El desplome, asociado al vencimiento masivo de contratos y al alza de precios, llevó a que parte de la industria migrara hacia carbón, GLP, fuel oil y diésel, configurando un retroceso ambiental y un desafío para la competitividad y la política energética del país.
La demanda de gas natural del sector industrial no regulado en Colombia registró en diciembre de 2025 su nivel más bajo de los últimos diez años, con una contracción superior al 40 %, de acuerdo con un análisis presentado por Sergio Cabrales con base en cifras de SEGAS y la Bolsa Mercantil de Colombia. El dato marca un quiebre relevante en un segmento que históricamente ha representado cerca del 30 % de la demanda nacional de gas natural, en niveles comparables a los de la generación térmica.
Según el reporte, la demanda industrial no regulada alcanzó en diciembre apenas 181 GBTUD, frente a consumos superiores a 300 GBTUD en 2019. La caída no se explica por una contracción equivalente de la actividad productiva, sino por un cambio abrupto en las condiciones de contratación del combustible, que alteró la estructura de costos para los usuarios industriales.
El punto de inflexión se produjo tras el vencimiento, el 30 de noviembre de 2025, de cerca del 75 % de los contratos de suministro de gas, que operaban con precios entre USD 4 y USD 6 por MMBtu. La renovación se dio en un contexto de escasez de contratos en firme y mayor rigidez de oferta, lo que se tradujo en aumentos significativos de precios y en una menor capacidad de planificación para los industriales.
Sobre este punto, Cabrales subrayó que “el choque no fue gradual ni predecible, sino concentrado en una sola fecha, lo que dejó a muchos usuarios sin margen de adaptación contractual”, un factor que aceleró la salida de demanda del mercado de gas.
Ante ese escenario, una porción relevante del consumo —estimada en alrededor de 120 GBTUD— migró o regresó al uso de carbón, GLP, fuel oil y diésel como combustibles sustitutos. Desde la lógica empresarial, la decisión respondió a la necesidad de asegurar continuidad operativa y contener costos en el corto plazo.
El efecto ambiental, sin embargo, es regresivo. Estos combustibles presentan mayores emisiones de CO₂ y material particulado, con impactos directos sobre la calidad del aire y la huella de carbono del sector productivo. En palabras de Cabrales, “cuando el gas pierde competitividad, la industria no se electrifica automáticamente: se mueve hacia lo que tiene disponible, y eso hoy sigue siendo carbón y diésel”.
Además del impacto ambiental, la situación plantea riesgos económicos. La volatilidad de precios y la falta de contratos estables afectan la competitividad de los sectores industriales intensivos en energía, dificultan la planeación de inversiones y pueden traducirse en mayores costos de producción a lo largo de la cadena.
Para el analista, lo ocurrido en diciembre de 2025 debe leerse como una advertencia estructural más que como un dato aislado. “Sin señales claras de expansión de oferta y sin esquemas contractuales que den estabilidad, el gas deja de cumplir su rol como combustible de transición”, advirtió.
El episodio deja así una alerta para la política energética: si no se corrigen las fallas de abastecimiento y contratación, la transición energética corre el riesgo de avanzar en el discurso, pero retroceder en la práctica, con costos económicos y ambientales crecientes.
