La advertencia de la senadora Paloma Valencia sobre el posible desabastecimiento energético en Colombia no surge de manera aislada. Desde la década de 1990, el país ha construido un modelo de desarrollo basado en la explotación de hidrocarburos, con el gas natural como pilar fundamental para la generación eléctrica y el consumo doméstico. Gobiernos sucesivos promovieron la exploración en cuencas como el Valle del Magdalena y el Caribe offshore, logrando que las reservas probadas alcanzaran picos superiores a los 10 años de autonomía a inicios de los años 2000.
Orígenes de la contracción en reservas
El descenso acelerado registrado entre 2020 y 2025 responde a una combinación de factores técnicos y regulatorios. La caída del 46 % en reservas probadas de gas natural en solo cinco años coincide con la suspensión de nuevos contratos de exploración y la demora sistemática en licencias ambientales. Proyectos como el desarrollo del campo Sirius-1 en aguas profundas del Caribe, que en etapas previas prometían incorporar varios billones de pies cúbicos, permanecen paralizados por trámites que se extienden más allá de los plazos habituales en la industria.
Esta situación contrasta con el comportamiento histórico del sector. Durante la administración de Juan Manuel Santos, la Agencia Nacional de Hidrocarburos adjudicó 20 bloques en una sola ronda, lo que permitió mantener estable la curva de producción hasta 2019. La interrupción de ese ciclo de inversión ha generado un vacío que las importaciones de gas licuado intentan cubrir, aunque a costos significativamente superiores.
Repercusiones inmediatas en el sistema eléctrico
El gas natural representa aproximadamente el 30 % de la matriz de generación en periodos secos, cuando los embalses reducen su aporte. La dependencia creciente de regasificadoras en Cartagena y Buenaventura introduce vulnerabilidades logísticas y de precio. Durante el fenómeno de El Niño de 2023-2024, el costo marginal del kilovatio-hora se elevó más de un 35 % en algunos meses, un anticipo de lo que podría ocurrir de manera sostenida si las reservas continúan contrayéndose.
Empresas distribuidoras ya han iniciado procesos de revisión tarifaria ante la Comisión de Regulación de Energía y Gas. El encarecimiento del insumo importado se traslada directamente a las facturas residenciales, afectando especialmente a hogares de estrato 1 y 2 en regiones como la Costa Caribe, donde el uso de gas para cocción y calentamiento de agua es intensivo.
Efectos sobre la inversión y el empleo regional
La percepción de inseguridad jurídica ha modificado el comportamiento de las operadoras. Ecopetrol, principal actor del sector, redujo su presupuesto de exploración en un 22 % entre 2023 y 2025, priorizando activos maduros. Compañías extranjeras como Repsol y Shell han solicitado extensiones de contratos sin comprometer nuevos capitales, mientras que firmas más pequeñas evalúan arbitrajes internacionales por incumplimiento de plazos en consultas previas.
En departamentos como Casanare y Meta, donde la industria de hidrocarburos genera más del 40 % del empleo formal, la desaceleración ya se refleja en menores contrataciones de servicios de perforación y mantenimiento. Proveedores locales reportan caídas de hasta un 18 % en facturación durante el último año fiscal, con riesgo de despidos si no se reactivan plataformas.
Dimensiones ambientales y de transición
El debate sobre la transición energética adquiere mayor complejidad cuando se examina la disponibilidad real de alternativas. Aunque Colombia cuenta con potencial eólico en La Guajira y solar en el altiplano cundiboyacense, la intermitencia de estas fuentes exige respaldo firme de gas o almacenamiento a gran escala, tecnologías que aún no alcanzan madurez comercial en el país. La meta de reducir emisiones de metano en un 30 % para 2030 choca con la necesidad de mantener la confiabilidad del sistema durante la fase de reemplazo de plantas térmicas.
Países vecinos como Perú y Ecuador enfrentaron dilemas similares en la última década. La experiencia peruana tras la declinación del yacimiento Camisea muestra que la importación prolongada encarece la energía industrial y reduce la competitividad de sectores exportadores como la minería y la agroindustria. Colombia podría replicar ese patrón si no se equilibran los ritmos de descarbonización con la reposición de reservas.
Escenarios para la administración entrante
El próximo gobierno recibirá un margen de maniobra reducido. Las decisiones sobre adjudicación de bloques y agilización de licencias ambientales deben tomarse en los primeros 18 meses para que los resultados de producción se materialicen antes de 2029. Modelos de la Unidad de Planeación Minero Energética indican que, sin incorporación de al menos 3 billones de pies cúbicos adicionales, el déficit estructural superaría el 25 % de la demanda interna hacia 2028.
La reactivación de proyectos ya identificados en el Caribe y el piedemonte llanero representa la vía más rápida para estabilizar el balance. Paralelamente, el fortalecimiento de mecanismos de participación comunitaria y la actualización de protocolos ambientales podrían reducir la conflictividad social que ha frenado varios desarrollos. El costo de la inacción, medido en mayores importaciones y eventuales racionamientos, superaría con creces el esfuerzo requerido para restaurar la confianza del sector.
