Los gremios del sector brindaron sus puntos de vista sobre los pros y contras del gobierno en materia energética.
Faltan dos semanas para que culmine 2025, y con ello, la última Navidad del gobierno Petro. Esta ha sido una de las administraciones que más se ha destacado por poner en el centro de la agenda a los asuntos energéticos. Es por ello que varios gremios señalaron que los planes y la implementación de políticas públicas que más afectaron a la industria gasífera, eléctrica y minera fueron la intervención de la empresa de servicios públicos Air-e, el freno a nuevos contratos para producir petróleo y gas, y el veto para exportar carbón a Israel.
Otros puntos fueron las demoras y nuevos requerimientos en licenciamiento ambiental, que impiden la entrada oportuna de proyectos. También se incluyen el no pago de subsidios en el sector eléctrico, incrementos en la carga tributaria, modificaciones al cargo por confiabilidad y la radicación en el Congreso del proyecto de ley minera.
Para Alejandro Castañeda, presidente de la Asociación Nacional de Empresas Generadoras (Andeg), la modificación de la manera como funciona el cargo por confiabilidad afectó al sector eléctrico. Señaló que cambiaron los riesgos para los agentes generadores, las subastas dejaron de ser atractivas para nuevos participantes, y se alteraron las reglas de juego del esquema, lo que puso al sector en una compleja situación.
“El gobierno, en sus afugias fiscales y en la falta de prioridades claras en materia presupuestal y de ejecución, afectó a las distribuidoras de energía eléctrica, ya que ha dejado de pagar subsidios acumulando casi 10 meses. Hoy en día tiene deudas con el sector por cerca de $3,8 billones. Esto pone en riesgo a las distribuidoras y a toda la cadena del servicio eléctrico”, dijo.
Castañeda también afirmó que la intervención de la empresa de servicios públicos del Caribe, Air-e, fue otro de los tropiezos del gobierno Petro, destacando que se intervino la compañía sin un “plan claro de recuperación”. Esta compañía atiende a 11 % de los usuarios en Colombia.
“Intervienen la empresa, pero no tienen los recursos suficientes para mantener los compromisos de pago con el resto de los agentes de la cadena. Hoy esas deudas ascienden a $1,6 billones, en particular con el segmento termoeléctrico”, expresó.
La otra cara de la moneda
Por su parte, el presidente de la Asociación Colombiana de Petróleo y Gas (ACP), Frank Pearl, manifestó que no es un secreto que la gestión del actual gobierno planteó retos, pero indicó que ha habido avances técnicos en temas específicos.
“El diálogo y el trabajo con las entidades del sector se ha mantenido, permitiendo, por ejemplo, el avance natural de trámites y el mantenimiento de la producción en el marco de los contratos vigentes”, afirmó.
Argumentó que hubo una actualización en las reglas de comercialización de gas, lo que permitió operaciones más oportunas y señales de libertad de precios al cierre de 2025. Luego expresó que se abrió la posibilidad de que cualquier agente invierta en infraestructura del sector. Sin embargo, no dejó de lado que una de las decisiones que más afectó a la industria fue la no firma de nuevos contratos para la producción de petróleo y gas, sumada a la suspensión del desarrollo de yacimientos no convencionales, demoras y nuevos requisitos para los proyectos. Para él, estas medidas reducen la confianza y generan incertidumbre.
Al igual que en ocasiones anteriores, Pearl señaló que Colombia necesita reglas claras en regulación y en materia fiscal, condiciones de seguridad, gestión oportuna de los conflictos sociales en las regiones, junto con una política energética enfocada en garantizar la energía para los usuarios a largo plazo.
Cifras en exploración y producción de petróleo y gas
Un informe de la ACP indicó que las inversiones en exploración y producción de estos energéticos disminuyeron. En 2024, estas llegaron a US$4.330 millones, 10 % menos que en 2023 (US$4.830 millones). La exploración, clave para hallar petróleo y gas bajo tierra, fue uno de los rubros más golpeados. En 2024, las inversiones fueron de US$900 millones, 14 % menos que en 2023 (US$1.050 millones).
En producción, se llegó a US$3.430 millones en 2024, 9 % menos que en 2023 (US$3.780 millones). En mayo de 2025, el gremio proyectó que la inversión en exploración ese año sería de US$740 millones, 18 % menos que en 2024 y la cifra más baja en cuatro años. Todo esto ocurre en un escenario en el que Colombia no tiene un mercado gasífero capaz de abastecer su propia demanda.
El país tuvo que importar gas desde el 1 de diciembre de 2024 para suplir el consumo de hogares y pequeños comercios. El proyecto Sirius, yacimiento en aguas profundas del Caribe, es una de las grandes promesas para fortalecer la producción nacional, pero analistas señalaron que incluso este proyecto sería insuficiente para recuperar el autoabastecimiento. A lo que se añade que, se demoraría en llegar a hogares e industrias. Igualmente, está el hecho de que el gobierno rechaza los combustibles fósiles (petróleo, gas y carbón), señalando que los incentivos deben estar en la energía solar y eólica (producida con el viento).
Por otro lado, el presidente Petro ha insistido en que la cuenca Permian debe venderse. Lo anterior se debe a que produce crudo y gas, energéticos de origen fósil. Si bien Ecopetrol, dueño del activo junto con OXY, confirmó que no hay un proceso para venderlo, los analistas del mercado energético mencionaron que deshacerse de él sería un retroceso, ya que esta cuenca, localizada en EE. UU., representó 14 % de la producción total de la estatal energética, con base en sus resultados financieros del tercer trimestre de 2025.
Una industria minera golpeada
El reporte del PIB del tercer trimestre de 2025 del Departamento Administrativo Nacional de Estadística (DANE) indicó que, el sector de minas y canteras (petróleo, gas y minería) registró su séptima caída consecutiva. Estos datos se hicieron públicos a mediados de noviembre de 2025, y para ese momento, Juan Camilo Nariño, presidente de la Asociación Colombiana de Minería (ACM), manifestó que ese escenario obedeció a la prohibición total de exportar carbón a Israel y al proyecto de ley minera.
Según Nariño, para 2026 se prevé que la minería mantenga niveles similares a los del cierre de 2025, con crecimientos cercanos a cero. De otro lado, sobre la ley minera, algunos puntos del proyecto planteaban que los minerales serían declarados propiedad exclusiva del Estado, que asumiría un rol más activo en planificación, regulación y supervisión. De aprobarse el plan de ley minera del gobierno, se establecerían zonas donde no podría haber minería para proteger la biodiversidad, el agua y a las comunidades, según lo manifestó el ejecutivo.
“Durante estos casi cuatro años, la estigmatización del sector se transformó en decisiones tributarias, territoriales y ambientales que deterioraron profundamente las condiciones para invertir y operar. La presión tributaria redujo la capacidad de hacer nuevas inversiones, y la producción cayó por debajo de la capacidad instalada. El caso de las empresas de carbón es el más preocupante: la producción es apenas 70 % de lo que era al inicio de este gobierno”, afirmó Nariño.
Expresó que la prohibición de la minería en los ordenamientos territoriales “es una medida inconstitucional” y contraria a la transición energética, pues los proyectos eólicos y solares requieren minerales como materia prima para su construcción.
La tramitología en los proyectos
Un informe de Corficolombiana, citando a SER Colombia, señaló que la entrada en operación de un proyecto sin licencia ambiental puede tardar entre dos y cinco años, mientras que con licencia el plazo se amplía a entre tres y siete años, lo que implica un aumento de entre 40 % y 50 % en los tiempos. Entre 2021 y 2024, el sistema eléctrico pudo haber perdido inversiones por hasta $74 billones.
En 2021 se proyectó la entrada de 1,87 gigavatios, equivalentes a $8,4 billones, pero solo ingresaron 0,3 gigavatios: apenas 5 % de lo esperado. La ausencia de regulaciones oportunas, junto con el aumento en las exigencias para desarrollar nuevos proyectos, son los cuellos de botella para un sector que requiere ampliar su oferta para satisfacer la demanda.
Aunque hubo avances en proyectos renovables, las proyecciones indican que para 2026 y 2027 la demanda eléctrica superará la energía disponible en 2,1 % y 3,6 %, respectivamente. Si bien esto no implica un desabastecimiento asegurado, sí eleva el riesgo ante fenómenos climáticos como El Niño, que reduce la generación hidroeléctrica.
¿Qué se viene para el sector energético?
Como si todo lo anterior fuera poco, Corficolombiana adicionó que una menor energía disponible eleva los riesgos de racionamiento, lo que podría generar pérdidas equivalentes a 1 % del PIB ($5.200 millones de 2024 por cada hora de racionamiento). A esto se suman que investigaciones de Fedesarrollo señalaron que un gas más costoso, como el importado, afecta el crecimiento del PIB y el desarrollo industrial.
Para el presidente de Andeg, no hay muchas posibilidades de soluciones a corto plazo. Dijo que el gobierno no brinda señales que permitan la recuperación del sector. Espera que el siguiente asuma las decisiones que requiere el sistema eléctrico. En la misma línea, Nariño manifestó que la recuperación dependerá de la capacidad del siguiente gobierno de enviar mensajes de confianza a la minería.
“La minería no se enciende con un interruptor. Requiere visión de largo plazo. Este es el momento de corregir el camino. La economía regional, las finanzas públicas y la transición energética dependen de las decisiones políticas”, enfatizó.
Por último, Pearl concluyó que, si en los próximos meses se toman decisiones técnicas, alineadas con la realidad de Colombia, el sector energético podría mostrar señales de recuperación en los próximos años.
