Bloomberg — La guerra en Irán está generando transformaciones profundas en los mercados energéticos mundiales, mientras los países que dependen de importaciones se apresuran a ajustarse al aumento de los precios, especialmente en el caso del gas natural licuado (GNL).
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Al ver el caso de Colombia, donde la creciente escasez de gas nacional —agravada por la prohibición de nuevos contratos de perforación impuesta por el presidente de izquierda Gustavo Petro— ha derivado en más de una docena de propuestas de importación de GNL en los últimos años.
Sin embargo, para las fábricas que necesitan mantener su producción, el GNL a precios internacionales se ha vuelto repentinamente una alternativa poco atractiva.
Desde fabricantes de dulces hasta de cerámicas, las alternativas energéticas, como el propano e incluso el carbón, resultan ahora menos caras y más fiables frente al escaso gas nacional. Y sin gas barato a la vista, es posible que algunos nunca vuelvan atrás, lo que amenaza con reducir el mercado del GNL en la tercera nación más poblada de América Latina.
El distanciamiento industrial de Colombia respecto al gas perfila un escenario de destrucción de la demanda lejos del estrecho de Ormuz, por donde transitaba una quinta parte del GNL mundial antes de la guerra.
Esta arteria estratégica ha estado en gran medida bloqueada durante unas siete semanas de hostilidades, mientras el principal exportador de GNL, Catar, y otros países del Golfo aún se recuperan de los ataques iraníes. Los precios del GNL en Asia casi se duplicaron después de que Estados Unidos e Israel iniciaran la guerra a finales de febrero, antes de retroceder tras un frágil alto al fuego.
Para las fábricas colombianas, la volatilidad del precio del GNL y las restricciones de suministro físico en Medio Oriente acelerarían tendencias que ya estaban en marcha antes del conflicto. El consumo industrial de gas ha caído un 28% desde diciembre, cuando expiraron muchos contratos de suministro nacional.
La mitad de quienes lo han abandonado han recurrido al gas licuado de petróleo —incluidos el propano y el butano—, mientras que una cuarta parte ha vuelto al carbón nacional, que cuesta menos de una quinta parte del gas, según Sergio Cabrales, profesor de finanzas de la facultad de ingeniería industrial de la Universidad de los Andes.
“Es poco probable que estos industriales retornen al gas natural, dado su mayor costo y el diferencial económico frente al carbón, a pesar de su mayor impacto ambiental”, dijo Cabrales.
Sin duda, las empresas generadoras de energía de Colombia no han perdido su interés por el gas, especialmente ante la llegada del fenómeno meteorológico El Niño, que provoca sequías y agotará los embalses hidroeléctricos.
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Los distribuidores de gas urbano también necesitan suministro. Pero, aunque siguen avanzando pequeños proyectos de GNL a corto plazo, la guerra ha puesto de relieve las vulnerabilidades del mercado del GNL, lo que debilita los argumentos a favor de planes de importación más ambiciosos.
“Te comienzas a preguntar: ¿Cuál es el plan B, C y D?”, comentó Andrés Armijos, director de investigación para Latinoamérica de Welligence Energy Analytics. “El punto es que hay que ver otras alternativas más allá de solo importar GNL”.
Desde principios de 2025, las grandes fábricas consumidoras de gas en Colombia han comprado alrededor de un 16% menos de gas de lo habitual, según la asociación sectorial Naturgas. De las compras alternativas, aproximadamente la mitad se pasó al GLP y algo más del 20% al carbón. Otras empresas recurrieron al bagazo, y al fuelóleo.
Colgas SA, el principal distribuidor de GLP de Colombia con una participación de mercado de alrededor del 35%, ha convertido a unas 100 empresas grandes y pequeñas, del gas natural al GLP durante el último año, y tiene como objetivo llegar a 1.000 más, según el director de desarrollo de negocios, Fabio Sabogal.
Una de las empresas que hizo el cambio es el fabricante de baldosas Eurocerámica, una filial del Grupo Lamosa SAB de CV de México. Anteriormente, la empresa cubría alrededor del 80% de sus necesidades energéticas con gas natural, complementado con carbón.
En 2026, la combinación será 55% de carbón y 45% de GLP, una vez que se haya importado y puesto en marcha la nueva maquinaria, según indicó el gerente industrial, Fernando Salamanca.
Cuando un contrato a largo plazo para el suministro de gas llegaba a su fin en noviembre, Eurocerámica no pudo encontrar el volumen que necesitaba y el precio del suministro disponible iba a ser el doble o más de lo que habían estado pagando, explicó Salamanca en una entrevista.
“Intentamos de muchas formas pero veíamos que nos íbamos a quedar sin gas y que los precios a los que se iba a conseguir iban a ser muy elevados”, dijo. “Nos llevó a buscar alternativas”.
La empresa optó por instalar maquinaria operada con carbón que cumple con las normas ambientales, pero no desmantelará sus equipos de gas por si las condiciones de suministro y precio mejoran en el futuro, añadió.
Brecha creciente
La producción nacional de gas de Colombia se redujo un 17,1% interanual hasta 794,2 millones de pies cúbicos diarios en 2025. Además, en 2024, el país solo contaba con reservas de gas suficientes para 5,9 años al ritmo de consumo actual, frente a los 6,1 años de 2023.
El déficit se acerca a los 200 MMpcd, lo que supone alrededor del 20% de la demanda, y va camino de alcanzar los 310 MMpcd el próximo año, según datos de la Bolsa Mercantil de Colombia.
El déficit de gas está reactivando la industria del carbón en Colombia, a pesar de los costos ambientales y los retos logísticos iniciales para las empresas que aún no están equipadas para su quema. En términos de precio, el carbón nacional es más competitivo que el GLP, que se importa en parte desde la costa del golfo de Estados Unidos.
“La pequeña y la mediana industria en el país ha entendido que el gas barato en Colombia se acabó”, dijo Carlos Cante, presidente de la Federación Nacional de Productores de Carbón (Fenalcarbón). “Muchos han venido tomando la decisión de devolverse al carbón”.
Planes GNL por doquier
Parte de las necesidades de gas de Colombia ya se cubren con GNL, y se prevé un ligero aumento. La terminal de la Sociedad Portuaria El Cayao (SPEC), situada a las afueras de Cartagena, en la Costa Atlántica, y con una capacidad de 475 MMpcd, se ampliará en torno a un 12% el próximo año.
Las centrales térmicas absorben la mayor parte del suministro, especialmente durante episodios de El Niño como el que se prevé en agosto.
Se ha tomado la decisión final de inversión para dos pequeños proyectos de 60 MMpcd, cuya puesta en marcha está prevista para septiembre. Caribe LNG, liderada por Course2 Energy LLC y Andalusian Energy, abastecerá, entre otros, a Empresas Públicas de Medellín. La empresa estatal colombiana Ecopetrol SA contará con una instalación similar en Buenaventura, en la costa del Pacífico.
Las perspectivas para los proyectos a mayor escala son menos seguras.
Ecopetrol y Frontera Energy Corp. pretenden activar en diciembre la terminal flotante de GNL de Puerto Bahía, de 400 MMpcd, en Cartagena, en parte para abastecer a la refinería cercana de Ecopetrol. Transportadora de Gas Internacional SA tiene previsto un proyecto de tamaño similar frente al departamento de La Guajira para enero.
El proyecto de 150 MMpcd de Amazónica LNG, cerca de Barranquilla, comenzaría a finales de 2027. La empresa tiene un acuerdo de suministro con la comercializadora Vitol Group y ya ha cerrado acuerdos para vender al menos 30 MMpcd.
En 2028, Ciénaga LNG activaría una terminal de 400 MMpcd frente a la costa del departamento del Magdalena.
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En términos de volumen, las propuestas de GNL superan con creces las necesidades de Colombia, pero “hay una realidad y es que algunos proyectos finalmente no van a llegar a su cierre financiero”, dijo el director de Amazónica LNG, Alberto Consuegra.
El fracking llama
La adopción del propano y especialmente carbón por parte de Colombia es una derrota para Petro, quien había prometido renunciar por completo a los combustibles fósiles. La energía solar, que se ha expandido rápidamente en otras partes de América Latina, suple sólo una fracción de las necesidades energéticas de Colombia.
A largo plazo, sin embargo, el gas podría tener mejores perspectivas si Colombia consigue atraer suficiente inversión. Los planes de fracturación hidráulica, que Petro suspendió al asumir el cargo en 2022, están siendo reconsiderados por los candidatos que compiten por sucederle en las elecciones del próximo mes.
En las aguas profundas del Caribe, Ecopetrol y sus socios, entre ellos la empresa estatal brasileña Petrobras, proyectan explotar yacimientos de gas para 2030. Y, una vez que esté reparado el gasoducto transfronterizo, Colombia podría importar gas de la vecina Venezuela a medida que EE.UU. suaviza las sanciones.
Algunos proyectos de GNL incluso se están posicionando para que Colombia exporte gas. “Siempre hemos creído que la situación deficitaria de gas de Colombia es coyuntural”, afirmó Eduardo Lima, director de Ciénaga LNG. En lugar de exigir contratos de venta a 10 años, la empresa también ofrece contratos a cinco años, renovables anualmente. Si prospera el desarrollo marítimo o el fracking, se podría utilizar una licencia portuaria para exportar GNL.
Por ahora, los proyectos pequeños con umbrales de venta más bajos tienen ventaja, según David Ángel, cofundador de la consultora Energy Transitions SAS, con sede en Bogotá y socia de Caribe LNG.
“El panorama ha cambiado a uno de precios altos a largo plazo”, dijo Ángel. “Los efectos hasta ahora los estamos empezando a ver, pero esto va a ser tenaz”.
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