¿Cómo van los proyectos de gas que busca destrabar Colombia?

La caída de la producción de gas natural llevó a Colombia a enfrentar uno de los mayores retos para su seguridad energética en más de una década. Con una extracción que descendió a sus niveles más bajos en 13 años, con registros recientes cercanos a los 1.129 millones de pies cúbicos diarios, el país pasó de utilizar el gas importado como respaldo para situaciones excepcionales a depender de él para cubrir una parte creciente de la demanda de hogares, comercios e industrias. En los momentos de mayor presión sobre el sistema, las compras externas ya representan entre el 30% y el 33% del consumo nacional, mientras el desarrollo de nuevos proyectos avanza con distintos ritmos, pero, ¿qué ha pasado con ellos? La reducción de la oferta nacional responde a un proceso que se ha profundizado durante los últimos años. Los principales campos productores han entrado en una etapa de madurez, al tiempo que nuevos descubrimientos aún no llegan a la fase comercial y la incorporación de reservas se ha desacelerado. Así, la producción nacional, que oscila entre 800 y 1.100 millones de pies cúbicos diarios, dejó de ser suficiente para abastecer la demanda interna. Esa brecha obligó a fortalecer las importaciones mediante la terminal de regasificación SPEC, en Cartagena, infraestructura que inicialmente fue concebida para atender contingencias y hoy se convirtió en un componente permanente del abastecimiento energético. La presión aumenta en épocas de mayor consumo, especialmente cuando el fenómeno de El Niño reduce los niveles de los embalses y obliga a incrementar la generación térmica para garantizar el suministro de electricidad. En esos escenarios, explican expertos, las plantas termoeléctricas requieren mayores volúmenes de gas y dependen en buena medida del combustible importado que ingresa por la Costa Caribe. La situación también ha estado influenciada por menores expectativas de producción de algunos operadores privados en tierra firme. Esa reducción abrió espacios de oferta que no pudieron compensarse con rapidez con nuevos pozos, impulsando proyectos para ampliar la capacidad de importación y almacenamiento de gas natural licuado. Y las reservas probadas han bajado. De 2018 a 2025 se redujeron 54,6%, hasta ubicarse en 1.717 gigapies cúbicos, volumen equivalente a cerca de 5,9 años de consumo bajo condiciones actuales, según la ANH. Frente a este panorama, el desarrollo de nuevos yacimientos aparece como la principal apuesta para aumentar la producción local durante los próximos años. El proyecto Sirius concentra buena parte de esas expectativas. Ubicado frente a las costas de La Guajira y desarrollado por Petrobras y Ecopetrol, representa el mayor descubrimiento de gas en Colombia en más de 30 años. Las estimaciones apuntan a recursos superiores a los 6 billones de pies cúbicos, con potencial para abastecer la demanda nacional durante aproximadamente 20 años cuando alcance su producción plena. La entrada en operación comercial está proyectada en 2029, por la complejidad de desarrollar infraestructura en aguas profundas y de hacer más de 100 consultas previas con comunidades étnicas y construir los gasoductos submarinos que conectarán el yacimiento con el Sistema Nacional de Transporte. En paralelo avanza el complejo Gorgon, desarrollado por Chevron y Ecopetrol en aguas ultraprofundas del Caribe colombiano, donde continúa la evaluación del potencial comercial de nuevas acumulaciones de gas.
El piedemonte llanero, en especial Cusiana y Cupiagua en Casanare, tiene una participación relevante dentro de la producción nacional. Se estudian nuevas perforaciones para aprovechar remanentes de gas utilizando infraestructura ya existente. En la cuenca Sinú-San Jacinto y el Valle Inferior del Magdalena también continúan operaciones de empresas como Canacol Energy con proyectos como Clarin, Pandereta y Arrecife, aunque los cambios operativos generan variaciones en los niveles de producción. Como prioridad está la expansión de la terminal SPEC en Cartagena.