RESOLUCIÓN 102 023 DE 2026

(marzo 12)

<Publicado en la página web de la CREG: 13 de abril de 2026>

Diario Oficial No. 53.457 de 13 de abril de 2026

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

Por medio de la cual se adiciona la Resolución CREG 175 de 2021.

LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS,

en ejercicio de las atribuciones constitucionales y legales, en especial las conferidas por la Ley 142 de 1994, los Decretos 2253 de 1994 y 1260 de 2013, con fundamento en el Decreto número 1467 de 2024 y,

CONSIDERANDO QUE:

El artículo 365 de la Constitución Política establece que "los servicios públicos son inherentes a la finalidad social del Estado. Es deber del Estado asegurar su prestación eficiente a todos los habitantes del territorio nacional". Así mismo, estipula que "(l) os servicios públicos estarán sometidos al régimen jurídico que fije la ley, podrán ser prestados por el Estado, directa o indirectamente, por comunidades organizadas, o por particulares. En todo caso, el Estado mantendrá la regulación, el control y la vigilancia de dichos servicios (…)".

De acuerdo con lo establecido en el artículo 14, numeral 14.28, de la Ley 142 de 1994, la actividad de transporte de gas natural es una actividad complementaria del servicio público domiciliario de gas combustible.

De acuerdo con lo previsto en los artículos 73 y 74 de la Ley 142 de 1994, le corresponde a la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), ejercer la función de regular los monopolios en la prestación de los servicios públicos, cuando la competencia no sea, de hecho, posible; y, en los demás casos, la de promover la competencia entre quienes presten servicios públicos, para que las operaciones de los monopolistas o de los competidores sean económicamente eficientes, no impliquen abuso de la posición dominante, y produzcan servicios de calidad, para lo cual puede, entre otras, proponer la adopción de las medidas necesarias para impedir abusos de posición dominante y adoptar reglas de comportamiento diferencial, según la posición de las empresas en el mercado.

El artículo 11 de la Ley 401 de 1997 establece que el gas combustible que se transporte por red física a todos los usuarios del territorio nacional, se regirá por las disposiciones contenidas en la Ley 142 de 1994, con el propósito de asegurar una prestación eficiente del servicio público domiciliario.

La Comisión debe orientar el régimen tarifario y establecer las fórmulas tarifarias para cobrar por los servicios públicos domiciliarios, para lo cual puede establecer topes máximos y mínimos de tarifas, conforme a los artículos 73.11, 73.22 y 88 de la Ley 142 de 1994. Así mismo, la definición de estas tarifas debe considerar los criterios tarifarios previstos en el artículo 87 de la Ley 142 de 1994, las cuales no pueden trasladar a los usuarios los costos de una gestión ineficiente por parte de las empresas.

En virtud del principio de eficiencia económica definido en el numeral 87.1 del artículo 87 de la Ley 142 de 1994, el régimen de tarifas procurará que estas se aproximen a lo que serían los precios de un mercado competitivo, esto es, que las fórmulas tarifarias no pueden trasladar a los usuarios los costos de una gestión ineficiente, ni permitir que las empresas se apropien de las utilidades provenientes de prácticas restrictivas de la competencia.

En virtud del principio de suficiencia financiera definido en el numeral 87.4 del artículo 87 de la Ley 142 de 1994, se debe garantizar a las empresas eficientes la recuperación de sus costos de inversión y sus gastos de Administración, Operación y Mantenimiento (AOM), y permitir la remuneración del patrimonio de los accionistas en la misma forma en la que lo habría remunerado una empresa eficiente en un sector de riesgo comparable.

El período de vigencia de las fórmulas tarifarias previsto por la Ley 142 de 1994 y los criterios a través de los cuales se fijan las tarifas, buscan garantizar la estabilidad en los cargos aprobados, tanto a las empresas como a los usuarios.

Mediante la Resolución CREG 175 de 2021, la CREG estableció los criterios generales para la remuneración del servicio de transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de Transporte (SNT). Mediante las Resoluciones CREG 102 001, 102 005, 102 006, 102 010 de 2022, las Resoluciones CREG 102 008 y 102 012 de 2024, y la Resolución CREG 102 016 de 2025, se han modificado aspectos de la Resolución CREG 175 de 2021.

Ahora bien, respecto a la conversión de infraestructura de hidrocarburos a transporte de gas natural, el Estudio Técnico para el Plan de Abastecimiento de Gas Natural 2023- 2038 elaborado y publicado por la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), mediante la Circular número 045 de 2024 expuso lo siguiente:

"8.3. Reconversión de Infraestructura de Transporte

En la actualidad existe infraestructura de transporte de hidrocarburos, principalmente de crudo, que según información suministrada por los mismos operadores se encuentra subutilizada presenta capacidad excedentaria y que podría ser una oportunidad para contribuir con la seguridad de abastecimiento y la confiabilidad del servicio de gas natural siempre y cuando se realicen las inversiones necesarias para reconvertir esta infraestructura con soluciones costo-eficientes para la demanda. Para este caso específico se propone como alternativa la reconversión de infraestructura, actualmente dedicada para el transporte de crudo, a infraestructura dedicada exclusivamente para el transporte de Gas natural".

Adicionalmente, dentro del numeral 12 de "recomendaciones" del Estudio Técnico denominado "Proyectos recomendados por el ETPAGN 2023-2038 para ser adoptados por el MME" se incluye dentro de la Tabla "12-1. Nueva infraestructura de oferta y transporte recomendada en el ETPAGN 2023-2038" lo siguiente:

Necesidad Identificada	Capacidad	FPO Sugerida	Nodos Beneficiarios	Beneficio Estimado MUSD	MENOR Costo Indicado MUSD
Gasoducto para conectar VIM - Interior en Magdalena Medio. Se analizaron 3 alternativas: A) Conexión Jobo- Antioquia-Mariquita. B) Conexión Sincelejo- Vasconia. C) Conexión Jobo-Vasconia.	No inferior a 400 MPCD	4T 2026	Todos	8396	877

El Decreto número 1467 de 2024 expuso lo siguiente en relación con la conversión de infraestructura, para la prestación del servicio público de gas natural:

"Artículo 1o. Modificar las siguientes definiciones del artículo 2.2.2.1.4. del Decreto número 1073 de 2015, las cuales quedarán así:

(…)

Conversión de infraestructura: conjunto de actividades necesarias para adecuar técnicamente y utilizar la infraestructura existente de transporte de hidrocarburos, sus mezclas o derivados, en la actividad de transporte de gas natural cumpliendo con los requisitos establecidos en el Reglamento Único de Transporte (RUT), expedido por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG).

Infraestructura Convertida: infraestructura existente de la actividad de transporte de hidrocarburos, sus mezclas o derivados, habilitada técnicamente para el transporte de gas natural.

Dicha infraestructura se considera parte del SNT cuando cumpla con las condiciones técnicas señaladas en el RUT.

El propietario y/u operador de la infraestructura convertida podrá no ser un Transportador de gas natural, no obstante, para efectos de la operación de dicha infraestructura, le será aplicable la regulación existente de la actividad de transporte de gas natural. El servicio de transporte de gas natural que se provea mediante Infraestructuras Convertidas deberá ser prestado por un agente Transportador 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.

(…)

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.

PARÁGRAFO 3o. El plan de abastecimiento de gas natural podrá incluir las obras requeridas para la conexión de fuentes costa afuera, así como los proyectos identificados que puedan contar con condiciones técnico-económicas aptas para operar como infraestructura convertida". (Resaltado fuera de texto).

El Ministerio de Minas y Energía, MME, puso en consideración la propuesta de resolución "por la cual se adopta el Plan de Abastecimiento de Gas Natural 2023-2032", cuya aprobación definitiva por parte del Ministerio se promulgó mediante Resolución número 40031 de 2025.

Adicionalmente, la Resolución CREG 102 008 de 2022, modificada por la Resolución CREG 102 012 de 2024, estableció lo siguiente:

"Artículo 2o. Definiciones. Para la interpretación y aplicación de esta Resolución se tendrán en cuenta, además de las definiciones establecidas en la Ley 142 de 1994 y en las resoluciones vigentes de la CREG, las siguientes:

(…)

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". (Resaltado fuera de texto).

Teniendo en cuenta lo anterior, los conceptos de infraestructura convertida e infraestructura existente pueden ser considerados e incluidos como proyectos dentro del Plan de Abastecimiento de Gas Natural (PAGN), al haber sido planteados dentro del Estudio Técnico para el Plan de Abastecimiento de Gas Natural 2023-2038 elaborado y publicado por la UPME, mediante la Circular número 045 de 2024.

En este sentido, en la medida que así lo adopte el PAGN, estos proyectos de conversión de infraestructura pueden ser considerados proyectos prioritarios del plan de abastecimiento en un sistema de transporte, IPAT, lo cual implica que se deba aplicar la regulación asociada con los procedimientos para ejecutar proyectos del PAGN, entre los que se encuentra el artículo 4o de la Resolución 102 008 de 2022, que establece las disposiciones relacionadas con la ejecución de inversiones en proyectos prioritarios del plan de abastecimiento en un sistema de transporte, IPAT, por parte del transportador incumbente.

Específicamente, en el literal c del artículo 4o en mención se establece lo siguiente:

"c) Utilizando el mecanismo de valoración de inversiones y evaluación de AOM previsto en la resolución que reemplace la metodología de remuneración de la actividad de transporte de gas natural contenida en la Resolución CREG 175 de 2021 o aquellas que la modifiquen o sustituyan, la CREG determinará el valor eficiente de la inversión y de los gastos de AOM correspondientes a cada proyecto declarado por el transportador incumbente".

Este mecanismo de valoración, de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 175 de 2021, no está previsto para proyectos de conversión de infraestructura que sean incluidos como proyectos dentro del PAGN, como hoy existe para la infraestructura existente de transporte de gas natural.

Es por esto que, a partir de las normas anteriormente citadas, se considera necesario modificar la Resolución CREG 175 de 2021 a efectos de incluir el mecanismo de valoración de inversiones y evaluación de Administración, Operación y Mantenimiento (AOM), que permita determinar el valor eficiente de la inversión y de los gastos de AOM correspondientes a proyectos de conversión de infraestructura como parte de la infraestructura existente como un proyecto IPAT, lo cual incluye, entre otros: i) mecanismo de valoración de la inversión lo cual incluya tres componentes, el costo de oportunidad que se deja de percibir en el sector que esté operando ya sea el de crudos con oleoductos o refinados en el caso de poliductos, las inversiones para convertir el activo a gasoducto y los activos para conectar el SNT los activos convertidos; ii) mecanismo de valoración de los gastos de AOM; iii) instrumentos para la declaración de la información de la infraestructura a convertir; iv) determinación del costo de oportunidad que se deja de percibir en el sector que esté operando el activo; v) anualidad de inversión.

Así mismo, se considera procedente que, las disposiciones que hacen parte del título que se incluye dentro de la Resolución CREG 175 de 2021 en materia de "Remuneración de activos de hidrocarburos convertidos a gasoductos", sean aplicables igualmente para la conversión de infraestructura, cuando esta se decida asumir a riesgo de los agentes transportadores en el marco de la metodología de transporte de gas natural.

Teniendo en cuenta los análisis realizados en el Documento CREG 902 114 de 2025, la Comisión aprobó la publicación del Proyecto de Resolución CREG 702 012 de 2025, "por la cual se modifica y adiciona la Resolución CREG 175 de 2021", con el objetivo de modificar la metodología de remuneración de transporte de gas natural (Resolución CREG 175 de 2021) para introducir procedimientos para:

i. Remunerar las Estaciones de Regulación de Puerta de Ciudad (ERPC), que fueron declaradas por los transportadores como no homologables con respecto a las unidades constructivas definidas en la Resolución CREG 202 de 2013 y sus modificaciones.

ii. Remunerar infraestructura de transporte de hidrocarburos (oleoductos y poliductos) que sea susceptible de ser adaptada para prestar el servicio de transporte de gas natural.

El Proyecto de Resolución CREG 702 012 de 2025 fue publicado para que empresas, usuarios, autoridades y demás partes interesadas presentaran sus observaciones por un periodo de diez (10) días hábiles. Frente a la propuesta regulatoria se recibieron los siguientes comentarios en relación con la remuneración de infraestructura de transporte de hidrocarburos (oleoductos y poliductos) que sea susceptible de ser adaptada para prestar el servicio de transporte de gas natural:

RADICADO	AGENTE QUE HACE EL COMENTARIO
E2025002288	MADIGAS INGENIEROS SA ESP
E2025002395	UNIDAD DE PLANEACIÓN MINERO ENERGÉTICA - UPME
E2025002463	ASOCIACIÓN COLOMBIANA DEL PETRÓLEO - ACP
E2025001763
E2025002262	C.I. TRAFIGURA PETROLEUM COLOMBIA S.A.S.
E2025002382	BOLSA MERCANTIL DE COLOMBIA
E2025002383	GRUPO VANTI
E2025002385	ANLA
E2025002387	ANDESCO
E2025002388	NATURGAS
E2025001679
E2025002390
E2025002521	CENIT TRANSPORTE Y LOGÍSTICA DE HIDROCARBUROS S.A.S.
E2025009385
E2025009738
E2025010488
E2025002392	PROMOTORA DE GASES DEL SUR S.A E.S.P.
E2025002393	ECOPETROL S.A.
E2025002394	ÓPTIMA CONSULTORES
E2025002398	PROMIGAS S.A. E.S.P.
E2025002399	ALCANOS DE COLOMBIA S.A. E.S.P.
E2025002509	HOCOL
E2025002528	PROMIGAS S.A. E.S.P.
E2025002397	UNIDAD DE PLANEACIÓN MINERO ENERGÉTICA - UPME
E2025003261	GESTOR DEL MERCADO DE GAS NATURAL

Mediante la Resolución CREG 102 016 de 2025, la Comisión expidió de manera definitiva las medidas propuestas en relación con la valoración de las ERPC, correspondientes a los artículos 2 y 4 de la propuesta regulatoria del Proyecto de Resolución CREG 702 012 de 2025, toda vez que con dichas disposiciones se consolidó el proceso de definición cargos de transporte en el marco de la Resolución CREG 175 de 2021.

Con posterioridad a la fecha de expedición del Proyecto de Resolución CREG 702 012 de 2025, el MME expidió la Resolución 40031 de 31 de enero de 2025, "Por la cual se adopta el Plan de Abastecimiento de Gas Natural 2023- 2032 y se establecen otras disposiciones". En el artículo 1o de dicho acto administrativo, se estableció lo siguiente:

"Artículo 1o. Adoptar el Plan de Abastecimiento de Gas Natural 2023-2032, con base en el Estudio Técnico para el Plan de Abastecimiento de Gas Natural 2023-2038 publicado por la Unidad de Planeación Minero – Energética (UPME), mediante la Circular número 045 de 2024, en lo que respecta a los siguiente proyectos: (…)

ii) Gasoducto para conectar el Valle Inferior del Magdalena (en adelante VIM) - Interior: - Diseño, adecuación, montaje y puesta en operación del gasoducto para garantizar la conexión entre el VIM y el interior del país, entre los nodos Jobo y Vasconia del Sistema Nacional de Transporte (en adelante SNT); con una capacidad de transporte de 400 MPCD. - Fecha de Puesta en Operación e inicio de la prestación efectiva del servicio: Primer Trimestre de 2030. - Fecha anticipada de entrada en operación parcial: Cuarto Trimestre de 2027, con una capacidad de transporte no inferior a 100 MPCD".

La Resolución número 40031 de enero de 2025 se expidió con base en el Estudio Técnico para el Plan de Abastecimiento de Gas Natural 2023-2038 publicado por la UPME, mediante la Circular número 045 de 2024 y el documento complementario del Estudio Técnico para el Plan de Abastecimiento de Gas Natural 20232038 (ETPAGN) registrado por el MME el 27 de enero de 2025, con el Radicado 1-2025002889 y publicado posteriormente por la UPME, mediante la Circular número 008 del 31 de enero de 2025.

En dicho estudio y en su documento complementario, en el numeral 5.4.2. denominado "Nuevos Proyectos de Infraestructura de Gas Natural" se incluye en el literal a el proyecto "Conexión VIM - Interior"

A efectos de llevar a cabo la correcta y debida aplicación de la propuesta regulatoria, mediante Radicado CREG E2025005049 del 7 de abril de 2025, el MME, a través de la Dirección de Hidrocarburos emitió concepto sobre el procedimiento de conversión de oleoductos a gasoductos, en donde se precisó: i) cual es el proceso que debe seguir el interesado ante el MME para retirar los activos que se encuentran prestando el servicio de transporte de crudos y cuál es la decisión que se adopta por parte de dicha entidad; ii) el documento que se expide para que un activo sea retirado y deje de aplicársele la regulación del MME; ii) el período de tiempo necesario para llevar a cabo ese trámite, y; iv) si estos retiros del servicio puede ser prospectivo, es decir, se autorice a un periodo de tiempo futuro, por ejemplo, cuando se terminen los contratos.

Adicionalmente, en la comunicación con Radicado número 2-2025-032041, la Oficina de Asuntos Regulatorios y Empresariales del MME, emitió concepto donde se precisó el entendimiento y alcance que se le debe dar al término "subutilización" de acuerdo con lo expuesto en la memoria justificativa del Decreto número 1467 de 2024 y cómo dicho término se aplica frente a la definición de "Conversión de infraestructura", considerando que esta expone que la conversión implica el conjunto de actividades necesarias para adecuar técnicamente y utilizar la infraestructura existente de transporte de hidrocarburos.

Así mismo, el mencionado concepto resolvió las inquietudes relacionadas con el término "subutilización" y, señaló si dicho término, dentro de la valoración del costo de oportunidad de la infraestructura a convertir implica alguna restricción en relación con las actividades necesarias que deben ser reconocidas para adecuar técnicamente y utilizar la infraestructura existente de transporte de hidrocarburos.

En relación con lo anterior, en dicho concepto se precisa que:

i) El término "subutilización" según lo establecido en la memoria justificativa del Decreto número 1467 de 2024, hace referencia a la infraestructura existente que opera parcialmente o se encuentra en desuso al momento de su valoración. Esto significa que no está siendo utilizada en su capacidad máxima operativa declarada, definida por el volumen transportado entre un punto de origen y uno de entrega en un período determinado. Cuando la infraestructura está operativa su capacidad puede trasladarse a otras infraestructuras igualmente habilitadas, posibilitando así el proceso de conversión;

ii) Para habilitar el uso de la infraestructura de transporte de hidrocarburos, especialmente de crudo, deben tenerse en cuenta los siguientes factores como: costo - beneficio para la operación de reconversión, la optimización de los tiempos de construcción, la mitigación de impactos sociales y ambientales si se considera una infraestructura nueva, que, en todos los casos, para determinar si resulta procedente o no la rehabilitación de la infraestructura de transporte;

iii) El término "subutilización" no implica la imposición de restricciones a las actividades que deben ser reconocidas dentro del proceso de conversión de la infraestructura, siempre que estas se realicen en el marco de la ponderación con los factores de costo – beneficio, tiempo de operación y mitigación de impactos sociales y ambientales. Por lo tanto, este término no implica restricciones sobre las actividades a reconocer para la conversión de infraestructura;

iv) Sin embargo, en la valoración del costo de oportunidad deben considerarse las condiciones particulares del activo (si está operativo y es productivo o no), el estado de su remuneración vigente, su vida útil normativa y los mecanismos de valoración definidos en la regulación aplicable, como el Reglamento Único de transporte y la Resolución número 175 de 2021 expedidos por la CREG.

Mediante Resolución MME 40302 de fecha 1o de julio de 2025, el MME modificó el parágrafo del artículo 4o de la Resolución número 40031 de 2025, que adoptó el Plan de Abastecimiento de Gas Natural 2023-2032, y se establecen otras disposiciones.

Mediante el Radicado E2025009385 del 7 de julio de 2025, Ecopetrol S.A. y Cenit, extienden al MME, en su rol de rector de la política energética del país, a la CREG, en su rol de regulador de las actividades asociadas al transporte de gas natural, y a la UPME, como planeador del sector, algunas consideraciones de mayor relevancia para materializar la conversión de infraestructura de transporte de hidrocarburos para el transporte de gas natural.

Mediante el Radicado E2025009738 del 18 de julio de 2025, Cenit compartió a la Comisión, la presentación con las consideraciones que observaba del esquema de remuneración de la reconversión para que la Comisión lo pudiera tener en cuenta como insumo para la propuesta definitiva consultada en el Proyecto de Resolución número 702 012 de 2025, donde se publicó para comentarios la propuesta de metodología de remuneración para la infraestructura convertida.

Así mismo, mediante el Radicado E2025010488 del 4 de agosto de 2025, Cenit dio alcance a la comunicación con radicado CREG E2025002390 del 19 de febrero de 2025 "Comentarios Cenit al proyecto de Resolución 702 012 de 2025", con el objeto de presentar algunos comentarios complementarios sobre aspectos específicos que consideran relevantes para el adecuado desarrollo de la propuesta regulatoria de remuneración de activos de hidrocarburos convertidos a gasoductos.

Mediante el radicado CREG E2025016463 del 2 de diciembre de 2025, el MME, remitió a la Comisión información financiera y documental relacionada con el Proceso de Fijación Tarifaria – Segmento 3 (Año 2019) para la empresa Ocensa, la cual recoge los elementos necesarios para la verificación de los criterios de remuneración de inversiones y la adecuada aplicación del componente K de la fórmula tarifaria.

Mediante el Radicado CREG E202501685 del 12 de diciembre de 2025, el MME, remitió a la Comisión la información financiera y documental requerida, relacionada con el Proceso de Fijación Tarifaria correspondiente al Oleoducto de Colombia "ODC" para (Año 2019) para la empresa al Oleoducto de Colombia S.A. "ODC", en el marco del proceso de estructuración de la metodología tarifaria para la conversión de oleoductos en gasoductos.

A partir de lo expuesto, así como de los comentarios recibidos a la propuesta planteada en el Proyecto de Resolución CREG 702 012 de 2025, los cuales se analizan y se agrupan en categorías de argumentos en el documento soporte que acompaña a la presente resolución, la propuesta incluye los siguientes elementos:

- Establece la forma de llevar a cabo la remuneración de los proyectos adoptados en el Plan de abastecimiento de Gas Natural que puedan contar con condiciones técnico-económicas aptas para operar como infraestructura convertida. Lo anterior, como parte de la metodología de transporte de gas natural establecida en la Resolución CREG 175 de 2021.

- Esta remuneración incluye los elementos relacionados con: i) la Inversión Existente; ii) los incentivos a la entrada de la infraestructura, y; iii) la remuneración de las nuevas inversiones, incluidas las asociadas a la conversión, como a las extensiones y/o ampliaciones de capacidad. Esto con el fin de que se puedan remunerar los requerimientos de capacidad previstos en el PAGN de la Resolución número 40031 de 2025.

- Se establecen disposiciones en relación con la comercialización de la capacidad de transporte que se generen por estos proyectos atendiendo la regulación prevista actualmente en la Resolución CREG 185 de 2020.

- Se establecen disposiciones complementarias a efectos de que estas sean concordantes con lo previsto hoy en la Resolución CREG 102 008 de 2022 en relación con la regulación prevista para la ejecución de proyectos del PAGN, adoptado por el MME.

Así mismo, se considera que las modificaciones y ajustes que se incluyen se derivan del proceso de consulta, así como de las aclaraciones y conceptos emitidos en relación con el alcance de las normas en materia de política pública, frente al abastecimiento de gas natural, y guardan una correspondencia lógica y una relación temática con la propuesta regulatoria desarrollada en el Proyecto CREG 702 012 de 2025, al referirse a materias y asuntos allí consultados.

En el documento soporte que acompaña la presente resolución se encuentran los análisis que sustentan las medidas regulatorias que aquí se adoptan, el contenido de la propuesta, así como se atienden los comentarios recibidos en relación con la remuneración de la infraestructura de transporte de hidrocarburos (oleoductos y poliductos) que sea susceptible de ser adaptada para prestar el servicio de transporte de gas natural, como adecuaciones de la infraestructura existente de transporte de hidrocarburos y de sus mezclas o derivados. Lo allí expuesto, sirve de entendimiento de las razones que explican y facilitan la interpretación de las reglas de funcionamiento que a continuación se desarrollan.

Igualmente, en el documento soporte se consigna el diligenciamiento del cuestionario establecido por la Superintendencia de Industria y Comercio (SIC), para efectos de evaluar la incidencia sobre la libre competencia de los mercados de la propuesta regulatoria, en atención a lo establecido en el artículo 4 del Decreto número 2897 de 2010, reglamentario de la Ley 1340 de 2009.

La Comisión en su Sesión 1429 del 20 de diciembre de 2025, aprobó la propuesta regulatoria para ser remitida a la SIC, en los términos del artículo 7o de la Ley 1340 de 2009, en materia de Abogacía de la Competencia.

El 30 de diciembre de 2025 se realizó la remisión del proyecto regulatorio a la SIC a través de la Radicación 25-648553-3-0.

Mediante comunicación con radicado CREG E2026002694 del 12 de febrero de 2026, la SIC remitió a la Comisión el concepto de abogacía de la competencia sobre el proyecto de resolución: "Por medio de la cual se adiciona la Resolución CREG 175 de 2021". En el numeral 4 de la precitada comunicación se presenta el análisis realizado por la SIC, el cual se cita a continuación:

"4. ANÁLISIS DEL PROYECTO DESDE LA PERSPECTIVA DE LA LIBRE COMPETENCIA ECONÓMICA

4.1. Sobre la justificación de parámetros normativos

4.1.1. Regla propuesta

El artículo 3o del proyecto adicionó al Capítulo II dentro del Título III de la Resolución CREG 175 de 2021 algunos artículos. En particular, se introdujo el artículo 31.2.2, por medio del cual se introdujo una fórmula por la cual se reconoce un incentivo a la reconversión de poliductos a gasoductos definida como la mitad del producto entre los mayores costos de transportar el gas sin hacer la reconversión por la capacidad del proyecto, todo ello en mensualidades y con un incentivo que se reconoce por un total de 12 meses. Por otra parte, se añade también el artículo 31.3, que estipula que se reconocerán ingresos por AOM por un valor del 4,07% de la inversión en caso de no contar con mejor información.

4.1.2. Consideraciones de la SIC

Como lo señaló el regulador^[1], la actividad de transporte de gas corresponde a un monopolio natural y en virtud de ello la libre competencia no se manifiesta. Por ello, la regulación económica mediante el establecimiento de tarifas cumple un papel fundamental para impedir costos desproporcionados a los usuarios, evitando la discrecionalidad y reduciendo riesgos de abuso de posición dominante^[2].

En ese orden de ideas, en mercados regulados la determinación de una remuneración adecuada es fundamental para la libre competencia económica en los sectores^[3]. Esto por cuanto una intervención en precios debe brindar suficiencia financiera a los mercados regulados de forma que evite imponer precios demasiado bajos como para fomentar la salida de agentes del mercado^[4], pero tampoco demasiado altos que tengan afectaciones sobre los consumidores de los servicios, especialmente en el impacto a consumidores finales en la cadena^[5]. Para el caso de la infraestructura de transporte, los costos de su implementación se tienen en cuenta para la determinación de los precios del gas24, así que la fijación de precios de la cadena tiene impactos fundamentales en consumidores de todo tipo y en el producto nacional.

Ahora bien, en el proyecto la SIC logró identificar tres parámetros que determinan la remuneración pero que no tendrían una justificación expresamente establecida: i) que el beneficio del menor costo de transporte se reparte en mitades entre los consumidores y el transportista que decide convertir su poliducto, ii) que este incentivo tiene una duración de 12 meses y iii) que se tomará en cuenta un AOM de 4,07% de la inversión en caso de no contar con mejor información. Ninguno de los tres parámetros se soporta en el estudio económico ni tampoco existe forma de identificar por qué dichos parámetros resultarían ser los más eficientes de todo el universo de posibilidades existentes.

En primer lugar, la variable CF (100,0) * CET que corresponde al cálculo del cargo de la ruta existente de capacidad de transporte desde la fuente alterna al proyecto de reconversión con mayor probabilidad de sustituirlo hasta el punto de destino en el SNT en donde la infraestructura de reconversión finalizará su trazado multiplicado por su capacidad, podría repartirse en un número infinito de combinaciones entre 0 y 1 que permitirían repartir los beneficios entre el transportista y el usuario. Sin embargo, el regulador opta por dividir dicho incentivo en partes iguales sin una explicación clara al respecto. En segundo lugar, la variable acota la recepción del incentivo de pronta entrada a 12 meses y, nuevamente, no existe en el estudio económico aportado por el regulador ningún elemento que brinde alguna explicación respecto a por qué se escogió dicho parámetro. Esto resulta relevante por cuanto un incentivo demasiado bajo podría ser insuficiente para promover que los agentes realicen procesos de reconversión y aporten a la seguridad energética del país, pero un incentivo demasiado alto podría generar ganancias desproporcionadas a costa de precios más elevados para los usuarios. Por ello, sobre estos puntos se recomendará al regulador justificar adecuadamente los parámetros empleados para la remuneración del incentivo.

En similar sentido, la CREG propone un reconocimiento por valor de AOM de 4,07% de la inversión en caso de no contar con mejor información. Sin embargo, en el proyecto no se justifica dicho valor ni se referencia de dónde surge ni cómo la metodología con la cual se obtuvo sería aplicable a este tipo de proyectos. Además de lo mencionado previamente sobre la importancia de justificar adecuadamente los parámetros tarifarios y escoger la remuneración óptima, este factor en particular podría generar consecuencias no deseadas en relación con los incentivos. Específicamente, pese al deber de reporte de información de calidad exigida en la normativa, un agente podría tener el incentivo a no suministrar datos adecuados si identifica que sus costos AOM son inferiores al 4,07% con el fin de que sea este el valor que se le remunere. Por tanto, sobre este factor se recomendará establecer un mecanismo por medio del cual los agentes se vean incentivados al reporte de información de calidad, incluso cuando esta da como resultado costos inferiores a la tasa de AOM fijada por el regulador.

4.2. Sobre el estudio de impactos del proyecto

4.2.1. Regla propuesta

De acuerdo con la CREG el proyecto final tuvo una serie de ajustes derivados de la consulta de la propuesta inicial, acogiendo comentarios relacionados principalmente con la medición del costo de oportunidad, los incentivos y la remuneración de la inversión^[6]. A la par, el regulador indica que estas modificaciones guardan "una relación temática con la propuesta regulatoria desarrollada en el Proyecto CREG 702 012 de 2025, al referirse a materias y asuntos allí consultados"^[7].

Dichas modificaciones consistieron en^[8]:

1. Reformulación de la remuneración de la inversión de acuerdo con lo que estaba reconocido por parte del MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA en su base tarifaria como parte de la base de activos reconvertibles de los oleoductos y, en caso de no lograr identificar de manera clara y concisa los activos reconvertibles, se podrá utilizar un auditor para la revisión de los activos a remunerar.

2. Remuneración de los gastos de AOM de acuerdo con los lineamientos de la Resolución CREG 175 de 2021.

3. Reconocimiento de un incentivo por un año por la entrada anticipada de capacidad.

4.2.2. Consideraciones de la SIC

Acerca de las modificaciones realizadas sobre la propuesta de medición del ingreso regulado anual como gasoducto (en adelante), la SIC considera que los cambios son sustanciales, especialmente en lo que respecta al costo de oportunidad. Al respecto, las ecuaciones 1 y 2 muestran la propuesta inicial.

Ecuación 1. Medición inicial del Ingreso regulado anual como gasoducto

Ecuación 2. Medición inicial de la anualidad del costo de oportunidad

Donde:

	Valor depreciado del oleoducto a reconocer
	Tasa asociada al riesgo del activo en el negocio, que ya recuperó su capital
	Anualidad costo de oportunidad (mínimo cero, cuando tome valores negativos)
	Anualidad Plan de nuevas inversiones para acondicionar el oleoducto
	Anualidad inversiones extensión de gasoductos
	Ingresos actuales como oleoducto en el sector de crudos
	Ingresos adicionales en sector de crudos al convertirse a gasoductos
	Tasa descuento actividad poliductos
	Período a considerar el costo de oportunidad 5 años

La principal dificultad que fue encontrada por los terceros a esta versión inicial fue que no habría incentivos a la reconversión. Esto debido a que, por la subutilización, los ingresos adicionales en el sector de crudos al convertirse superan a los ingresos actuales como oleoducto, lo que haría que la anualidad del costo de oportunidad fuera cero. De este modo, el mínimo valor a pagar entre el VLIE y la anualidad del costo de oportunidad resultaría ser siempre cero.

Debido a esta dificultad, se cambió la medición del costo de oportunidad y se consideró incluir por separado el VLIE -tomado del MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA o de peritaje - y añadir un incentivo para contar con capacidad de transporte en menor tiempo frente a desarrollar un nuevo gasoducto.

De esta manera, se observa que el principal cambio es la inclusión del incentivo. Sobre esta definición, además de las consideraciones realizadas en el apartado 4.1.2, se encuentra que no se realiza por parte de la CREG un análisis de los posibles impactos de las modificaciones realizadas en los documentos aportados para el trámite. De hecho, se presentan únicamente algunas estimaciones con respecto a los costos e ingresos derivados de la reconversión con y sin el incentivo^[9]. No obstante, se recomienda realizar un análisis a mayor profundidad sobre los impactos e incluirlo dentro del documento de memoria justificativa del proyecto.

Adicionalmente, esta Superintendencia considera que debe ahondarse en cómo el incentivo de entrada calculado sí impulsa la conversión de infraestructura. Lo anterior, en el sentido en que se consideran únicamente los beneficios obtenidos por la disponibilidad del ducto antes de la realización de un ducto nuevo. Sin embargo, se omite evaluar si estos beneficios compensan y superan la situación actual -sin la reconversión de infraestructura -. Esto último es clave para que el incentivo cumpla realmente el rol de hacer atractiva la reconversión.

En particular, aunque la CREG presenta las estimaciones agregadas de la reconversión haciendo uso de datos de una monografía^[10] y del Plan de Abastecimiento de Gas Natural (UPME), no presenta una evaluación del posible impacto sistémico de la remuneración establecida para la reconversión. En consecuencia, no es claro qué parte de los posibles beneficios se trasladarían a los usuarios finales del servicio público domiciliario de gas natural, de qué manera esto justifica la fórmula aplicada para calcular el incentivo por disponibilidad en menor tiempo y cómo se cumple con el criterio de neutralidad^[11]. A la par, resultaría necesario que la CREG especifique el cumplimiento de la suficiencia financiera^[12] en el sentido de que la fórmula aplicada para remunerar la anualidad de la inversión no tiene en cuenta un factor asociado a la remuneración del activo en un sector de riesgo comparable.

Adicionalmente, siendo que la anualidad de la inversión a reconocer es el mínimo entre el valor calculado mediante el proyecto y el valor de construir un ducto nuevo de acuerdo con el Anexo 1 de la Resolución CREG 175 de 2021^[13], pese a que se espera que haya una ganancia de bienestar con respecto a la situación sin reconversión por la formulación tarifaria, es posible que no se materialice un beneficio tarifario a los usuarios ni tampoco sea efectivo el incentivo por disponibilidad en menor tiempo.

Al respecto, si se remunera la anualidad de la inversión de la reconversión de infraestructura de la misma forma en la que se pagaría crear un ducto nuevo, siendo que esta remuneración no considera ningún incentivo por pronta entrada en operación, podrían no estarse considerando situaciones donde la anualidad de la inversión de la reconversión de infraestructura sea mayor que la de la creación de un gasoducto nuevo, pero permita a los usuarios tener disponibilidad del servicio con mayor prontitud. De manera que, al establecer la condición del mínimo entre los dos valores, no se considera el beneficio por pronta entrada y, con ello, se disminuye el valor de incluir en la fórmula tarifaria un incentivo por disponibilidad en menor tiempo.

De acuerdo con el análisis presentado anteriormente y entendiendo la relevancia del proyecto para la garantía del acceso y la disponibilidad del servicio en el interior del Magdalena Medio, la importancia de la definición de los regímenes tarifarios en los mercados regulados y la necesidad del cumplimiento de los criterios de eficiencia económica, neutralidad, solidaridad, redistribución, suficiencia financiera, simplicidad y transparencia establecidos en la Ley 142 de 1994, esta Superintendencia presentará a continuación las recomendaciones consideradas".

Así mismo, como parte del concepto de abogacía de la competencia, la SIC realizó las siguientes recomendaciones en el numeral 5:

"5. RECOMENDACIONES

Por las razones expuestas, se recomienda a la CREG, en relación con el proyecto:

- En relación con el artículo 31.2.2: Justificar los parámetros n y  mediante el complemento del estudio técnico de forma que se identifique por qué dichos parámetros generan una remuneración óptima que incentive la entrada al mercado y que genere también el mayor beneficio a los usuarios.

- En relación con el artículo 31.2.2: Justificar la suficiencia del incentivo a disponibilidad en el menor tiempo de capacidad de transporte de gas para cumplir con el objetivo de incentivar la reconversión. Esto es, justificar la no inclusión de otros factores –como, por ejemplo, los ingresos que dejan de percibirse al obrar como oleoducto– o alguna garantía o evidencia de que la remuneración de este incentivo hará que el ingreso regulado sea superior a los ingresos como oleoducto.

- En relación con el artículo 31.3: i) Justificar por qué el valor predeterminado de 4,07% para costos de administración, operación y mantenimiento resultaría adecuado ante la falta de mejor información y ii) Establecer un mecanismo por medio del cual los agentes se vean incentivados a reportar información de calidad incluso cuando el resultado de esta genere costos AOM inferiores al 4,07%.

- En relación con el estudio técnico: Complementar el análisis de impacto de la versión final proyecto teniendo en cuenta todas las alternativas planteadas y los posibles efectos sistémicos del proyecto.

- En relación con el parágrafo del artículo 31.2.5: Justificar cómo el reconocimiento del mínimo flujo de la anualidad de la inversión entre la infraestructura reconvertida y la nueva no atenúa el rol del incentivo por pronta disponibilidad incluido en el cálculo de la anualidad de la inversión de la infraestructura reconvertida.

Respetuosamente, se sugiere al regulador que el tratamiento de las recomendaciones aquí presentadas sea incorporado, de manera expresa, en las consideraciones del acto administrativo que se expida, de conformidad con lo dispuesto en los artículos 2.2.2.30.7 y 2.2.2.30.9 del Decreto número 1074 de 2015.

Para finalizar, se solicita amablemente a la CREG que, al expedir el proyecto, remita una copia de este acompañada con la última versión de su memoria justificativa, al correo electrónico grabogacia@sic.gov.co".

A continuación, se presenta el análisis de las recomendaciones realizadas por la SIC, en cumplimiento de lo dispuesto el Decreto número 2897 de 2010, hoy compilado en el Decreto número 1078 de 2015.

i. Factor

Respecto al factor , la Superintendencia plantea dentro de las recomendaciones que:

- En relación con el artículo 31.2.2: Justificar los parámetros n y ½ (subrayado fuera de texto) mediante el complemento del estudio técnico de forma que se identifique por qué dichos parámetros generan una remuneración óptima que incentive la entrada al mercado y que genere también el mayor beneficio a los usuarios.

En el numeral 3.5 del documento CREG remitido a la SIC, se expone el análisis "Incentivo desarrollo infraestructura reconvertida", el cual indica la justificación de la regla contenida en el artículo 31.2.2 adicionado en la propuesta regulatoria, el cual, considera las ventajas y desventajas de reconvertir, desde la empresa como del usuario, y de usar capacidad de transporte nueva o reconvertida^[14].

A partir de lo anterior, la consideración de aplicar el factor  surge de la banda de ajuste que hace parte de la metodología de remuneración de transporte de gas natural^[15]. Al respecto, en el Documento CREG 050 de 2016, relativo a la consulta inicial de dicha metodología, se señala lo siguiente:

"En caso de estar por debajo del valor de referencia del modelo el ahorro se comparte con partes iguales entre la demanda y el transportador."

El mecanismo de la banda de ajuste considera la situación en la que el valor final de las obras de infraestructura, que son desarrolladas por los transportadores, puede ser diferente al valor que fue proyectado inicialmente. La banda de ajuste tiene previsto que, en el caso de que el valor final de un proyecto ejecutado sea menor al valor proyectado por el transportador, el beneficio se comparte entre el remitente y el transportador por partes iguales, de ahí proviene el factor .

En la Figura 1 se presenta el mecanismo de banda de ajuste que hace parte de la metodología de remuneración de la actividad de transporte de gas natural de la Resolución CREG 175 de 2021. Cuando el valor real de ejecución de un proyecto es menor al valor de referencia, se constituye un beneficio que el agente y los usuarios comparten en magnitudes iguales. En caso de que el valor real del proyecto supere el valor de referencia, se comparte ese mayor costo entre el transportador y los usuarios hasta que el costo real es 1,15 veces el valor de referencia.

Figura 1. Banda de ajuste

Fuente: CREG

En este caso, considerando el estudio sobre conversión de infraestructura^[16] en el que se indica que es más eficiente convertir una infraestructura existente en comparación con la construcción de un ducto nuevo^[17], se consideró aplicable la banda de ajuste teniendo en cuenta que se percibe un beneficio implícito derivado del ahorro que se obtiene realizando la conversión. En consecuencia, en presencia de un beneficio para los agentes, se considera eficiente^[18] que el mismo, sea compartido en la misma proporción entre el remitente y el transportador

Ahora bien, dentro de la presente justificación, como parte del análisis de la medida regulatoria y de acuerdo con los comentarios recibidos en la etapa de consulta, la Comisión ha considerado incorporar los elementos de la Figura 2 como parte de la remuneración eficiente del proyecto de conversión de infraestructura.

Figura 2. Remuneración de infraestructura hidrocarburos covertida a gasoductos.

Fuente: CREG

En línea con lo anterior, se identifica por parte de la Comisión que incluir elementos adicionales en la remuneración de la conversión de infraestructura produciría una señal que afectaría: (i) a los usuarios del sector de transporte de crudos, incentivando una salida de infraestructura de este sector y (ii) a los usuarios que remuneren la infraestructura reconvertida, aumentando el valor que deberán pagar por el servicio. Este elemento resulta relevante dentro de lo que se debe considerar como eficiente en el marco de la propuesta regulatoria.

Con base en esto, frente a la recomendación hecha por la Superintendencia cuando allí se hace referencia a que los parámetros generen una remuneración óptima de la infraestructura convertida, la Comisión ha identificado que en el concepto del MME^[19] se hace referencia al caso en el que es factible trasladar demanda de un ducto lleno a un tubo que tiene capacidad disponible, esta situación está en el marco del concepto de "subutilización" de infraestructura.

A partir de lo anterior, es importante señalar que el crudo transportado en el ducto que se va a convertir va a requerir ser transportado y la forma más eficiente de realizar ese transporte es aprovechando ductos que tienen capacidad disponible con nodos de entrega cercanos. El efecto de esta situación es una optimización del portafolio de activos de transporte de crudo, mediante la que se mantiene el flujo de ingresos en la actividad de transporte de crudo, por lo que la optimización del portafolio mencionada es consistente con la remuneración óptima que menciona la SIC.

Así mismo, respecto a la infraestructura convertida, además de los valores eficientes determinados, los cuales se enmarcan en los beneficios a los usuarios en relación con el traslado de estos en la tarifa del servicio público domiciliario de gas natural, dentro de la variable que remunera la actividad de transporte de gas natural, en la metodología se incluye un incentivo para realizar la conversión sin distorsionar ni afectar a los remitentes de crudo ni a los de gas natural.

Finalmente, dentro de las consideraciones de la Superintendencia se expone que "podría repartirse en un número infinito de combinaciones entre 0 y 1 que permitirían repartir los beneficios entre el transportista y el usuario", frente a lo cual es importante señalar que, la propuesta regulatoria no busca generar una señal de distorsión de la metodología de remuneración de la actividad de transporte de gas natural, frente a la remuneración de los activos convertidos. En tal sentido, se ha expuesto dentro de la propuesta regulatoria que la Comisión utiliza la misma banda de ajuste que se aplica a otros activos, haciendo énfasis en que de acuerdo con el estudio referenciado previamente, la Comisión percibe un beneficio propio de la conversión derivado en el menor costo en comparación con la construcción de un ducto nuevo y dicho beneficio debería compartirse entre el agente y el agente en la misma proporción que se ha definido en la metodología de remuneración de transporte de gas natural.

Con base en lo anterior, a partir de lo expuesto se acoge la recomendación realizada por la Superintendencia de Industria y Comercio, adelantando la justificación correspondiente.

ii. Periodo de reconocimiento beneficio:

Respecto al factor , la SIC plantea dentro de las recomendaciones que:

- En relación con el artículo 31.2.2: Justificar los parámetros n y ½ (subrayado fuera de texto) mediante el complemento del estudio técnico de forma que se identifique por qué dichos parámetros generan una remuneración óptima que incentive la entrada al mercado y que genere también el mayor beneficio a los usuarios.

En el numeral 3.5 del documento CREG remitido a la SIC, se expone el análisis "Incentivo desarrollo infraestructura reconvertida", el cual indica la justificación de la regla contenida en el artículo 31.2.2 adicionado en la propuesta regulatoria, el cual, considera las ventajas y desventajas de reconvertir, desde la empresa como del usuario, y de usar capacidad de transporte nueva o reconvertida^[20].

Frente a la justificación del reconocimiento del beneficio durante 12 meses, se debe tener en cuenta que este periodo se definió a partir de lo expuesto en los comentarios recibidos en el marco del proceso de consulta del Proyecto de Resolución CREG 702 012 de 2025 en los que se planteó que se realizara un reconocimiento de los ingresos que se dejarían de percibir en el sector de crudo durante el periodo en el que se realiza la conversión.

Tal como se mencionó en el numeral 3.5 del documento soporte, remunerar dichos ingresos permitiría al propietario de la infraestructura arbitrar entre los sectores de oleoductos y gasoductos, creando una señal que, en principio, podría perjudicar a los usuarios del sector de crudos y de gas natural. Este elemento resulta relevante desde el beneficio que se busca generar a los usuarios dentro de los valores que se trasladen en la tarifa del servicio público de gas natural, como parte de la variable de la actividad de transporte.

Como parte del análisis, se ha planteado la inclusión de un incentivo por desarrollar la conversión y entregar la capacidad de transporte en un menor tiempo^[21] en relación con la construcción de un gasoducto. Al respecto, considerando un posible impacto a los usuarios por mantener constante la duración del incentivo en 12 meses, se plantea un ajuste a la propuesta regulatoria en atención a lo expuesto en la recomendación considerando el periodo de ejecución del proyecto planteado por el planeador central, lo cual se ve reflejado en el artículo 31.2.2 que se adiciona a la Resolución CREG 175 de 2021.

Dentro del ajuste, en el incentivo se plantea una modificación en la variable n para que el tiempo durante el que se reconoce el incentivo se ajuste en el caso de proyectos con una duración menor en su conversión. Para incluir dicho ajuste, se transforma en variable el periodo n considerando la duración que tendría construir un ducto nuevo a partir de los análisis del PAGN y del ahorro en tiempo en el estudio referenciado^[27].

De manera gráfica el comportamiento del periodo de reconocimiento se presenta en la Figura 3.

Figura 3. Comportamiento del periodo de reconocimiento

Fuente: CREG

Concretamente, se incluye un ajuste para que el periodo n sea el mínimo valor entre:

(i) El producto del número de meses que lleva desarrollar el proyecto^[22] de acuerdo con lo establecido en el PAGN () y el factor de ahorro en tiempo al ejecutar el proyecto mediante una conversión de infraestructura () ^[23]

(ii) El periodo de reconversión de referencia (), de acuerdo con la siguiente expresión:

Donde:

	Incentivo por disponibilidad en el menor tiempo de entrada de capacidad de transporte de gas. Expresado en COP de la fecha base.
	Cargo Fijo pareja 100 - 0.
	Capacidad en la fecha anticipada de entrada en operación parcial definida en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural. Esta capacidad será la mínima entre la definida para la fecha anticipada de entrada en operación parcial y la fecha de puesta en operación. En caso de que solo exista la fecha de puesta en operación en la resolución que adopta el Plan de Abastecimiento de Gas Natural, se utilizará el valor de capacidad asociado a dicha fecha.
	Número de meses a reconocer el incentivo.
	Periodo en meses de ejecución del proyecto identificado por la UPME.
	Factor ahorro en tiempo de acuerdo con estudio: 56%. En todo caso, la Comisión podrá recurrir a la mejor información disponible.
	Periodo de reconversión de referencia: 12 meses.

Se debe hacer énfasis en que el incentivo corresponde a un componente adicional a los componentes necesarios para desarrollar la conversión. En ese sentido, incluir un nivel superior en el incentivo podría generar que se trasladen costos ineficientes al usuario de transporte de gas natural, como por ejemplo, costos propios de la actividad de transporte de crudo. Por lo un acotamiento del incentivo sino a una regla que busca evitar el traslado de un costo ineficiente.

Además, se propone que el incentivo sea reconocido en la medida que se cumpla la fecha definida en el PAGN, utilizando la capacidad establecida para la fecha anticipada de entrada en operación parcial definida en el PAGN en el marco de la Resolución MME 40031 de 2025, o aquellas que la modifiquen o sustituyan. Esta capacidad será la mínima entre la definida para la fecha anticipada de entrada en operación parcial y la fecha de puesta en operación. En caso de que solo exista la fecha de puesta en operación en la resolución que adopta el PAGN, se utilizará el valor de capacidad asociado a dicha fecha.

Ahora bien, es importante tener en cuenta que dentro de las consideraciones hechas por de Superintendencia expuso:

"(…) no presenta una evaluación del posible impacto sistémico de la remuneración establecida para la reconversión. En consecuencia, no es claro qué parte de los posibles beneficios se trasladarían a los usuarios finales del servicio público domiciliario de gas natural, de qué manera esto justifica la fórmula aplicada para calcular el incentivo por disponibilidad en menor tiempo y cómo se cumple con el criterio de neutralidad. (…)".

En relación con lo anterior, respecto a los proyectos del PAGN, la UPME hace un análisis técnico debidamente soportado para identificar para cada proyecto IPAT quienes serían los beneficiarios, los cuales son un insumo en la aplicación de la Resolución CREG 102-008 de 2022. Por tanto, se entiende que ya estarían identificados los beneficiarios como una entrada en la definición de los proyectos IPAT, por lo que frente a un impacto sistémico se puede identificar lo expuesto en el Estudio Técnico 2023-2038 de la UPME, en el cual se considera el impacto de los diferentes proyectos, de tal manera que para llegar a la instancia de ser aprobado el proyecto por parte del Ministerio de Minas y Energía en el marco del Decreto número 2345 de 2015, estos ya han surtido la etapa de evaluación de beneficios.

A partir de lo expuesto en este numeral anterior, como en el presente numeral, estima la Comisión que la propuesta regulatoria y la adición del artículo 31.2.2 a la Resolución CREG 175 de 2021, mantiene un incentivo eficiente en el marco de los criterios tarifarios del artículo 87 de la Ley 142 de 1994 y que busca un equilibrio entre la eficiencia económica y la suficiencia financiera. Lo anterior, ante lo mencionado por la Superintendencia en sus consideraciones cuando expone que "un incentivo demasiado bajo podría ser insuficiente para promover que los agentes realicen procesos de reconversión y aporten a la seguridad energética del país, pero un incentivo demasiado alto podría generar ganancias desproporcionadas a costa de precios más elevados para los usuarios".

Adicionalmente, frente al impacto de la remuneración propuesta se complementó en el numeral v las estimaciones con la información disponible.

Con base en lo anterior, a partir de lo expuesto se acoge la recomendación realizada por la SIC, adelantando la justificación correspondiente.

iii. Suficiencia del incentivo. Inclusión de otros factores

Respecto a la suficiencia del incentivo la Superintendencia recomienda:

- En relación con el artículo 31.2.2: Justificar la suficiencia del incentivo a disponibilidad en el menor tiempo de capacidad de transporte de gas para cumplir con el objetivo de incentivar la reconversión. Esto es, justificar la no inclusión de otros factores -como, por ejemplo, los ingresos que dejan de percibirse al obrar como oleoducto- o alguna garantía o evidencia de que la remuneración de este incentivo hará que el ingreso regulado sea superior a los ingresos como oleoducto.

Con respecto a la recomendación de la Superintendencia de justificar la no inclusión de otros factores, la justificación se fundamenta, a partir del análisis de incentivos incluidos en el documento soporte de la resolución en la sección 3.5 desde la perspectiva del desarrollador del proyecto y desde la perspectiva del usuario del servicio de transporte de gas.

- Desarrollador del proyecto

La solicitud de justificación, está relacionada con las consideraciones que tuvo la Superintendencia," cuando se señala en el concepto que:

"Sin embargo, se omite evaluar si estos beneficios compensan y superan la situación actual -sin la reconversión de infraestructura -. Esto último es clave para que el incentivo cumpla realmente el rol de hacer atractiva la reconversión".

De tal manera que, utilizando la misma referencia que trae a colación la Superintendencia donde señala que "Esto debido a que, por la subutilización, los ingresos adicionales en el sector de crudos al convertirse superan a los ingresos actuales como oleoducto, lo que haría que la anualidad del costo de oportunidad fuera cero. De este modo, el mínimo valor a pagar entre el VLIE y la anualidad del costo de oportunidad resultaría ser siempre cero", se identificó que, en principio, si la holding que cuenta con múltiples activos de transporte logra optimizar su portafolio de activos y transportar en un solo ducto lo que transportaba en dos, tiene un beneficio derivado de la operación del ducto asociado a las economías de escala típicas en este tipo de infraestructura.

Es claro que, operando dos ductos, donde al menos uno tiene baja ocupación y tienen puntos de entrada y salida similares, los sistemas estarían operando de manera no óptima y que, para un caso general, no es factible identificar los valores específicos. Dicho beneficio le permite aprovechar el ducto, en otros negocios como la reconversión a gas natural.

Además de aprovechar el ducto que libera para otros negocios, como es el caso de la reconversión para prestar el servicio de transporte, donde además del beneficio comentado previamente, se está incluyendo un incentivo directamente relacionado con capacidad que incluiría en el sector de transporte de gas natural asociada a unos menores tiempos de atención.

De acuerdo con lo mencionado en la sección 3.5 del documento soporte de la resolución, desde el punto de vista del agente, se identifican los siguientes factores a remunerar dentro del IPAT en el sector gas:

- Ingresos que se dejan de percibir en el sector de oleoductos.

- El cierre de contratos y penalidades.

Realizar el reconocimiento de estos factores adicionales, como lo señala la SIC, permitiría al propietario de la infraestructura arbitrar entre los dos sectores. Al respecto se considera que:

- No corresponde a una señal consistente, teniendo en cuenta que podría perjudicar a los remitentes.

- No debería permitirse que un agente arbitre entre los sectores gas y crudos.

- No se considera viable reconocer el costo de oportunidad solicitado en los comentarios.

- Usuario de la capacidad transporte

En cuando a la perspectiva del usuario, se identifican como posibles beneficios de la conversión de infraestructura para transporte de gas:

- El tiempo que se espera ahorrar el usuario de gas para tener la capacidad de transporte en comparación con la construcción de una obra nueva.

- Posibles ahorros en el valor final.

El usuario, podría considerar pagar un incentivo para desarrollar la infraestructura en menor tiempo y en principio a un menor valor siempre que:

- Se condicionaría a que efectivamente estuviera en menor tiempo disponible la capacidad de transporte.

- No se remunere un costo mayor al valor de la construcción a nuevo del proyecto.

Se considera que la propuesta regulatoria busca que, a través del incentivo propuesto y su definición en condiciones de eficiencia, se logre un balance entre los incentivos con los que se cuentan para efectos de llevar a cabo la remuneración de la conversión y el traslado de costos eficientes a los usuarios en las tarifas de transporte de gas natural. De ahí que los factores incluidos, son aquellos que estima la Comisión atienden dichas condiciones de eficiencia y permiten remunerar en debida forma la conversión de esta infraestructura como parte de la actividad de transporte de gas natural como proyecto dentro del PAGN.

Los incentivos que son tenidos en cuenta por el regulador parten de la debida y correcta remuneración de la actividad en el marco de los criterios tarifarios previstos en la Ley 142 de 1994, por lo que aspectos relativos a la seguridad energética del país están en cabeza del Gobierno nacional.

Con base en lo anterior, a partir de lo expuesto en el presente numeral, se acoge la recomendación realizada por SIC, adelantando la justificación correspondiente.

iv. Porcentaje de 4,07% para reconocimiento de los gastos de AOM como porcentaje de la inversión

Respecto al reconocimiento de los gastos de AOM la Superintendencia recomienda:

- En relación con el artículo 31.3: i) Justificar por qué el valor predeterminado de 4,07% para costos de administración, operación y mantenimiento resultaría adecuado ante la falta de mejor información y ii) Establecer un mecanismo por medio del cual los agentes se vean incentivados a reportar información de calidad incluso cuando el resultado de esta genere costos AOM inferiores al 4,07%.

En el numeral 3.2 del documento CREG remitido a la SIC, se exponen las consideraciones sobre los "gastos de AOM" en relación con la regla contenida en el artículo 31.3 adicionado en la propuesta regulatoria, el cual, considera la remuneración de los gastos de AOM de acuerdo con los lineamientos de la Resolución CREG 175 de 2021^[24].

Al respecto, se debe señalar en primer lugar que la Comisión tiene previsto utilizar el porcentaje de 4,07% sobre el valor de inversión únicamente en el caso de que el agente no declare información. Este procedimiento ha sido aplicado previamente por la Comisión para proyectos de nueva infraestructura, en los que no ha contado con información relacionada con los gastos de AOM.

A partir de lo anterior, considerando que los gastos de AOM asociados a infraestructura convertida pueden ser diferentes a los de infraestructura nueva, surge un incentivo natural para que el agente realice el reporte con la información detallada para estimar el valor de los gastos de AOM asociados al proyecto de conversión.

Ahora bien, vale la pena mencionar que en los artículos 32 y 34 de la Resolución CREG 175 de 2021 se establece el procedimiento que define los lineamientos para reportar la información por parte del agente. Específicamente, en el literal b) del artículo 32 de la mencionada resolución se establece lo siguiente:

"b) Gastos en gasoductos asociados a proyectos de: Para gasoductos se aplicará el siguiente procedimiento:

1. El transportador declarará a la Comisión, para cada año del PEP, la estimación de los gastos asociados al gasoducto, distintos a gastos en corridas con raspador inteligente y gastos asociados al costo de oportunidad del gas de empaquetamiento. Estos gastos estarán expresados en pesos colombianos del 31 de diciembre del año anterior a la fecha de la declaración.

La Comisión evaluará la eficiencia en estos gastos utilizando la mejor información disponible.

2. El transportador declarará a la Comisión, para el PEPT, la estimación de los gastos en corridas con raspador inteligente, expresados en pesos colombianos del 31 de diciembre del año anterior a la fecha de la declaración. Así mismo, entregará los soportes técnicos de esta estimación. Se reconocerá máximo una corrida con raspador inteligente cada cinco años. Los gastos en corridas con raspador inteligente se reconocerán únicamente para gasoductos de diámetros iguales o superiores a 4 pulgadas.

La Comisión evaluará la eficiencia en estos gastos utilizando la mejor información disponible. Los valores resultantes corresponderán a los gastos en corridas con raspador inteligente asociados al gasoducto, GCR.

3. El transportador declarará a la Comisión el gas de empaquetamiento asociado al gasoducto, QGE, expresado en MBTU y adjuntará los respectivos soportes de cálculo. Para realizar los cálculos del QGEIPAT se utilizarán las condiciones físicas promedio de operación esperadas en el respectivo gasoducto para los primeros 12 meses de operación.

La Comisión podrá verificar o solicitar ampliación a la información reportada por el transportador.

La Comisión calculará los gastos asociados al costo de oportunidad del gas de empaquetamiento, GCR utilizando la siguiente expresión:

Donde:

	Gastos asociados al gas de empaquetamiento del gasoducto para cada año del, expresados en pesos colombianos del 31 de diciembre del año anterior a la fecha de la declaración.
	Precio promedio nacional publicado por el gestor del mercado, ponderado por cantidades, de contratos de todas las fuentes de suministro de gas natural resultantes de aplicar el mecanismo de comercialización establecido en el Artículo 22 de la Resolución CREG 186 de 2020, o aquellas que la modifiquen o sustituyan. Se tomará la información del año anterior más reciente en el que haya información de contratos que permita calcular el precio promedio ponderado. Este precio estará expresado en dólares americanos del 31 de diciembre del año anterior a la fecha de la declaración de información del transportador. En caso de requerirse, este precio se actualizará con el índice de precios al productor de los Estados Unidos de América, correspondiente a gas natural, reportado por la Oficina de Estadísticas Laborales del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos (Serie ID: WPU0531). Para estos efectos, se tomarán los índices disponibles al momento de efectuar el cálculo. En caso de que este índice se deje de publicar, la Comisión, a través de la Dirección Ejecutiva de la CREG, podrá definir mediante circular un nuevo índice reportado por la Oficina de Estadísticas Laborales del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos.
	Tasa promedio de costo de capital establecida en el Artículo 25 de la presente resolución.
	TRM del 31 de diciembre del año anterior a la fecha de la declaración de información del transportador.
	Gas de empaquetamiento asociado al gasoducto en kpc."

De acuerdo con lo anterior, en cumplimiento de la regulación, el transportador está en obligación de declarar la información de AOM correspondiente a:

- Gastos asociados al gasoducto

- Gastos en corridas con raspador inteligente

- Gastos en gas de empaquetamiento

Luego de la declaración de información por parte del transportador, la Comisión realiza los análisis de eficiencia correspondientes considerando lo que se encuentra consignado en los artículos 32 y 34 de la Resolución CREG 175 de 2021, y demás información disponible de proyectos comparables o auditorías. En este sentido, los anteriores lineamientos son los que permiten establecer el mecanismo para que los agentes se vean incentivados a reportar información de calidad a efectos de establecer un valor eficiente.

Ahora bien, como ya se ha mencionado, la Comisión tiene previsto utilizar el porcentaje de 4,07% sobre el valor de inversión únicamente en el caso de que el agente no declare información, por lo tanto, en la presente sección se presenta el análisis que fue realizado por la Comisión al respecto.

Lo primero que se debe señalar al respecto es que, la Comisión ha utilizado anteriormente el porcentaje de 4,07, como criterio de remuneración eficiente de los gastos de AOM a partir de la relación entre gastos de AOM e inversión, cuando no se cuenta con información de gastos de AOM. Como parte de los análisis llevados a cabo en desarrollo de las actuaciones administrativas de cargos de transporte de gas natural en el marco de la Resolución CREG 126 de 2010^[25], para evaluar AOM de infraestructura nueva dentro del plan de nuevas inversiones (inversiones y loops) se recopiló información de la FERC^[26] con respecto a los siguientes aspectos para el periodo 2005 a 2010, para analizar la relación entre AOM e inversión:

- Gastos de AOM

- Inversiones

- Longitud de gasoductos

- Gas transportado

Como parte del análisis se identificó información disponible para 135 empresas. Sin embargo, la historia para cada una de ellas no abarca todo el período analizado. Para definir la muestra de las empresas a considerar en el análisis de los gastos de AOM, se siguieron los siguientes criterios:

- Las variables previamente mencionadas debían estar disponibles para todos los años del período 2005 a 2010.

- Al menos el 95% de las inversiones en planta total, sin considerar la planta general o administrativa, debía corresponder a inversiones en planta de transporte.

- Las empresas seleccionadas no debían tener inversiones y gastos asociados a compresión, o los mismos debían ser sustraídos de la inversión en planta y de los gastos de AOM.

- Los sistemas de transporte seleccionados debían tener longitudes menores de 4000 km.

- No debían tener tramos offshore.

Para realizar el análisis se utilizó la herramienta diagrama de caja (box plot) para cada uno de los años con información. Este mecanismo permite definir la distribución general de las variables y establecer los valores atípicos de la muestra de empresas.

Con base en los resultados obtenidos con la herramienta diagrama de caja, para la variable AOM / Inversión, se determinó que el valor más consistente en la comparación de las distribuciones es la mediana, la cual tiene un comportamiento homogéneo a través de los seis años analizados. Este es, además, el valor que menos se afecta por los datos atípicos (caso contrario al promedio aritmético). En la siguiente tabla, se resumen los resultados de la herramienta diagrama de caja para la variable AOM/Inversión:

Tabla 1. Resultados diagramas de caja. AOM / Inversión

Para el momento en el que se estaban resolviendo las actuaciones administrativas para la definición de cargos en aplicación de la Resolución CREG 126 de 2010, se utilizó como valor aceptable para la variable Gastos AOM/Inversión en transporte, el promedio de las medianas (US $ dic-09), es decir el valor de 4.07%.

Así mismo, con el objetivo de contar con una aproximación a una estimación similar más reciente, se consultó el documento realizado por la unión temporal CQM & DIA en 2024^[27] para la UPME en el que se analizaron costos de AOM para diferentes tipos de infraestructura del sector Oil & Gas. En relación con el transporte por ductos, la consultoría realizó el siguiente análisis:

"Para la estimación de los costos índices de OPEX de proyectos de transporte por ductos (aplica para gas natural, combustibles líquidos y GLP) se empleó información sobre los costos de operación y mantenimiento desde el año 2001 hasta el 2022 de 377 empresas transportadoras de gas natural en Estados Unidos^[28]. A partir de dicha información se estimó una función de costos que estima el porcentaje de AOM sobre el CAPEX para diferentes longitudes".

Con base en dicho análisis, la consultoría obtuvo la siguiente figura con porcentajes de AOM con respecto a la inversión, estimados para diferentes longitudes.

Figura 4. CQM & DIA en 2024. Relación AOM / Inversión transporte por ductos

Fuente: 2024. Unión temporal CQM & DIA en 2024. Página 29.

Nótese que el porcentaje propuesto por la CREG se encuentra dentro del rango estimado por la consultoría. No obstante, se identifica que la relación AOM/Inversión es decreciente a medida que el ducto tiene más longitud.

Teniendo en cuenta lo anterior, se considera por parte de la Comisión utilizar el porcentaje de 4,07% como un valor de referencia máximo, en los casos en los que no se cuente con información para remuneración eficiente de los gastos de AOM, en conjunto con otras fuentes de información e incluso auditorías.

A partir de esta justificación, estima la Comisión que la propuesta frente a la remuneración de los gastos de AOM implica instrumentos que ayudan a mitigar los riesgos de las consecuencias no deseadas expuestas por la Superintendencia.

Con base en lo anterior, los anteriores elementos acogen la recomendación realizada por la SIC, en relación con la justificación correspondiente y se exponen los incentivos para llevar a cabo un debido y adecuado ejercicio de reporte de información en relación con los Gastos de AOM de acuerdo con lo establecido en la propuesta regulatoria.

v. Parágrafo del artículo 31.2.5

Con respecto al parágrafo del artículo 31.2.5 la Superintendencia recomienda:

"En relación con el parágrafo del artículo 31.2.5: Justificar cómo el reconocimiento del mínimo flujo de la anualidad de la inversión entre la infraestructura reconvertida y la nueva no atenúa el rol del incentivo por pronta disponibilidad incluido en el cálculo de la anualidad de la inversión de la infraestructura reconvertida".

En el artículo 31.2.5 de la resolución remitida a la SIC se establecen los componentes de la anualidad con la que se va a establecer la inversión existente para la infraestructura que sea convertida para la prestación del servicio de transporte de gas natural. Como parte de dicha anualidad, se han incluido 5 componentes para remunerar la conversión:

(i) Anualidad para reconocer las inversiones incluidas en la base de activos convertibles.

(ii) Incentivo por disponibilidad en el menor tiempo de capacidad de transporte de gas.

(iii) Anualidad del plan de nuevas inversiones para adelantar la conversión del activo.

(iv) Anualidad de inversiones para desarrollar infraestructura de conexión al SNT.

(v) Anualidad de inversiones para desarrollar las ampliaciones de capacidad en el activo convertido.

En procura del principio de eficiencia económica, para la Comisión es fundamental que el valor del flujo de ingresos para remunerar el proyecto de conversión de infraestructura para transporte de gas natural no sea mayor al costo de realizar un proyecto nuevo de similares características que permita satisfacer la necesidad identificada por la UPME en el PAGN en aplicación del planteamiento que señala la Superintendencia "(…) que genere también el mayor beneficio a los usuarios".

En tal sentido de flexibilizar dicha condición el usuario de transporte de gas podría verse abocado a la peor de las condiciones señaladas en la Tabla 2, remunerando valores mayores a las mejoras en las aleaciones en ductos derivados de nueva infraestructura con la incertidumbre gastos de reconversión, como la incertidumbre gastos AOM.

Tabla 2. Pros y contras decisión de usuario de usar capacidad de transporte nueva o reconvertida.

Remunerar	Pros	Contras
Gasoducto nuevo	Incluir mejoras en las aleaciones en ductos	- Riesgos constructivos - Tiempos de licenciamiento - Tiempo de desarrollo
Gasoducto convertido	- Menores tiempos de (56% menores[29] ) - Menores costos (77% menores[30])	- Incertidumbre gastos de reconversión - Incertidumbre gastos AOM

Es por esto que, en la propuesta de resolución remitida a la Superintendencia, en el parágrafo del artículo 31.2.5 se plantea que la Comisión utilizará tanto la información de la UPME como el modelo de valoración de la Resolución CREG 175 de 2021, como valores de referencia máximos para remunerar el proyecto de conversión de infraestructura para transporte de gas natural.

En este sentido, se debe mencionar que la inclusión del incentivo Iem no afecta la finalidad regulatoria de que el valor a reconocer por el proyecto de conversión sea menor a la construcción de un ducto nuevo con características similares, como elemento relevante dentro a efectos de establecer la eficiencia en la remuneración de la conversión.

Ahora, dentro de las consideraciones de la Superintendencia se expone en relación con esta recomendación que "es posible que no se materialice un beneficio tarifario a los usuarios ni tampoco sea efectivo el incentivo por disponibilidad en menor tiempo". Frente a esto se considera por parte de la Comisión aclarar que durante el PEP, en su componente de inversión, no será susceptible de incorporarse ningún tipo de inversión adicional durante ese periodo, principalmente a la mención que en esta consideración se hace sobre materializar un beneficio a los usuarios.

Con base en lo anterior, a partir de lo expuesto en el presente numeral, se acoge la recomendación realizada por la SIC llevando a cabo la justificación correspondiente.

vi. Estimación de impactos

Con respecto al "estudio técnico" la Superintendencia recomienda:

"En relación con el estudio técnico: Complementar el análisis de impacto de la versión final proyecto teniendo en cuenta todas las alternativas planteadas y los posibles efectos sistémicos del proyecto".

En relación con esta recomendación, dentro del concepto en el numeral 4.2 "Sobre el estudio de impactos del proyecto" se expone por parte de la Superintedencia las consideraciones de dicha Entidad con respecto a la medida regulatoria, por lo que a partir de lo consignado en dicho numeral, el ejercicio de complementación del análisis de impacto de la versión final del proyecto a efectos de tener en cuenta todas las alternativas planteadas, así como lo expuesto en dicho numeral implica:

- Precisar que se reconocerán activos que resulten técnicamente necesarios para la prestación del servicio de transporte de gas natural, excluyendo aquellos activos cuya funcionalidad no sea requerida para dicha actividad.

- Contar con un mayor nivel de detalle en la descripción de información para determinar la variable VLIE.

- Se ajustan los artículos 31.2.2. y 31.2.5 en atención a las recomendaciones hechas por la Superintendencia y de acuerdo con el análisis hecho por la Comisión.

Adicionalmente, dicho ejercicio de complementación del análisis de impacto de la versión final del proyecto a efectos de tener en cuenta todas las alternativas planteadas, considera la propuesta regulatoria definitiva con las disposiciones allí incorporadas y los ajustes en atención a las recomendaciones hechas por la Superintendencia, por lo que en atención a los efectos sistémicos del proyecto, desde una perspectiva tarifaria y a través de un ejercicio cuantitativo, sin perjuicio de que los valores definitivos han de resolverse en el marco de una actuación administrativa atendiendo la regulación de la Resolución CREG 102 008 de 2022, a continuación se presenta el siguiente ejercicio complementario:

- Impactos

Para simular el comportamiento de las disposiciones incluidas en la propuesta se construyó un ejercicio teórico considerando la información disponible. En este ejercicio se incluyen los supuestos y los impactos, en todo caso, es importante aclarar que en el momento de una actuación particular se revisará en detalle la información y se procederá a realizar los cálculos específicos.

- Supuestos

A partir de lo definido en el estudio técnico del PAGN de la UPME, donde se señala con respecto al proyecto "Gasoducto para conectar VIM – Interior en Magdalena Medio":

Tabla 12-1. Nueva infraestructura de oferta y transporte recomendada en el ETPAGN 2023-2038.

Dicho proyecto fue incluido como parte de los proyectos del artículo 1o de la Resolución 40031 ^[31] de 2025 del Ministerio de Minas y Energía, de la siguiente manera:

"iii) Gasoducto para conectar el Valle Inferior del Magdalena (en adelante VIM) - Interior.

- Diseño, adecuación, montaje y puesta en operación del gasoducto para garantizar la conexión entre el VIM y el interior del país, entre los nodos Jobo y Vasconia del Sistema Nacional de Transporte (en adelante SNT); con una capacidad de transporte de 400 MPCD.

- Fecha de Puesta en Operación e inicio de la prestación efectiva del servicio: Primer Trimestre de 2030.

- Fecha anticipada de entrada en operación parcial: Cuarto Trimestre de 2027, con una capacidad de transporte no inferior a 100 MPCD".

Tomando en consideración la mejor información disponible en la Comisión, a continuación, se exponen los supuestos que han sido tenidos en cuenta para el análisis de los posibles impactos:

- Estimación reconversión: Tesis: proceso de conversión de tuberías antiguas de hidrocarburos para transporte de gas natural, Ariza, G, 2006.

- Información ducto nuevo a partir de estudio técnico del PAGN. (UPME). Duración 58 meses. Valor 957 MMUSD.

- Cargos considerados a junio 2025 para estimación de incentivo.

- Flujo de 20 años considerando 1 año de conversión.

- Se tomó la mejor información disponible para caracterizar inversiones en reemplazo de infraestructura y del número de estaciones compresoras.

- Información relacionada con el valor de activo existente a partir de información secundaria.

Considerando dichos supuestos y la incertidumbre de los valores se hizo un modelamiento estocástico donde se estimaron valores mínimos, medios y máximos con la mejor información y a partir de allí se hizo una simulación Montecarlo, cuyas entradas se consignan en la Tabla 3.

Tabla 3. Supuestos para la simulación estocástica

Componente	Mínimo	Más probable	Máximo
Infraestructura existente (reconvertible)	34.112.292	59.294.247	84.476.202
Conversión	10.741.746	21.483.491	32.225.237
Estaciones compresoras	148.755.004	261.965.412	375.175.820
Reemplazo gasoductos	51.548.837	87.094.418	122.640.000
Incentivo	16.128.122	34.353.265	52.578.408
Total (USD)	261.285.999	464.190.834	667.095.668

Resultados simulación estocástica

A partir los supuestos incluidos en la Tabla 3, se hicieron 1.000.000 de simulaciones Montecarlo cuyos resultados arrojaron la información incluida en la Tabla 4.

Tabla 4. Resultados simulación estocástica

Con base en lo anterior, los elementos descritos previamente acogen la recomendación realizada por la SIC, en relación con el ejercicio complementario correspondiente.

La Comisión en su Sesión 1445 del 12 de marzo de 2026, acordó expedir la presente resolución.

RESUELVE:

ARTÍCULO 1o. OBJETO. Mediante la presente resolución se establece la remuneración de activos de transporte de hidrocarburos que son convertidos a gasoductos para prestar el servicio de transporte de gas natural, en el marco de la Resolución CREG 175 de 2021. Lo anterior, a partir de los conceptos de infraestructura existente, infraestructura convertida y conversión de infraestructura previstos en el Decreto número 1467 de 2024.

Así mismo, se establecen medidas para la transición regulatoria de dicha infraestructura para la prestación del servicio público domiciliario de gas natural, en la actividad complementaria de transporte, incluyendo disposiciones complementarias a efectos de que estas sean concordantes con lo previsto hoy en la Resolución CREG 102 008 de 2022, en relación con la regulación prevista para la ejecución de proyectos del Plan de Abastecimiento de Gas Natural, adoptado por el Ministerio de Minas y Energía.

Igualmente, se establecen las disposiciones para la comercialización de la capacidad de transporte, generada por esta infraestructura como proyecto IPAT correspondiente a un activo convertido.

ARTÍCULO 2o. Adicionar al Título I de la Resolución CREG 175 de 2021 los siguientes artículos relativos a la "Remuneración de activos de hidrocarburos convertidos a gasoductos":

Artículo 2o. Definiciones. Para la interpretación y aplicación de la presente resolución se tendrán en cuenta, además de las definiciones establecidas en la Ley 142 de 1994, en las resoluciones vigentes de la CREG, y en el Decreto número 1073 de 2015, las siguientes:

Activos Convertibles a gasoductos: los activos convertibles corresponden a Infraestructura existente de la actividad de transporte de hidrocarburos, sus mezclas o derivados que sea susceptible de ser habilitada técnicamente para el transporte de gas natural, en los términos previstos en el Decreto número 1467 de 2024.

Agente Interesado en la Conversión: corresponde a la persona jurídica que hará los trámites respectivos frente a la CREG. En caso de que la infraestructura a convertir sea de un tercero, el Agente Interesado en la Conversión deberá incluir la autorización respectiva del propietario de la infraestructura. El Agente Interesado en la Conversión deberá tener la calidad de transportador de gas natural al momento de hacer la declaración de voluntad irrevocable de ejecutar el proyecto.

ARTÍCULO 3o. Adicionar al Capítulo II dentro del Título III de la Resolución CREG 175 de 2021, los siguientes artículos relativos a la "Remuneración de activos de hidrocarburos convertidos a gasoductos":

Artículo 31.1. Información para declarar. El Agente Interesado en la Conversión deberá declarar la información de la infraestructura a convertir a gasoductos en los formatos A02F1, A02F2 A02F3, A02F3Aux, los formatos de los Anexos A04F2, A04F4, A06F3, A06F4, A06F5Aux A06F7, A06F8, A11F1 y demás información que para tal efecto establezca la Comisión.

Artículo 31.2. Remuneración de inversión de activos convertidos a gasoductos. La remuneración de la inversión estará definida por cinco componentes: i) las inversiones reconocidas en la base de activos convertibles en el sector de origen, ii) el incentivo a la disponibilidad en el menor tiempo de capacidad de transporte de gas, iii) las inversiones para convertir el activo a gasoducto, iv) los activos necesarios para conectar al SNT los activos convertidos, y v) las ampliaciones de capacidad de la infraestructura convertida.

PARÁGRAFO. Se reconocerán activos que resulten técnicamente necesarios para la prestación del servicio de transporte de gas natural, excluyendo aquellos activos cuya funcionalidad no sea requerida para dicha actividad.

Artículo 31.2.1. Determinación de la anualidad para reconocer las inversiones incluidas en la base de activos convertibles VLIE. Para determinar el valor a reconocer en la base de activos se aplicarán los siguientes lineamientos:

1. En el caso de la conversión de oleoductos a gasoductos:

1.1. El Agente Interesado en la Conversión presentará en el formato A11F1 la información correspondiente a los valores reconocidos en la base de activos de oleoductos debidamente desagregada en:

i) Activos que son susceptibles de ser convertibles para la actividad de transporte de gas natural.

ii) El resto de los activos que conforman la base de activos que son remunerados en la actividad de transporte por oleoductos.

iii) Los valores declarados por el Agente deberán consistentes con la metodología del Costo de Reposición Depreciado (DRC) utilizado en la metodología de valoración de oleoductos del MME. En caso de que esta metodología sea actualizada, se deberán declarar los valores de acuerdo con la metodología que se encuentre vigente en el MME.

1.2. La CREG, en este caso a efectos de contar con la mejor información disponible:

i) Solicitará la revisión o aclaraciones al Agente Interesado en la Conversión y al Ministerio de Minas y Energía para verificar la base de activos y los activos convertibles.

ii) Acudirá a otros medios para identificar concretamente los activos convertibles y no convertibles.

iii) Considerará las disposiciones del anexo 1 de la presente resolución.

2. En el caso de conversión de poliductos a gasoductos, considerando que la Comisión regula la actividad de transporte por poliducto, será suficiente con la solicitud de los subsistemas a convertir. En caso de requerirlo, la Comisión acudirá a otros medios para identificar concretamente los activos convertibles y no convertibles.

3. Los activos que sean convertibles serán incorporados en la base de inversión considerando un periodo de Vida Útil Normativa (VUN). Para efectos de calcular las anualidades, se utilizará la tasa de descuento vigente para la remuneración de la actividad de transporte de gas natural, de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 004 de 2021.

Artículo 31.2.2. Cálculo del incentivo por disponibilidad en el menor tiempo de capacidad de transporte de gas Ie. Para determinar el incentivo de entrada de la capacidad de transporte en menor tiempo frente a la construcción de un gasoducto nuevo, se aplicarán los siguientes lineamientos:

1. La CREG determinará una ruta desde una fuente de suministro hasta el punto de entrega en el SNT de la capacidad de transporte del ducto convertido.

a) En caso de que la capacidad de trasporte no sea entregada en un punto del SNT, la CREG podrá definir la ruta con la mejor información disponible.

2. Una vez definida la ruta, se aplicará la pareja de cargos: cargo fijo: 100 y cargo variable 0. No se considerará cargo AOM.

3. Se determinará el incentivo a partir de la siguiente ecuación:

Donde:

	Incentivo por disponibilidad en el menor tiempo de entrada de capacidad de transporte de gas. Expresado en COP de la fecha base en el mes m.
	Cargo Fijo pareja 100 - 0.
	Capacidad en la fecha anticipada de entrada en operación parcial definida en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural. Esta capacidad será la mínima entre la definida para la fecha anticipada de entrada en operación parcial y la fecha de puesta en operación. En caso de que solo exista la fecha de puesta en operación en la resolución que adopta el Plan de Abastecimiento de Gas Natural, se utilizará el valor de capacidad asociado a dicha fecha.
	Número de meses a reconocer el incentivo.
	Periodo en meses de ejecución del proyecto identificado por la UPME.
	Factor ahorro en tiempo de acuerdo con estudio[32]: 56%. En todo caso, la Comisión podrá recurrir a la mejor información disponible.
	Periodo de conversión de referencia: 12 meses.

4. Se reconocerá el incentivo si y solo si se entrega la capacidad de transporte en la fecha anticipada de entrada en operación parcial.

5. El incentivo tendrá un periodo de aplicación de n meses y a partir del mes n+1 el valor es cero.

6. El incentivo se hará efectivo una vez se haga la puesta en operación parcial de la infraestructura convertida.

PARÁGRAFO 1o. En el caso que el proyecto no tenga definida una fecha anticipada de entrada en operación parcial, se tomará la fecha de Puesta en Operación e inicio de la prestación efectiva del servicio, definida en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural.

Artículo 31.2.3. Determinación de la anualidad para reconocer las inversiones para convertir el activo a gasoducto . Para determinar las inversiones necesarias para convertir el activo a gasoducto se aplicarán los siguientes lineamientos:

1. El Agente Interesado en la Conversión reportará la información de acuerdo con los lineamientos del artículo 31.1 de la presente resolución.

2. La CREG aplicará la valoración en concordancia con el Anexo 1 de la presente resolución. Así mismo, podrá solicitar las aclaraciones que considere necesarias.

3. Se incluirán en la base de activos las inversiones para convertir el activo como parte del flujo de ingresos.

Artículo 31.2.4 Determinación de la anualidad para reconocer las inversiones de activos necesarios para conectar al SNT los activos convertidos , y ampliaciones de capacidad . Para determinar las inversiones necesarias para construir extensiones para conectar la infraestructura convertida al SNT y para ampliar capacidad en el IPAT para atender la capacidad requerida en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural, se aplicarán los siguientes lineamientos.

1. El Agente Interesado en la Conversión reportará la información de acuerdo con los lineamientos del artículo 31.1 de la presente resolución.

2. La CREG aplicará la valoración de las extensiones y de las ampliaciones de capacidad en concordancia con el Anexo 1 de la presente resolución. Así mismo, podrá solicitar las aclaraciones que considere necesarias.

3. Se incluirán en la base de activos las inversiones necesarias para conectar la infraestructura convertida al SNT y para ampliar la capacidad, como parte del flujo de ingresos.

Artículo 31.2.5. Determinación de la anualidad para reconocer la Inversión IG. Para la determinación de la inversión existente se utilizará la siguiente ecuación:

Donde:

	Anualidad de la inversión de la infraestructura convertida a gasoducto para la prestación del servicio de transporte de gas natural. Expresada en COP de la fecha base.
	Anualidad de la inversión de la infraestructura convertida a gasoducto para la prestación del servicio de transporte de gas natural. Expresada en COP de la fecha base.
	Incentivo por disponibilidad en el menor tiempo de capacidad de transporte de gas. Expresado en COP de la fecha base en el mes m.
	Anualidad del plan de nuevas inversiones para adelantar la conversión del activo. Expresada en COP de la fecha base.
	Anualidad de inversiones para desarrollar infraestructura de conexión al SNT. Expresada en COP de la fecha base.
	Anualidad de inversiones para desarrollar las ampliaciones de capacidad en el activo convertido. Expresada en COP de la fecha base.
	Periodo de tiempo equivalente al Periodo Estándar de Pagos, PEP.
	Periodo de tiempo expresado en meses para el reconocimiento del incentivo.

PARÁGRAFO 1o. Como señal de eficiencia, el valor de  no podrá ser mayor a la anualidad calculada de un ducto construido como nuevo a partir de la valoración del proyecto incluido en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural, considerando la información del estudio técnico del Plan de Abastecimiento de Gas Natural y en general de los análisis de la UPME y del Anexo 1 de la presente resolución.

PARÁGRAFO 2o. En desarrollo del análisis para el reconocimiento de la inversión, la Comisión tendrá en cuenta diferentes fuentes de información a efectos de contar con la mejor información disponible para determinar el valor eficiente que deberá ser incorporado en el flujo de ingresos para remunerar la inversión de la conversión.

PARÁGRAFO 3o. El valor eficiente del componente remunerará IG la infraestructura del proyecto IPAT durante el PEP, en su componente de inversión y no será susceptible de incorporarse ningún tipo de inversión adicional durante ese periodo.

Artículo 31.3. Reconocimiento de AOM. En flujo de ingresos para remunerar los gastos de AOM se calculará aplicando lo señalado en el artículo 34 de la presente resolución.

PARÁGRAFO 1o. En caso de no contar con información para el reconocimiento del valor eficiente de los gastos de AOM, la Comisión utilizará el 4,07% sobre el valor de la inversión como un valor de referencia máximo, sin perjuicio de que la Comisión utilice información de proyectos comparables o realice una auditoría.

PARÁGRAFO 2o. El valor eficiente que se determine de gastos de AOM remunerará el proyecto IPAT en su componente de AOM por 20 años y no será susceptible de incorporarse ningún tipo de gasto de AOM adicional durante ese periodo.

Artículo 31.4. Reconocimiento como ingreso regulado IPAT. En este caso el flujo de ingresos se definirá a partir de la información del artículo 31.2.5 y artículo 31.3 de la presente resolución.

Artículo 31.5. Naturaleza regulatoria de los activos a convertir. Los activos convertidos a gasoductos como proyecto IPAT pueden entrar a formar parte de la red de transporte de gas como un Sistema Troncal de Transporte (STT). Los activos que serán considerados para ser parte del STT serán aquellos que sean incorporados en las variables que hacen parte de la inversión existente, de acuerdo con lo definido en el artículo 31.2.5 de la presente resolución.

Artículo 31.6. Conversión inversa. En caso de que el transportador de gas que haya convertido infraestructura a gasoductos solicite la conversión a oleoductos o poliductos, éste deberá obtener autorización previa de la CREG, UPME y MME. En todo caso, solo se reconocerá el servicio como gasoducto hasta el día que opera y preste el servicio de transporte de gas natural.

Artículo 31.7. Requisito de manifestación de voluntad irrevocable. Para el caso de proyectos IPAT, el Agente Interesado en la Conversión que prevea realizar mediante adecuaciones de la infraestructura existente de transporte de hidrocarburos y de sus mezclas o derivados, deberá realizar la manifestación de voluntad irrevocable a la que hace referencia el literal e del artículo 4o de la Resolución CREG 102 008 de 2022, modificado por el artículo 2o de la Resolución número 102 012 de 2024 o aquellas que lo modifiquen o sustituyan.

De igual manera, el Agente Interesado para dicho momento, deberá: i) allegar a la Comisión la derogatoria por parte del Ministerio de Minas y Energía del acto administrativo que aprobó la construcción del oleoducto y su respectiva tarifa, así como la finalización total de las operaciones del oleoducto, y; ii) declarar a la Comisión a través de su representante legal, que no existen limitaciones para la conversión de la infraestructura.

ARTÍCULO 4o. ASIGNACIÓN Y COMERCIALIZACIÓN DE CAPACIDAD DE TRANSPORTE DEL PROYECTO IPAT CORRESPONDIENTE A UN ACTIVO CONVERTIDO. La comercialización de capacidad de transporte del proyecto IPAT correspondiente a un activo convertido, estará a cargo del Gestor del Mercado de gas natural y la asignación de capacidad será conforme al procedimiento que quedó establecido en el artículo 19 de la Resolución CREG 185 de 2020, o aquella que la modifique o sustituya, y el artículo 6o de la Resolución CREG 001 de 2021 o aquella que la modifique o sustituya.

ARTÍCULO 5o. Modificar el artículo 20 la Resolución CREG 185 de 2020, "Producto para asignar capacidad disponible primaria asociada a proyectos del PAG distintos de IPAT".

"Artículo 20. Producto para asignar capacidad disponible primaria asociada a proyectos del PAG distintos de IPAT. Las asignaciones de capacidad disponible primaria que realice el Gestor del Mercado, según el procedimiento establecido en el artículo 19 de la presente resolución harán parte de contratos de transporte que tendrán las siguientes características las cuales también les aplicará a proyectos IPAT, correspondiente a un activo convertido:

- Modalidad de contrato: contrato de transporte firme de capacidades trimestrales, CCT. Estará conformado por las cantidades asignadas en virtud de lo establecido en los literales a) y b) del numeral 2 de artículo 19 de la presente resolución.

- Duración del contrato: la duración que resulte de la asignación que realice el Gestor del Mercado a cada remitente. La duración mínima será de un trimestre estándar.

- Inicio del contrato: primer día de cualquiera de los trimestres estándar siguientes al trimestre en que el gestor asignó la capacidad disponible primaria al remitente.

- Terminación del contrato: último día de un trimestre estándar.

- Garantías: las que defina la Comisión en resolución aparte.

- Cargos: cargos fijos y variables expresados en pesos y en dólares americanos, determinados por el gestor del mercado así:

Donde:

	Cargo fijo expresado en pesos por KPCD de la fecha base establecida en la resolución donde se haga oficial la remuneración del proyecto del PAG, según se establece en el artículo 16 de la Resolución CREG 102 008 de 2022, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.
	Cargo variable expresado en pesos por KPC de la fecha base establecida en la resolución donde se haga oficial la remuneración del proyecto del PAG según se establece en el artículo 16 de la Resolución CREG 102 008 de 2022, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.
	Cargo fijo expresado en dólares americanos por KPCD de la fecha base establecida en la resolución donde se haga oficial la remuneración del proyecto del PAG, según se establece en el artículo 16 de la Resolución CREG 102 008 de 2022, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.
	Cargo variable expresado en dólares americanos por KPC de la fecha base establecida en la resolución donde se haga oficial la remuneración del proyecto del PAG, según se establece en el artículo 16 de la Resolución CREG 102 008 de 2022, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.
	Promedio simple del ingreso anual equivalente en pesos aprobado en la resolución donde se haga oficial la remuneración del proyecto del , según se establece en el artículo 16 de la Resolución CREG 102 008 de 2022, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.
	Promedio simple del ingreso anual equivalente en dólares americanos aprobado en la resolución donde se haga oficial la remuneración del proyecto del , según se establece en el artículo 16 de la Resolución CREG 102 008 de 2022, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.
	Capacidad máxima de mediano plazo asociada al proyecto del , expresada KPCD.

Estos cargos se actualizarán como se establece en el literal b) del artículo 17 de la Resolución CREG 102 008 de 2022, o aquellas que la modifiquen o sustituyan, y aplicarán para el caso en el que no haya congestión. En el caso de congestión el precio será el que se obtenga de la subasta.

La facturación se hará en pesos y se liquidará en el momento de la facturación a la TRM del último día del mes en que se prestó el servicio de transporte.

- Cargos activos convertidos: Para activos convertidos los cargos fijos y variables expresados en pesos, determinados por el Gestor del Mercado así:

Donde:

	Cargo fijo expresado en pesos por KPCD de la fecha base establecida en la resolución donde se haga oficial la remuneración del proyecto del, según se establece en el artículo 16 de la Resolución CREG 102 008 de 2022, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.
	Cargo variable expresado en pesos por KPC de la fecha base establecida en la resolución donde se haga oficial la remuneración del proyecto del, según se establece en el artículo 16 de la Resolución CREG 102 008 de 2022, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.
	Anualidad de la inversión de la infraestructura convertida a gasoductos. Expresada en COP de la fecha base.
	Capacidad definida en el plan de abastecimiento, expresada KPCD.

Estos cargos se actualizarán como se establece en el literal b) del artículo 17 de la Resolución CREG 102 008 de 2022, o aquellas que la modifiquen o sustituyan, y aplicarán para el caso en el que no haya congestión. En el caso de congestión el precio será el que se obtenga de la subasta.

- Liquidación: El servicio de transporte a través del contrato se liquidará y facturará mensualmente en pesos con base en lo establecido en el capítulo VI de la Resolución CREG 123 de 2013, o aquellas que la modifiquen o sustituyan, aplicando la siguiente expresión:

Donde:

	Costo de prestación del servicio de transporte a través del contrato CTT, expresado en pesos.
	Capacidad contratada para el mes de prestación del servicio, expresada en KPCD.
	Cargo fijo expresado en pesos por KPCD obtenido como la suma del cargo  y del cargo  convertido a pesos por KPCD con la TRM del último día del mes en que se prestó el servicio de transporte.
	Número de días del mes de prestación del servicio de transporte.
	Número de días del año calendario del mes en el que se prestó el servicio.
	Cargo variable expresado en pesos por KPC obtenido como la suma del cargo  y del cargo  convertido a pesos por KPC con la TRM del último día del mes en que se prestó el servicio de transporte.
	Volumen transportado al remitente durante el mes de prestación del servicio de transporte de gas natural, expresado en kpc.

Estos ingresos harán parte de los ingresos de corto plazo, , que se definen en el artículo 19 de la Resolución CREG 102 008 de 20, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

PARÁGRAFO. En resolución aparte la Comisión podrá establecer un mecanismo particular para determinar los cargos máximos aplicables al servicio de transporte en proyectos del IPAT distintos de IPAC para transportar gas proveniente de la infraestructura de importación de gas del Pacífico de que trata la Resolución CREG 152 de 2017, o aquellas que la modifiquen o sustituyan."

ARTÍCULO 6o. VIGENCIA. La presente resolución rige a partir de su publicación en el Diario Oficial.

Publíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D. C., a 12 de marzo de 2026.

El Presidente,

VÍCTOR JOSÉ PATERNINA NOVOA

Viceministro de Energía, delegado del Ministro de Minas y Energía.

El Director ejecutivo,

ANTONIO JIMÉNEZ RIVERA.

ANÁLISIS DE COMENTARIOS RESOLUCIÓN CREG 702 012 DE 2025. REGULACIÓN ASOCIADA A LA RECONVERSIÓN DE INFRESTRUCTURA DENTRO DE LA METODOLOGÍA DE REMUNERACIÓN DE

TRANSPORTE DE GAS NATURAL – RESOLUCIÓN CREG 175 DE 2021.  

<Consultar PDF directamente en el siguiente enlace:

https://normograma.com/documentospdf/PDF/R_CREG_102-23_2026_ANEXO.pdf

<NOTAS DE PIE DE PÁGINA>

1. CREG. ANÁLISIS DE COMENTARIOS RESOLUCIÓN CREG 702 012 DE 2025. REGULACIÓN ASOCIADA A LA RECONVERSIÓN DE INFRESTRUCTURA DENTRO DE LA METODOLOGÍA DE REMUNERACIÓN DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL – RESOLUCIÓN CREG 175 DE 2021: Reconversión de Infraestructura de transporte de Hidrocarburos. Documento aportado al trámite mediante radicado No. 25-648553-0000. Página 4.

2. Ibidem.

3. En ese sentido se ha pronunciado esta Superintendencia, entre otros, en conceptos de abogacía de la competencia identificados con radicado No. 25-533964, 25-562523 y 25-267888.

4. Soto (2009). Regulación por precios tope. Pág. 89. Disponible en:

https://revistas.pucp.edu.pe/index.php/economia/article/view/1014/975 23 Concepto de abogacía de la competencia identificado con radicado No. 25-

5. En concreto, de acuerdo con la Resolución CREG 175 de 2021 la estructura de precios de los distintos combustibles tiene en cuenta la Tarifa de Transporte por ductos.

6. CREG. ANÁLISIS DE COMENTARIOS RESOLUCIÓN CREG 702 012 DE 2025. REGULACIÓN ASOCIADA A LA RECONVERSIÓN DE INFRESTRUCTURA DENTRO DE LA METODOLOGÍA DE REMUNERACIÓN DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL – RESOLUCIÓN CREG 175 DE 2021: Reconversión de Infraestructura de transporte de Hidrocarburos. Documento aportado al trámite mediante radicado No. 25-648553-0000. Páginas 34-36.

7. Ibidem, página 36.

8. Ibidem, página 34.

9. CREG. Reconversión infraestructura de transporte de Hidrocarburos. Documento aportado al trámite mediante radicado No. 25-648553-0002. Páginas 40-47.

10. Ariza Moreno, Germán. Proceso de conversión de tuberías antiguas de hidrocarburos para transporte de gas natural. Bucaramanga. Monografía para optar el título de Especialista en Gerencia en Hidrocarburos. 2006. Disponible en

https://noesis.uis.edu.co/server/api/core/bitstreams/91a28b1c-63db-4977-beae- 5b3482a39b33/content

11. L. 142/1994, art. 87. "se entiende que cada consumidor tendrá el derecho a tener el mismo tratamiento tarifario que cualquier otro si las características de los costos que ocasiona a las empresas de servicios públicos son iguales"

12. "(…) las fórmulas de tarifas garantizarán la recuperación de los costos y gastos propios de operación (…) permitirán remunerar el patrimonio de los accionistas en la misma forma en la que lo habría remunerado una empresa eficiente en un sector de riesgo comparable". Ibidem.

13. CREG. Reconversión infraestructura de transporte de Hidrocarburos. Documento aportado al trámite mediante radicado No. 25-648553-0002. Página 26.

14. Lo anterior, como parte del análisis de los comentarios recibidos a la propuesta regulatoria de la Resolución CREG 702 015 de 2025 y a las consideraciones expuestas en el DOCUMENTO CREG-902 114 de 2025 en su numeral 3 sobre reconversión de infraestructura.

15. Resolución CREG 175 de 2021.

16. Ariza Moreno, Germán. Proceso de conversión de tuberías antiguas de hidrocarburos para transporte de gas natural. Bucaramanga. Monografía para optar el título de Especialista en Gerencia en Hidrocarburos. 2006. Disponible en

https://noesis.uis.edu.co/server/api/core/bitstreams/91a28b1c-63db-4977-beae- 5b3482a39b33/content.

17. Elemento igualmente expuesto dentro de la memoria justificativa del Decreto 1467 de 2024.

18. Dentro del criterio de eficiencia previsto en el artículo 87 de la Ley 142 de 1994 se establece que los aumentos de productividad esperados deben distribuirse entre la empresa y los usuarios, tal como ocurriría en un mercado competitivo.

19. En dicho concepto se expone que el término "subutilización" según lo establecido en la memoria justificativa del Decreto 1467 de 2024, hace referencia a la infraestructura existente que opera parcialmente o se encuentra en desuso al momento de su valoración. Esto significa que no está siendo utilizada en su capacidad máxima operativa declarada, definida por el volumen transportado entre un punto de origen y uno de entrega en un período determinado. Cuando la infraestructura está operativa su capacidad puede trasladarse a otras infraestructuras igualmente habilitadas, posibilitando así el proceso de conversión

20. Lo anterior, como parte del análisis de los comentarios recibidos a la propuesta regulatoria de la Resolución CREG 702 015 de 2025 y a las consideraciones expuestas en el DOCUMENTO CREG-902 114 de 2025 en su numeral 3 sobre reconversión de infraestructura.

21. Ariza Moreno, Germán. Proceso de conversión de tuberías antiguas de hidrocarburos para transporte de gas natural. Bucaramanga. En dicho documento se plantea que la conversión de infraestructura se puede realizar en un tiempo menor (56%) comparado con la construcción de un ducto nuevo.

22. Por ejemplo, para el caso específico de la conversión de infraestructura en el numeral 5.4.2 del documento complementario del PAGN (ETPAGN 2023 – 2038), se establece lo siguiente: "Por otra parte, la reconversión de infraestructura de hidrocarburos existente en la zona hacia el transporte de gas natural ofrece oportunidades para adelantar este proyecto con una mayor celeridad, reducir potencialmente los costos estimados, e incluso proveer una operación parcial antes de los 58 meses estimados como referencia particular por la UPME, para la construcción de cualquier infraestructura de transporte nueva en el país. En ese orden de ideas, se estima que la construcción de un gasoducto nuevo no estaría disponible antes del primer trimestre de 2030, en atención a los tiempos necesarios para la adopción, convocatoria, licenciamiento y ejecución de obra constructiva." (Resaltado fuera de texto)"

23. Ariza Moreno, Germán. Proceso de conversión de tuberías antiguas de hidrocarburos para transporte de gas natural. Bucaramanga. Monografía para optar el título de Especialista en Gerencia en Hidrocarburos. 2006. Disponible en

https://noesis.uis.edu.co/server/api/core/bitstreams/91a28b1c-63db-4977-beae- 5b3482a39b33/content.

24. Lo anterior, como parte del análisis de los comentarios recibidos a la propuesta regulatoria de la Resolución CREG 702 015 de 2025 y a las consideraciones expuestas en el DOCUMENTO CREG-902 114 de 2025 en su numeral 3 sobre reconversión de infraestructura.

25. Ver Documento CREG 085 de 2011.

26. Comisión Federal Reguladora de Energía (FERC, por sus siglas en inglés: Federal Energy Regulatory Commission).

27. Metodología de costos indicativos de inversión de capital (CAPEX) y operativos (OPEX) para infraestructura de importación, transporte y almacenamiento de hidrocarburos en Colombia. Quinto informe Revisión 002.

28. Fuente: Oil & Gas Journal del 2022.

29. *Tesis: proceso de conversión de tuberías antiguas de hidrocarburos para transporte de gás natural, Ariza, G, 2006- UIS

30. *Tesis: proceso de conversión de tuberías antiguas de hidrocarburos para transporte de gás natural, Ariza, G, 2006- UIS

31. Por la cual se adopta el Plan de Abastecimiento de Gas Natural 2023-2032 y se establecen otras disposiciones.

32. Ariza Moreno, Germán. Proceso de conversión de tuberías antiguas de hidrocarburos para transporte de gas natural. Bucaramanga. Monografía para optar el título de Especialista en Gerencia en Hidrocarburos. 2006. Disponible en

https://noesis.uis.edu.co/server/api/core/bitstreams/91a28b1c-63db-4977-beae- 5b3482a39b33/content.