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Plan del MinMinas para las tarifas de gas en 2026
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La cartera de Energía propuso 20 puntos relacionados con el abastecimiento, la regulación y la especulación de los precios del gas
Ante la caída en la producción nacional de gas y la mayor dependencia de las compras externas, las tarifas para el usuario final han entrado en un terreno de mayor volatilidad debido al aumento en los costos de transporte del recurso desde las terminales de regasificación hacia el interior del país.
Mientras las previsiones de la Agencia Nacional de Hidrocarburos y de Promigas indican que el país importará entre 12% y 20% de la demanda nacional para abastecer el consumo residencial el próximo año, el Ministerio de Minas y Energía se reunió con diversos actores del sector para trazar la hoja de ruta que permita ejercer un mayor control sobre las tarifas del gas en 2026.
En total son 20 medidas orientadas a frenar la especulación en precios, fortalecer la regulación y la gestión del abastecimiento, mejorar la política pública y la planificación del sector, así como avanzar en la planeación económica y la sustitución energética.
“Nuestra responsabilidad es proteger a las familias colombianas y ordenar un mercado que debe funcionar con transparencia, mientras avanzamos en una transición energética justa y en la descarbonización de la industria”, afirmó el ministro de Minas y Energía, Edwin Palma.
El primer paquete de propuestas plantea frenar las prácticas de especulación en los precios mediante la limitación de la intermediación y las reventas en el mercado secundario.
Para facilitar las condiciones de comercialización del gas nacional e importado, la cartera supervisará el cumplimiento de la resolución 102-022 de 2025, una iniciativa de la Comisión de Regulación de Energía y Gas que busca reducir las ventanas de contratación y maximizar el uso de gas en firme en periodos más cortos.
“Las reglas para atender la demanda esencial implican que siempre debe haber gas disponible (gas en firme). Sin embargo, la regulación vigente exige contratos de largo plazo, lo que hace que el productor solo ofrezca mínimos de gas disponible”, explicó Antonio Jiménez, director de la Creg.
En segundo término, se adelantará el acto administrativo que habilita la conversión temporal del oleoducto Coveñas-Ayacucho, ya sea a gasoducto o incluso a poliducto, para facilitar el transporte de gas desde la terminal de Coveñas.
También se contemplan medidas como el fortalecimiento del rol del Gestor del Mercado de Gas Natural, el apoyo con líneas de crédito para la sustitución energética en el sector industrial y la presentación de informes de sustitución energética que identifiquen oportunidades para reducir la dependencia del gas en los procesos productivos.
“Nuestra responsabilidad es proteger a las familias y ordenar un mercado que funcione con transparencia, mientras avanzamos en la transición energética justa y descarbonización de la industria”.
En palabras de Vera, “serían claves para garantizar nueva oferta nacional y mantener, a largo plazo, nuestra soberanía y seguridad energética en materia de gas, así como para lograr un cambio realmente sustancial en reservas, producción y beneficios económicos y sociales”.
En ese orden de ideas, para el presidente de Xua Energy todos los esfuerzos por mantener la competitividad del precio del gas nacional siguen estando supeditados a los proyectos de importación. Incluso, la cartera energética habría revisado a la baja el potencial de los dos grandes proyectos de regasificación que adelantan Ecopetrol en Coveñas y TGI y Hocol en Ballena, La Guajira, pasando de 550 millones de pies cúbicos diarios (Mpcd) a 175 Mpcd a partir de 2027.
“Sería clave identificar en qué fecha se materializarán las medida propuestas y su efectividad frente a la realidad del mercado”, concluyó Vera.
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