones significativas. Por un lado, el país cuenta con un potencial renovable, particularmente en energía solar y eólica. En el mismo sentido, Colombia ha demostrado tener reservas de hidrocarburos relevantes tanto costa afuera como en territorio nacional.
Sin embargo, las preocupaciones son profundas. La primera es la estabilidad regulatoria: cambios frecuentes, debates legislativos sobre tarifas, intervenciones de mercado o modificaciones al diseño institucional pueden afectar la percepción de riesgo. Gremios han advertido que ciertas propuestas de reforma podrían generar incertidumbre sobre reglas de expansión y confiabilidad del sistema. La segunda es la permisología: licencias, consultas previas, conexiones, servidumbres y trámites territoriales pueden extender cronogramas y afectar cierre financiero. Para revertir esta tendencia de inestabilidad, Colombia necesita enviar señales creíbles de estabilidad regulatoria, agilizar trámites, honrar los compromisos contractuales y garantizar condiciones mínimas de gobernabilidad en los territorios donde se ejecutan los proyectos.
Colombia tiene demanda creciente, recursos renovables abundantes, potencial offshore de gas, experiencia institucional, mercado eléctrico sofisticado y necesidad evidente de inversión en generación, transmisión, gasoductos, regasificación y almacenamiento. Además, las subastas de Cargo por Confiabilidad y los procesos regulatorios de la CREG envían señales de necesidad de expansión y de remuneración de capacidad firme. Sin embargo, debe advertirse que la reciente subasta por el momento no puede catalogarse como exitosa, en especial, porque varios de los proyectos no cuentan con conexión aprobada, permisos ambientales otorgados y cierre de financiamiento. De aquí que deban analizarse los resultados de la reciente subasta de manera muy conservadora.
En síntesis, Colombia sigue siendo atractiva, pero compite por capital con países que ofrecen mayor celeridad en la obtención de permisos y estabilidad normativa. Asimismo, otras jurisdicciones han adaptado sus marcos regulatorios a las dinámicas de actividades internacionales, mientras que en Colombia se mantiene la tendencia de adaptar las dinámicas internacionales a la esfera nacional. Para atraer inversión que permita superar el déficit energético actual e incline la balanza a la producción nacional, debe demostrar que los proyectos estratégicos no solo se adjudican, sino que se construyen y pueden entrar en operación en los tiempos previstos.
Mirando hacia los próximos cinco años, ¿cuáles serán las decisiones regulatorias y de política pública más determinantes para el futuro del mercado de energía y gas en Colombia?
Las decisiones que Colombia tome en los próximos cinco años definirán si el país logra superar su crisis de suministro y modernizar su matriz energética, o si se profundizan las vulnerabilidades actuales. En el marco del cambio de gobierno que Colombia enfrenta en este año de elecciones presidenciales será clave que el gobierno entrante defina con prontitud la dirección de su política energética. La primera decisión crítica es la política de exploración y producción de hidrocarburos, en el sentido de definir si el país apostará por la explotación doméstica, por la importación de gas natural o ambas, será clave para que las señales regulatorias se dirijan a incentivar y acelerar los proyectos que se alineen con la política preponderante.
La segunda decisión determinante se refiere a la infraestructura de importación y transporte de gas. La capacidad actual de regasificación es insuficiente para el horizonte 2026-2029, y el país necesita definir con urgencia los esquemas de inversión y remuneración para los proyectos identificados por la UPME en el PAGN y la eventual reconversión de oleoductos en gasoductos como una alternativa para conectar los mercados de la Costa Caribe y el interior del país.
Tercero, la regulación de las subastas de energía y del cargo por confiabilidad debe reformarse para incorporar efectivamente las energías renovables no convencionales con almacenamiento, dado que la participación de estas fuentes no supera las proyecciones esperadas en la matriz pese a más de una década de incentivos. Cuarto, la materialización de proyectos de generación y transmisión. No basta adjudicar subastas; hay que resolver conexión, licencias, consulta previa, servidumbres, garantías y cronogramas.
Finalmente, Colombia debe adoptar la transición energética como política de Estado, más allá de los ciclos de gobierno. Esto implica señales regulatorias claras, compromisos fiscales sostenibles y una institucionalidad fortalecida que opere con independencia técnica y visión de largo plazo. Sin esa institucionalidad robusta y consistente, ninguna decisión regulatoria aislada será suficiente para transformar el sector, en ningún sentido. Si Colombia no resuelve la brecha entre planeación y ejecución, la transición energética quedará supeditada a ciclos políticos del gobierno de turno. Los próximos cinco años definirán si el país logra una transición confiable o entra en un ciclo de escasez, importaciones costosas y fuga de inversión.
¿Cómo pueden prepararse las empresas desde su segmento jurídico y cuáles son los retos?
Las áreas jurídicas deben pasar de una función reactiva a una función estratégica de gestión de riesgos energéticos. En un contexto de déficit de gas, estrechez eléctrica, cambios regulatorios y presión tarifaria, el equipo legal debe anticipar escenarios, revisar contratos críticos y participar en la toma de decisiones comerciales y operativas. Los riesgos actuales —déficit de gas firme, retrasos de proyectos, dependencia de importaciones y volatilidad regulatoria— tienen consecuencias contractuales directas en suministro, precio, fuerza mayor, garantías, cumplimiento y continuidad del negocio.
La primera tarea es operacional. Las empresas deben revisar detenidamente cuál es el energético que más se ajusta a las necesidades propias de su negocio y sus sustitutos para que, de conformidad con los resultados de este análisis, puedan diseñar estructuras energéticas con redundancias operativas que garanticen continuidad y confiabilidad para su operación. En el caso particular del gas natural, es imperativo que las empresas como parte de la demanda de este energético, puedan asumir un rol activo en la discusión referente a las alternativas que permitirían diversificar la oferta. Ciertamente, el desarrollo y ejecución de proyectos, por ejemplo, de regasificación, presume que la demanda se consolide como una fuente de financiación. Para ello, la decisión y apuesta por un proyecto es también una decisión de la demanda, y no únicamente de la oferta.
La segunda tarea de las empresas es de naturaleza contractual, deben revisar contratos de energía, gas, transporte, suministro, EPC, O&M y financiación: cláusulas de disponibilidad, indexación, terminación, tarifas, exigibilidad, fuerza mayor, cambio en ley, garantías, eventos de incumplimiento y mecanismos de solución de controversias. Así mismo, monitorear resoluciones CREG, medidas del Ministerio, subastas, reglas de importación de gas, cambios tarifarios y obligaciones de reporte. La CREG y el Ministerio constantemente están publicando para comentarios proyectos de regulación, es importante participar activamente de los espacios habilitados por los reguladores y transmitir tanto de manera individual como gremial, las circunstancias y temas de preocupación para las empresas.
La tercera tarea es mejor gestión del riesgo, una vez las empresas identifiquen el o los energéticos necesarios para su operación deben empezar a gestionar el riesgo energético desde el apalancamiento de los proyectos que podrán servirles como solución y fuente de suministro. Ante el panorama actual el mercado necesita señales inequívocas de voluntad de los consumidores, por lo que los empresarios deben empezar a involucrarse desde la generación o producción de los energéticos con la intención de contribuir al cierre y financiación de los proyectos que finalmente serán sus proveedores y fuente de confiabilidad.
En conclusión, los principales retos son tres. Primero, traducir incertidumbre técnica en decisiones jurídicas accionables. Segundo, coordinar equipos legales con técnicos, financieros, ambientales y de asuntos públicos. Tercero, evitar que el cumplimiento formal sustituya la gestión real y anticipado del riesgo. Hoy no basta con “tener permisos” o “tener contratos”: se requiere trazabilidad, evidencia, debida diligencia, planes alternos y capacidad de renegociación. Las empresas mejor preparadas serán aquellas que integren regulación, litigios, contratación, comunidades y estrategia energética en una sola matriz de riesgo.
