CONCEPTO 7475 DE 2026

(septiembre 8)

<Fuente: Archivo interno entidad emisora>

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG

Bogotá D.C.,

Señor

XXXXXX

Asunto: Respuesta a los interrogantes trasladados por el Ministerio de Minas y Energía respecto del derecho de petición de origen congresional radicado No. 12026-039862, sobre el proyecto de infraestructura de almacenamiento y regasificación de gas natural licuado en La Guajira con conexión al Sistema Nacional de Transporte, conocido como proyecto Ballena.

Radicado CREG: E2026013262 del 4 de septiembre de 2026.

Traslado MME: Oficio 2-2026-039867 del 4 de septiembre de 2026.

Honorable Representante:

La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) recibió, por traslado del Ministerio de Minas y Energía efectuado mediante el oficio 2-2026-039867 del 4 de septiembre de 2026 (radicado en esta Comisión con el número E2026013262), los interrogantes del derecho de petición de la referencia.

De manera preliminar se precisa el alcance de esta respuesta. El Ministerio de Minas y Energía trasladó a la CREG los interrogantes 4, 5, 7, 8, 9, 10, 17 y 18. Los demás numerales del cuestionario (1, 2, 3, 6, 11 a 16, 19 y 20), entendemos, fueron retenidos por esa cartera por corresponder al Ministerio, a la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) o a otras autoridades, quienes los atenderán en el marco de su competencia. Adicionalmente, algunos de los interrogantes trasladados versan sobre asuntos de planeación del abastecimiento que son competencia de la UPME o sobre materias propias de otras entidades; respecto de ellos, esta Comisión dará el traslado correspondiente conforme al artículo 21 de la Ley 1437 de 2011, sustituido por el artículo 1 de la Ley 1755 de 2015, según se indica en cada respuesta.

En cuanto al marco normativo aplicable, el proyecto de la referencia se enmarca en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural 2023-2032, adoptado mediante la Resolución MME 40031 de 2025, expedida en desarrollo del Capítulo 2, Título 2, Parte 2, Libro 2 del Decreto 1073 de 2015 –Decreto Único Reglamentario del Sector Administrativo de Minas y Energía– (artículo 2.2.2.2.28, adicionado por el Decreto 2345 de 2015 y modificado por el Decreto 1467 de 2024). La ejecución en primera instancia, por parte del transportador incumbente, de proyectos prioritarios embebidos en un sistema de transporte (proyectos IPAT), así como su remuneración, se rigen por la Resolución CREG 102-008 de 2022^[1] –que compiló y ajustó la Resolución CREG 107 de 2017– y sus modificaciones.

I. Alcance del proyecto y trazabilidad de la decisión

Pregunta 4. “Alternativas de regasificación evaluadas frente a esta iniciativa, incluidas las localizadas en Coveñas, Ciénaga, Puerto Bahía y la ampliación de la terminal de Cartagena, con la matriz comparativa de capacidad, costo, cronograma y riesgo que sustentó la priorización, y las razones por las cuales se optó por la solución en Ballena”.

Respuesta. La identificación y evaluación técnica de alternativas de infraestructura, la elaboración de la matriz comparativa de capacidad, costo, cronograma y riesgo, y la priorización de los proyectos que se incorporan al Plan de Abastecimiento de Gas Natural son competencia de la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME), entidad que elabora el estudio técnico que sirve de sustento para que el Ministerio de Minas y Energía adopte dicho plan (artículo 2.2.2.2.28 del Decreto 1073 de 2015 y Resolución MME 40052 de 2016). El Plan de Abastecimiento de Gas Natural 2023-2032 fue adoptado mediante la Resolución MME 40031 de 2025, con base en el estudio técnico elaborado por la UPME.

La CREG no evalúa ni selecciona alternativas de localización de infraestructura, ni elabora las matrices de comparación o los análisis de beneficio-costo que fundamentan la priorización; sus funciones se circunscriben a la regulación económica de la remuneración del servicio de transporte. En consecuencia, por corresponder a la competencia de la UPME, este interrogante se traslada a dicha Unidad para que responda directamente al peticionario, con copia a esta Comisión.

Pregunta 5. “Balance de oferta y demanda de gas natural que sustenta el proyecto, precisando el déficit proyectado por año hasta 2032, los supuestos de declinación de los campos actuales, la incidencia de los proyectos costa afuera en desarrollo y el volumen que el proyecto cubriría en cada escenario”.

Respuesta. El balance de oferta y demanda de gas natural, la proyección del déficit anual hasta 2032, los supuestos de declinación de los campos en producción, la incidencia de los proyectos costa afuera y el volumen que el proyecto cubriría en cada escenario constituyen insumos y resultados del estudio técnico de planeación del abastecimiento, cuya elaboración compete a la UPME, en los términos del artículo 2.2.2.2.28 del Decreto 1073 de 2015 y de la Resolución MME 40052 de 2016. Esta Comisión no elabora dichas proyecciones. Por lo anterior, el interrogante se traslada a la UPME para respuesta directa al peticionario, con copia a esta Comisión.

II. Valor de la inversión y esquema de remuneración

Pregunta 7. “Valor eficiente de la inversión reconocido o en trámite de reconocimiento, metodología aplicada para su determinación, estado de la actuación ante la Comisión de Regulación de Energía y Gas y fecha estimada de decisión”.

Respuesta. El reconocimiento del valor eficiente de la inversión y de los gastos de administración, operación y mantenimiento (AOM) de un proyecto prioritario embebido en un sistema de transporte, ejecutado en primera instancia por el transportador incumbente (proyecto IPAT), es competencia de la CREG^[2] y se surte conforme al procedimiento del artículo 4 de la Resolución CREG 102-008 de 2022 (que compiló y ajustó la Resolución CREG 107 de 2017), en concordancia con la Resolución MME 40031 de 2025.

A partir de lo establecido en el artículo 4 de la Resolución CREG 102 008 de 2022, modificado por el artículo 2 de la Resolución CREG 102 012 de 2024, el procedimiento contempla inicialmente la evaluación técnica previa por parte de la UPME (literal a del artículo 4), de acuerdo con la declaración del proyecto por el transportador. Esta evaluación se realiza de acuerdo con lo establecido en la Resolución UPME 680 de 2025^[3]. Dicho informe es relevante para la Comisión, en la medida que este debe permitir validar que la información y las especificaciones presentadas por el transportador 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.

Lo anterior resulta relevante a efectos de contar con elementos técnicos completos y que puedan conducir a valorar una solución que corresponda con los requerimientos exigidos en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural - PAG, evitando riesgos de sobre o sub-remuneración de los proyectos.

Una vez se pueda llevar a cabo esta validación, le corresponde a la Comisión adelantar una actuación administrativa de carácter particular a efectos de establecer un ingreso regulado, la cual se surte en los términos de la Ley 142 de 1994, el Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo de la Ley 1437 de 1994<sic, es 2011>, donde se puede acudir a la práctica de pruebas en los términos de estas normas, como de los medios probatorios previstos en el Código General del Proceso.

Como resultado, la CREG define, mediante resolución particular, los flujos de ingresos anuales que remuneran la inversión y el AOM durante el Período Estándar de Pagos (PEP), los cuales tienen un mecanismo de ingreso regulado, es decir que la empresa que presta el servicio de regasificación no enfrenta el riesgo de demanda.

Adicionalmente, dentro de la regulación mencionada, es pertinente señalar que el proceso hay una auditoría del proyecto (artículos 23 y 24 de la Resolución CREG 102-008 de 2022) y, cuando la Comisión lo estima necesario, la práctica de un dictamen pericial para verificar la información y determinar el valor.

Estado de la actuación. El reconocimiento del valor eficiente por parte de la CREG procede una vez el transportador incumbente declara el proyecto y radica ante la Comisión la información que soporta la inversión, y una vez la UPME rinde su evaluación técnica a través del Informe mencionado y la validación que esta debda permitir.

Conforme a la información recibida, esta Comisión señala que inicialmente se recibió el informe técnico de la UPME respecto del proyecto de Infraestructura de almacenamiento y regasificación de GNL en La Guajira con conexión al SNT adoptado en el PAGN. Sin embargo, de su revisión se advierten varios elementos que resulta necesario que la UPME revise y que en el caso de que corresponda, la empresa TGI SA ESP aclare. Por esta razón, mediante comunicación con radicado CREG S2026007401 la Comisión envió una comunicación a la UPME con el resumen de los elementos encontrados, de la cual se adjunta copia en atención a la pregunta formulada.

Pregunta 8. “Esquema de remuneración previsto, precisando si opera mediante cargo regulado de transporte, ingreso regulado, cargos por capacidad, contratos de suministro o una combinación de ellos; el período de recuperación de la inversión; la tasa de retorno reconocida, y si la condición de proyecto prioritario comporta algún ingreso o pago garantizado con independencia del nivel de utilización de la infraestructura”.

Respuesta. Para los proyectos IPAT ejecutados por el transportador incumbente, el esquema consiste en un ingreso regulado reconocido por la CREG mediante resolución particular (artículo 4 de la Resolución CREG 102-008 de 2022), que remunera el valor eficiente de la inversión y los gastos de AOM.

El período de recuperación corresponde al período estándar de pagos (PEP) definido en la regulación. La tasa de retorno reconocida es la tasa de descuento (costo promedio ponderado de capital) establecida en la metodología general de transporte de gas natural vigente, aplicable a todos los transportadores.

Sobre si la condición de proyecto prioritario comporta un ingreso garantizado con independencia de la utilización: la remuneración no es incondicional. Está sujeta al cumplimiento de los hitos de la curva S y de la fecha de puesta en operación (FPO), y a que el activo se encuentre instalado y disponible; el propio marco prevé la suspensión de los pagos del componente de inversión cuando se configuran atrasos en la ejecución (Resolución CREG 102-008 de 2022). Ahora bien, es propio del esquema de ingreso regulado del transporte que la remuneración de la inversión eficiente reconocida retribuya la disponibilidad de la capacidad y no fluctúe día a día con el volumen efectivamente transportado, sin perjuicio de los mecanismos de eficiencia previstos en la metodología, entre ellos el factor de utilización.

Complemento de lo anterior, dentro de los mecanismos de remuneración de proyectos IPAT asociados a infraestructuras de regasificación de los planes de abastecimiento de gas natural, PAGN, la Comisión expidió la propuesta regulatoria de la Resolución CREG 702 023 de 2026.

Pregunta 9. “Estimación del impacto del proyecto sobre la tarifa final del servicio público domiciliario de gas combustible, desagregada por mercado relevante y por sector de consumo, con los estudios que la soporten, e indicación específica del efecto esperado para los usuarios del departamento de Cundinamarca y del Distrito Capital”.

Respuesta. A la fecha, no se cuenta con una estimación definitiva del impacto del proyecto sobre las tarifas del servicio público domiciliario de gas combustible. Dicho impacto solo podrá determinarse una vez se reciban las aclaraciones solicitadas a la UPME con respecto al informe remitido a la Comisión, se surta la actuación administrativa correspondiente y se defina el flujo de ingresos aplicable al proyecto.

Pregunta 10. “Costo estimado del gas natural puesto en el Sistema Nacional de Transporte expresado en dólares por millón de BTU, con los supuestos de precio internacional, fletamento, regasificación y transporte que lo componen, y comparación con el costo del gas de producción nacional.”

Respuesta. El costo del gas natural importado puesto en el Sistema Nacional de Transporte dependerá de diversos factores que, por ahora, no se encuentran determinados. Entre ellos se encuentran el precio de adquisición del Gas Natural Liado -GNL en el mercado internacional, los costos asociados a la comercialización o los mecanismos de agregación de demanda requeridos para efectuar dicha compra, así como el ingreso regulado que se apruebe para la infraestructura de regasificación.

Frente a este último componente, es importante mencionar que solo podrá establecerse una vez la UPME remita las aclaraciones solicitadas respecto del informe correspondiente, se surtan las actuaciones a que haya lugar y se definan los cargos tarifarios aplicables al proyecto. En consecuencia, actualmente no es posible determinar un costo estimado del gas natural importado puesto en el Sistema Nacional de Transporte ni efectuar una comparación definitiva con el costo del gas de producción nacional.

IV. Acceso abierto, competencia y control

Pregunta 17. “Reglas aplicables al acceso abierto de la terminal y del gasoducto de conexión, mecanismo de asignación de capacidad, tratamiento de la capacidad no utilizada y medidas adoptadas para evitar prácticas de autocontratación o de trato preferente entre Transportadora de Gas Internacional S.A. E.S.P. y sus sociedades vinculadas o las de sus socios en el proyecto”.

Respuesta. Las reglas aplicables al acceso, asignación y utilización de los servicios asociados a las Infraestructuras de Regasificación adoptadas en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural (PAGN) son actualmente objeto de desarrollo regulatorio por parte de esta Comisión.

En particular, mediante la Resolución CREG 702 024 de 2026 se sometió a consulta pública una propuesta regulatoria que contempla, entre otros aspectos, condiciones de acceso abierto y no discriminatorio, mecanismos para la asignación y utilización de la capacidad, así como disposiciones orientadas a garantizar la transparencia y neutralidad competitiva en el acceso a estas infraestructuras y a evitar el otorgamiento de derechos preferenciales o condiciones particulares por fuera de la regulación.

Actualmente, la Comisión se encuentra analizando los comentarios recibidos durante el período de consulta, por lo que las reglas definitivas aplicables a estos aspectos serán aquellas que se adopten una vez culmine el trámite regulatorio correspondiente.

Pregunta 18. “Conceptos o pronunciamientos emitidos por la Comisión de Regulación de Energía y Gas, por la Superintendencia de Industria y Comercio o por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios sobre la integración vertical, la competencia en el mercado de importación de gas y el control de la infraestructura resultante”

Respuesta. En la siguiente tabla se incluyen los conceptos que la Comisión ha emitido atendiendo solicitudes relacionadas con importación de gas, proyectos IPAT e integración vertical. Dichos conceptos se incluirán como anexos a la presente comunicación.

En los anteriores términos damos por atendida su solicitud,

Cordialmente,

ADRIANA MARÍA JIMÉNEZ DELGADO

Directora Ejecutiva

Anexos:

Comunicación con radicado CREG S2025006085

Comunicación con radicado CREG S2025012108

Comunicación con radicado CREG S2026004901

Comunicación con radicado CREG S2026007401

Comunicación con radicado CREG S2026003833

Comunicación con radicado CREG S202600474

Copia:

Ministerio de Minas y Energía, Grupo de Asuntos Legislativos.

Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME)

Nota: En las siguientes páginas encontrará las firmas electrónicas asociadas a este documento.

<NOTAS DE PIE DE PÁGINA>

1. Modificada mediante la Resolución CREG 102 012 de 2024.

2. Decreto 2345 de 2015, artículo 2.2.2.2.29.

3. S