Análisis de la seguridad del abastecimiento de gas natural en Colombia en un medio plazo (2032)

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ANÁLISIS DE LA SEGURIDAD EN EL ABASTECIMIENTO DE GAS NATURAL 
EN COLOMBIA EN UN MEDIO PLAZO (2032) 
 
Esteban Jurado Gómez1 
Andrés Guillermo Torres Chinome1 
 
Resumen 
 
La demanda de gas natural en Colombia ha aumentado su participación en la canasta 
energética nacional en las últimas tres décadas. En 1975, el consumo era de alrededor 130 
MPCD (Brugman A., 1999) mientras que en 2021 fue de 891 MPCD (Promigas, 2022), sin 
embargo, en el último quinquenio, la demanda se ha estancado en algunos sectores. La 
demanda de gas natural se ha suplido mayoritariamente domésticamente, y adicional a ello 
se cuenta con una regasificadora ubicada en Cartagena, la cual permite importar gas natural 
licuado (LNG). El gas natural es un energético clave para la transición energética, dado que 
su uso tiene menos emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) que otros combustibles 
fósiles como el petróleo, leña o el carbón. Recientemente, el gobierno colombiano ha 
anunciado la suspensión del otorgamiento de contratos de exploración, lo cual ha generado 
incertidumbre sobre la disponibilidad de gas en el mediano plazo. En este trabajo se realizó 
un análisis del balance entre la oferta y la demanda de gas natural en Colombia, construyendo 
distintos escenarios del mismo para obtener un panorama del abastecimiento de éste 
energético a mediano plazo. Los resultados arrojaron que sin un incentivo a la exploración y 
producción (E&P) de gas natural, se van a requerir importaciones constantes desde 2026 y la 
nación podría enfrentarse a un posible racionamiento a partir de 2028 - 2029 sin nuevas 
reservas e instalaciones para importar gas. 
 
Palabras clave: Gas Natural, oferta, demanda, análisis de riesgo. 
 
Códigos JEL: L94, L95, O13, Q31, Q41. 
 
Abreviaturas: 
 
BAU: Business As Usual 
CREE: Centro Nacional de Estudios de Energía 
UPME: Unidad de Planeación Minero Energética 
ANH: Agencia Nacional de Hidrocarburos 
ACP: Asociación Colombiana de Petróleos 
MPCD: Millones de pies cúbicos día 
GBTUD: Miles de millones de BTUs día (British Thermal Units) 
1 MPCD = 1,028 GBTUD 
HH: Precio de referencia internacional del gas natural Henry Hub 
 
 
1 Universidad de los Andes, Bogotá, Colombia. Asesor Sergio Andrés Cabrales Arévalo. Co asesora Ángela 
Inés Cadena Monroy. Estudiantes de Maestría en Economía Aplicada, correos: 
e.jurado10@uniandes.edu.co, ag.torresc1@uniandes.edu.co. 
 
Abstract 
 
In Colombia the demand of natural gas has grew up in the last decades since 1975 where the 
share market in the energy consumption was 4% with 130 MCFD (Brugman A., 1999) to 
16% in 2021 with 891 MCFD (Promigas, 2022), nevertheless, the demand of natural gas has 
been stagnant in the last five years, the supply of natural gas has been stocked by internal 
production, additionally, there is the existence of a gasification plant in Cartagena that allows 
import liquid natural gas (LNG). Natural gas is a necessary fuel for the energy transition with 
low CO2 emissions compared with wood and coal. Recently, the public politics announced 
by the Colombian government in august of 2022 generated uncertainty under the availability 
of natural gas in the midterm due to the prohibition of new exploration contracts. This thesis 
presents an analysis of demand and supply building scenarios to earn a view of natural gas 
supply in the midterm. The results show that without incentives to E&P of natural gas 
Colombia will need import since 2026 and a potential shortage in 2028 or 2029 without new 
sources to import LNG. 
 
Keywords: Natural Gas, supply. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
1. Introducción 
 
En Colombia, el consumo de gas natural ha aumentado su participación en la canasta 
energética nacional en las últimas tres décadas. En 1975, la participación en el consumo final 
fue de alrededor del 4% mientras que en 2021 fue del 21% (Subdirección de Demanda 
UPME, 2021). En el último quinquenio, la demanda se ha estancado en algunos sectores, en 
parte por la saturación en el consumo residencial, por la reciente coyuntura económica, y por 
la incertidumbre en la oferta. No obstante, el gas natural aún tiene una participación relevante 
en la canasta energética del país, como se puede apreciar en la siguiente gráfica. 
 
Gráfica 1. Oferta total de energéticos primarios (kTEP). 
 
Fuente: BECO 2019. UPME. 
 
Respecto a la oferta de gas natural, un indicador relevante en este sector es el factor 
Reservas/Producción (R/P), el cual hace referencia al número de años que se tienen reservas 
de gas bajo el ritmo de producción del país. En el caso colombiano, desde el 2019, este factor 
no ha sido a mayor a 9 años, como se muestra en la siguiente gráfica. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Gráfica 2. Factor Reservas/Producción 
 
Fuente: Informe del Sector Gas Natural Colombia 2022. Promigas. 
 
Respecto al papel que puede tomar el gas natural en la transición energética de un país, 
diferentes estudios han mostrado éste energético posibilita el cambio a energías limpias 
(González R. 2020 para el caso colombiano y Bahillo M. 2020 para el contexto 
internacional). Benavides J., Cabrales S. y Delgado M. (2022) indican la importancia del gas 
en la transición energética, dado que “es versátil (puede servir de vector energético y 
consumirse en estado líquido y gaseoso) y tiene menores emisiones de GEI por unidad 
energética que todos los demás combustibles fósiles. Es un producto progresivamente 
transable y sus cadenas de oferta (producción, transporte por ductos, barco o camión), redes 
de distribución ampliamente desplegadas) suministran energía densa para una diversidad 
de usos finales. Las tecnologías de oferta y demanda de gas tienen una amplia tradición de 
ingeniería y se pueden diseñar de manera modular.” Lo anterior, hace que este energético 
en Colombia tome mayor relevancia, considerando las nuevas políticas ambientales del país, 
los compromisos de reducción de emisiones de CO2, y la reciente hoja de ruta de la transición 
energética justa presentada por el gobierno. 
 
Por otra parte, los compromisos adquiridos por la nación para la descarbonización y la 
neutralidad en carbono definen dos objetivos claros; el primero es reducir en un 51% las 
emisiones de GEI a las ya proyectadas para el año 2030, que en el caso de Colombia son 
345.08 M de toneladas equivalentes de CO2, por lo que para el año 2030 las emisiones deben 
reducirse a 169.09 M de toneladas equivalentes de CO2. Que, en el caso del sector energético, 
la meta iría de una proyección de emisiones de 124,8 M de toneladas equivalentes de CO2, 
por lo que para el año 2030 las emisiones deben reducirse a 63 M de toneladas equivalentes 
de CO2. 
 
Por lo expuesto anteriormente, es importante garantizar la seguridad de abastecimiento de 
gas natural, dados los compromisos del país para disminuir las emisiones de CO2 en un 
mediano plazo y la necesidad de este energético en varios sectores del país para contribuir 
con la transición energética. Sin embargo, el nuevo gobierno que tomó posesión en 2022 ha 
 
declarado la política de no permitir nuevas exploraciones de hidrocarburos, lo cual podría 
conllevar a que no se tenga una suficiente producción de gas nacional para atender la 
demanda doméstica en un mediano plazo. Por lo cual, en este trabajo se realizará un análisis 
de riesgo de desabastecimiento para identificar las posibles afectaciones que tendría el país 
ante diferentes escenarios de oferta y demanda de gas natural, mediante 4 escenarios de 
demanda y 4 escenarios de oferta de gas natural. 
 
2. Objetivos 
 
Objetivo General 
 
Realizar un análisis de riesgo de la oferta frente a la demanda de gas natural en Colombia, 
construyendo distintos escenarios de las mismas para simular un panorama del 
abastecimiento de éste energético a mediano plazo. 
 
Objetivos Específicos• Plantear diferentes escenarios de demanda de gas natural de Colombia acorde a las 
necesidades de cada sector, basado en los datos existentes de la Unidad de Planeación 
Minero Energética - UPME y el Centro Regional de Estudios de Energía – CREE. 
 
• Plantear diferentes opciones de oferta de gas natural de Colombia (producción doméstica 
e importación), considerando el fomento a la E&P en el país acorde al plan de 
abastecimiento de gas actualizado de la UPME e informes de la Asociación Colombiana 
de Petróleos - ACP. 
 
• Calcular el balance de gas natural resultante de combinar los diferentes escenarios de 
demanda y oferta y realizar el análisis de riesgo en el abastecimiento de gas natural en 
Colombia para un mediano plazo. El escenario políticas actuales sería D2-O2. Un 
escenario de referencia o Business As Usual - BAU anterior seria D1-O3. 
 
3. Marco teórico 
 
En un contexto internacional, diversos países europeos se han visto forzados a apagar su 
iluminación pública de las calles debido a la actual crisis energética por la escasez de gas 
natural (DW, 2022). Sin embargo, los países no se han declarado en racionamiento energético 
gracias a que consiguen comprar el energético a precios más altos de diferentes proveedores 
a la Federación Rusa (DW, 2022). 
 
En un contexto nacional, el país se abastece de gas natural producido en campos 
colombianos, sin embargo, ante una eventual importación, de manera similar a los países 
 
europeos, Colombia pagaría precios más altos por para poder abastecerse, causado entre otros 
factores por el transporte del mismo. En caso de racionamiento de gas natural, la 
productividad del país se vería comprometida debido a las grandes pérdidas en producción 
de calor y energía que enfrentarían los hogares y las industrias. 
 
Contexto internacional 
 
Según el informe de la IEA “Gas Market Report, Q3-2022”, la producción de gas natural ha 
ido creciendo a tasas mayores a 2% anual. Se espera que en los próximos años siga creciendo 
a una tasa cercana al 1,5% anual, siendo que Norte América y Oriente Medio liderarán ese 
aumento en la producción (IEA, 2022). 
 
Gráfica 3. Proyección de crecimiento de producción de gas natural por región en bcm. 
 
Fuente: IEA. 
 
El consumo de gas natural de Estados Unidos en la década de 2010 tuvo un aumento cercano 
al 30% y se espera que en los próximos años siga creciendo desde los 150 PBTU actuales 
hasta los 200 PBTU para 2050. De las proyecciones realizadas por la EIA, se resalta un 
importante crecimiento de FNCER y en menor medida un crecimiento del consumo de 
combustibles líquidos y un estancamiento en el consumo del carbón (EIA, 2021). 
 
 
 
 
 
 
 
Gráfica 4. Proyección de consumo de energía primaria en EE. UU a 2050 en PBTU. 
 
Fuente: EIA. 
 
Respecto al consumo mundial de gas natural, se prevé que decrezca cerca de un 0.5% en el 
año 2022, debido a los efectos causados por la guerra ruso-ucraniana. Sin embargo, se espera 
que en los siguientes años se recupere el consumo, con un crecimiento cercano del 1.5%. Se 
prevé que la dependencia energética de Europa respecto a Rusia disminuya de 160 GMC/año 
en 2021 a 80 GMC/año en 2025, adicionalmente, con una política acelerada de eficiencia y 
transición energética, combinada con la inversión de puertos para importar GNL se podría 
llegar a menos de 40 GBCM/año para 2025 (IEA, 2022). 
 
Gráfica 5. Proyección crecimiento demanda mundial de gas natural. 
 
Fuente: IEA. 
 
Respecto a la oferta de gas natural, la Federación Rusa disminuirá considerablemente sus 
exportaciones. El mayor oferente de GNL será Estados Unidos, con exportaciones en de 
 
aproximadamente 150 GPC. Las regiones de Asia Pacifico y Oriente Medio, así como 
Australia destacan en el ranking de países exportadores (IEA, 2022). 
 
Gráfica 6. Proyección comercio mundial de gas natural. 
 
Fuente: IEA. 
 
Contexto nacional 
 
El gas natural en los últimos 5 años tiene una participación promedio del 22% del total de los 
energéticos primarios del país, según los balances energéticos realizados por la UPME. 
 
Gráfica 7. Oferta interna bruta de energéticos primarios en Colombia. 
 
Fuente: Elaboración propia en base a BECO – UPME 2020. 
 
En 2020, la oferta interna bruta de gas natural fue de 420,667 GBTU-año, de las cuales el 
20% se usó como insumo de las centrales térmicas, el 11% para auto-cogeneración y el 7% 
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Oferta interna bruta. Energéticos Primarios
Petróleo Gas Natural Carbón Mineral Hidroenergía Leña Bagazo Otros
 
para centros de tratamiento de gas. El 62% restante corresponde a la oferta interna para 
consumo final. A continuación, se muestra una tabla con la distribución por sectores del 
consumo final de gas natural, en la cual destaca el sector industrial con una participación del 
46% y el sector residencial con 31%. 
 
Tabla 1. Consumo final gas natural de Colombia en 2020. 
 
Fuente: Elaboración propia en base a BECO – UPME 2020. 
 
El consumo de gas natural en los últimos años ha sido mayoritariamente del sector industrial 
y térmico, seguidos por los sectores residencial y refinería. Por otra parte, la demanda 
agregada ha presentado una fluctuación en su crecimiento anual comparado con el año 
anterior entre -1.5% y 6%. 
 
Tabla 2. Consumo real de gas natural en Colombia por sector. 
 
Fuente: Elaboración propia en base a información del Gestor del Mercado. 
Nota: El año 2022 corresponde a información hasta 31-ago-22. 
 
La UPME, en sus estudios de balances energéticos, muestra que Colombia es un país con un 
rol exportador de energéticos primarios, principalmente de carbón y petróleo. Anteriormente 
Consumo final gas natural 2020 
Sector 
Valor 
(GBTU-año) 
Porcentaje 
Residencial 55,128 31% 
Urbano 54,145 30% 
Rural 983 1% 
Comercial y Público 13,486 8% 
Industrial 82,026 46% 
Transporte 14,563 8% 
Agropecuario 252 0% 
Minero 8,521 5% 
Construcciones 94 0% 
No Energético 5,298 3% 
Total 179,368 100% 
 
Consumo real gas natural por sector (GBTUD)
Sector consumo 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
Industrial 28.1% 28.6% 32.3% 32.3% 34.5% 30.0% 31.0% 31.8%
Térmica 29.9% 24.5% 21.2% 22.4% 18.4% 26.6% 24.4% 24.7%
Residencial 20.0% 19.6% 19.4% 17.4% 17.2% 17.0% 18.1% 17.3%
Refinería 10.4% 15.4% 17.2% 18.9% 19.3% 14.7% 13.1% 12.9%
GNVC 9.0% 8.2% 7.1% 5.4% 5.8% 5.2% 5.7% 5.4%
Comercial 2.3% 3.4% 2.4% 3.4% 3.7% 4.0% 4.7% 4.8%
Petroquímica 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.4% 1.8% 2.3% 2.4%
Compresora 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.7% 0.7% 0.8% 0.7%
Exportaciones 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%
Otros 0.2% 0.3% 0.5% 0.1% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%
Total 934 938 924 971 979 970 962 1,020
Variación año anterior - 0.5% -1.5% 5.2% 0.8% -0.9% -0.9% 6.0%
 
se exportaba gas, sin embargo, en los últimos años se ha cambiado el rol a importar, gracias 
a la regasificadora que se tiene en el caribe y que ya no se está conectado con Venezuela. 
 
Es importante mencionar que, “Colombia y Venezuela se interconectaron por medio del 
gasoducto Transcaribeño Antonio Ricaurte, que une Campo Ballena en territorio 
colombiano con las plantas eléctricas Rafael Urdaneta y Ramón Laguna, en el estado de 
Zulia. Construido y operado por PDVSA se inauguró a fines de 2007. La duración del 
contrato era de 20 años, preveía que Colombia vendiera su gas a Venezuela durante los 
primeros 4 años para cubrir sus faltantes en la región occidental, y al término de ese plazo 
se revirtiera el suministro de Venezuela a Colombia. El atraso de las inversiones en territorio 
venezolano no permitió cumplir el contrato, sus condiciones se renegociaron en 2011 y el 
suministro desde Colombia se extendió hasta mediados de 2015. Se estimaba que a 
comienzos de 2016 Venezuela iniciaría las exportaciones, pero PDVSA anuncióun 
aplazamiento debido a razones climáticas que impedían el óptimo funcionamiento de las 
centrales hidroeléctricas del país (PROMIGAS, 2017).” (Sabatella I. 2018.). Posteriormente, 
dados los problemas políticos entre el gobierno de Iván Duque y Nicolás Maduro, se cerraron 
las posibilidades de reactivar este gasoducto. 
 
Gráfica 8. Exportaciones e importaciones de gas natural en Colombia. 
 
Fuente: Elaboración propia en base a BECO – UPME 2020. 
 
Contexto nacional oferta 
 
En la Resolución 00940 de mayo de 2022 del Ministerio de Minas y Energía, se publicó la 
declaración de producción para el periodo 2022-2031, en donde se observan las cantidades 
de gas que pueden ser producidas por los agentes del mercado para atender la demanda. 
 
 
 
 
 
 
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Oferta Interna Bruta. Exportaciones e importaciones 
gas natural
Exportación Importación
 
Gráfica 9: Declaración de producción. Res 00940 de may/2022. 
 
Fuente: Elaboración propia con base a información del Ministerio de Minas y Energía. 
 
El estudio técnico para el abastecimiento de gas natural (UPME, 2020) contiene unas 
expectativas de medio plazo, donde distintos productores proponen una cantidad específica 
de gas que van a ser capaces de extraer dadas ciertas condiciones, los proyectos asociados a 
dichas expectativas son: 
 
• Lewis desde finales de 2022 podría producir entre 35-50 MPCD dependiendo del 
éxito de las exploraciones que actualmente están en fase preliminar. 
• Bloque VIM 22 a partir de enero de 2025 podría producir 30 MPCD si se construye 
una infraestructura de transporte de 100 km. 
• Drummond contempla adicionar una producción de 25 MPCD a partir de 2021 de la 
cuenca Cesar Ranchería. 
• Ecopetrol a partir de 2024 puede adicionar una producción de 80 MPCD del campo 
Orca en la Guajira. 
 
La ACP realizó un estudio donde establecen dos escenarios de producción de gas natural para 
abastecer la demanda hasta el 2032 (ACP, 2022). El primer escenario (Futuro A) es aquel en 
donde se incentiva la exploración y producción, teniendo en cuenta la extracción total de 
todas las reservas probadas 1P, una fracción importante de las reservas probables 2P, las 
reservas posibles 3P y recursos contingentes acorde al informe de gestión de la ANH de 2021 
(ACP, 2022a), adicionalmente, se tienen en cuenta nuevos contratos de exploración y 
producción con acuerdos contractuales con la ANH. El segundo escenario (Futuro B) fue 
realizado con base a la declaración de producción publicada por el Ministerio de Minas y 
Energía, y asume que solo se ejecutarán proyectos ya aprobados para el desarrollo de recursos 
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Potencial de producción
 
descubiertos (un porcentaje pequeño del potencial de reservas 2P, 3P y recursos contingentes 
publicados por la ANH en su informe oficial de reservas y recursos 2021). 
 
Gráfica 10: Planteamiento de escenarios de oferta y demanda de la ACP. 
 
Fuente: ACP. 
 
Según el “Plan de Abastecimiento de Gas Natural” (UPME, 2019), Colombia cuenta con 
una oferta de gas natural para abastecer su demanda hasta el año 2024 o 2027, posterior a 
esta fecha, se requiere importaciones constantes de gas. Por otra parte, el mismo documento 
comenta que en pro de la seguridad de abastecimiento y confiabilidad del servicio de gas 
natural se hace necesario construir una nueva regasificadora ubicada en el pacífico 
colombiano. 
 
Es importante mencionar que actualmente Colombia cuenta con la regasificadora del Cayao 
en Cartagena, la cual hasta el momento ha sido usada en pocas ocasiones y que está destinada 
principalmente para dar suministro a 3 generadoras de electricidad de la costa caribe con una 
capacidad de 400 MPCD. 
 
Correlacionando lo mostrado en el informe de la IEA y en el informe de la ACP, la tendencia 
del consumo del gas natural es creciente en todas las regiones del mundo, incluyendo 
Colombia. La producción de gas natural mundial también va a presentar aumentos en casi 
todas las regiones del mundo, sin embargo, en Colombia, bajo un escenario que no promueva 
la E&P de gas natural se presentaría un decrecimiento continuo en la producción. 
 
 
 
 
 
4. Metodología 
 
Para realizar el análisis de riesgo de desabastecimiento de gas natural en Colombia, se 
procedió a: 
 
• Identificar, definir y construir escenarios de demanda. 
• Identificar, definir y construir escenarios de oferta. 
• Analizar de los balances con los escenarios de oferta y demanda. 
Los escenarios de demanda y oferta planteados tendrán las proyecciones desde marzo del año 
2022 hasta diciembre de 2031 se describen en las siguientes tablas: 
 
Tabla 3. Escenarios de demanda propuestos. 
Escenario Demanda 
D1a Escenario base BAU de la UPME con fenómeno del niño, contempla la 
proyección de la demanda del Plan de Abastecimiento de Gas Natural 
adicionando la demanda termoeléctrica de sequía (UPME, 2022, julio). 
D1b Escenario base BAU de la UPME sin fenómeno del niño, contempla la 
proyección de la demanda del Plan de Abastecimiento de Gas Natural. 
(UPME, 2022, julio). 
D2 Escenario de descarbonización a 2050, este escenario contempla una 
reducción del 51% de las emisiones a 2030, equivalente a un elevado 
aumento de la demanda de gas de todos los sectores, exceptuando petrolero 
y termoeléctrico donde se genera un importante decrecimiento. (Enel 
Colombia-CREE, 2022) 
D3 Escenario de transición energética lenta, este escenario contempla una 
descarbonización a 2070, equivalente a un moderado aumento de la 
demanda de gas de todos los sectores, exceptuando petrolero y 
termoeléctrico donde se genera un leve decrecimiento de consumo de gas. 
(Enel Colombia-CREE, 2022) 
Fuente: Elaboración propia a partir de proyecciones de UPME (2022) y CREE (2022). 
 
• Los escenarios de demanda D1a y D1b fueron construidos a partir de las proyecciones 
existentes en la “Proyección de Demanda de Energía Eléctrica, Gas Natural y 
Combustibles Líquidos 2022-2036” publicada por la UPME en el 2022. 
 
• El escenario de demanda D2 fue creado a partir del “Estudio Hoja de Ruta para la 
Transición Energética en Colombia 2050” publicado por el CREE en el 2022, en 
específico, el escenario de políticas anunciadas que contempla un camino a la 
descarbonización para el año 2050. Para este escenario se contempló el aumento en 
el consumo especialmente en el sector transporte e industrial. 
 
 
• El escenario de demanda D3 fue creado a partir del “Estudio Hoja de Ruta para la 
Transición Energética en Colombia 2050” publicado por el CREE en el 2022, en 
particular, el escenario de transición lenta que contempla la descarbonización de la 
economía colombiana para el año 2070. Para este escenario se visualizó un aumento 
anual relevante en el consumo del sector transporte, e incluso un aumento en el 
consumo de gas para generación termoeléctrica. 
 
A continuación, se observan las tasas usadas de crecimiento promedio anual de la demanda 
de gas de cada escenario, en cada sector con base a las proyecciones de UPME y CREE. Los 
escenarios de descarbonización apuestan por una rápida transición del transporte desde el 
diésel o la gasolina al gas natural, y un alto y constante crecimiento del consumo en el sector 
industrial que migra del uso de leña, carbón o diésel. El sector termoeléctrico en el escenario 
de descarbonización (D2) tiene un rápido decrecimiento en comparación al escenario BAU 
sin fenómeno del niño (D1b) que tiene un alto crecimiento. 
 
Tabla 4. Tasa de crecimientopromedio anual por sector (03/22-12/31) 
Sector Transporte Industria Residencial Terciario ACM Petrolero Termoeléctrico 
D1b 3.36% -0.37% 0.30% 1.56% 8.31% -0.52% 13.93% 
D2 14.20% 5.45% 1.52% 2.19% 10.41% -8.33% -33.19% 
D3 15.97% 1.34% 1.52% 2.19% 9.04% -5.06% 5.79% 
Fuente: Elaboración propia con base a proyecciones UPME (2022) y CREE (2022). 
 
Los escenarios de oferta están compuestos por diferentes recursos que tienen previstos a 
disponibilidad la UPME y la ACP. Cada escenario está bajo el supuesto de que se cumple la 
declaración de producción, las expectativas de medio plazo descritas anteriormente y los 
pilotos de fracking Kalé y Platero para el escenario O3. 
 
Tabla 5. Escenarios de oferta propuestos. 
Escenario Oferta 
O1 Escenario de cumplimiento a contratos firmados, pero sin nuevos contratos 
de exploración, un equivalente a la declaración de producción actualizada 
adicionando las expectativas de medio plazo. (UPME, 2020). 
O2 Escenario donde se acaban 36 contratos de exploración que están en Fase 
Preliminar, un equivalente a la declaración de producción actualizada 
adicionando una pequeña parte de las expectativas de medio plazo. (UPME, 
2020. -ANH, 2022). 
 
O3 Escenario de promoción del sector de O&G adicionando nuevos proyectos 
de exploración y producción. (ACP, 2022) 
O4 Escenario de cumplimiento a contratos firmados, pero sin nuevos contratos 
de exploración, un equivalente a la declaración de producción actualizada 
adicionando las expectativas de medio plazo y las perspectivas off-shore de 
Gorgon 2 y Uchuva. (UPME, 2020. – MinEnergía, 2022). 
Fuente: Elaboración propia a partir de proyecciones de ACP (2022), UPME (2020 & 2022) y ANH 
(2022). 
 
• El primer escenario de Oferta O1 se construyó a partir de la actualización de la oferta 
del “Plan de abastecimiento de gas natural”, que contempla la declaración de 
producción, sumando las expectativas de medio plazo. Las expectativas de medio 
plazo son recursos disponibles futuros que hacen parte de las reservas probables y 
posibles que la UPME estima en el plan de abastecimiento de gas natural de julio de 
2020. 
 
• El segundo escenario de Oferta (O2) se construyó con base al escenario O1 y restando 
un porcentaje de las expectativas de medio plazo. Se construyó a partir de la 
actualización de la oferta del “Plan de abastecimiento de gas natural”, del documento 
“Relación de contratos E&P” de la ANH publicado en 2022 y el 80% de las 
expectativas de medio plazo. La reducción en las expectativas de medio plazo es 
debido a que 40 proyectos de E&P que se encuentran en fase preliminar serían 
cancelados, se dejarían de lado dados desincentivos; en específico obedece al contrato 
de exploración en fase preliminar de Lewis Energy que iba a suministrar 35 MPCD. 
 
Del total de proyectos, 36 son costa adentro y 4 costa afuera. Los proyectos costa 
afuera no se tienen en cuenta en las expectativas de medio plazo debido a que hasta 
más allá de 2032 y no es factible que empiecen su producción. Esto conlleva a que 
solo 36 proyectos en fase preliminar sean relevantes de un total de 179 activos que se 
encuentran en E&P. 
 
• El tercer escenario de Oferta O3 se construyó a partir del informe de Escenarios de 
política energética de la ACP publicado en 2022, el cual contempla un futuro en el 
que se promueve la E&P de gas natural, donde se incluye la declaración de 
producción, las expectativas de medio plazo, un porcentaje importante de las reservas 
2P y 3P, nuevos proyectos de E&P y los pilotos de YNC (fracking) Kalé y Platero. 
 
• El cuarto escenario de Oferta O4 se construyó a partir de la actualización de la oferta 
del “Plan de abastecimiento de gas natural”, que contempla la declaración de 
producción, sumando las expectativas de medio plazo. Las expectativas de medio 
plazo son recursos disponibles futuros que hacen parte de las reservas probables y 
 
posibles que la UPME estima en el plan de abastecimiento de gas natural de julio de 
2020. 
 
Adicionalmente se incluyen las perspectivas de los pozos costa afuera Uchuva y Gorgon 
publicados por el ministerio de minas y energía en diciembre del año 2022 en el 
documento “Balance de contratos de hidrocarburos y recursos disponibles para la 
Transición Energética”. 
 
Tabla 6. Composición escenarios de oferta. 
 
Fuente: Elaboración propia con base a UPME (2020), UPME (2022), ANH (2022), ACP 
(2022) y Ministerio minas y energía (2022). 
 
5. Resultados 
 
Evolución de la demanda en cada escenario 
 
Los escenarios donde el consumo aumenta en el sector transporte son bajo el supuesto de que 
se van a reemplazar vehículos de diésel o gasolina por vehículos movidos a gas natural 
vehicular; los escenarios donde el consumo de gas natural aumenta en el sector industrial 
corresponden a empresas que van a sustituir el carbón, la leña o el diésel para la obtención 
de calor o electricidad. En sectores como el residencial, servicios u otros son hogares, fincas 
o empresas que empiezan a adoptar el gas natural para diferentes necesidades como cocina, 
calor o procesos químicos. 
 
Los escenarios de descarbonización D2 y D3 van a tener un gran crecimiento del sector 
transporte y un gran decrecimiento del sector termoeléctrico, adicionalmente de un 
decrecimiento en el sector petrolero y un crecimiento en los demás sectores. En comparación 
con el escenario BAU (D1), los escenarios de descarbonización muestran un gran cambio en 
el tipo de consumo de gas natural debido a que el escenario de demanda D1 muestra un 
estancamiento en todos los sectores de consumo de gas a excepción del termoeléctrico. 
 
Escenario Oferta
Declaración de
Producción
Expectativas de
medio plazo
Nuevos Contratos 
E&P
Pilotos
Fracking
Reservas 
Off-shore
O1
Escenario de cumplimiento a contratos firmados, pero sin
nuevos contratos de exploración, un equivalente a la declaración
de producción actualizada adicionando las expectativas de medio
plazo. (UPME, 2020-UPME, 2022).
X X
O2
Escenario donde se acaban 36 contratos de exploración que
están en Fase Preliminar, un equivalente a la declaración de
producción actualizada adicionando una pequeña parte de las
expectativas de medio plazo. (UPME, 2020. -ANH, 2022).
X X*80%
O3
Escenario de promoción del sector de O&G adicionando nuevos 
proyectos de exploración y producción. (ACP, 2022)
X X X X
O4
Escenario de cumplimiento a contratos firmados, pero sin
nuevos contratos de exploración, un equivalente a la declaración
de producción actualizada adicionando las expectativas de medio
plazo y las reservas costa afuera Uchuva y Gorgon 2. (UPME,
2020-UPME, 2022. - MinEnegía, 2022).
X X X
 
Tras visualizar la variación de cada una de las demandas por los sectores transporte, 
industrial, residencial, terciario, otros, petrolero y termoeléctrico, en la siguiente gráfica se 
muestra el consumo cada uno de estos sectores en los tres escenarios estudiados. Para esto, 
se toma la muestra en 3 meses distintos: julio de 2026, que es una muestra de las condiciones 
al finalizar el actual periodo de gobierno; julio de 2029, que es la evolución de medio periodo 
del próximo gobierno y; diciembre de 2031, que es el último periodo evaluado. Finalmente, 
se excluye al escenario D1a, que es igualmente al sector del escenario D1b con fenómeno del 
niño. 
 
Gráfica 11: Demanda de gas natural por sector julio de 2026. 
 
Fuente. Elaboración propia a partir de datos de UPME, 2022 y CREE, 2022. 
 
En julio de 2026 se observa que la demanda del sector transporte en los escenarios de 
descarbonización doblan a la demanda en el escenario BAU. La demanda del escenario de 
descarbonización a 2050 en el sector industria es aproximadamente 100 GBTU mayor que la 
demanda del escenario BAU. Los otros sectores muestran un consumo nivelado, 
especialmente el termoeléctrico en ausencia del fenómeno del niño. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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Transporte Industria Residencial Terciario Otros Petrolero Termoeléctrico
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Demanda gas natural 07/2026
Escenario base BAU de la UPME sin fenómeno del niño
Escenario de descarbonización a 2050
Escenario de transición energética lenta
 
Gráfica 12: Demanda de gas natural por sector julio de 2029. 
 
Fuente. Elaboración propia a partir de datos de UPME, 2022 y CREE, 2022. 
 
Durante el periodo 2026-2029 se consolida el aumento de consumo de gas de los escenarios 
de descarbonización en los sectores transporte e industrial, en comparación al estancamiento 
en el escenario BAU. Adicionalmente, el escenario de descarbonización a 2050 muestra un 
estancamiento en el sector termoeléctrico, que demostraría una importante introducción de 
las FNCER en el país en comparación al resto de escenarios que muestran un crecimiento. 
 
Gráfica 13: Demanda de gas natural por sector diciembre de 2031. 
 
Fuente. Elaboración propia a partir de datos de UPME, 2022 y CREE, 2022. 
 
Para el final del periodo estudiado, se muestra como los escenarios de descarbonización 
crecen sustancialmente el consumo de gas natural en los sectores transporte e industrial en 
comparación al escenario BAU, que muestra un claro estancamiento. Finalmente, se observa 
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Transporte Industria Residencial Terciario Otros Petrolero Termoeléctrico
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Demanda gas natural 07/2029
Escenario base BAU de la UPME sin fenómeno del niño
Escenario de descarbonización a 2050
Escenario de transición energética lenta
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Transporte Industria Residencial Terciario Otros Petrolero Termoeléctrico
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Demanda gas natural 12/2031
Escenario base BAU de la UPME sin fenómeno del niño
Escenario de descarbonización a 2050
Escenario de transición energética lenta
 
en el escenario de descarbonización a 2050, el sector termoeléctrico se anula casi por 
completo debido a una transición a energías limpias libres de emisiones de GEI. 
 
Balances de Oferta y Demanda 
 
En las siguientes graficas se presentan cada uno de los balances de oferta y demanda posibles, 
considerando oferta de producción interna e importación de gas natural. 
 
Cada uno de los balances muestran la oferta y demanda desde marzo de 2022 hasta el 
diciembre de 2023, permitiendo identificar el momento en el que el país iría a necesitar 
importar gas y el momento en que se podría entrar en un racionamiento de gas. Actualmente 
Colombia cuenta con una capacidad de importación de 400 MPCD gracias a la planta de 
regasificación de la planta de Naturgas en Cartagena. 
En la gráfica de Balance Oferta Demanda D1-O1 se presentan de manera simultánea los 
escenarios D1a y D1b para permitir visualizar el incremento de consumo de gas natural 
debido al fenómeno del niño. 
Gráfica 14: Balances ofertas – demandas. 
 
 
 
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D1-O1
O1 O1+Imp D1a D1b
 
 
 
 
 
 
 
Fuente: Elaboración propia con base a la metodología propuesta. 
 
Análisis de Resultados 
 
Ante el cruce entre D1-O1 para julio de 2026 se deben iniciar las importaciones de gas natural 
y para agosto de 2029 la nación puede enfrentarse a un déficit de oferta 24 GBTU para finales 
de ese año. 
 
Ante D1-O2 para mayo de 2026 se deben iniciar las importaciones de gas y para septiembre 
de 2028 donde se consuman 950 MPCD (976 GBTUD), dada producción interna cercana a 
los 521 MPCD y una capacidad de importación de 400 MPCD, la nación se enfrentaría un 
déficit de oferta de alrededor de 29 MPCD. 
 
De manera similar, ante los cruces existentes de la D2-O2 y D3-O2 para el año 2028 
enfrentarían un déficit en la oferta y los cruces correspondientes a D2-O1 y D3-O1 
contemplarían el déficit en la oferta a finales del año 2029. Sin embargo, todos los escenarios 
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D1-O4
O4 O4+Importaciones D1a D1b
0
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1.200
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D3-O4
O4 O4+Importaciones D3
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1.200
1.400
1.600
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D2-O4
O4 O4+Importaciones D2
 
que contemplan la O3 proyectan importaciones hasta finales de 2030 y no se evidencia 
ningún posible déficit en la oferta de gas para el periodo de análisis. 
 
Finalmente al analizar los cruces de los que hace parte O4 existen periodos intermitentes de 
importación a partir del año 2028 y no contempla ningún posible racionamiento. 
 
Tabla 7. Resumen fechas de cortes entre escenarios de oferta y demanda 
Balance 
Inicio 
importaciones 
Inicio 
Racionamiento 
Esc 
demanda 
Esc 
Oferta 
D1a 
O1 mar-22 jun-27 
O2 mar-22 ago-26 
O3 
O4 
mar-24 
mar-22 
ago-28 
dic-27 
D1b 
O1 jul-26 ago-29 
O2 may-26 sep-28 
O3 
O4 
sep-31 
sep-28 
- 
- 
D2 
O1 jun-26 dic-29 
O2 may-26 jul-28 
O3 
O4 
- 
ene-28 
- 
- 
D3 
O1 jul-26 mar-29 
O2 mar-26 sep-28 
O3 
O4 
dic-30 
ene-28 
- 
- 
Fuente: Elaboración propia. 
 
En este trabajo también realizamos un análisis de las implicaciones que tendría el impuesto 
al carbono aplicado sobre el carbón en la demanda de gas natural del sector termoeléctrico. 
Lo anterior, debido a que cerca del 30% de la termoeléctricas en Colombia utilizan como 
combustible el carbón, el cual podría aumentar su precio con la aplicación de esta nueva tasa. 
Esto podría generar mudanzas en la demanda de gas natural, a utilizarse el gas en lugar del 
carbón para la generación termoeléctrica. 
 
El análisis se hizo con base al precio de cada energético, el heat rate promedio de las plantas 
térmicas colombianas de carbón y gas, posteriormente, se sumó la tarifa a pagar por el 
impuesto al carbono. Los resultados concluyen que, con los precios actuales de los 
combustibles, el valor del impuesto debería ser superior a $15 USD para que el costo del 
carbón sea superior al del gas (Actualmente, el impuesto es de $4 USD). Es importante 
mencionar que este estudio solo toma en cuenta el costo de cada combustible y su factor de 
emisión, no incluye otros costos fijos y/o variables en los que las plantas térmicas incurren 
para su operación. Este análisis se encuentra en la sección de anexos. 
 
 
 
Análisis de la infraestructura de gas natural 
 
Actualmente para un abastecimiento continuo y seguro de gas natural se debe completar el 
gasoducto Medellín-Jobo con un costo de USD $434 millones, los gasoductos que conecten 
los pozos costa afuera con ballena para distribución a todo el país, además de otros 
gasoductos que se deben construir oadecuar como mostrados en la siguiente tabla. 
 
Tabla 8. Infraestructura necesaria para el abastecimiento gas natural 
Gasoducto 
Inversión 
(Mill USD) 
Capacidad 
(MPCD) 
Regasificadora Pacífico $ 327 400 
Buenaventura-Yumbo $ 248 400 
Yumbo-Mariquita $ 105 250 
Barranquilla-Ballena $ 90 170 
Barranca-Ballena $ 5 100 
Ramal Jamundí $ 6 3 
Mariquita-Gualanday $ 6 20 
Uchuva-Riohacha $ 180 400 
Fuente: UPME (2020). 
Nota: Gasoducto Uchuva-Riohacha calculado a partir de Plan de Abastecimiento (UPME, 2020). 
 
El gasoducto Uchuva- Riohacha sería un gasoducto de 72 km que transportaría alrededor de 
400 MPCD que sería el máximo de producción que podría entregar Uchuva según los datos 
de; “Balance de contratos de hidrocarburos y recursos disponibles para la transición 
energética justa” publicado en diciembre del 2022. 
 
Análisis de Riesgo 
 
Los escenarios que no promueven la E&P de gas natural contemplan un inicio de las 
importaciones en el año 2026, lo cual tiene como consecuencia un aumento en casi el doble 
del precio actual del gas, pues este fijaría acorde al precio del mercado internacional de EE. 
UU referencia Henry Hub (HH). 
 
Actualmente, el precio del gas natural nacional, después de transporte puede estar próximo a 
los $6 USD/MBTU, mientras que el precio internacional referencia HH se encuentra 
alrededor de los $7 USD/MBTU. A este precio internacional es necesario sumarle el costo 
de licuefacción ($2 USD/MBTU), transporte en barco ($0.4 USD/MBTU), regasificación 
($0.7 USD/MBTU) y transporte nacional que hasta Bogotá ($3.5 USD/MBTU) (Valora 
Analitik, Sergio Cabrales, 2022). Esto resulta que el gas natural importado puesto en Bogotá 
puede tener un precio $13.6 USD/MBTU y en la costa caribe de cerca de $11 USD/MBTU. 
 
 
Este aumento de precio se traduciría en un encarecimiento de las facturas de gas 
residenciales, mayores costos de producción para las industrias que utilizan el gas como 
fuente de calor y mayores costos de electricidad; ante este escenario de precios, difícilmente 
se podría a fomentar la transición energética y la sustitución de combustibles como el carbón 
por el gas natural para disminuir las emisiones de CO2. 
 
La siguiente tabla muestra el valor presente de la compra de gas natural entre los años 2026-
2032 para abastecer la demanda. El cálculo se realizó tomando dos precios, cuando la 
demanda es totalmente abastecida por fuentes nacionales se tomó de referencia una 
proyección del precio del mercado primario (anexo 4), y cuando la demanda es suplida por 
fuentes internacionales, el precio se ajusta con base a la cotización de futuros de Henry Hub 
de CME GROUP (CME, 2022). 
 
Tabla 9. Resumen costos en valor presente de costo de adquisición de gas natural. 
Balance VP costos de gas 2026-
2032 (Mill COP) Esc demanda Esc Oferta 
D1a 
O1 $ 17.471 
O2 $ 17.471 
O3 $ 15.481 
O4 $ 17.471 
D1b 
O1 $ 11.064 
O2 $ 11.208 
O3 $ 8.347 
O4 $ 9.048 
D2 
O1 $ 11.642 
O2 $ 11.642 
O3 $ 8.348 
O4 $ 9.292 
D3 
O1 $ 11.911 
O2 $ 11.911 
O3 $ 9.171 
O4 $ 10.154 
Fuente: Elaboración propia a partir de datos de cotizaciones de futuros HH de CME Group. 
 
Como se observa en la tabla anterior, los costos correspondientes al escenario O3, que 
corresponde a incentivar la E&P, son más económicos (en más de $3,000M USD) con 
relación a los costos del resto de escenarios de oferta, demostrando que mitigar las 
importaciones de gas natural e incentivar la producción local reduce los costos de la 
transición energética. 
 
 
Como alternativa se realizó un cálculo de precios de adquisición de gas natural con la 
proyección realizada por la UPME en el documento “Proyección de Precios de los 
Energéticos en Fuentes de Producción y en Plantas de Generación” (UPME, 2021), tomando 
los escenarios de precios referencia, precios bajos y precios altos, para determinar el costo 
de adquisición de gas natural en cada cruce de escenarios de oferta y demanda. 
 
Tabla 10. Resumen costos en valor presente de costo de adquisición de gas natural 
Balance VP costos de gas (Mill USD) 
Esc demanda Esc Oferta Precio Referencia Precios Bajos Precios Altos 
D1b 
O1 $ 14.04 $ 12.21 $ 18.26 
O2 $ 14.35 $ 12.51 $ 18.59 
O3 $ 8.81 $ 7.10 $ 12.66 
O4 $ 10.16 $ 8.41 $ 16.14 
D2 
O1 $ 14.96 $ 13.04 $ 19.36 
O2 $ 14.96 $ 13.04 $ 19.36 
O3 $ 8.61 $ 6.84 $ 12.56 
O4 $ 10.50 $ 8.69 $ 14.60 
D3 
O1 $ 15.33 $ 13.38 $ 19.83 
O2 $ 15.33 $ 13.38 $ 19.83 
O3 $ 9.93 $ 8.11 $ 14.04 
O4 $ 11.89 $ 10.01 $ 16.14 
Fuente: Elaboración propia a partir de datos de proyección precios combustibles (UPME, 2021). 
 
Se observa nuevamente que los cruces de oferta de los que hace parte el escenario de oferta 
O3 que promueve la E&P es en promedio $5,600M USD más económico para los precios de 
referencia y bajos, y $6,200M USD más económico para los precios de referencia altos. Cabe 
destacar que estos precios fueron publicados previo a la guerra Ruso-Ucraniana y 
consecuentemente no consideran las respectivas consecuencias de largo plazo que pueden 
acarrear las posibles sanciones impuestas a la Federación Rusa. 
 
La nueva política energética del gobierno actual afectaría significativamente el recaudo de 
impuestos y regalías que otorga la producción de gas natural. Una política de incentivo a la 
E&P otorgaría a la nación cerca de $3.54 billones de pesos adicionales en regalías y $3 
billones de pesos adicionales en impuestos exclusivamente de gas natural. Adicionalmente, 
en el informe de Escenarios de Política Energética de la ACP (ACP, 2022), se determina que 
entre los años 2022 y 2032 el país dejará de percibir regalías por 27 billones de pesos por no 
incentivar la E&P. En la siguiente tabla se presenta un resumen del valor de los impuestos y 
las regalías pagas/recibidas (no sé) para cada escenario de oferta. 
 
 
 
https://www1.upme.gov.co/Hidrocarburos/publicaciones/Proyeccion_precios_diciembre_2021.pdf
https://www1.upme.gov.co/Hidrocarburos/publicaciones/Proyeccion_precios_diciembre_2021.pdf
 
Tabla 11. Resumen ingresos que se dejarían de recibir de impuestos y regalías (Billones de pesos) 
Esc Oferta Regalías Impuestos 
O1 $ 11,75 $ 10,28 
O2 $ 11,45 $ 10,02 
O3 $ 15,09 $ 13,21 
O4 $ 13,00 $ 11,38 
Fuente: Elaboración propia. 
 
Cabe destacar que en la tabla anterior se tomaron como supuestos que los productores pagan 
un porcentaje de regalías de 16% exclusivamente para gas natural y Ecopetrol mantiene un 
EBITDA en producción constante de 40% como en los años anteriores (Ecopetrol, 2019, 
2020, 2021). Debido a que en los principales campos de gas del país los productores pagan 
una tasa respectiva de petróleo de 20% (Min Energía, 2021) (el gas natural paga un 80% de 
las regalías que corresponden al porcentaje de petróleo). 
 
Adicionalmente, si no aumenta la capacidad de importación de gas natural, el país se 
enfrentaría a un racionamiento que comenzaría a partir de 2028, que obligaría a disminuir o 
elegir qué sectores podrán ser los atendidos, generando una ola inflacionaria. 
 
Una opción de importación sería gas proveniente de Venezuela. En este caso, se eliminaría 
el costo del licuado y regasificación del gas y se reduciría el costo de transporte. No obstante, 
sería necesario incluir los costos de compresión del gas y de adecuación del gasoducto 
transcaribeño Antonio Ricaurte existente. 
 
Para evitar un racionamiento de gas natural por medio de la producción interna, se debe 
fomentar la exploración y producción de hidrocarburos, mantener vigente la infraestructura 
de importación y llevar a cabo las obras de infraestructura indicadas en el plan de 
abastecimiento para transporte e importación. 
 
Los cruces que contemplan un posible racionamiento de gas natural tendría costos 
aproximados de $9.48 billones de pesos en promedio. Mientras que loscruces de la oferta 
que tienen incentivos a E&P (O3) no existe el costo de racionamiento al igual que los cruces 
de O4. El costo por racionamiento muestra la pérdida de productividad ante la incapacidad 
de poder utilizar el gas natural. 
 
 
 
 
 
 
 
 
Tabla 12. Resumen costo por racionamiento (Billones de pesos) 
 
Fuente: Elaboración propia. 
 
Cabe destacar que se toman como supuesto la correcta evolución que ha tomado el costo de 
racionamiento calculado por la UPME en agosto 2004 y ha evolucionado constantemente 
acorde al IPC, adicionalmente, se proyecta con un IPC de 3.2% que es la meta del Banco de 
la República de Colombia. 
 
5. Conclusiones y recomendaciones 
 
En los balances realizados se encontró que solo en 1 de 16 casos la oferta de gas local 
satisface la demanda para el periodo de análisis, y en 6 de 16 casos es necesario de la oferta 
local más las importaciones de la regasificadora de Cartagena para satisfacer la demanda 
local. Por lo anterior, el gobierno debería priorizar la reactivación de la E&P de hidrocarburos 
junto con los pilotos de fracking, y promulgar la construcción de la regasificadora del 
Pacífico propuesta por la UPME años atrás. O como alternativa agilizar los estudios de los 
pozos costa afuera Uchuva y Gorgon 2. 
 
Es de relevancia que, para cumplir las metas de descarbonización anunciadas por el gobierno 
colombiano, se fomente la E&P para contar con la disponibilidad de este energético para 
cubrir la futura demanda, en los sectores de transporte, industria y otros, así como la futura 
demanda relacionada con el reemplazo del carbón y/o combustibles líquidos por el gas 
natural. 
 
Si el gobierno no da señales sólidas a los sectores industria y transporte, no se generará 
confianza en la oferta de gas natural del país, y con ello difícilmente se van a cumplir los 
objetivos propuestos de descarbonización. Se resalta que el impuesto al carbono aplicado al 
carbón es un incentivo para reemplazar el consumo de carbón por gas natural. 
Particularmente para el sector termoeléctrico, este impuesto debería ser mayor a 
$15USD/TonCO2 para que el gas natural tenga un precio inferior al del carbón (esto 
únicamente considerando el precio del combustible para la generación térmica). Sin 
embargo, se debe analizar los impactos del impuesto del carbono al carbón en la economía 
colombiana. 
Escenario
Costo 
Racionamiento 
(bill COP)
D1b-O1 $ 9.22
D1b-O2 $ 13.35
D1b-O3 $ 0
D2-O1 $ 8.62
D2-O2 $ 13.63
D2-O3 $ 0
D3-O1 $ 17.05
D3-O2 $ 23.48
D3-O3 $ 0
 
De manera urgente, se debería aprovechar la posición del actual gobierno en la que se está 
abierta al diálogo, esto con el fin de mostrar las implicaciones que tiene el no permitir la E&P 
en Colombia, particularmente en el sector gas natural, y con ello cambiar la política 
energética nacional antes de que nos situemos en un estado de desabastecimiento de gas 
natural en un futuro cercano. 
 
Es importante mencionar que actualmente el senado colombiano tiene la iniciativa de 
prohibir el fracking en el país, situación que limitaría aún más la oferta de gas natural local. 
 
Se recomienda en trabajos futuros, considerar la importación de gas natural desde Venezuela. 
Esto debido al interés del gobierno colombiano en reactivar las actividades económicas entre 
ambos países. En este trabajo no se consideró está opción de importación. 
 
Otro posible trabajo futuro puede complementar los resultados de costo de adquisición del 
gas haciendo un análisis regional. Como aumentan los costos del gas natural en cada región 
acorde a los costos de transporte, evaluando un nuevo supuesto que es la entrada de la 
regasificadora del pacífico, calculando las pérdidas de regalías e impuestos en cada región y 
cómo afectaría el costo de racionamiento en cada región. 
 
Finalmente, es importante aclarar las siguientes limitaciones, los balances realizados están 
sujetos a los supuestos realizados por la UPME, CREE y la ACP. Los cálculos de costo de 
adquisición de gas natural están sujetos a los precios de futuros de una fecha específica que 
cambian constantemente, los cálculos de impuestos y regalías están sujetos a la capacidad de 
Ecopetrol y otros productores puedan mantener un EBITDA cercano al 40% y que los pozos 
sigan contribuyendo el mismo porcentaje de regalías. Finalmente, el cálculo de costo de 
racionamiento está sujeto a que la UPME no haga posibles actualizaciones a la metodología 
que es de hace 18 años. 
 
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https://www.dw.com/es/alemania-firma-acuerdo-para-importar-gas-de-qatar/a-61196034
 
7. Anexos 
 
Anexo 1 
 
Escenarios de demanda 
 
Gráfica 15. Escenario D1a. 
 
Fuente: Elaboración propia en base a información de la UPME. 
 
Gráfica 16. Escenario D1b. 
 
Fuente: Elaboración propia en base a información de la UPME. 
 
 
 
 
 
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D1a. BAU con Niño
Transporte Industrial Residencial Terciario
ACM Petrolero Termoeléctrico
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G
B
T
U
D
D1b. BAU sin Niño
Transporte Industrial Residencial Terciario
ACM Petrolero Termoeléctrico
 
Gráfica 17. Escenario D2. 
 
Fuente: Elaboración propia en base a información del CREE. 
 
Gráfica 18. Escenario D3. 
 
Fuente: Elaboración propia en base a información del CREE. 
 
Anexo 2 
 
¿Cómo cambiaria la demanda del sector termoeléctrico de carbón y gas natural ante 
el impuesto al carbono propuesto por el Gobierno de Gustavo Petro? 
 
Al analizar el proyecto de propuesta tributaria del nuevo gobierno nacional se encontró que 
el impuesto al carbono es del tipo pigouviano, que compensa las externalidades negativas 
originadas por emisión de GEI. 
 
0
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600
800
1000
1200
1400
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D2. Descarbonización a 2050
Transporte Industrial Residencial Terciario
ACM Petrolero Termoeléctrico
0
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400
600
800
1000
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1
se
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G
B
T
U
D
D3.Transición energética lenta
Transporte Industrial Residencial Terciario
ACM Petrolero Termoeléctrico
 
El impuesto al carbono en 2021 tenía una tarifa plena de $17.660 por tonelada que crece año 
tras año al mismo ritmo de la inflación. 
 
En el caso del carbón utilizado para la generación térmica, el impuesto al carbono será 
implementado de manera gradual a partir de 2025, comenzando con el 25% de la tarifa plena, 
para 2026 con el 50% de la tarifa plena, para 2027 el 75% de la tarifa plena y de 2028 en 
adelante el 100% de la tarifa. La base para el cálculo del impuesto también se actualizó 
pasando a $20,500/ton CO2 y va a aumentar anualmente con el IPC más 1 punto porcentual 
hasta los 3 UVT. 
 
Para determinar el aumento del precio de la generación eléctrica se usó el precio de cada 
combustible, su calor específico y su factor de emisión. Este resultado arrojó que el aumento 
del costo por kWh es más del doble en el carbón que en el gas natural acorde a la siguiente 
tabla: 
 
Tabla 13. Valor promedio impuestos a la contaminación de tonelada de CO2 por kWh. 
Recurso 
T 
CO2/kWh 
2025 
COP/kWh 
2026 
COP/kWh 
2027 
COP/kWh 
2028 
COP/kWh 
Gas 0.00039 1.7 2.5 5.2 6.9 
Carbón 0.00091 4 8.1 12.1 16.1 
Fuente: CCB