Concepto 4901 de 2026 CREG
DESCARGAS
CONCEPTO 4901 DE 2026
(junio 2)
<Fuente: Archivo interno entidad emisora>
COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG
Bogotá, D.C.,
Señor
XXXXXX
Asunto: Su comunicación con radicado CREG E2026005586. Solicitud de aclaración sobre la aplicación de la metodología para evaluar proyectos de extensión del SNT en el marco de la Resolución MME 40031 de 2025 y de la definición de IPAT en el artículo 1 de la Resolución CREG 102 008 de 2022 modificada por la Resolución CREG 102 012 de 2024.
Respetado señor XXXXXX
Hacemos mención de la comunicación recibida en la Comisión mediante radicado del asunto, en la que se formula la siguiente:
“En el marco del proceso de presentación y evaluación de Proyectos adoptados por el MME mediante Resolución 40031 de 2025, respetuosamente nos permitimos solicitar al Ministerio de Minas y Energía y a la CREG la emisión de lineamientos interpretativos respecto de la aplicación de las reglas vigentes cuando los proyectos no se enmarcan plenamente en los supuestos previstos por la normativa actual, ya sea por vacíos regulatorios, ausencia de tipificación expresa o situaciones de vacíos normativos o falta de tipicidad expresa en la regulación vigente que generan incertidumbre jurídica para los agentes del sector.
Como es de su conocimiento, los proyectos IPAT se caracterizan por ser iniciativas de origen privado, que no necesariamente se adelantan mediante mecanismos abiertos y competitivos (convocatorias públicas). En este contexto, la claridad institucional resulta esencial para garantizar que los proyectos aprobados se evalúen conforme a las reglas del sector y bajo condiciones de igualdad, transparencia y seguridad jurídica para las partes.
Los lineamientos dados por el Ministerio y la CREG serán determinantes para la verificación del cumplimiento de los criterios de construcción mencionados en la definición de “Inversiones en proyectos prioritarios del plan de abastecimiento en un sistema de transporte, IPAT” del artículo 1 de la Resolución CREG 102 008 de 2022 (modificada y ajustada por la Resolución CREG 102 012 de 2024) de varios de los proyectos presentados por los interesados a la UPME en el marco de lo establecido en el literal a) del artículo 4 de la mencionada resolución y de la Resolución UPME 680 de 2025. Esto a su vez, constituirá un precedente orientador para futuras iniciativas IPAT, particularmente en aquellos casos donde la configuración del proyecto o la naturaleza de la infraestructura involucrada no encaja plenamente dentro de los supuestos expresamente definidos por la regulación vigente.
Considerando lo anterior, agradecemos absolver las siguientes inquietudes que surgen en la aplicabilidad de estas definiciones regulatorias, particularmente para 3 de los proyectos adoptados en el PAGN mediante Resolución MME 40031 de 2025 que fueron presentados por los interesados a la UPME:
1. Proyecto 1: Infraestructura de almacenamiento y regasificación de GNL en La Guajira con conexión al SNT.
El proyecto presentado por el interesado comprende, entre otros, los siguientes aspectos:
- Componente offshore: Unidad Flotante de Almacenamiento y Regasificación (FSRU) con capacidad de almacenamiento de cerca de 140.000 m3 de GNL y capacidad de regasificación de 200-400 MMSCFD (hasta 300 MMSCFD al SNT), fondeada en aguas someras entre 15 y 25 metros de profundidad frente a las costas de La Guajira, próxima a las plataformas Chuchupa B y Ballena; con sistema de amarre y anclaje fijo.
El interesado manifiesta la disponibilidad de esta infraestructura mediante un Memorando de Entendimiento (MoU) vinculante suscrito con una naviera, donde actúa en calidad de arrendatario o charter.
- Línea submarina aferente nueva de 18" * 2,7 km (ASME B31.8 y DNV-ST-F101) que conecta la FSRU a la línea de transferencia (submarina) propiedad de Hocol que conecta la plataforma Chuchupa B con la Estación Ballena de la Asociación Guajira, mediante intervención tipo hot tap.
- Uso de infraestructura existente: Línea de transferencia (submarina) propiedad de Hocol que conecta la plataforma Chuchupa B con la Estación Ballena de la Asociación Guajira, de 24" con capacidad hasta 536 MSCFD, desde el punto de conexión de la FSRU hasta el Nodo Ballena.
- Componente onshore-Ballena: Bypass de 1 km de 24" en la Estación Ballena (propiedad de TGI); sistemas de medición tipo Coriolis 16" 600#; válvulas SDV y cheque.
- El proyecto es declarado por el interesado mediante el criterio de construcción IPAT: adecuaciones a la infraestructura existente de transporte de gas natural.
Representación Gráfica del proyecto:
Consideraciones de la UPME:
Esta Unidad el pasado 30 de octubre de 2025 consultó al Ministerio y a la CREG, bajo qué proceso establecido para el desarrollo de proyectos adoptados mediante el PAGN (transportadores incumbentes o mecanismos abiertos y competitivos) tendría aplicación un proyecto de importación/regasificación como los adoptados en el PAGN 2023-2032, y bajo cuál criterio de construcción (gasoducto loop, una estación de compresión, y/o adecuación de la infraestructura existente de la actividad de transporte de hidrocarburos y de sus mezclas o derivados, incluida la de transporte de gas natural) un transportador incumbente podría declarar este tipo de proyectos.
Estos puntos fueron revisados en reunión entre los equipos de trabajo del Ministerio de Minas, CREG y la UPME el pasado 12 de noviembre, en donde se expusieron estas mismas consideraciones
Adicionalmente, obtuvimos de manera resumida y precisa, las siguientes respuestas:
- CREG: Radicado S2025014337 del 10 de diciembre de 2025
“ (...) es necesario precisar que la importación de gas natural es diferente a la infraestructura de regasificación. En relación con esta última, se debe tener en cuenta que el Decreto 1467 de 2024 en su artículo 1o adicionó la siguiente definición al artículo 2.2.2.1.4. del Decreto 1073 de 2015:
'Infraestructura de Regasificación: Conjunto de instalaciones que permiten transformar el gas natural de estado líquido a estado gaseoso que incluyen, entre otras instalaciones complementarias, las requeridas para descargar, transportar, almacenar, procesar y tratar el gas natural importado. En caso de que dicha infraestructura de regasificación sea adoptada por el Plan de Abastecimiento de Gas Natural, esta será considerada como una extensión de los activos del SNT.'
De lo anteriormente expuesto la infraestructura de regasificación que sea adoptada por el Plan de Abastecimiento de Gas Natural al ser considerada como una extensión de los activos del SNT, dentro de la definición regulatoria de un proyecto IPAT corresponde a adecuaciones de la infraestructura existente de transporte de gas natural.”
- MME: Radicado 2-2026-004531 del 17 de febrero de 2026 (Radicado UPME 202601110085002)
"(...)
- Naturaleza jurídica de "extensión del SNT": Al establecer que la infraestructura de regasificación adoptada en el PAGN "será considerada como una extensión de los activos del SNT", se determinó que estos activos quedan sometidos al régimen jurídico aplicable al Sistema Nacional de Transporte de gas natural.
- Alcance del concepto "extensión": En su sentido natural y obvio, según el Diccionario de la Real Academia Española, "extensión" significa "acción y efecto de extender o extenderse" y "ampliar, hacer que algo ocupe más espacio o tiempo". Por tanto, la infraestructura de regasificación constituye una ampliación del SNT para cumplir con los fines de garantizar la confiabilidad y seguridad del abastecimiento de gas natural.
- Consecuencia normativa: Al ser calificada como "extensión del SNT", la infraestructura de regasificación adoptada en el PAGN entra a hacer parte del ámbito de aplicación de las normas que regulan las inversiones en el sistema nacional de transporte, incluyendo la figura de los proyectos IPAT.
Con base en lo expuesto y dado que la instalación de una infraestructura de regasificación con alguna conexión al Sistema Nacional de Transporte (SNT) requiere adecuaciones y ampliaciones a la infraestructura existente, se considera que cualquier infraestructura de regasificación que se adopta en el Plan de
Abastecimiento de Gas Natural, al ser una extensión del SNT corresponde a adecuaciones dentro del referido Sistema y puede ser objeto de inversiones en proyectos prioritarios del plan de abastecimiento en un sistema de transporte (IPAT). Lo anterior, en concordancia con lo señalado en las resoluciones CREG 102 008 de 2022 y 102 012 de 2024.”
Dado que el Plan de Abastecimiento de Gas Natural (PAGN) fue adoptado mediante Resolución Ministerial (MME 40031 de 2025), el Ministerio es el llamado como cabeza de sector, en definir el alcance de su propia resolución frente a las definiciones de la CREG.
Teniendo en cuenta lo anterior, planteamos las siguientes consultas:
Consultas Proyecto 1:
1.1- Considerando que el proyecto presentado por el interesado sustenta la utilización de la línea submarina Chuchupa B - Ballena que actualmente es un activo de producción de propiedad de Hocol y no forma parte del SNT, y sobre el cual el interesado tendría un derecho de conexión y uso exclusivo, ¿este componente se podría considerar como una “extensión de los activos del SNT”, a pesar de que el activo original no tiene carácter regulatorio de transporte en la actualidad?
1.2- Si el proyecto Guajira se clasifica como un proyecto IPAT bajo el criterio de adecuaciones a la infraestructura existente de transporte de gas, pero se sustenta en activos arrendados o bajo acuerdos de conexión o de uso con terceros (como el FSRU de Hoegh o la línea de Hocol), ¿esto implica que la infraestructura de terceros debe integrarse formalmente al Sistema Nacional de Transporte (SNT)?, ¿cómo se podría garantizar esto si el transportador incumbente no ostenta la propiedad física inicial de la totalidad de la infraestructura intervenida?
2.- Proyecto Gasoducto para conectar Cúcuta al SNT Magdalena Medio.
Descripción del proyecto presentado: Se trata de la construcción de una infraestructura de transporte de gas natural con una longitud aproximada de 116.09 kilómetros y un diámetro de 5 pulgadas, diseñada para integrar la demanda de Cúcuta con el troncal principal del SNT en el nodo de Ayacucho. La obra técnica incluye la instalación de dos estaciones compresoras en Ayacucho y Agualasal, así como válvulas de seccionamiento actuadas y trampas de envío/recibo, con el objetivo de disponer una capacidad de transporte de 8 MPCD para el primer trimestre de 2030. Este proyecto haría una conexión de todos gasoductos existentes, mediante la interconexión que permitiría el flujo bidireccional de gas desde las fuentes del Magdalena Medio.
El proyecto es declarado por el interesado (propietario de uno de los gasoductos a conectar) mediante los criterios de construcción IPAT: estaciones de compresión (Ayacucho y Agualasal) y adecuaciones a la infraestructura existente de transporte de gas natural (trazado del gasoducto de 116.09 km).
Representación Gráfica del proyecto:
Consideraciones de la UPME:
Considerando que la “Confiabilidad”, es decir, para seguridad del sistema, es la razón de ser de los proyectos IPAT, en el proceso de evaluación de los proyectos se ha evidenciado la necesidad de claridad sobre la regulación y el espíritu considerada por el MME y la CREG, con el fin de asegurar que la ejecución de las obras prioritarias del país no sufra retrasos por ambigüedades en la interpretación de la categoría de la obra (adecuación vs. extensión).
En este caso, se requiere precisar la naturaleza jurídica y el procedimiento de selección de proyectos que, estando incluidos en el PAGN implican la construcción de infraestructura nueva para unir dos puntos del SNT operados por diferentes transportadores.
Consultas Proyecto 2:
2.1- El concepto emitido por el Ministerio y la CREG en el que se considera que cualquier infraestructura de regasificación que se adopta en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural, al ser una extensión del SNT corresponde a adecuaciones dentro del referido Sistema y puede ser objeto de inversiones en proyectos prioritarios del plan de abastecimiento en un sistema de transporte (IPAT) ¿puede ser extensivo a cualquier otro tipo de extensión del SNT que no sea una infraestructura de regasificación?.
2.2- Interpretación del Criterio de "Adecuación por Extensión": ¿es correcto entender que un gasoducto de interconexión entre dos sistemas existentes (extensión del SNT), cuyo fin es garantizar la confiabilidad y el abastecimiento de un mercado relevante (Cúcuta), debe tramitarse bajo el esquema IPAT por el transportador incumbente, en lugar de una convocatoria pública?
2.3- Prevalencia del PAGN: Dado que el proyecto “Gasoducto para conectar Cúcuta al SNT Magdalena Medio” fue adoptado por el Ministerio mediante la Resolución MME 40031 de 2025 como una obra prioritaria, ¿el cumplimiento de los objetivos de política pública de abastecimiento faculta al transportador incumbente para ejecutar la obra como una Inversión IPAT, independientemente de la longitud del tramo o de que la conexión se realice en el sistema de un transportador diferente?
2.4- Si el proyecto es presentado por el interesado bajo el criterio de construcción “adecuaciones a la infraestructura existente de transporte de gas natural”, ¿existe alguna definición regulatoria que limite o cobije el alcance de una “adecuación”.
3.- Gasoducto para conectar Bogotá al SNT Magdalena Medio
Descripción del proyecto presentado: El proyecto consiste en el diseño, construcción, montaje y puesta en operación de un gasoducto nuevo de gran escala. La infraestructura contempla una línea de transporte con una longitud de 121 kilómetros y un diámetro de 24 pulgadas, lo que le permitiría una capacidad de transporte de 215 MMSCFD (millones de pies cúbicos estándar día). El gasoducto inicia en el Nodo Mariquita (punto de conexión con el tramo Mariquita-Vasconia en el Magdalena Medio) y finaliza en un punto de entrega al SNT ubicado en el gasoducto de La Sabana. Se contempla la instalación de 4 trampas de limpieza (2 de envío y 2 de recibo) de 24" con rating 600 y su respectiva instrumentación, además de 6 válvulas de seccionamiento a lo largo del trazado. El proyecto atraviesa los departamentos de Tolima y Cundinamarca, impactando municipios como Mariquita, Honda, Albán, Sasaima, Villeta, Facatativá, Madrid y Funza.
El proyecto es declarado por el interesado (propietario de los puntos de conexión) mediante los criterios de construcción IPAT: Gasoducto Loop (trazado de 121 km) y adecuaciones a la infraestructura existente de transporte de gas natural (válvulas entre otros).
Representación Gráfica del proyecto:
Consideraciones de la UPME:
La normativa IPAT busca agilizar obras sobre la infraestructura existente (sinergias). Un gasoducto de 121 km de 24" es, técnicamente, una expansión del SNT. El artículo 4 de la Resolución CREG 102 008 de 2022 es taxativo, y una "extensión" de esta magnitud no está explícitamente delegada al incumbente si compite con la posibilidad de un nuevo entrante que ofrezca un menor costo de servicio. Al unir el Magdalena Medio con Bogotá, este proyecto altera la arquitectura del SNT. En un primer acercamiento, podría entenderse que se cierra el mercado a otros competidores que podrían construir la misma conexión mediante un proceso de selección abierto.
La UPME ha realizado las siguientes reflexiones: ¿Es una Adecuación de Infraestructura Existente? Obras en activos actuales para mejorar confiabilidad o permitir flujos bidireccionales. Sin embargo, los documentos técnicos describen una "línea de 121 km de longitud y 24 pulgadas de diámetro" por su magnitud podría no considerarse una "adecuación", toda vez que una adecuación no altera la esencia del activo; este proyecto crea un activo nuevo e independiente.
¿Podría ser un Gasoducto Loop? Definido como una línea de gasoducto que se deriva de un gasoducto y se vuelve a conectar al mismo en otro punto, con el objeto de aumentar la capacidad de transporte del respectivo gasoducto.
¿Es una Estación de Compresión? Tiene activos mecánicos para aumentar presión. Sin embargo, el alcance principal es el transporte lineal. Si bien puede requerir compresión, el costo y la magnitud de la inversión están concentrados en los 121 km de tubería. No se puede clasificar un gasoducto troncal como "proyecto de compresión" dentro de la clasificación IPAT.
Es de señalar que el proyecto presentado cumple con la necesidad del PAGN, sin embargo, no es certero que cumpla con la tipología de IPAT del Artículo 4 de la Resolución CREG 102 008 de 2022, específicamente bajo la definición de Gasoducto Loop.
Consultas Proyecto 3:
3.1- ¿Se considera que en el marco de la Resolución MME 40031 de 2025, los proyectos identificados con una necesidad imperativa de Confiabilidad para el SNT deben priorizar el esquema de ejecución por el Transportador Incumbente (IPAT), incluso si su envergadura técnica sugiere una expansión, con el fin de garantizar la continuidad del servicio público y mitigar los riesgos de desabastecimiento que un proceso de convocatoria pública podría prolongar debido a sus tiempos de adjudicación?
3.2- Dado que el proyecto implica una interconexión de 121 km entre dos nodos existentes del SNT (Mariquita y La Sabana) para cerrar un anillo de seguridad energética, ¿se puede ratificar que la longitud de la infraestructura y su ubicación punto inicio y puno fin no es un factor determinante para su clasificación, sino su función de adecuación por extensión sistémica, permitiendo así que el transportador con activos en los puntos de conexión ejecute la obra como una inversión IPAT para aprovechar las sinergias operativas y de licenciamiento ya existentes en la zona?
3.3- ¿Cuál sería desde el ámbito regulatorio y de legalidad el criterio de analogía con el precedente de 'extensión' aceptado para otros activos de confiabilidad como el de La Guajira, evitando que el proyecto caiga en un limbo administrativo que impida su declaración de interés por parte del incumbente?”
Antes de proceder a responder las solicitudes, le informamos que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, tiene la función de regular[2] los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica, gas natural y gas licuado del petróleo, GLP. Así mismo, regula algunos aspectos de los servicios públicos de combustibles líquidos[3].
Por tal razón, es importante precisar que, en desarrollo de la función consultiva, la CREG no resuelve casos particulares o concretos, ni emitir conceptos sobre la aplicación de la regulación en casos específicos, pues dicha competencia corresponde a las autoridades competentes conforme a los procedimientos aplicables. En tal virtud, tanto las preguntas como las respuestas deben entenderse en términos generales, de tal manera que puedan predicarse de cualquier asunto en circunstancias similares.
Así mismo, corresponde precisar que la Comisión no realiza mediante la presente comunicación una calificación o validación regulatoria de proyectos específicos, ni determina de manera anticipada si una iniciativa particular cumple las condiciones técnicas, funcionales o regulatorias para ser incluida en alguna de las categorías previstas en la regulación. Ese análisis corresponde a las actuaciones y evaluaciones que adelanten las entidades competentes dentro del marco de sus funciones legales y reglamentarias.
De acuerdo con esto, los conceptos aquí presentados deben entenderse de manera general y abstracta sin referirnos a ningún caso en particular.
Así mismo, las presentes respuestas fueron analizadas por el Comité de Expertos en sesión de 19 de mayo de 2026, en las cuales se acordó emitir la presente comunicación por parte del Director Ejecutivo.
Una vez aclarado lo anterior, a continuación, presentamos respuesta a sus inquietudes en el orden en que fueron formuladas.
Consultas Proyecto 1
Pregunta 1.1
“1.1 Considerando que el proyecto presentado por el interesado sustenta la utilización de la línea submarina Chuchupa B - Ballena que actualmente es un activo de producción de propiedad de Hocol y no forma parte del SNT, y sobre el cual el interesado tendría un derecho de conexión y uso exclusivo, ¿este componente se podría considerar como una “extensión de los activos del SNT”, a pesar de que el activo original no tiene carácter regulatorio de transporte en la actualidad?”
Respuesta
A partir de la precisión inicial, a continuación la Comisión procede a exponer la regulación donde se “establecen los procedimientos que se deben seguir para ejecutar proyectos del plan de abastecimiento de gas natural” prevista en la Resolución CREG 102 008 de 2022, modificada por la resolución CREG 102 012 de 2024, en relación con su entendimiento y alcance de manera general y abstracta, considerando las disposiciones de política pública previstas en los decretos 2345 de 2015 y 1464 de 2024, a efectos de atender sus inquietudes con este alcance y dentro de los límites y competencias asignadas a esta Comisión.
Lo anterior, reiterando que no le corresponde a la Comisión pronunciarse sobre situaciones particulares y concretas.
La Resolución CREG 102 008 de 2022[4], modificada por la Resolución CREG 102 012 de 2024, en el literal a del artículo 4o establece lo siguiente:
“ARTÍCULO 4. PROCEDIMIENTO PARA QUE EL TRANSPORTADOR INCUMBENTE EJECUTE EN PRIMERA INSTANCIA PROYECTOS DE IPAT Durante el período tarifario t el transportador podrá ejecutar proyectos IPAT que se encuentren embebidos dentro de su respectivo sistema de transporte, para lo cual se aplicará el siguiente procedimiento:
a. Dentro de los tres meses siguientes a la fecha de publicación del PAGN por parte del Ministerio de Minas y Energía, el transportador incumbente podrá declarar ante la UPME y ante la CREG el nombre de los proyectos IPAT que prevé realizar en la infraestructura existente, ya sea mediante la construcción de gasoductos loops, estaciones de compresión y/o adecuaciones de la infraestructura existente de transporte de hidrocarburos y de sus mezclas o derivados, incluida la de transporte de gas natural.(...)"
Dicha disposición se expidió en ejercicio de lo establecido en el Decreto 2345 de 2015, el cual en su artículo 5 modificó el artículo 2.2.2.2.29 del Decreto 1073 de 2015, donde se establece que le corresponde a la Comisión establecer criterios para definir cuáles proyectos del plan de abastecimiento de gas natural podrán ser desarrollados, en primera instancia, por un agente como complemento de su infraestructura existente estableció lo siguiente:
“ARTÍCULO. 2.2.2.2.29. Inversiones del plan de abastecimiento de gas natural. La CREG deberá expedir la siguiente regulación aplicable a los proyectos incluidos en el plan de abastecimiento de gas natural:
1. Criterios para definir cuáles proyectos del plan de abastecimiento de gas natural podrán ser desarrollados, en primera instancia, por un agente como complemento de su infraestructura existente y cuáles se realizarán exclusivamente mediante mecanismos abiertos y competitivos. En caso de que los primeros de los proyectos mencionados no sean desarrollados por el agente, los mismos deberán ser desarrollados como resultado de la aplicación de mecanismos abiertos y competitivos. (...)" (Resaltado fuera de texto)
Frente a este último, con la expedición del Decreto 1467 de 2024 en su artículo 1o se modificó la siguiente definición al artículo 2.2.2.1.4. del Decreto 1073 de 2015, relativa a la “Infraestructura de Regasificación”, definición que establece de manera explícita que, cuando una infraestructura de regasificación sea adoptada por el Plan de Abastecimiento de Gas Natural- PAGN, esta será considerada como una extensión de los activos del SNT, de lo cual entiende la Comisión que dicha norma le da la categoría de un activo y/o infraestructura de la actividad de transporte de gas natural. Esta definición constituye una previsión normativa específica que es facultativa del Gobierno Nacional, y los efectos que tengan sobre la regulación se circunscriben a dicha tipología de infraestructura y no implica, una extensión automática o analogía a otras configuraciones de proyectos del PAGN, correspondiendo al Ministerio de Minas y Energía precisar su alcance operativo en el marco de la Resolución 40031 de 2025.
“Infraestructura de Regasificación: Conjunto de instalaciones que permiten transformar el gas natural de estado líquido a estado gaseoso que incluyen, entre otras instalaciones complementarias, las requeridas para descargar, transportar, almacenar, procesar y tratar el gas natural importado. En caso de que dicha infraestructura de regasificación sea adoptada por el Plan de Abastecimiento de Gas Natural, esta será considerada como una extensión de los activos del SNT.” (Resaltado fuera de texto)
A su vez, en su artículo 2o el Decreto 1467 de 2024 adicionó al artículo 2.2.2.1.4 del Decreto 1073 de 2015 el concepto de “Infraestructura Existente”, desarrollando dicho término, previsto en el artículo 5 del Decreto 2345 de 2015. Dicho concepto fue definido de la siguiente manera y el mismo recoge la infraestructura de transporte de gas natural:
“Infraestructura existente: Infraestructura que se encuentre en disposición de servicio de las actividades de transporte de hidrocarburos, sus mezclas o derivados y de transporte de gas natural."
Expuesto lo anterior, se debe tener en cuenta que la Comisión cuando establece los criterios para definir cuáles proyectos del plan de abastecimiento de gas natural podrán ser desarrollados, en primera instancia, por un agente como complemento de su infraestructura existente, lo hace de manera genérica, bajo 3 clasificaciones, sin abordar una casuística específica (i.e. definición de situaciones particulares o proyectos específicos) y frente a las cuales se define la figura del IPAT, entendida como proyectos del PAGN que están embebidos en la infraestructura de un sistema de transporte existente, la cual recoge dichos criterios.
Esta figura se encuentra definida en el artículo 2 de la Resolución CREG 102 008 de 2022, modificada por el artículo 1 de la Resolución CREG 102 012 de 2024, de la siguiente manera:
“Inversiones en proyectos prioritarios del plan de abastecimiento en un sistema de transporte, IPAT: Son los valores eficientes de proyectos prioritarios del PAGN que están embebidos en la infraestructura de un sistema de transporte existente. Para efectos regulatorios, estos proyectos corresponderán únicamente a gasoductos loops, estaciones de compresión y/o adecuaciones de la infraestructura existente de la actividad de transporte de hidrocarburos y de sus mezclas o derivados, incluida la de transporte de gas natural, que contribuyan a garantizar la seguridad de abastecimiento y la confiabilidad del servicio de gas natural.”
Frente a esto resulta relevante mencionar lo expuesto en el Documento CREG 902 060 de 2024, donde dentro de las respuestas a los comentarios recibidos (numeral 1.8.1.1.) a la regulación expedida en la Resolución CREG 102 012 de 2024, se expuso por parte de la Comisión lo siguiente:
“Respuesta:
Para los criterios que se deben tener en cuenta para definir cuáles proyectos del plan de abastecimiento de gas natural podrán ser desarrollados, en primera instancia, por un agente como complemento de su infraestructura existente, se hará uso de la definición incorporada en el artículo 2 “Definiciones” vigente de la Resolución CREG 102 008 de 2022, que dice:
"Inversiones en proyectos prioritarios del plan de abastecimiento en un sistema de transporte, IPAT: Son los valores eficientes de proyectos prioritarios del plan de abastecimiento de gas natural que están embebidos en la infraestructura de un sistema de transporte existente. Para efectos regulatorios, estos proyectos corresponderán únicamente a gasoductos loops, estaciones de compresión y adecuaciones de la infraestructura de transporte de gas, que contribuyan a garantizar la seguridad de abastecimiento y la confiabilidad del servicio de gas natural”. (subrayado en negrilla fuera de texto)
Con base en lo anterior, el transportador incumbente y cualquier otro interesado, deberá tener en cuenta esas 3 clasificaciones de proyectos para poder declarar a la CREG y a la UPME que el proyecto que desea ejecutar en primera instancia, es un proyecto IPAT. Por otra parte, es posible que la UPME, en el análisis costo-beneficio que se requiere contener en el Estudio Técnico del PAGN, haya considerado un proyecto con una solución de diseño técnico diferente al que el transportador incumbente considera y presenta con base en la información con la que el agente cuenta. Es fundamental entonces que la UPME conozca esa información para poder compararla con su propuesta realizada para la adopción del PAGN.” (Resaltado y subrayas finales fuera de texto)
En el caso de las adecuaciones de la infraestructura de transporte de gas, el término “adecuación” se entiende de acuerdo con su definición en la Real Academia de la Lengua “Adaptar algo a las necesidades o condiciones de una persona o de una cosa”.
Frente a esto, el Decreto 1467 de 2024 en el caso de Infraestructuras de Regasificación al considerarla como una extensión de los activos del SNT, entiende la Comisión que dicha norma le da la categoría de un activo y/o infraestructura de la actividad de transporte de gas natural.
Frente a esto la definición de infraestructura de regasificación del Decreto 1467 de 2024 recoge los elementos que hacen parte de dicho concepto cuando expone que “Conjunto de instalaciones que permiten transformar el gas natural de estado líquido a estado gaseoso que incluyen, entre otras instalaciones complementarias, las requeridas para descargar, transportar, almacenar, procesar y tratar el gas natural importado”, donde entendemos que es el Ministerio de Minas y Energía quien deberá precisar el alcance de dicha definición, entre otros, con respecto a los elementos resaltados.
Ahora, la forma en que se establecen los criterios para definir cuáles proyectos del plan de abastecimiento de gas natural podrán ser desarrollados, en primera instancia, por un agente como complemento de su infraestructura existente y su aplicación atendiendo las disposiciones de política pública de los decretos 2345 de 2015 y 1467 de 2024, tienen en consideración que estos proyectos, en primera instancia se describen dentro del Estudio Técnico del Plan de Abastecimiento de Gas Natural - PAG elaborado por la UPME.
Frente a esto el Decreto 2345 de 2015, dentro de sus considerandos expone que:
"Que con el propósito de identificar eficazmente los proyectos necesarios para asegurar el abastecimiento nacional de gas natural en el corto, mediano y largo plazo, resulta necesario identificar los elementos que debe contener el plan de abastecimiento de gas natural, así como las entidades involucradas en su elaboración y adopción.”
A partir de lo anterior en el artículo 4o de este expone que:
“ARTÍCULO 2.2.2.2.28. Plan de abastecimiento de gas natural. Con el objeto de identificar los proyectos necesarios para garantizar la seguridad de abastecimiento y la confiabilidad del servicio de gas natural, el Ministerio de Minas y Energía adoptará un plan de abastecimiento de gas natural para un periodo de diez (10) años, el cual tendrá en cuenta, entre otros, la información de que tratan los artículos 2.2.2.2.19, 2.2.2.2.20 y 2.2.2.2.21 y el parágrafo 1o del artículo 2.2.2.2.37 de este decreto, los costos de racionamiento y la información de las cantidades de gas importadas y/o exportadas. Este plan será adoptado a la brevedad y actualizado anualmente.
PARÁGRAFO 1o. El plan de abastecimiento de gas natural busca asegurar que las obras requeridas para garantizar la confiabilidad y seguridad de abastecimiento se ejecuten y entren en operación de manera oportuna. Este plan no restringe la libertad que tienen los agentes transportadores de realizar ampliaciones o expansiones en el SNT previo cumplimiento de la normatividad vigente.
PARÁGRAFO 2o. El Ministerio de Minas y Energía establecerá los lineamientos que deberá contener el plan de abastecimiento de gas natural.” (Resaltado fuera de texto)
Frente a este último parágrafo se debe tener en cuenta que el Ministerio de Minas y Energía expidió la Resolución 40052 de 2016 “Por la cual se desarrolla el artículo 2.2.2.2.28 del Decreto Único Reglamentario del Sector Administrativo de Minas y Energía, 1073 de 2015, modificado por el artículo 4o del Decreto 2345 de 2015 en relación con el plan de abastecimiento de gas natural, y se dictan otras disposiciones”. Dentro de dicho desarrollo el artículo 1o de esta resolución estableció lo siguiente:
“ARTÍCULO 1o. ESTUDIO TÉCNICO PARA EL PLAN DE ABASTECIMIENTO DE GAS NA TURAL. Para la adopción del Plan de Abastecimiento de Gas Natural el Ministerio de Minas y Energía tendrá en cuenta el estudio técnico que deberá elaborar la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME). Este estudio contendrá, al menos, los siguientes elementos:
i) Descripción de los proyectos recomendados a ser incluidos en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural.
ii) Identificación de los beneficiarios de cada proyecto.
iii) Análisis de costo-beneficio que soportan las recomendaciones mencionadas. Estos análisis de costo-beneficio deben considerar, entre otros, las fuentes de importación, los riesgos de desabastecimiento de cada una de ellas, y otros riesgos relevantes para los análisis.
iv)- Indicadores y metas cuantitativas de abastecimiento y confiabilidad del servicio.
v)- Horizonte de planeamiento no inferior a diez (10) años.
En el estudio técnico se deberán considerar proyectos asociados a infraestructura para importación, almacenamiento, aumento de la capacidad de transporte, extensión de los sistemas de transporte, redundancias en gasoductos, redundancias en sistemas de compresión, conexiones entre sistemas de transporte, entre otros.
Adicionalmente, en el estudio técnico se tendrán en cuenta las obras con un beneficio superior a su costo, que sean requeridas para incorporar oportunamente volúmenes adicionales de gas natural al Sistema Nacional de Transporte (SNT), o a los sistemas aislados. Para el efecto se deberán tener en cuenta todas las fuentes de suministro, sean estas nuevas o existentes. Asimismo, se incorporarán criterios de seguridad energética en relación con el nivel de dependencia de las importaciones.
PARÁGRAFO. En la evaluación de los beneficios y los costos de los nuevos proyectos la UPME solamente tendrá en cuenta la infraestructura existente y los proyectos asociados al SNT o a los sistemas aislados que estén por iniciar ejecución, así como los que estén en ejecución.
Se entenderá que un proyecto está por iniciar ejecución cuando su ejecutor declare que el mismo tiene viabilidad técnica y financiera. Asimismo, se entenderá que un proyecto está en ejecución cuando su ejecutor dispone de los permisos ambientales requeridos y ha iniciado la obra física correspondiente.
En los dos casos señalados en el inciso anterior, la UPME sólo considerará aquellos proyectos para los que existan compromisos comerciales que cumplan con los requisitos que disponga la CREG para garantizar el inicio oportuno de su ejecución y su entrada oportuna en operación, de conformidad con el numeral 3 del artículo 2.2.2.2.29 del Decreto 1073 de 2015.
Los proyectos a los que se refiere el presente parágrafo deberán ser reportados a la UPME en las condiciones que esta establezca. El listado y características de estos proyectos se incluirán en el estudio técnico.” (Resaltado fuera de texto)
Esto es concordante con lo expuesto por la Comisión en el Documento CREG 902 060 de 2024, donde dentro de las respuestas a los comentarios recibidos (numeral 1.8.1.1.), cuando se menciona que “el transportador incumbente y cualquier otro interesado, deberá tener en cuenta esas 3 clasificaciones de proyectos para poder declarar a la CREG y a la UPME que el proyecto que desea ejecutar en primera instancia, es un proyecto IPAT. Por otra parte, es posible que la UPME, en el análisis costo-beneficio que se requiere contener en el Estudio Técnico del PAGN, haya considerado un proyecto con una solución de diseño técnico diferente al que el transportador incumbente considera y presenta con base en la información con la que el agente cuenta. Es fundamental entonces que la UPME conozca esa información para poder compararla con su propuesta realizada para la adopción del PAGN.” (Resaltado y subrayas finales fuera de texto)
Ejemplo de esto es que, en el Documento Complementario, Estudio Técnico para la Adopción del Plan de Abastecimiento de Gas Natural 2023 - 2028, en el numeral 5.4.2. Nuevos Proyectos de Infraestructura de Gas Natural, se expuso lo siguiente en su página 54:
“d) Infraestructura de importación de Gas en La Guajira (IIGG) con conexión al SNT
Considerando el potencial déficit de oferta nacional en el corto y mediano plazo, se observa la necesidad de diversificar y ampliar la capacidad de importación desde un punto en la Costa Atlántica con conexión directa al SNT y disponibilidad de flujo hacia los dos principales sistemas regionales, la costa y el interior del país, a partir de 1T 2026, oferta que se requiere abierta a todos los sectores de consumo. En el análisis previo presentado en el ETPAGN 2023-2038 se consideraron dos alternativas de infraestructura para este punto de importación, según el estado físico de la molécula importada, a saber:
i) En estado líquido, lo cual demanda infraestructura de almacenamiento y regasificación de GNL.
ii) En estado gaseoso desde Venezuela a través del reacondicionamiento del gasoducto transnacional Antonio Ricaurte.
No obstante, posterior a la publicación del ETPAGN 2023-2038, se informó respecto a la alternativa de importación desde Venezuela lo siguiente:“(...) El gasoducto existente sufrió daños significativos; alrededor de dos kilómetros se averiaron y ya no es posible utilizarlo”.
Además, "desde una perspectiva política, técnica y financiera, importar gas venezolano es inviable (.)”.
Con esta información presente, el proyecto que corresponde en la actualidad con la denominación de Importación en Guajira con conexión al SNT se refiere a Infraestructura de almacenamiento y regasificación de GNL en La Guajira con conexión al SNT.
Por otra parte, aunque en el ETPAGN 2023-2038 se estimó una capacidad de entrega entre 50 y 150 MPCD, los cambios derivados de la actualización de oferta nacional y las limitaciones existentes para adelantar la entrega directa de gas natural al SNT desde otros puntos de importación, soportan la necesidad de reevaluar esta capacidad, cuyos resultados se pueden observar en el Gráfico 5-10, tanto por motivos de abastecimiento como de confiabilidad. Bajo estas nuevas condiciones de oferta, el requerimiento de necesidades de importación desde este punto de referencia a partir del 1T de 2030 pueden alcanzar valores de hasta 300 MPCD en el escenario más crítico (Oferta 1); sin embargo, esta decrece hacia los 150 MPCD en condiciones de mayor oferta nacional (Oferta 2).
De igual forma, considerando que este proyecto no requiere de la construcción de un gasoducto de conexión al SNT, lo cual permite conceptualmente adelantar el supuesto de temporalidad planteada, llevándolo hacia el período con mayores requerimientos de nueva oferta en el 2026, se replantearon los requerimientos de capacidad prevista hacia 250 MPCD, encontrando una alta demanda del sistema desde su puesta en operación. En consecuencia, las características de este proyecto en cuanto a los parámetros técnicos se deben reconsiderar respecto a lo descrito en el ETPAGNI 2023-2038, de la siguiente forma:
- Capacidad de regasificación no inferior a 250 MPCD de gas natural con entrega al SNT en el nodo Ballena.
- Capacidad de almacenamiento de 120 mil metros cúbicos (m3) de gas natural licuado (GNL), lo cual brindaría una autonomía alrededor de los 10 días a la tasa máxima sugerida de regasificación.” (Resaltado fuera de texto)
Nótese como dentro del Estudio Técnico “las características de este proyecto en cuanto a los parámetros técnicos se deben reconsiderar respecto a lo descrito en el ETPAGN 2023-2038” incluyen “Capacidad de regasificación no inferior a 250 MPCD de gas natural” de lo cual se resalta “con entrega al SNT en el nodo Ballena”.
En concordancia con lo anterior, en el numeral 10.1 “Proyectos recomendados para ser adoptados por el MME” se encuentra el siguiente el cual incluye nuevamente “con conexión al SNT”:
| Infraestructura de importación de gas en Guajira (IIGG| con conexión al SNT. | 250 MPCD de regas rficación 120000 m3 de almacenamiento de GNL | 58 meses a partir de la selección del inversionista | TOTALIDAD DEL SNT | 6566,50 | 451 | ADOPTAR Por abastecimiento y confiabilidad. Se recomienda definir fecha de entrada parcial o total anticipada a la mayor brevedad posible según tiempos requeridos para ejecución de las obras. FPO considerada en análisis de simulación IT 2026 |
Aquí entiende es donde entiende la Comisión que se ve materializado lo expuesto por la Comisión en el comentario del numeral 1.8.1.1 del Documento CREG 902 060 de 2024 “es posible que la UPME, en el análisis costo-beneficio que se requiere contener en el Estudio Técnico del PAGN, haya considerado un proyecto con una solución de diseño técnico diferente al que el transportador incumbente considera y presenta con base en la información con la que el agente cuenta”.
Finalmente, cuando el Ministerio de Minas y Energía adoptó el Plan de Abastecimiento de Gas Natural 2023-2032 y se establecen otras disposiciones, mediante la Resolución 40031 de 2025 adopto el siguiente proyecto de lo cual se resalta lo siguiente:
"vi) Infraestructura de almacenamiento y regasificación de GNL en La Guajira con conexión al SNT
- Planta de Regasificación de La Guajira con conexión al punto de entrega al SNT ubicado en el nodo Ballena con los siguientes servicios asociados:
a)- Capacidad de regasificación de 250 MPCD;
b)- Capacidad de almacenamiento de 120.000 m3 de gas natural licuado (GNL);
c)- Fecha de puesta en operación e inicio de la prestación efectiva del servicio: 58 meses contados a partir del momento en que el transportador incumbente manifieste su voluntad irrevocable de ejecutar el proyecto o, a partir de la selección del Inversionista del proyecto.
d)- Fecha anticipada de entrada en operación: Primer Trimestre de 2026.
e)- Demás servicios asociados especificados en la descripción del proyecto contenida en los Documentos de Selección del Inversionista elaborados por la UPME.” (Resaltado fuera de texto)
Expuesto lo anterior, la Comisión a través de lo establecido en la Resolución CREG 102 008 de 2022, modificada por la Resolución CREG 102 012 de 2024, en el literal a del artículo 4o al establecer criterios para definir cuáles proyectos del plan de abastecimiento de gas natural podrán ser desarrollados, en primera instancia, por un agente como complemento de su infraestructura existente no define o califica un proyecto IPAT de manera específica, determinando de manera ex ante si un proyecto específico recae en la categoría de IPAT, ya sea como un loop, estación de compresión y/o adecuación de la infraestructura existente de transporte de hidrocarburos y de sus mezclas o derivados, incluida la de transporte de gas natural.
Entiende la Comisión que la evaluación específica de un proyecto específico se ajusta a los criterios y recaer como un proyecto IPAT se lleva a cabo por parte de la Unidad de Planeación Minero-Energética - UPME, para lo cual se ha expedido la Resolución 680 de 2025.
La aplicación de las disposiciones regulatorias asociadas al desarrollo de proyectos del PAGN deberá observar los principios de neutralidad, transparencia, eficiencia económica y no discriminación previstos en el marco legal y regulatorio del servicio público de gas natural, incluida la Ley 142 de 1994.
Es por esto que una vez hechas las anteriores precisiones a efectos de establecer el alcance de la regulación con el fin de precisar las competencias de la Comisión para poder atender sus inquietudes, teniendo en cuenta que la pregunta del numeral 1.1 se pregunta sobre el alcance de la definición de “Infraestructura de Regasificación” cuando la misma se refiere a “extensión de los activos del SNT” entendemos que la misma debe ser absuelta por parte del Ministerio de Minas y Energía razón por la cual de la misma damos traslado a dicha Cartera en el marco de lo establecido en el artículo 21 de la Ley 1437 de 2011.
Pregunta 1.2
1.2 Si el proyecto Guajira se clasifica como un proyecto IPAT bajo el criterio de adecuaciones a la infraestructura existente de transporte de gas, pero se sustenta en activos arrendados o bajo acuerdos de conexión o de uso con terceros (como el FSRU de Hoegh o la línea de Hocol), ¿esto implica que la infraestructura de terceros debe integrarse formalmente al Sistema Nacional de Transporte (SNT)?, ¿cómo se podría garantizar esto si el transportador incumbente no ostenta la propiedad física inicial de la totalidad de la infraestructura intervenida?
Respuesta
Desde el punto de vista regulatorio de la Comisión, en los literales a y d del artículo 4 de la Resolución CREG 102 008 de 2022, establece que:
“a) (...)
En caso de que la UPME encuentre que se cumple simultáneamente con las siguientes condiciones: a.) El diseño técnico de la propuesta presentada por el transportador para la realización del proyecto adoptado por el MME se basa en la construcción de gasoductos loops, estaciones de compresión y/o en adecuaciones de la infraestructura existente de transporte de hidrocarburos y de sus mezclas o derivados, incluida la de transporte de gas natural, y b.) Las capacidades del proyecto presentado y su ubicación cumplen con las capacidades y ubicación del proyecto adoptado en el PAGN, dicha entidad informará a la CREG y al transportador de tal situación y a partir de ello, la CREG procederá a iniciar la actuación administrativa conducente a determinar el ingreso regulado del transportador incumbente para dicho proyecto.
(...)
d) Con base en el literal c), la CREG oficializará, mediante resolución, los flujos de ingresos anuales para remunerar la inversión y los gastos de AOM del proyecto IPAT declarado por el transportador incumbente. Se identificarán, entre otros aspectos: (i) el nombre del proyecto y el nombre del transportador incumbente; y, (ii) el ingreso en pesos colombianos que recibirá el transportador incumbente en cada uno de los años del PEP.” (Resaltado fuera de texto)
La inversión que se remunera a través de las resoluciones que expida la Comisión donde se establece el flujo de ingresos definitiva, incluida la aplicación de la banda de ajuste del artículo 31 de la Resolución CREG 175 de 2021, implica la remuneración de activos para la prestación del servicio público domiciliario de gas combustible, en este caso la actividad de transporte de gas natural, activos que deben considerar las reglas previstas en la Ley 142 de 1994.
Dicha remuneración se hace sobre los activos que se requieren para atender las necesidades de capacidad identificadas en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural - PAG en el caso en que la UPME identifique que el proyecto presentado cumple con dicha condición.
Ahora, su pregunta se refiere al alcance de la definición de Sistema Nacional de Transporte - SNT, entendemos que la misma debe ser absuelta por parte del Ministerio de Minas y Energía razón por la cual de la misma damos traslado a dicha Cartera en el marco de lo establecido en el artículo 21 de la Ley 1437 de 2011.
Pregunta 2.1
“2.1 El concepto emitido por el Ministerio y la CREG en el que se considera que cualquier infraestructura de regasificación que se adopta en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural, al ser una extensión del SNT corresponde a adecuaciones dentro del referido Sistema y puede ser objeto de inversiones en proyectos prioritarios del plan de abastecimiento en un sistema de transporte (IPAT) ¿puede ser extensivo a cualquier otro tipo de extensión del SNT que no sea una infraestructura de regasificación?.”
Respuesta
Frente a esto nos remitimos al análisis expuesto en la pregunta 1. Como allí se menciona, entiende la Comisión que el término de “Infraestructura de Regasificación” establece de manera explícita que, cuando una infraestructura de regasificación sea adoptada por el Plan de Abastecimiento de Gas Natural- PAGN, esta será considerada como una extensión de los activos del SNT, de lo cual entiende la Comisión que dicha norma le da la categoría de un activo y/o infraestructura de la actividad de transporte de gas natural. Adicionalmente, entiende la Comisión que dicha infraestructura debe cumplir las características allí definidas.
Pregunta 2.2
“2.2 Interpretación del Criterio de "Adecuación por Extensión": ¿es correcto entender que un gasoducto de interconexión entre dos sistemas existentes (extensión del SNT), cuyo fin es garantizar la confiabilidad y el abastecimiento de un mercado relevante (Cúcuta), debe tramitarse bajo el esquema IPAT por el transportador incumbente, en lugar de una convocatoria pública?”
Respuesta
Frente a esto nos remitimos al análisis expuesto en la pregunta 1. Entiende la Comisión a partir de lo allí expuesto en su inquietud que la evaluación de un proyecto en específico debe ser llevada a cabo por parte de la UPME de acuerdo con los lineamientos hechos por dicha Entidad mediante la Resolución 680 de 2025.
Pregunta 2.3
“2.3 Prevalencia del PAGN: Dado que el proyecto “Gasoducto para conectar Cúcuta al SNT Magdalena Medio” fue adoptado por el Ministerio mediante la Resolución MME 40031 de 2025 como una obra prioritaria, ¿el cumplimiento de los objetivos de política pública de abastecimiento faculta al transportador incumbente para ejecutar la obra como una Inversión IPAT, independientemente de la longitud del tramo o de que la conexión se realice en el sistema de un transportador diferente?”
Respuesta
Cuando en su pregunta se expone a que "(...) de los objetivos de política pública de abastecimiento” entendemos que su pregunta está dirigida al Ministerio de Minas y Energía, razón por la cual de la misma damos traslado a dicha Cartera en el marco de lo establecido en el artículo 21 de la Ley 1437 de 2011.
Pregunta 2.4
“2.4 Si el proyecto es presentado por el interesado bajo el criterio de construcción “adecuaciones a la infraestructura existente de transporte de gas natural”, ¿existe alguna definición regulatoria que limite o cobije el alcance de una “adecuación”.
Respuesta
Frente a esto nos remitimos al análisis expuesto en la pregunta 1.
Pregunta 3.1
3.1 ¿Se considera que en el marco de la Resolución MME 40031 de 2025, los proyectos identificados con una necesidad imperativa de Confiabilidad para el SNT deben priorizar el esquema de ejecución por el Transportador Incumbente (IPAT), incluso si su envergadura técnica sugiere una expansión, con el fin de garantizar la continuidad del servicio público y mitigar los riesgos de desabastecimiento que un proceso de convocatoria pública podría prolongar debido a sus tiempos de adjudicación?
Respuesta
Teniendo en cuenta del contenido de su pregunta se refiere en el marco de la Resolución MME 40031 de 2025, entendemos que la misma debe ser absuelta por parte del Ministerio de Minas y Energía razón por la cual de la misma damos traslado a dicha Cartera en el marco de lo establecido en el artículo 21 de la Ley 1437 de 2011.
Pregunta 3.2
3.2 Dado que el proyecto implica una interconexión de 121 km entre dos nodos existentes del SNT (Mariquita y La Sabana) para cerrar un anillo de seguridad energética, ¿se puede ratificar que la longitud de la infraestructura y su ubicación punto inicio y puno fin no es un factor determinante para su clasificación, sino su función de adecuación por extensión sistémica, permitiendo así que el transportador con activos en los puntos de conexión ejecute la obra como una inversión IPAT para aprovechar las sinergias operativas y de licenciamiento ya existentes en la zona?
Respuesta
De lo expuesto en su pregunta, entiende la Comisión que este proyecto parte de lo expuesto en el Documento Complementario, Estudio Técnico para la
Adopción del Plan de Abastecimiento de Gas Natural 2023 - 2028, en el numeral 5.4.2. Nuevos Proyectos de Infraestructura de Gas Natural, se expuso lo siguiente en su página 52 “b) Gasoducto para conectar Bogotá al SNT Magdalena Medio (desde el tramo Mariquita-Vasconia)”.
En concordancia con lo anterior, en el numeral 10.1 “Proyectos recomendados para ser adoptados por el MME” se encuentra el siguiente el cual incluye nuevamente “en tramo Mariquita - Vasconia”:
| Gasoducto para conectar Bogotá al SNT Magdalena Medio (en tramo Mariquita/Vasconia). | No inferior a 215 MPCD | IT 2030 | BOGOTÁ | 14688,09 | 236 | ADOPTAR Por abastecimiento y confiabilidad. |
Finalmente, cuando el Ministerio de Minas y Energía adoptó el Plan de Abastecimiento de Gas Natural 2023-2032 y se establecen otras disposiciones, mediante la Resolución 40031 de 2025 adopto el siguiente proyecto de lo cual se resalta lo siguiente:
“iv) Gasoducto para conectar Bogotá al SNT Magdalena Medio.
- Diseño, construcción, montaje y puesta en operación del gasoducto para garantizar la conexión entre Bogotá y el Magdalena Medio, entre el tramo Mariquita - Vasconia hasta un punto de entrega al SNT ubicado en el tramo Gasoducto de la Sabana; con una capacidad de transporte de 215 MPCD.
- Fecha de Puesta en Operación e inicio de la prestación efectiva del servicio: Primer Trimestre de 2030.”
Frente a lo expuesto en la regulación nos remitimos al análisis expuesto en la pregunta 1.
Pregunta 3.3
3.3- ¿Cuál sería desde el ámbito regulatorio y de legalidad el criterio de analogía con el precedente de 'extensión' aceptado para otros activos de confiabilidad como el de La Guajira, evitando que el proyecto caiga en un limbo administrativo que impida su declaración de interés por parte del incumbente?”
Respuesta
Teniendo en cuenta el contenido de su pregunta y que la misma se refiere al término “extensión” el cual hace parte de la definición de “Infraestructura de Regasificación” entendemos que la misma debe ser absuelta por parte del Ministerio de Minas y Energía razón por la cual de la misma damos traslado a dicha Cartera en el marco de lo establecido en el artículo 21 de la Ley 1437 de 2011.
La presente respuesta se emite con el alcance del artículo 28 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo, sustituido por el artículo 1 de la Ley 1755 de 2015.
Cordialmente,
ANTONIO JIMÉNEZ RIVERA
Director Ejecutivo
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2. La función de regulación se define como “la facultad de dictar normas de carácter general o particular en los términos de la Constitución y de esta ley, para someter la conducta de las personas que prestan los servicios públicos domiciliarios a las reglas, normas, principios y deberes establecidos por la ley y los reglamentos”, según la Ley 142 de 1994, artículo 14, numeral 18.
3. Decreto Ley 4130 de 2011; Decreto 1260 de 2013; Resolución MME 40193 de 2021.
4. “Por la cual se establecen los procedimientos que se deben seguir para ejecutar proyectos del plan de abastecimiento de gas natural”.
