Al cierre del Congreso de la Asociación Colombiana de Gas Natural (Naturgas), que se celebró en Cartagena, el presidente encargado de Ecopetrol, Juan Carlos Hurtado, reveló los planes de la compañía en importación de gas para Colombia y el grado de inversiones en el sector para 2026. Tal y como lo hizo Ricardo Roa, también dirigente de la organización y quien se encuentra temporalmente fuera del cargo, Hurtado reveló los tres puntos de regasificación a los que la compañía le apuesta para abastecer la demanda de gas.
Estos son Puerto Bahía (Cartagena), en el cual habría una capacidad de entre 126 y 370 Giga BTU diarios y entraría en el segundo semestre de 2026. Cabe señalar que la infraestructura de este proyecto le pertenece a la petrolera Frontera Energy. El segundo punto es Coveñas (Sucre), el cual podría alcanzar una capacidad de 400 Giga BTU diarios y entraría en el segundo semestre de 2029. El tercero sigue siendo Buenaventura (Valle del Cauca), con una capacidad de 60 Giga BTU diarios y estaría para el segundo trimestre de 2026. Cabe mencionar que este es un transporte virtual que va desde Buenaventura a Buga y que permitiría abastecer el mercado en el Pacífico colombiano.
Pero Hurtado reveló más detalles sobre hacia dónde irá la petrolera bajo su gestión, manifestando que la inversión en proyectos para la exploración de hidrocarburos (petróleo y gas) para 2026 ascenderá a US$625 millones. Ecopetrol estableció una diferenciación entre el panorama de 2025 y el de 2026, apuntando a que mientras en el Piedemonte Llanero hubo un pozo exitoso perforado, en 2026 habría cinco. Al norte de Colombia, en 2025 hubo cinco pozos perforados, para 2026 se planean tres. En costa afuera, es decir, en el mar, la compañía espera ejecutar dos pozos, de los cuales uno ha sido exitoso, a diferencia de 2025, en el que fueron tres, pero uno de ellos no fue exitoso.
Con esto, el nuevo presidente encargado de la empresa da un parte de tranquilidad al mercado, señalando que la estatal energética colombiana seguirá apuntando a su negocio central, que es la producción y explotación de petróleo y gas.
“La inversión de Ecopetrol este año está entre US$6.000 millones y US$6.900 millones. De estos, 70 % aproximadamente es para el foco del negocio, para hidrocarburos, y para el componente exploratorio y desarrollo de proyectos de gas son US$625 millones”, expresó Hurtado.
También hizo mención de lo que la compañía considera sus logros para 2025, señalando que hay un volumen confirmado de gas en el yacimiento Sirius, localizado en aguas del mar Caribe y con el que la empresa avanza con Petrobras, de seis terapies cúbicos, a lo que añadió que en el campo Floreña UP16, el cual registró 29 de pies cúbicos diarios.
“Seguimos avanzando en perforación en tierra. Venimos avanzando en la perforación del pozo exploratorio Floreña N18. Ese pozo viene trabajando, tiene grandes retos, pero venimos avanzando positivamente y seguimos con campañas positivas en todas las áreas en las que tenemos influencia, incluido con nuestros socios”, dijo.
El nuevo pozo de Petrobras y Ecopetrol
Aparte de Sirius, Copoazú es otro proyecto en el que Ecopetrol tiene una participación de 55,56 % y Petrobras de 44,44 %. Se ubica a 36 kilómetros de la costa y está localizado a ocho kilómetros del yacimiento Sirius y cuenta con una profundidad de 964 metros. Hurtado dijo que a finales de junio de 2026 habría resultados de las pruebas del yacimiento Copoazú, con la finalidad de dar un mensaje positivo al sector y a Colombia.
La comercialización de Ecopetrol
Los grados de comercialización de la compañía ascienden a 309 Giga BTU día para 2026 y 416 Giga BTU diarios para 2027. Las cantidades comercializadas en 2026 se ubican entre 18 Giga BTU día y 67 Giga BTU diarios, según información proporcionada entre mayo y noviembre de 2026.
“Entendiendo que tenemos que cubrir una demanda, tenemos que buscar alternativas y ahí es cuando entran los proyectos de regasificación, de poder traer gas, de poder hacer reconversión de nuestra infraestructura para poder asegurar que tenemos también alternativas”, dijo.
El proyecto Sirius, la promesa para la producción de gas en Colombia
Este yacimiento tiene una participación tanto de Ecopetrol como de Petrobras y aportará 470 Giga BTU día, que significan cerca de 50 % de la demanda de Colombia en gas para 2030. Las previsiones apuntan a que entraría en ese año, aunque otros analistas sugieren que lo más realista es que entre en 2031.
Si bien falta la decisión final de inversión, ya tiene una comercialización de 249 Giga BTU día y cuenta con las firmas de 66 contratos del proceso de venta de comercialización previa. El gas de Sirius atendería el mercado regulado, es decir, el residencial (91 %), comercial (6 %) e industrial (3 %), con 124 Giga BTU diarios.
Luego estaría el mercado no regulado, que se atendería con 125 Giga BTU diarios al sector industrial (68 %), gas vehicular (23 %) y petroquímico (9 %). El energético sería distribuido en la zona interior (64 %), mientras que en las costas estaría en 36 %.
“Petrobras está analizando un volumen adicional y eso es una oferta añadida que viene. Todos nos preguntamos: ¿será que sí viene en 2030? Pero aquí el interrogante es cómo todos vamos a empujar para que llegue en 2030. Venimos avanzando en cronograma. Son tres grandes áreas. La línea submarina de conexión entre el pozo y las facilidades que tiene nuestra filial Hocol en La Guajira. Estamos hablando de 120 comunidades. De esas ya están todas las líneas establecidas con la Dirección de Consultas Previas, pero tenemos que avanzar en los diferentes términos. Venimos dentro del cronograma. Las facilidades en Hocol también requieren una consulta. Ya tenemos certificadas dos, estamos a la espera de una, y asociado a lo que es el pozo, tenemos una que es la de Taganga”, dijo el presidente encargado.
El viraje de la política energética para la importación de gas
Como se mencionó al comienzo, la compañía le apuesta a la regasificación en Buenaventura, Coveñas y Puerto Bahía. En el caso de Buenaventura, se espera que la fecha estimada para la firma del contrato sea en agosto de 2026. Contaría con una unidad flotante de regasificación e isotanques, a la vez con un descargue en puerto de contenedores. Luego, el gas sería transportado a Buga y posteriormente se entregaría al Sistema Nacional de Transporte del energético.
El siguiente es Puerto Bahía, en el cual avanzan en alianza con Frontera Energy, con una capacidad de regasificación de hasta 370 millones de pies cúbicos diarios, los cuales se entregarían a Promigas. Esta iniciativa es estratégica, puesto que ya había una infraestructura existente, por lo cual será más fácil la operación para traer el gas. Frontera Energy mencionó que la unidad flotante de regasificación o FSRU (Floating Storage Regasification Unit por sus siglas en inglés) estaría lista en diciembre de 2026.
Cabe señalar que la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), dirigida actualmente por Pablo Fajardo, afirmó en el marco del Congreso de Naturgas que el proyecto de Puerto Bahía ya recibió la licencia total de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA) y está pendiente la de la Agencia Nacional de Infraestructura (ANI).
Por otro lado, está Coveñas, que tendría una capacidad de regasificación de 400 millones de pies cúbicos al día y entraría en el segundo semestre de 2029, pero su principal reto sigue siendo habilitar la conversión de la infraestructura de oleoducto a gasoducto para que efectivamente se pueda hacer el transporte de gas. Hurtado hizo también mención de que, aparte de los proyectos de importación, también será necesario que se activen los proyectos de producción en el mar Caribe, mencionando que estos son clave con la finalidad de poder abastecer la demanda.
“Amores son hechos”
Tal y como lo menciona el adagio popular, Iván Arroyave, banquero de inversión y analista del sector, manifestó que cumplir es tener las obras implementándose, contratos cerrados, conexiones garantizadas, permisos resueltos y una fecha concreta y seria de entrada. Si esto no existe, las iniciativas tan solo son eso: iniciativas y promesas.
“Puerto Bahía tiene una ventaja evidente y es que puede apoyarse en infraestructura ya existente y eso recorta tiempos. Allí sí se ven pasos más concretos y cercanos a una solución real”, expresó.
Adicionalmente, afirmó que Coveñas tiene sentido por su ubicación y que también conecta con el Sistema Nacional de Transporte, pero que el problema no es ese, sino la demora que tendría el proyecto entre diseños, inversiones, obras y ajustes, señalando que el reloj corre rápido. A lo que adicionó que en Buenaventura también tiene lógica para las plantas de Ecopetrol, puesto que ayudaría a diversificar riesgos y atender de mejor manera el mercado de gas en el Pacífico colombiano. Sin embargo, manifestó que hay dudas sobre si funcionaría pronto.
“Un proyecto entra al discurso oficial, luego desaparece y después vuelve con otro enfoque. Eso casi siempre significa que hubo tropiezos de tiempos, costos y viabilidad. Ecopetrol sí se está moviendo, pero hablar de cumplimiento pleno sería apresurado. Lo que se ve es una búsqueda acelerada de soluciones para asegurar gas, no un paquete completo ya resuelto”, expresó.
¿Hacia dónde va la política energética del país?
Arroyave manifestó que va hacia donde las renovables sean viables, las térmicas respalden cuando sea necesario y el gas importado siga satisfaciendo la demanda que hace falta, a causa de que Colombia dejó de producir su propio gas.
“Colombia no va hacia la abundancia energética, sino hacia un abastecimiento más caro y dependiente de afuera. El país está saliendo a buscar parte del gas que no aseguró a tiempo dentro de su propia casa. El gas del exterior llega con precio internacional, transporte marítimo, regasificación, dólar y transporte local. Todo eso suma costo y riesgo”, concluyó.
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