CONCEPTO 7401 DE 2026

(septiembre 7)

<Fuente: Archivo interno entidad emisora>

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG

Bogotá, D.C.,

Señor

XXXXXX

Asunto: Su comunicación 202601700166611 con radicado CREG E2026009512. Informe de evaluación de la propuesta presentada por TGI S.A.E.S.P. para el Proyecto “Infraestructura de almacenamiento y regasificación de GNL en La Guajira con conexión al SNT”.

Respetado señor XXXXXX:

Respecto de la comunicación recibida en la Comisión, con radicado del asunto, mediante la cual la Dirección General de la Unidad de Planeación Minero Energética (en adelante UPME) remite a la Comisión el informe de evaluación de la propuesta presentada por TGI S.A. E.S.P. para el Proyecto “Infraestructura de almacenamiento y regasificación de GNL en La Guajira con conexión al SNT”, nos permitimos presentar las siguientes inquietudes con el objeto de precisar el alcance de los comentarios presentados por la UPME y así avanzar, en la determinación del ingreso regulado del transportador incumbente para dicho proyecto, de acuerdo con lo dispuesto en la Resolución CREG 102 008 de 2022, modificada por la Resolución CREG 102 012 de 2024.

Como parte de la comunicación con radicado CREG E2026009512 del 1 de julio de 2026, la Comisión recibió 5 archivos, de acuerdo con la información consignada en la siguiente tabla y respecto de los cuales se realizan las respectivas solicitudes de aclaración:

A partir del contenido de dicho informe y, a efectos de que la Comisión cuente con los elementos técnicos necesarios para adelantar la actuación administrativa conducente a determinar el ingreso regulado del transportador incumbente para dicho proyecto, resulta necesario que dicho informe y sus anexos permitan identificar de manera completa, cierta y suficientemente precisa el alcance de la solución técnica evaluada por la UPME, así como atender las siguientes inquietudes y brindar las aclaraciones requeridas.

Vale la pena precisar que las funciones de la CREG son las asociadas a la valoración de proyectos adoptados en el marco del Plan de Abastecimiento de Gas Natural PAGN de acuerdo con lo previsto en la Resolución CREG 102 008 de 2022, el Decreto 2345 de 2015 y la Ley 142 de 1994, razón por la cual esta Comisión, requiere tener los insumos suficientes por parte de la UPME respecto a especificaciones técnicas de proyecto, listado de equipos, capacidad de regasificación, entre otras, por lo cual sin estas consideraciones técnicas atribuibles a la fase de planeación, no se podría avanzar en su objeto de definir el ingreso regulado del transportador incumbente.

Específicamente, estos son los siguientes planteamientos.

1. Especificaciones presentadas por el transportador incumbente

De acuerdo con lo previsto en el literal a) del artículo 4 de la Resolución CREG 102 008 de 2022, modificado por el artículo 2 de la Resolución CREG 102 012 de 2024, se establece que:

“El informe de la UPME a que hace referencia el inciso anterior, permitirá validar que la información y las especificaciones presentadas por el transportador incumbente cumplen con los criterios de ser un proyecto IPAT, y que cumple con las capacidades y ubicación del proyecto adoptado en el PAGN, sin que el diseño presentado sobrepase la capacidad del proyecto IPAT adoptado ni se proponga un diseño técnico con equipos y/o sistemas sobredimensionados”.

En primer lugar, dentro de la comunicación 202601700166611 se expone lo siguiente:

““Es importante destacar que para la emisión del concepto técnico antes señalado la UPME consideró la información declarada por TGI como propuesta para el Proyecto, entre esta, el listado de equipos, las obras a desarrollar, el diseño técnico, la capacidad del proyecto, las capacidades de entrada y salida y demás información exigida en la Resolución UPME 680 de 2025, y derivada del procedimiento de evaluación, misma que además se encuentra depositada en el aplicativo SUU de la UPME”.

Como resultado de esta Evaluación técnica para el proyecto “Infraestructura de almacenamiento y regasificación de GNL en la Guajira con conexión al SNT” la UPME encuentra que se cumplen simultáneamente, con las siguientes condiciones:

(...)

b.) Que la propuesta presentada por TGI y evaluada por la UPME, para el desarrollo del proyecto, es un diseño técnico con equipos y sistemas no sobredimensionados, que además cumple con la ubicación (ver anexo 2), la capacidad (ver Anexo 3), fecha de entrada en Operación (Anexo 4), conforme se exigen en el PAGN aprobado mediante Resolución MME 40031 de 2025”. (Resaltado fuera de texto)

Sin embargo, del contenido del Anexo 1 del documento se identifican elementos que no permiten identificar con suficiente claridad esta conclusión en lo que respecta a: i) el cumplimiento de las capacidades del proyecto con lo adoptado en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural, PAGN, lo cual incluye, que se pueda validar que el diseño presentado no sobrepase la capacidad del proyecto IPAT adoptado, ni se proponga un diseño técnico con equipos y/o sistemas sobredimensionados; ii) el listado de los equipos y las obras a desarrollar que será objeto de la posterior valoración regulatoria, de acuerdo con lo establecido en el numeral 2.1.1 del informe “Descripción general de la Infraestructura de Regasificación y Almacenamiento propuesta y estrategia para su ejecución”; y iii) información de los costos estimados para el proyecto y los componentes técnicos de la solución efectivamente evaluada.

En el caso del primero de estos puntos, el informe en el Anexo 1 en su numeral 3 “Evaluación Técnica de la propuesta presentada por TGI para el proyecto”, expresa lo siguiente:

“De la capacidad y su ubicación: se verificó que el diseño técnico de la Propuesta presentada por el Interesado cumpliera con la capacidad y ubicación del Proyecto adoptado por el PAGN. Para ello, la UPME realizó el análisis del proyecto con la información entregada en la propuesta y el resultado de simulando hidráulicas corrida en el software TGNet.” (Resaltado fuera de texto)

2. Capacidad de la Infraestructura de Regasificación - FSRU”

Adicionalmente, en el numeral 3.2.2.1 “Capacidad de la Infraestructura de Regasificación - FSRU” se expone lo siguiente:

“En la Memoria Técnica de Inversiones (MT-REGAS_GUAJIRA), en su sección F - Premisas, TGI precisa que "la FSRU tendrá una capacidad de almacenamiento aproximada de 147.835 m³ de GNL y una capacidad nominal de regasificación 402 MMSCFD con pico de 536 MMSCFD, de los cuales 250 MMSCFD se inyectarán al SNT"; y la sección D - Objetivo del mismo documento confirma que "el proyecto busca recibir, regasificar e inyectar 250 MMSCFD de gas natural a través de una Unidad Flotante de Almacenamiento y Regasificación (FSRU) instalada frente a las costas de La Guajira".

Es de aclarar que los sistemas con servicios adicionales, de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 102 008 de 2022, ajustada por la Resolución CREG 102 012 de 2024, corresponden a infraestructura de transporte de gas natural que ofrece capacidades superiores a las adjudicadas inicialmente en un proyecto del Plan de Abastecimiento de Gas Natural (PAGN), desarrolladas a riesgo por el adjudicatario. En este sentido, la normativa de la CREG asocia los servicios adicionales a capacidades excedentarias que responden a decisiones de inversión orientadas a atender demanda adicional y que, por tanto, constituyen un producto diferenciable dentro del esquema regulatorio.

No obstante, esta condición no resulta aplicable a la presente propuesta, considerando la actualización de información allegada a la UPME por parte de TGI, afirmando que no contempla sobredimensionamientos deliberados en el diseño. Por el contrario, la configuración del esquema propuesto, que incluye la FSRU y el uso del gasoducto de transferencia submarino, responden a condiciones técnicas preexistentes y a especificaciones propias de los activos disponibles para el Proyecto.

En cuanto a esta capacidad superior de la FSRU con respecto a lo contemplado en el PAGN 2023-2032, se precisa que esta no corresponde a un servicio adicional ni a un producto comercial independiente, sino a una capacidad técnica inherente al diseño inicial de esa embarcación. Dicha capacidad surge de manera no evitable por condiciones de ingeniería necesarias para cumplir con el PAGN, sin responder a decisiones de inversión orientadas a demanda adicional. En consecuencia, debe entenderse como capacidad técnica remanente u holgura operativa, sin que implique reconocimiento adicional en la remuneración.

En consecuencia, el sistema se configura de manera natural con una capacidad superior a la requerida por el PAGN, sin que ello obedezca a una decisión de inversión adicional orientada a la prestación de servicios diferenciados; cualquier capacidad excedentaria se mantiene, en todo caso, según entiende la UPME bajo cuenta y riesgo del Interesado”.

En conclusión, frente a lo allí expuesto, no es claro para la Comisión cómo “el diseño presentado no sobrepasa la capacidad del proyecto IPAT adoptado ni se configura un diseño técnico con equipos y/o sistemas sobredimensionados” de acuerdo con lo previsto en la Resolución CREG 102 008 de 2022, en el literal a de su artículo 4o.

En particular, el informe señala en el numeral 3.2.2.1 que: i) la FSRU tendría una capacidad de almacenamiento aproximada es de 147.835 m³ de GNL y una capacidad nominal de regasificación 402 MMSCFD con pico de 536 MMSCFD, de los cuales 250 MMSCFD se inyectarán al SNT. Mientras que lo adoptado en el PAGN, corresponde a una capacidad de regasificación de 250 MPCD y una capacidad de almacenamiento de 120.000 m³ de gas natural licuado (GNL); ii) La capacidad superior de la FSRU con respecto a lo contemplado en el PAGN 20232032, corresponde a una capacidad técnica inherente al diseño inicial de esa embarcación; iii) El sistema se configura de manera natural con una capacidad superior a la requerida por el PAGN, sin que ello obedezca a una decisión de inversión adicional orientada a la prestación de servicios diferenciados.

Por ello, se requiere precisar de manera clara cómo los componentes y especificaciones de la solución técnica efectivamente evaluada por la UPME se relacionan con los requerimientos adoptados en el PAGN y cuáles son las razones técnicas que sustentan la utilización de activos con capacidades físicas superiores a dichos requerimientos, cuando ello responda a las condiciones técnicas preexistentes o a las especificaciones propias de los activos disponibles para el proyecto.

En relación con lo anterior, en la Tabla 3 (i.e. comparación de resultados criterio capacidad) del numeral 3.2.2.2. presenta un resultado que incluye un signo “mayor o igual”, así como se utilizan los términos (CUPME y CPAGN) que no tienen explicación dentro del Anexo, lo cual genera ambigüedad e imprecisión en el resultado:

Tabla 3. Comparación de resultados criterio capacidad.

Criterio de evaluación	Resultado	Concepto
Capacidad		CUMPLE El sistema tendrá una CUPME de re gasificación de 250 MPCD con capacidad de almacenamiento de 120.000 m3 GNL que corresponde a lo adoptado en el PAGN (CPAGN).

Nótese que este concepto parece diferir de los resultados de la simulación hidráulica presentada en la Ilustración 9 del Anexo, donde se expuso lo siguiente:

“En resumen, las capacidades de transporte de gas de todos los gasoductos incluidos en la propuesta técnica para desarrollar el proyecto, Cumplen con las capacidades del Proyecto, sin que el diseño presentado sobrepase la capacidad de los equipos ni altera la localización definida del Proyecto y la propuesta se ajusta a los parámetros adoptados en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural (PAGN), por ende, se considera que Cumple con el criterio, de acuerdo con la Tabla 3. Comparación de resultados criterio capacidad”.

Para la Comisión resulta indispensable que esto sea resuelto de manera clara y precisa en el informe remitido por parte de la UPME, sin salvedades, deducciones o ejercicios interpretativos que se deba hacer por parte de la Comisión.

Lo anterior es necesario porque la Comisión no debe iniciar la actuación administrativa a efectos de establecer un ingreso regulado bajo elementos técnicos que no estén completos y que posteriormente puedan conducir a valorar una solución distinta de aquella efectivamente adoptada y evaluada. Iniciar dicha valoración sin que previamente se encuentren resueltos estos elementos generaría el riesgo de incorporar requerimientos de capacidades, activos o componentes que exceden lo solicitado en el PAGN, al considerar requerimientos que estén por encima de lo solicitado en el PAGN, que para este caso, es una capacidad de regasificación de 250 MPCD y una capacidad de almacenamiento de 120.000 m3 de gas natural licuado (GNL), con la consecuente posibilidad de trasladar cotos ineficientes o de sobre remunerar el proyecto.

3. Listado de los equipos y las obras a desarrollar- Diseño técnico

Ahora bien, otro elemento que resulta relevante precisar antes de que la Comisión proceda a adelantar el trámite de la actuación administrativa corresponde al “listado de los equipos y las obras a desarrollar, el diseño técnico” que debe ser valorado dentro de los requerimientos establecidos en el PAGN en relación con la capacidad de regasificación y capacidad de almacenamiento.

En este sentido se solicita aclarar por parte de la UPME, si el listado de equipos corresponde a lo establecido en el numeral 2.1.1 del Anexo 1 “Descripción general de la Infraestructura de Regasificación y Almacenamiento propuesta y estrategia para su ejecución” cuando allí expresa lo siguiente:

“Componente offshore:

- Unidad Flotante de Almacenamiento y Regasificación (FSRU), que actúa como planta flotante para recibir Gas Natural Licuado (GNL), con capacidad de almacenamiento de cerca de 147.835 m³ de GNL y capacidad nominal de regasificación de 402 MMSCFD (hasta 300 MMSCFD al SNT).

- Sistema de amarre y anclaje fijo, diseñado para mantener la posición operativa de la FSRU en condiciones metoceánicas controladas, mediante cadenas y un dispositivo de fijación en el lecho marino, fondeada en aguas someras entre 18 y 25 metros de profundidad frente a las costas de La Guajira, próxima a las plataformas Chuchupa B y Ballena.

- Gasoducto submarino de conexión de 18" (línea azul del mapa topológico) con una longitud aproximada de 1,1 km3 (ASME B31.8 y DNV-ST-F101) entre la FSRU y el gasoducto de transferencia (submarino) de uso de Hocol S.A. que conecta la plataforma Chuchupa B con la Estación Ballena de la Asociación Guajira, mediante intervención tipo hot tap.

- Gasoducto de transferencia (submarino) entre Chuchupa B- Estación Ballena de 24”. de uso de Hocol S.A., (línea roja del mapa topológico) con una longitud aproximada de 18,7 km, y con capacidad de transporte de hasta 536 MSCFD, desde el punto de conexión de la FSRU hasta el Nodo Ballena, en adelante Gasoducto Aferente.

Es de señalar que el gasoducto de transferencia (submarino) - Chuchupa B vinculada al contrato de asociación Guajira, tiene una capacidad de transporte de gas de hasta 536 MMpcd y fue diseñada para operar con una presión máxima de diseño comprendida entre 1.210 y 1.250 psig.

Para disponer de la capacidad de transporte de gas de este gasducto de transferencia, TGI presentó un "Acuerdo de Conexión y Uso de Línea de Transferencia entre la Plataforma Chuchupa-B y la Estación Ballena" suscrito el 24 de enero de 2026, por el término de 10 años, con opción de prórroga que se decribe más adelante.

Componente “onshore”- Ballena:

- Gasoducto tipo “Derivación” de 20" (línea verde del mapa topológico), de aproximadamente 0,6 km, para conectar la infraestructura de regasificación y con el Sistema Nacional de Transporte de gas-SNT, en la estación Ballena, que incorporará válvulas automatizadas de seccionamiento y válvulas de cheque para control y seguridad operativa, así como un punto de medición oficial con una unidad de tipo ultrasónico.

En concordancia con este esquema topológico propuesto por TGI, la estrategia de ejecución y operación planteada por TGI para el proyecto, según se establece en el documento "Complemento certificación UPME IPAT" del 13 de abril de 2026, el "Acuerdo de Conexión y Uso de Línea de Transferencia entre la Plataforma Chuchupa-B y la Estación Ballena" y la información técnica complementaria allegada por el interesado, se describe así:

- Arrendamiento de la FSRU por un periodo de 20 años. La llegada del FSRU a Colombia ocurriría entre 17 y 18 meses después de la firma del contrato detallado, según la carta de Hoegh EVI AS del 9 de abril de 2026, suscrita por German Castro, SVP Head of Americas & Caribbean Region y allegada a través del aplicativo SUU y mediante comunicación UPME 202601110141482. TGI manifiesta la disponibilidad de esta infraestructura mediante un Memorando de Entendimiento (MoU) vinculante y en firme suscrito con una naviera, donde actúa en calidad de arrendatario o charter. Así mismo, en la información complementaria entregada por la empresa a través del aplicativo SUU y mediante comunicación UPME 202601110141482, se allega comunicación suscrita el 9 de abril de 2026 por parte de la empresa Hoegh Evi, que a su tenor indica el compromiso en firme de completar la conversión de los buques disponibles de transporte de LNG (denominado Arctic Princess, IMO No. 9271248) y está condicionado a que TGI asegure los ingresos que garanticen el pago de los servicios de almacenamiento y regasificación durante la vigencia del contrato con una duración máxima de 20 años.

- Construcción y conexión de un nuevo gasoducto submarino que conecta la FSRU con el gasoducto de transferencia submarino de Hocol Chuchupa B - Ballena.

 Derecho de Uso del gasoducto de transferencia submarino de Hocol Chuchupa B - Ballena desde el punto de conexión de la FSRU hasta el nodo Ballena, mediante acuerdo de conexión, por un periodo de diez (10) años. Este gasoducto, corresponde a una línea de producción del Contrato de Asociación Guajira. La Cláusula 8 "Término del Acuerdo" del Acuerdo de Conexión y Uso de la Línea de Transferencia entre la Plataforma ChuchupaB y la Estación Ballena, suscrito entre TGI y HOCOL el 24 de enero de 2026, textualmente dispone: "El término de este Acuerdo será de diez (10) años contados a partir de la Fecha de la Primera Inyección de Gas y sin contar el plazo para el desmantelamiento de la infraestructura del Proyecto GNL. Las Partes podrán prorrogar de común acuerdo dicho plazo, previa actualización de tarifas y otras variables que las Partes consideren".

- Adecuaciones en el Punto de Entrada del Sistema Nacional de Transporte-: En el Nodo Ballena, del Sistema Nacional de Transporte (SNT) definido en el literal vi) del Artículo 1o de la Resolución MME 40031 de 2025, TGI proyecta construir una derivación de 20" de aproximadamente 0,6 km de longitud que conectará el gasoducto de transferencia submarino

Chuchupa B - Ballena de 24" con el SNT, incorporando un bypass sobre el tramo de 24" de la Estación Ballena con el fin de independizar físicamente el flujo de gas regasificado proveniente de la FSRU respecto de los volúmenes de producción propia de la Asociación Guajira que continuarán siendo recibidos en las facilidades existentes de la Estación Ballenas. La derivación contempla la instalación de válvulas automatizadas de seccionamiento y válvulas de cheque para control y seguridad operativa, así como un punto de medición oficial dotado de una unidad ultrasónica que permitirá la cuantificación, calidad y custodia del gas inyectado al SNT, garantizando trazabilidad metrológica conforme a los requerimientos regulatorios aplicables. Conforme a lo dispuesto en el literal P del Acuerdo de Conexión y Uso de la Línea de Transferencia (24 de enero de 2026), TGI será responsable por la operación del gasoducto Aferente, el Punto de Conexión y el Punto de Salida, mientras que el gasoducto de Derivación, que se encuentra en las instalaciones onshore del Contrato de Asociación Guajira, será operada por HOCOL. A partir de este punto, y conforme al Complemento a la Certificación UPME IPAT del 13 de abril de 2026”.

Si este fuere el listado, no es claro para la Comisión si este conjunto de elementos corresponde a los necesarios para atender una capacidad de regasificación de 250 MPCD y una capacidad de almacenamiento de 120.000 m3 de gas natural licuado (GNL) como lo solicita el Plan de Abastecimiento de Gas Natural - PAG. En particular, se solicita precisar cuáles elementos fueron considerados necesarios para el cumplimiento de dichos requerimientos y la función técnica que cada uno cumple dentro de la solución evaluada, así como aclarar de qué manera la existencia de capacidades físicas superiores derivadas de condiciones técnicas preexistentes, especificaciones propias de los activos disponibles, capacidad técnica inherente al diseño de la embarcación o holguras operativas fue considerada por la UPME para concluir que la propuesta no corresponde a un diseño técnico con equipos y sistemas sobredimensionados, cuando indica en el informe que la configuración del esquema propuesto responde a “condiciones técnicas preexistentes y a especificaciones propias de los activos disponibles para el Proyecto”, “una capacidad técnica inherente al diseño inicial de esa embarcación” o “capacidad técnica remanente u holgura operativa”.

Así mismo, particularmente en este listado se incluye específicamente lo siguiente, entendido como parte del listado de equipos u obras a desarrollar:

- “Derecho de Uso del gasoducto de transferencia submarino de Hocol Chuchupa B - Ballena desde el punto de conexión de la FSRU hasta el nodo Ballena, mediante acuerdo de conexión, por un periodo de diez (10) años. Este gasoducto, corresponde a una línea de producción del Contrato de Asociación Guajira. La Cláusula 8 "Término del Acuerdo" del Acuerdo de Conexión y Uso de la Línea de Transferencia entre la Plataforma ChuchupaB y la Estación Ballena, suscrito entre TGI y HOCOL el 24 de enero de 2026, textualmente dispone: "El término de este Acuerdo será de diez (10) años contados a partir de la Fecha de la Primera Inyección de Gas y sin contar el plazo para el desmantelamiento de la infraestructura del Proyecto GNL. Las Partes podrán prorrogar de común acuerdo dicho plazo, previa actualización de tarifas y otras variables que las Partes consideren".

Entiende la Comisión del informe remitido que el derecho de uso del gasoducto de transferencia submarino, Chuchupa B - Estación Ballena fue considerado dentro de la solución propuesta para el proyecto y que la UPME lo analizó en el marco de la evaluación del tipo de construcción IPAT, de acuerdo con lo expuesto en el numeral 3.1 del Anexo 1 y en la Tabla 1. Ahora, para la Comisión es importante tener mayor claridad, en relación con qué elementos de dicha infraestructura de terceros fueron efectivamente considerados como parte de la solución técnica evaluada y cuál es la función técnica que cumplen para atender el proyecto adoptado en el PAGN, cuando se expone:

“3.1 Verificación del tipo de construcción

De conformidad con los conceptos emitidos por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) y el Ministerio de Minas y Energía (MME) y señalados en los antecedentes de este documento, respecto de que 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”. conforme fue determinado en el Decreto 1467 de 2024 y que, dentro de la definición regulatoria de un proyecto IPAT, corresponde al tipo de construcción “adecuaciones de la infraestructura existente de transporte de gas natural”. tal y como fue presentado y declarado por TGI como propuesta para adelantar el proyecto cuya infraestructura se describe en el numeral 2 de este informe”. (Resaltado fuera de texto)

De la misma forma que es considerado por la UPME, cuando en el numeral 4.2.2. del Anexo expone lo siguiente:

“(...) En este sentido, y conforme a lo precisado en el complemento de la certificación UPME bajo esquema IPAT, la infraestructura de terceros que se utilice para el desarrollo del proyecto, incluyendo activos de HOCOL, se integra funcionalmente como extensión del sistema en el contexto de la solución adoptada. (.)”

Sin embargo, en el numeral 6 del Anexo 1, denominado “Otras Consideraciones” se expone lo siguiente:

“La verificación de la disponibilidad jurídica de los activos habilitantes durante la totalidad del horizonte de operación del proyecto, así como el seguimiento al perfeccionamiento de los instrumentos contractuales y a la materialización de las condiciones de prórroga pactadas, no constituyen criterios técnicos de evaluación dentro de la mencionada metodología de la Resolución UPME 680 de 2025, sino elementos propios de la fase de ejecución del proyecto, que deben ser tenidos en cuenta por el Ministerio de Minas y Energía y la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), para el aseguramiento jurídico, regulatorio y contractual del proyecto para un periodo de 20 años.

En consecuencia, los hallazgos aquí documentados constituyen una alerta material que la UPME considera necesario poner expresamente para conocimiento de TGI y de la CREG y que así sea tenida en cuenta en las etapas subsiguientes del proceso. Las consideraciones, son:

- Del Análisis del esquema de operación para la prestación del servicio de Almacenamiento y Regasificación, se debe tener en cuenta que el gasoducto de transferencia submarino de Hocol Chuchupa B - Ballena desde el punto de conexión de la FSRU hasta el nodo Ballena, no es un gasoducto del SNT, corresponde a un gasoducto de producción del Contrato de Asociación Guajira. El Complemento a la certificación expedida por TGI del 13 de abril de 2026 señala que "la infraestructura de Hocol que se usará para el desarrollo del proyecto, pasará a ser una extensión de los activos del Sistema Nacional de Transporte”. sin embargo, la propuesta no detalla el mecanismo, la fecha, el procedimiento ni los actos administrativos mediante los cuales el gasoducto de transferencia submarino Chuchupa B - Ballena (24") y demás infraestructura asociada dejarán formalmente de ser un gasoducto de producción del Contrato de Asociación Guajira para integrarse al SNT y quedar sujetas al régimen jurídico aplicable al transporte de gas natural (RUT, regulación CREG). Además, TGI no acredita la facultad para comprometer el traslado de los activos de producción operados por Hocol que, de conformidad con el citado certificado, harán parte de los activos del Sistema Nacional de Transporte”.

Para la Comisión resulta necesario que la UPME precise el alcance de las consideraciones expuestas en el numeral 6 del Anexo 1 denominado “Otras Consideraciones”, cuando dentro del listado se incluye “Derecho de Uso del gasoducto de transferencia submarino de Hocol Chuchupa B - Ballena desde el punto de conexión de la FSRU hasta el nodo Ballena, mediante acuerdo de conexión, por un periodo de diez (10) años”. En particular, para la Comisión debe ser claro e inequívoco si dicho elemento hace parte y debe ser considerado dentro de la valoración que se debe hacer por parte de la Comisión como parte de un proyecto IPAT^[1], así como si cumple con la capacidad de regasificación de 250 MPCD y una capacidad de almacenamiento de 120.000 m3 de gas natural licuado (GNL). Esta delimitación resulta necesaria para identificar con precisión el alcance de la solución técnica objeto de evaluación, sin perjuicio de las valoraciones que posteriormente corresponda adelantar a la Comisión en el ámbito de sus competencias, para la determinación del ingreso regulado.

4. Costos estimados para el proyecto

Finalmente, en el numeral 2.4 “Costos estimados por TGI para el proyecto” se presentan una serie de costos estimados del proyecto, relativos a los pagos anuales por arrendamiento FSRU y por uso del gasoducto de transferencia submarino Chuchupa B -Ballena, expresados en dólares de diciembre de 2023, así como costos estimados de inversión para la conexión de la FSRU con el gasoducto de transferencia submarino de Hocol.

En relación con lo consignado en el numeral 2.4 del Anexo, la Comisión requiere contar con trazabilidad entre los costos estimados presentados por TGI y “la descripción y características técnicas del proyecto” (numeral 2.1.1.), lo cual incluye si estos costos corresponden únicamente a una capacidad de regasificación de 250 MPCD y una capacidad de almacenamiento de 120.000 m3 de gas natural licuado (GNL) como lo solicita el Plan de Abastecimiento de Gas Natural - PAG, o si esto incluye requerimientos adicionales del proyecto justificados a juicio de la UPME en “condiciones técnicas preexistentes y a especificaciones propias de los activos disponibles para el Proyecto”, “una capacidad técnica inherente al diseño inicial de esa embarcación” o “capacidad técnica remanente u holgura operativa”, así como si la consideración de todo el listado no implica un diseño técnico con equipos y sistemas no sobredimensionados. En conclusión, se solicita precisar qué componentes técnicos de la solución evaluada corresponden a los rubros allí identificados, particularmente en relación con el arrendamiento de la FSRU, el uso del gasoducto de transferencia submarino Chuchupa B - Ballena y la conexión de la FSRU con dicho gasoducto. Esta precisión se solicita exclusivamente para delimitar el alcance de la solución técnica que fue objeto de evaluación y no implica anticipar la valoración o el tratamiento regulatorio que corresponda a dichos componentes o costos.

A partir de lo anteriormente expuesto y a efectos de que la Comisión pueda dar inicio a la actuación administrativa conducente a determinar el ingreso regulado del transportador incumbente para dicho proyecto de acuerdo con lo dispuesto en la Resolución CREG 102 008 de 2022, modificada por la Resolución CREG 102-012 de 2024, se requiere que dicho informe absuelva los elementos anteriormente identificados de manera clara y precisa, sin ninguna ambigüedad o ejercicio interpretativo de la Comisión.

Frente a lo anterior, y conforme a lo discutido en la reunión realizada con la UPME el 26 de agosto de 2026, la Comisión manifiesta su voluntad de acompañar el proceso de aclaración que se pueda requerir, incluidas las mesas técnicas que sean necesarias, lo anterior, dentro del límite de sus facultades regulatorias, con el propósito de contribuir a la adecuada compresión y alcance de las inquietudes formuladas. Este acompañamiento no supone que la Comisión sustituya o complete la evaluación técnica realizada por la UPME, sino que busca facilitar la resolución de los elementos e inquietudes cuya claridad resulta necesaria para el posterior ejercicio de adelantar el ejercicio de la actuación administrativa correspondiente.

Finalmente, frente al informe remitido, entiende la Comisión que la UPME analizó la totalidad de la información remitida por TGI S.A. E.S.P. en cumplimiento de los requisitos de información y etapas previstas en el marco de lo establecido en la Resolución 680 de 2025 de la UPME, de la cual hace parte lo mencionado en los numerales 2.1.2, 2.1.3 y 2.1.4, 2.2, 2.3 y 2.4 del anexo 1. Esta información no fue recibida por la Comisión como parte de la comunicación con radicado CREG E2026009512, oficio 202601700166611 de la UPME, Anexo_00001, Anexo_00002, Anexo_00003 y Anexo_00004.

A partir de lo anterior, y en atención a las funciones regulatorias que ejerce la Comisión en relación con la valoración de proyectos adoptados en el marco del Plan de Abastecimiento de Gas Natural -PAGN, de acuerdo con lo previsto en la Resolución CREG 102 008 de 2022, el Decreto 2345 de 2015 y la Ley 142 de 1994, agradecemos remitir, como parte del Informe, la totalidad de la información considerada, analizada y utilizada como fundamento de la evaluación técnica del proyecto denominado “Infraestructura de almacenamiento y regasificación de GNL en La Guajira con conexión al SNT”. adelantada en cumplimiento de lo dispuesto en la Resolución UPME 680 de 2025.

La información requerida deberá remitirse de manera completa e integral a esta Comisión, incluso cuando contenga documentos, datos o apartes que se encuentren amparados por una clasificación o reserva constitucional o legal, teniendo en cuenta que, de conformidad con el artículo 27 de la Ley 1437 de 2011, sustituido por el artículo 1 de la Ley 1755 de 2015, el carácter reservado de la información no es oponible a las autoridades administrativas que sean constitucional o legalmente competentes para solicitarla en ejercicio de sus funciones. En estos eventos, se deberá informar a la Comisión si existe el carácter de dicha información y para adoptar las medidas necesarias para garantizar la conservación de la reserva correspondiente.

Cordialmente,

ADRIANA MARÍA JIMENEZ DELGADO

Directora Ejecutiva

<NOTAS DE PIE DE PÁGINA>

1. Literal a del artículo 4 de la Resolución CREG 102 008 de 2024.