El Ministerio de Minas y Energía publicó para comentarios ciudadanos un proyecto de decreto que modifica el Decreto Único Reglamentario del Sector de Minas y Energía (Decreto 1073 de 2015) en su capítulo sobre gas natural. La iniciativa responde a una realidad que el propio sector reconoce desde hace tiempo: la producción nacional de gas está en declive sostenido y el marco regulatorio existente no estaba completamente preparado para que el gas importado ocupe el lugar que le corresponde en el balance de abastecimiento del país. Más allá de ese propósito central, el decreto introduce cambios concretos en las reglas del mercado mayorista que vale la pena entender en detalle.

El diagnóstico detrás del decreto

El considerando del proyecto no deja lugar a ambigüedades sobre el problema que motiva la intervención. Entre enero y noviembre de 2025, las refinerías consumieron en promedio 136 MPCD de gas, pero no pusieron a disposición del mercado las cantidades que tenían comprometidas como Producción Comprometida, limitando la competencia por ese volumen. Al mismo tiempo, el mercado secundario registró transacciones que llegaron a duplicar el valor original de los contratos, y los contratos con interrupciones —que por definición implican mayor riesgo para el comprador— llegaron a cotizarse por encima de los contratos que garantizan firmeza, una señal de precios que el regulador considera anómala. Ese diagnóstico marca la dirección de los cambios propuestos.

Las piezas nuevas del marco regulatorio

La formalización del gas importado en el mercado mayorista es quizás el cambio más estructural. El decreto introduce por primera vez en el Decreto 1073 las variables cuantitativas que permiten que el gas importado sea declarado ante el MME con el mismo estatus que el gas de producción nacional: el Potencial de Importación (PI), las Cantidades Importadas con Contratos de Suministro (CIC) y las Cantidades con CIDV. A partir de esta reforma, los comercializadores de gas importado tendrán la obligación de declarar anualmente estas cifras por infraestructura de importación, interconexión internacional o Punto de Entrega, con la posibilidad de actualizar esa declaración en cualquier momento del año. Esto crea una imagen más completa y actualizada del balance real de oferta del país.

La Declaración de Suministro Vinculante (DSV) introduce una precisión técnica relevante sobre los contratos firmes sujetos a condiciones, figura que llegó con el Decreto 1467 de 2024. Hasta ahora, no había un hito regulatorio claro que marcara el momento exacto en que ese tipo de contrato adquiría efectos plenos y exigibles. La DSV lo define: es el acto formal e irrevocable mediante el cual el vendedor declara su voluntad de atender el suministro, una vez verificada la condición de firmeza (reservas declaradas, en el caso de un productor; puesta en servicio de la infraestructura, en el caso de un importador). Si el vendedor no emite la DSV dentro del plazo pactado, cualquiera de las partes puede terminar el contrato sin indemnización. Esto ofrece claridad, pero su aplicación retroactiva a contratos preexistentes —tal como lo dispone el parágrafo 2 del artículo 7— es un punto que probablemente concentrará los comentarios del sector, dadas las implicaciones sobre contratos que se estructuraron bajo reglas distintas.

La Situación de Estrechez en la Oferta es la figura que activa el régimen más intervencionista del decreto. Cuando el Índice de Abastecimiento de Gas Natural —cuya metodología quedará definida por resolución ministerial— indique que la oferta nacional no cubre la demanda total, se activan tres medidas: el precio de los contratos interrumpibles no puede superar el promedio ponderado de los contratos firmes del mismo período; el precio en el mercado secundario queda sujeto a un tope ministerial para las primeras tres negociaciones (a partir de la cuarta, el precio no puede superar el valor original del contrato); y el margen del comercializador de gas importado que opera por interconexiones internacionales queda sujeto a un límite también fijado por el MME. El hecho de que los parámetros de activación y los niveles de los topes queden diferidos a actos administrativos posteriores es un aspecto que el sector seguirá con atención, pues la previsibilidad regulatoria depende en buena medida de cuán precisamente se definan esos umbrales.

La transparencia en los precios del gas importado merece una mención aparte. El decreto exige que el precio de los contratos firmes de gas importado esté desagregado en sus cuatro componentes: costo de adquisición en origen, costos de transporte al punto de recepción, costos de acondicionamiento y entrega, y margen del comercializador. Esta medida rompe la opacidad que ha caracterizado históricamente la negociación del gas importado en Colombia, donde el precio se presentaba como un valor único, y tiene el potencial de nivelar la información disponible para compradores y vendedores.

La infraestructura de regasificación entra al Decreto 1073 con una definición propia. Si es adoptada por el Plan de Abastecimiento de Gas Natural, se considera extensión de los activos del SNT, aunque expresamente sin acceso abierto ni los derechos y obligaciones que rigen para el resto del sistema de transporte. Esta definición adquiere una dimensión práctica inmediata: la UPME acaba de concluir la evaluación técnica del proyecto de regasificación de GNL en La Guajira presentado por TGI (una FSRU con capacidad de hasta 250 MPCD en el nodo Ballena), determinando que cumple con los criterios para ser ejecutado como proyecto IPAT del PAGN. La pregunta que este proyecto abre —y que el decreto deja parcialmente sin responder— es cómo se articulan las obligaciones de pago de los beneficiarios identificados por la UPME con las condiciones de acceso a la capacidad de regasificación, cuando ese acceso no está regulado de la misma manera que la capacidad de transporte en el SNT.

Una reflexión de fondo

El proyecto de decreto refleja una tensión que no es fácil de resolver: la necesidad de intervenir los precios para proteger a los usuarios finales en un contexto de escasez, y la necesidad de preservar señales de precio que incentiven la inversión en nueva oferta —precisamente la que el país más necesita. El balance entre estos dos objetivos dependerá, en gran medida, de los parámetros que el MME y la CREG definan en los actos reglamentarios que el decreto anuncia pero no concreta. Es en esos detalles donde el impacto real de la reforma tomará forma.

El período de comentarios es la oportunidad para que los agentes del sector contribuyan a que esos detalles sean técnicamente sólidos, regulatoriamente coherentes y económicamente sostenibles.

Petrobras y Ecopetrol anunciaron un nuevo descubrimiento de gas costa afuera en el Caribe colombiano con el pozo exploratorio Copoazú‑1, en el bloque GUA‑OFF‑0, que refuerza el potencial gasífero del país y su seguridad energética.

Nuevo hallazgo en el bloque GUA‑OFF‑0

Petrobras International Braspetro B.V. – Sucursal Colombia y Ecopetrol S.A. confirmaron el descubrimiento de gas natural en aguas profundas del mar Caribe colombiano, tras la perforación del pozo Copoazú‑1 en el bloque GUA‑OFF‑0. El hallazgo consolida la provincia gasífera en esta área e incorpora un volumen adicional de gas que contribuirá al abastecimiento y a la seguridad energética de Colombia.

Ubicación y características técnicas

El pozo Copoazú‑1 se localiza a unos 36 kilómetros de la costa, a una profundidad de agua cercana a 964 metros y a más de 8 kilómetros de los pozos Sirius‑1 (descubridor de gas) y Sirius‑2 (delimitador), dentro del mismo bloque. La perforación se inició el 11 de noviembre de 2025 y se desarrolló con los más altos estándares de seguridad industrial y protección del medio ambiente.​

Resultados de la perforación

Durante las operaciones se obtuvieron registros y muestras que evidencian la presencia de gas en intervalos ubicados más allá del objetivo principal, lo que confirma el potencial adicional del bloque. Estos intervalos serán evaluados y caracterizados con mayor profundidad en la siguiente fase de estudios y pruebas.

Alineación con la estrategia de transición

La actividad de Petrobras en el bloque GUA‑OFF‑0 se enmarca en la estrategia global de la compañía de enfocar inversiones en gas natural y en proyectos que apoyen la transición energética. El contrato se desarrolla bajo el acuerdo GUA‑OFF‑0 suscrito con la ANH, donde Petrobras International Braspetro B.V. – Sucursal Colombia es operador con 44,4% de participación y Ecopetrol S.A. con 55,6%.

Compromiso con el territorio

Petrobras y Ecopetrol reiteraron su compromiso con el desarrollo responsable de las actividades en el Caribe colombiano, especialmente en las comunidades de La Guajira y Magdalena, garantizando transparencia, cumplimiento de la normatividad ambiental y construcción participativa de los planes de inversión social.

Fuente: Comunicado de Prensa Ecopetrol/Petrobras

Bogotá, 26 de agosto de 2025. – El Ministerio de Hacienda y Crédito Público presentó para comentarios y consulta pública el proyecto de Decreto por el cual se reglamentan los parágrafos 2° y 3° del artículo 211 del Estatuto Tributario, en desarrollo de la Ley 1430 de 2010. La iniciativa busca redefinir quiénes son los usuarios industriales que podrán acogerse a la exención de la contribución de solidaridad que financia los subsidios de energía de los estratos 1, 2 y 3.

Hasta ahora, el beneficio cobijaba a un espectro amplio de actividades, incluidas la agricultura, la minería, la construcción, los servicios públicos domiciliarios e incluso la edición de libros. Con el nuevo proyecto de Decreto, el Gobierno propone restringir la exención únicamente a los usuarios industriales cuya actividad principal esté clasificada entre los códigos 101 al 332 de la Clasificación CIIU Rev. 4 A.C., es decir, a las industrias manufactureras.

Contexto fiscal y normativo

La propuesta se presenta en un momento de alta presión sobre las finanzas públicas. Según la memoria justificativa, el costo fiscal de la exención alcanzaba los 3 billones de pesos anuales, de los cuales más de la mitad se destinaban a sectores distintos a la manufactura. Al acotar el beneficio, el Ministerio de Hacienda estima un ahorro aproximado de 1,2 billones de pesos que permitiría aliviar parcialmente el déficit del Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución del Ingreso.

El proyecto sustituiría al Decreto 2860 de 2013, que incluía como beneficiarios a usuarios con actividades registradas entre los códigos 011 y 360, 581 y 411 a 439. Con ello, sectores como la agricultura, la ganadería, la pesca, la minería, la construcción, el suministro de agua y gas, así como la generación y comercialización de energía, dejarían de estar cobijados por la exención.

Sectores más afectados

Los sectores más impactados por la eliminación del beneficio son:

• Agropecuario y forestal (011 a 032, 021 a 024): que ya no contarán con el alivio, pese a sus altos consumos eléctricos en procesos de riego, refrigeración y poscosecha.
• Minería e hidrocarburos (051 a 099, 061 y 062): usuarios intensivos en energía que ahora deberán asumir de lleno la contribución.
• Construcción (411 a 439): actividades de edificación, infraestructura y obras civiles, que pierden el incentivo en un sector clave para el empleo.
• Servicios públicos de electricidad, gas y agua (351 a 360): siendo el más llamativo el de captación y tratamiento de agua, puesto que se trata de un servicio público básico.
• Otros sectores como edición de libros (581), que incluye edición de libros, periódicos, revistas y otras publicaciones periódicas.

De acuerdo con simulaciones del Ministerio de Hacienda, la eliminación del beneficio en estos sectores no tendría un impacto significativo en sus costos totales, pues exhiben mayores márgenes de rentabilidad y mejor capacidad de absorber incrementos en los insumos. Por el contrario, la industria manufacturera, con menores márgenes y mayor encadenamiento productivo, sería la más afectada si se le retirara la exención, por lo que por ahora ese ministerio optó por no eliminar la exención de este grupo de industrias.

Justificación económica y competitividad

La memoria del Decreto enfatiza que el sector manufacturero concentra los impactos más altos de un aumento del 20% en los costos de energía, con un efecto total estimado de 0,31% sobre los precios de producción, muy por encima del agro (0,13%), la minería (0,18%) o la construcción (0,09%). Por ello, se considera que mantener la exención únicamente para este sector protege la competitividad de la economía y alivia la presión sobre sus costos operativos.

Además, se señala que la industria manufacturera ha perdido participación en el PIB en las últimas décadas, pasando de 22,8% en 1975 a apenas 11,1% en 2024, lo que justifica focalizar los incentivos tributarios en este sector estratégico.

La exclusión de sectores históricamente beneficiados como el agro, la minería, la construcción y la captación, tratamiento y distribución de agua genera interrogantes sobre su impacto en la inversión, el crecimiento económico, la competitividad y el impacto sobre los usuarios finales de estas actividades.

Por: Luis David Pachón C.

Ecopetrol está realizando perforaciones en un yacimiento de gas natural en Casanare que tiene el potencial de ser un punto de inflexión para el suministro energético de Colombia. Este proyecto, que lleva un año en desarrollo y se estima que tendrá una inversión cercana a los 85 millones de dólares, busca asegurar un recurso vital para la demanda nacional.

La iniciativa surge en un momento crucial, dado el declive en la producción de campos importantes como Cusiana y Cupiagua, que si bien en su pico a finales de los 90 producían más de 400.000 barriles equivalentes al día, hoy apenas superan los 80.000. Ante esta situación, Ecopetrol ha puesto su mirada en el piedemonte llanero, una región de alto potencial donde se ubican los campos de Pauto y Floreña.

Francy Ramírez, gerente general de producción de gas de Ecopetrol, enfatizó que la estrategia actual de la compañía se centra en optimizar la producción existente y, de manera crucial, en las nuevas exploraciones. En este contexto, el pozo Floreña N18, situado en el municipio de Yopal, Casanare, es una de las apuestas más significativas.

Con un año de perforación en curso, este pozo presenta una probabilidad de éxito geológico del 37%.

Camilo Higuera, gerente de exploración continental de Ecopetrol, comentó que este porcentaje de éxito es favorable debido a la proximidad de la exploración a campos ya operativos, lo que permite aprovechar la infraestructura existente. La perforación de Floreña N18, que inició el 16 de junio de 2024 y se proyecta finalizar en octubre, se extenderá por 16 meses debido a la dureza de la roca en el piedemonte llanero, lo que limita el avance a 50 centímetros por hora.

Este proyecto se distingue por el uso de un taladro de 3.000 caballos de fuerza, el más potente actualmente en operación en Colombia, lo que subraya la complejidad de la tarea. La dificultad se incrementa por las condiciones del terreno y la profundidad de los yacimientos, que alcanzan los 6.000 metros, exigiendo la perforación a través de roca extremadamente densa.

Floreña N18 se perfila como un proyecto de gran envergadura para Ecopetrol, con un potencial estimado de 250 millones de barriles equivalentes de recursos prospectivos, incluyendo gas natural y petróleo. Se espera que Ecopetrol anuncie los resultados de éxito del pozo en el primer trimestre del próximo año. Un hallazgo positivo aliviaría la presión sobre Colombia, que desde diciembre de 2024 ha tenido que importar gas natural para satisfacer la demanda interna.

El piedemonte llanero es una zona estratégica, ya que produce el 51% del gas natural que consume Colombia. Ecopetrol tiene 11 proyectos en distintas fases de maduración en esta región, lo que refleja su potencial exploratorio. La tasa de éxito exploratorio de la empresa en el piedemonte llanero ha sido del 40% en los últimos años, con uno de cada cinco pozos pasando a la etapa de explotación comercial.

A pesar del potencial de la región, Higuera señaló que es poco probable que se descubra un yacimiento de gas natural tan grande como Cusiana en el país. Por ello, Ecopetrol también está enfocando sus esperanzas en proyectos offshore, como el descubrimiento de Sirius, considerado el hallazgo de gas natural más significativo en aguas profundas de Colombia, con el potencial de restaurar la autosuficiencia de gas en el país.

Adicionalmente, Ecopetrol trabaja con la Agencia Nacional de Hidrocarburos para reactivar ocho contratos en el piedemonte llanero que han estado suspendidos por una década debido a cuestiones ambientales y de orden público. Estos contratos, que incluyen Llanos-39, Llanos-38, Llanos-52, Llanos-121, Odisea, Catleya, Sirirí y Mundo Nuevo, tienen un potencial de recursos prospectivos de entre 100 y 300 millones de barriles equivalentes, con una expectativa de 500 millones de barriles equivalentes de petróleo en caso de éxito. Ecopetrol está llevando a cabo las gestiones necesarias para resolver los desafíos ambientales y de seguridad que impiden su reactivación.