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La situación del gas natural, que ha llevado por ejemplo a que desde hace algo más de un año Colombia por primera vez importe el combustible para la demanda de los hogares, se está traduciendo en que la falta de contratos competitivos lleve a mayor consumo de combustibes más contaminantes.
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La demanda de gas natural del sector industrial en Colombia registró en diciembre de 2025 su nivel más bajo de los últimos diez años, como consecuencia directa del vencimiento masivo de contratos de suministro y del ajuste en los precios del energético.
Para sustituirlo, las industrias están usando más carbón, fuel oil, diesel o gas licuado de petróleo.
Así lo advierte el docente de la Universidad de los Andes y experto en asuntos minero-energéticos, Sergio Cabrales, al analizar la evolución reciente del consumo del segmento no regulado.
De acuerdo con Cabrales, la demanda de los industriales no regulados tuvo “una contracción superior al 40 por ciento” en diciembre frente a los niveles habituales del sector, una contracción que coincide con el vencimiento, el 30 de noviembre de 2025, de cerca del 75 por ciento de los contratos de gas natural que se encontraban indexados a precios entre 4 y 6 dólares por millón de unidades térmicas británicas (MBTU); una medida estándar del contenido energético utilizada en la industria del gas natural, calefacción y generación de energía.
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La finalización de estos acuerdos dio paso a un nuevo escenario contractual, marcado por mayores precios y menor disponibilidad de contratos en firme.
En términos de volumen, la demanda industrial no regulada se ubicó en 181 Giga Unidades Térmicas Británicas por día (GBTUD), en diciembre de 2025 frente a consumos superiores a 300 GBTUD en 2019, antes de la pandemia. “Históricamente, la demanda de los industriales no regulados representaba cerca del 30 por ciento de la demanda nacional de gas natural, en niveles comparables a los de la generación térmica”, señaló el docente.
Ante el panorama del gas, poco a poco se reactivan combustibles alternativos, como el carbón. Foto:ARCHIVO PARTICULAR
Variaciones en el mercado del gas
Según el informe mensual del Gestor del Mercado de Gas Natural, en diciembre de 2025, la contratación de gas se concentró en modalidades con precios más elevados o con condiciones de interrupción. Según el documento, las modalidades con interrupciones representaron el 47 por ciento de la contratación total, con un precio promedio de 9,01 dólares/Millones de Unidades Térmicas Británicas por Día (MBTUD).
“En cuanto a la contratación del mercado primario, las modalidades que garantizan firmeza representan el 47 por ciento de la energía total contratada para diciembre con un precio de 9,04 dólares MBTU para la modalidad CF95 y de 5,82 dólares/MBTU para la modalidad firme”, indica el informe.
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La caída no solo refleja un menor uso de gas, sino también un cambio en la matriz de combustibles del sector. Cabrales explicó que cerca de 120 GBTUD de la demanda industrial migraron o regresaron al uso de carbón, gas licuado de petróleo, fuel oil o diesel ante la falta de contratos competitivos de gas natural. “Ese volumen de demanda industrial migró o regresó a combustibles asociados a mayores emisiones de dióxido de carbono y material particulado, lo que constituye, en la práctica, una transición energética en reversa”, afirmó.
Disminución ante una oferta limitada
El informe respalda este comportamiento al mostrar que, en diciembre, la energía entregada a los usuarios finales a través del Sistema Nacional de Transporte promedió 770 GBTUD, un nivel 26,7 por ciento inferior al observado en el mismo mes de 2024. En el acumulado de 2025, la demanda promedio fue de 858 GBTUD, lo que representa una disminución de 17,4 por ciento frente al promedio anual de 2024.
La demanda térmica y no térmica también registró niveles inferiores frente a 2024. Foto:Superservicios
El estudio muestra que en diciembre de 2025 tanto la demanda térmica como la no térmica registraron una caída frente al mismo mes del año anterior. Según el análisis, la demanda térmica fue 210 GBTUD inferior a la observada en diciembre de 2024, mientras que la demanda no térmica se redujo en 70 GBTUD.
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Para Cabrales, el episodio de diciembre deja en evidencia los riesgos de una oferta limitada de contratos en firme y de un mercado que enfrenta crecientes tensiones entre disponibilidad, precios y continuidad del suministro.
El docente subrayó que el resultado inmediato fue una reducción abrupta del consumo de gas natural por parte de la industria y un retorno a combustibles más intensivos en emisiones en un momento en el que el país discute su estrategia de transición energética.
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