El mercado mayorista de gas natural en Colombia atraviesa una etapa de transformaciones estructurales que han trasladado al consumidor la volatilidad de los referentes internacionales. Durante el cierre de 2025, el precio promedio ponderado del gas negociado en el mercado primario se ubicó en USD 10,54 por millón de unidades térmicas británicas (USD/MBTU), una cifra que excede en 199,0% al referente Henry Hub, que es el principal punto de distribución y el referente internacional del precio del gas natural. El cual promedió 3,52 USD/MBTU en el mismo periodo, equivalente a una brecha de 7,02 USD/MBTU.
Este desfase responde al agotamiento progresivo de las reservas nacionales, la creciente dependencia de las importaciones de gas natural licuado (GNL) y la flexibilización contractual adoptada por el regulador para enfrentar el desbalance entre la oferta y la demanda. Adicionalmente, la transición hacia un modelo de abastecimiento mixto (que combina dos o más fuentes de energía) ha generado tensiones particulares sobre los segmentos regulados, donde los hogares y pequeños comercios pagaron, en promedio, 48,9% más por la molécula durante 2025, frente a los precios obtenidos por los grandes consumidores no regulados.
Según el Informe de Análisis de Formación de Precios del Gas Natural en Colombia, publicado por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD), el costo de la molécula en el mercado primario aumentó 251,0% entre 2017 y 2024, pasando de 3,0 USD/MBTU a 10,54 USD/MBTU, con un repunte particularmente fuerte de 36,0% registrado entre 2022 y 2024. El informe revela que las reservas probadas del país descendieron hasta los 2.064 gigapies cúbicos (Gpc) en 2024, mientras que el factor de autosuficiencia (relación reservas sobre producción) se redujo a apenas 5,9 años, frente a los 14,1 años observados en 2007. Frente a esta contracción interna, las importaciones experimentaron un crecimiento del 2.546,0% durante 2023, vinculando directamente el mercado nacional a los movimientos de los hubs internacionales. En el segmento secundario, los contratos con interrupciones alcanzaron precios de 13,0 USD/MBTU durante el primer bimestre de 2026, mientras que el minorista registró las tarifas más altas del sistema, oscilando entre 16,6 y 18,4 USD/MBTU. Asimismo, la terminal de regasificación SPEC LNG, única infraestructura operativa de importación de GNL en el país, mantiene comprometidos cerca de 450 GBTUD para respaldar plantas térmicas como Termocandelaria, Tebsa y Termoflores, dejando únicamente 25 GBTUD disponibles para atender la demanda esencial, residencial, comercial e industrial.
La concentración del suministro importado en un único agente (SPEC LNG), sumada a la indexación creciente de los precios nacionales a las referencias internacionales, ha generado preocupación regulatoria sobre la sostenibilidad del esquema vigente de libertad vigilada. Para mitigar la presión sobre los usuarios finales, la SSPD recomendó establecer mecanismos de precio máximo regulado para el gas de producción nacional, fijar precios techo en las reventas del mercado secundario, limitar las transacciones sucesivas sobre una misma molécula y restringir el uso del mercado secundario como canal de abastecimiento de la demanda regulada, especialmente la esencial. Adicionalmente, el ente de control sugirió definir indicadores de concentración por agente, fuente, punto de entrega y modalidad contractual, con el fin de fortalecer la trazabilidad y transparencia de las negociaciones. En el plano operativo, el desarrollo del proyecto offshore Sirius-2, con un potencial estimado de 6 trillones de pies cúbicos (TPC) y entrada en operación prevista para 2030, junto con la habilitación del proyecto de regasificación en Buga por 60 millones de pies cúbicos día (MPCD) en agosto de 2026, representan las principales apuestas para diversificar la matriz energética y reducir la dependencia de un solo punto de entrada de GNL al territorio nacional.
Desde Sectorial se considera que la coyuntura actual del mercado gasífero revela una tensión estructural entre los objetivos regulatorios de flexibilidad comercial y los principios de eficiencia económica que deberían proteger a la demanda regulada. La convergencia entre la caída sostenida de las reservas, la concentración de la importación en un único operador y la indexación creciente al referente Henry Hub, al índice Japan Korea Marker (JKM) y el Title Transfer Facility (TTF) está trasladando la volatilidad internacional al consumidor doméstico, sin contrapesos regulatorios suficientes. La diferencia del 48,9% pagada por los usuarios regulados durante 2025 evidencia que el actual esquema de libertad vigilada favorece a los compradores con mayor poder de negociación, en detrimento de los hogares y los segmentos esenciales. Mientras los proyectos offshore tienen fecha de finalización hacia finales de la década, fortalecer los precios techo, la trazabilidad contractual y la separación efectiva entre el respaldo térmico y la atención de la demanda esencial resulta indispensable para evitar que las señales de escasez del mercado mayorista continúen amplificándose a lo largo de la cadena de comercialización hasta llegar al usuario final.
Para conocer en profundidad las variables financieras, regulatorias y comerciales que están reconfigurando el mercado del gas natural colombiano, incluyendo el análisis del impacto sobre la demanda esencial, las proyecciones de oferta nacional y la dinámica de los precios mayoristas, consulte nuestro Índice de Desempeño Sectorial y participe en los Foros Sectoriales, donde se aborda en detalle el panorama energético nacional y las perspectivas regulatorias del sector.
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