Colombia tiene compradores para una parte del gas de Sirius, pero todavía debe aprobar la inversión necesaria para producirlo. Mientras los campos tradicionales pierden producción, las empresas enfrentan mayores dificultades para asegurar su abastecimiento.
Petrobras mantiene 2031 como referencia de planificación para la entrada de Sirius y busca anticipar la primera producción a 2030. La compañía prevé adoptar su decisión final de inversión a finales de 2027. Entretanto, Ecopetrol rechazó ofertas para importar gas durante cinco años porque las condiciones comerciales no resultaban viables. Ambos hechos complican las decisiones de los compradores industriales, las generadoras y los comercializadores, que necesitan asegurar combustible antes de conocer cuándo estará disponible la nueva producción nacional.
Si Colombia tuviera que sustituir durante un año los 470 millones de pies cúbicos diarios de capacidad proyectada de Sirius, el mayor costo podría situarse entre $2,3 y $5,7 billones, bajo los diferenciales hipotéticos de precios considerados por KapitalPaper. La cifra representa una exposición potencial calculada bajo supuestos de sustitución a capacidad plena.
La incertidumbre sobre Sirius obliga a los compradores a definir precios, plazos y volúmenes de contratación mientras Petrobras y Ecopetrol tienen pendiente aprobar las inversiones definitivas del proyecto.
El gas se agota antes de que llegue su reemplazo
La producción de los campos tradicionales disminuye a un ritmo que los nuevos proyectos todavía no consiguen compensar. Las reservas probadas de gas pasaron de 2.817 gigapies cúbicos en 2022 a 1.717 al cierre de 2025, una caída cercana al 39 %, según la Agencia Nacional de Hidrocarburos. La relación reservas-producción se ubicó en 5,9 años.
La declinación también se refleja en la oferta comercial. Entre enero y agosto de 2026, las importaciones representaron el 26,1 % del suministro disponible, frente al 17,4 % registrado en el mismo período de 2025, según Campetrol. En agosto alcanzaron el 32,3 %.
Esta mayor dependencia expone a los compradores a los precios internacionales y a las limitaciones de la infraestructura de regasificación y transporte. Sirius podría contribuir a reemplazar parte de la producción que Colombia está perdiendo en sus campos maduros.
Sirius tiene gas y compradores, pero espera inversión
Sirius es operado por Petrobras, con una participación de 44,44 %, mientras Ecopetrol posee el 55,56 %. El descubrimiento contiene aproximadamente seis billones de pies cúbicos de gas en sitio (6 TPC).
En noviembre, Alcindo Moritz, presidente de Petrobras Colombia, estimó que podría recuperarse cerca del 50 % de ese volumen, equivalente a unos tres billones de pies cúbicos. Se trata de recursos potencialmente recuperables, cuyo reconocimiento como reservas probadas dependerá del avance del desarrollo y de las evaluaciones correspondientes.
La producción proyectada alcanza 470 millones de pies cúbicos diarios. En diciembre de 2025, las compañías anunciaron la comercialización anticipada de 249 millones de pies cúbicos diarios mediante 66 contratos con 17 empresas, bajo la modalidad de suministro firme sujeto a condiciones. Estos compromisos representan aproximadamente el 53 % de la capacidad diaria proyectada. Las entregas dependen de que el proyecto complete sus autorizaciones, reciba las inversiones necesarias y entre en operación.
La decisión final de inversión está prevista para el cuarto trimestre de 2027. Según un comunicado de Ecopetrol de diciembre de 2024, Sirius contemplaba inversiones estimadas de US$1.200 millones para exploración y US$2.900 millones para desarrollo, por un total de US$4.100 millones. Estas cifras corresponden a estimaciones anunciadas entonces y no implican que todos los desembolsos estén aprobados. El siguiente paso decisivo será comprometer el capital necesario para convertir los recursos identificados en producción comercial.
El calendario que condiciona los contratos
Las declaraciones de Petrobras durante la primera semana de noviembre introdujeron dudas sobre la fecha de entrada del proyecto. Moritz identificó inicialmente 2031 como referencia para la planificación. Posteriormente, en una entrevista publicada por La República el 6 de noviembre, señaló que la compañía mantiene una ventana entre 2030 y 2031 y busca anticipar la primera producción a 2030.
Para cumplir ese objetivo todavía deben completarse varios hitos. Petrobras reportó acuerdos protocolizados con 102 de las aproximadamente 120 comunidades involucradas en consultas previas y acuerdos preliminares con otras tres. La compañía espera radicar el estudio de impacto ambiental en enero de 2027 y adoptar la decisión final de inversión antes de finalizar ese año.
Las autorizaciones existentes corresponden a etapas exploratorias. La Resolución 578 de 2007 otorgó la licencia exploratoria del área Tayrona y la Resolución 1079 de 2024 autorizó doce pozos exploratorios adicionales. Esta última modificación no constituye una autorización integral para la producción comercial y su infraestructura.
La diferencia entre 2030 y 2031 afecta a las empresas que deben renovar contratos durante esos años. Una entrada posterior de Sirius ampliaría el período que tendrían que cubrir con otras fuentes de suministro, posiblemente mediante compromisos comerciales que continúen vigentes después del inicio de la producción nacional.
Ecopetrol y el riesgo de contratar gas importado
La dificultad quedó expuesta el 19 de octubre, cuando Ecopetrol declaró desiertos procesos para importar gas natural licuado mediante compromisos de cinco años. La compañía explicó que las ofertas internacionales no cumplían las condiciones comerciales necesarias para asegurar rentabilidad y competitividad. Los precios solicitados tampoco encontraban suficiente respaldo en los compromisos de compra que estaban dispuestos a asumir los clientes colombianos.
Los comercializadores necesitan asegurar volúmenes futuros, pero contratar gas durante varios años a precios elevados puede generar pérdidas si no encuentran compradores en condiciones equivalentes. Para las industrias, asegurar el suministro también puede comprometer sus márgenes.
Una empresa de alimentos que consuma un millón de pies cúbicos diarios podría contratar el 70 % de sus necesidades durante tres años. Si pactara un precio fijo hipotético de US$14 por MMBTU, frente a una alternativa también hipotética de US$10, pagaría aproximadamente $3.414 millones adicionales al año por ese volumen, con una tasa de cambio de $3.221,19 por dólar.
La diferencia representa el mayor costo del contrato de US$14 bajo ese escenario. Si los precios futuros superaran ese nivel, el acuerdo podría generar ahorros frente a las compras alternativas. El ejercicio supone que todo el volumen contratado se compra y consume, y excluye transporte, regasificación y otras condiciones contractuales.
El ejemplo ilustra una decisión que se vuelve más difícil cuanto mayor sea la incertidumbre sobre Sirius: cuánto comprometer hoy para reducir la exposición a precios futuros y renovaciones de suministro.
La factura de un año adicional
El costo potencial de sustituir la producción de Sirius puede aproximarse mediante diferenciales hipotéticos entre el precio del gas importado y el que podría tener el gas del proyecto.
Con una producción plena de 470 millones de pies cúbicos diarios durante 365 días, un poder calorífico de referencia de 1.037 BTU por pie cúbico y una tasa de cambio de $3.221,19 por dólar, el volumen anual equivaldría a unos 178 millones de MMBTU.
Si el gas importado costara entre US$4 y US$10 más por MMBTU, sustituir ese volumen durante un año representaría entre $2,3 y $5,7 billones adicionales.
El escenario central representa un mayor costo anual de aproximadamente $3,72 billones. El cálculo supone producción a capacidad plena durante todo el año, mientras que Sirius probablemente necesitaría un período de incremento gradual. El costo efectivo de un retraso dependería del volumen que hubiera podido producirse durante ese período.
Como referencia adicional, sustituir los 249 millones de pies cúbicos diarios comercializados anticipadamente representaría entre $1,2 y $3 billones anuales bajo los mismos supuestos. El cálculo también presupone que Colombia puede importar el volumen faltante. Si la capacidad de regasificación o transporte resulta insuficiente, algunas empresas podrían enfrentar restricciones operativas cuyo costo excedería el diferencial de precios.
La infraestructura abre un segundo riesgo
Sirius contempla una conexión submarina de aproximadamente 117 kilómetros hacia Ballena, en La Guajira. Desde allí, transportar los nuevos volúmenes hacia los principales centros de consumo requerirá capacidad suficiente en el sistema nacional.
Moritz advirtió en noviembre que estas inversiones deben anticiparse a la producción. Entre las alternativas examinadas por el sector figuran la ampliación del corredor Ballena-Barrancabermeja y la reconversión de infraestructura petrolera para transportar gas. Cada opción exige estudios, financiación y mecanismos de remuneración que permitan recuperar el capital invertido. Para los transportadores, comprometer recursos antes de conocer con certeza el perfil de producción representa un riesgo financiero.
Los calendarios deben avanzar coordinadamente. Si las instalaciones de Sirius se completan antes que las obras de transporte, parte de la nueva oferta podría enfrentar restricciones para llegar a los centros de consumo.
Qué deben decidir las empresas
Los compradores industriales necesitan definir qué proporción de su consumo asegurar mediante contratos de mediano plazo, considerando el efecto sobre sus márgenes y flujo de caja. Las generadoras térmicas deben contrastar sus obligaciones de disponibilidad con el costo y la capacidad efectiva de contratar gas, especialmente durante períodos de baja hidrología.
Para los transportadores, la prioridad es evaluar inversiones respaldadas por volúmenes contratados y esquemas de remuneración viables. Ecopetrol y Petrobras deben coordinar autorizaciones, contratación de equipos, inversión y construcción. El Estado, por su parte, debe ofrecer reglas claras para la infraestructura y garantizar los procedimientos regulatorios y los derechos de las comunidades.
El calendario de 2027 permitirá evaluar la coordinación entre producción y transporte. La radicación del estudio ambiental, la decisión final de inversión y el avance de las obras serán las principales señales.
La decisión de Ecopetrol de rechazar ofertas de GNL a cinco años expone una contradicción del mercado colombiano: Sirius consiguió compradores para 249 millones de pies cúbicos diarios de producción futura, mientras las importaciones necesarias para cubrir los próximos años encuentran dificultades para cerrar compromisos comerciales.
La diferencia está en quién asume el riesgo. Los compradores de Sirius contrataron un suministro condicionado a que el proyecto entre en operación. En cambio, asegurar gas importado durante la transición puede exigir compromisos de precio y volumen que afecten los márgenes de quienes los suscriben.
Nuestra lectura es que la capacidad de contratar gas durante los años anteriores a Sirius será tan importante para la seguridad del abastecimiento como el avance del propio proyecto. La declinación de los campos maduros aumenta esa presión y las limitaciones de transporte pueden prolongarla.
Durante 2027 habrá tres señales decisivas: las condiciones de los nuevos contratos de importación, la aprobación de las inversiones para transportar el gas y la decisión final de inversión de Sirius. Si las tres avanzan, el mercado tendrá mayor margen para gestionar la transición. Si alguna se retrasa, los compradores deberán revisar sus compromisos de suministro y su exposición financiera.
Colombia ya tiene compradores para una parte del gas que todavía no produce. Hasta que llegue Sirius, el costo del abastecimiento dependerá de los contratos que las empresas puedan cerrar y del riesgo que estén dispuestas a asumir.