CREG redefine normas para transformar oleoductos en gasoductos con ajuste en remuneración
La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) ha expedido una resolución histórica que modifica sustancialmente el marco regulatorio para el transporte de gas natural en Colombia. La medida incorpora explícitamente la conversión de infraestructura de hidrocarburos en gasoductos dentro del esquema tarifario existente, estableciendo criterios técnicos, económicos y operativos para su remuneración e integración al sistema nacional.
Nuevo marco regulatorio para infraestructura convertible
La resolución 102-023 de 2026 adiciona disposiciones clave a la normativa vigente con el objetivo de permitir que oleoductos y poliductos, susceptibles de adaptación técnica, puedan ser utilizados para el transporte de gas natural. Este acto regulatorio define los llamados "activos convertibles a gasoductos" como aquella infraestructura existente de transporte de hidrocarburos que puede ser habilitada técnicamente para prestar el servicio de transporte de gas natural.
La inclusión de esta figura se alinea con disposiciones previas del sector energético y con instrumentos de planeación como el Plan de Abastecimiento de Gas Natural, respondiendo a necesidades estratégicas del país en materia de seguridad energética.
Figura del Agente Interesado y requisitos de conversión
Dentro de la resolución se introduce la figura del "Agente Interesado en la Conversión", que corresponde a la persona jurídica encargada de adelantar los trámites ante el regulador. Este agente deberá contar con la calidad de transportador de gas natural y, en caso de que la infraestructura pertenezca a un tercero, deberá presentar la autorización expresa del propietario.
Los requisitos para iniciar procesos de conversión incluyen:
- Presentación de información técnica y económica detallada
- Acreditación de que no existen limitaciones legales o contractuales para la transformación
- Demostración de viabilidad del proyecto dentro del sistema de transporte
- Derogatoria de actos administrativos previos relacionados con la infraestructura original
- Certificación de la finalización de operaciones en transporte de hidrocarburos
Cambios sustanciales en metodología de remuneración
Uno de los aspectos más relevantes de la nueva regulación es la definición de un esquema específico para la remuneración de proyectos de reconversión, que contempla tres componentes fundamentales:
- Reconocimiento de la inversión existente: Se tendrá en cuenta el valor depreciado del activo, sujeto a condiciones de eficiencia y evaluación técnica
- Remuneración de nuevas inversiones: Reconocimiento de costos asociados a la adecuación del oleoducto o poliducto para operación como gasoducto
- Incentivos por entrada anticipada: Reconocimiento por período determinado cuando el proyecto entra en operación antes de plazos previstos
Este mecanismo de incentivos busca incorporar señales económicas para acelerar la disponibilidad de infraestructura en el sistema, respondiendo a necesidades urgentes de capacidad de transporte.
Costos de administración, operación y mantenimiento
En relación con los costos de administración, operación y mantenimiento (AOM), la norma mantiene los lineamientos generales de la regulación vigente, pero establece un valor de referencia equivalente al 4,07% de la inversión cuando no se cuente con información específica reportada por los agentes.
El regulador señala que la evaluación de estos gastos se realizará con base en la mejor información disponible y bajo criterios estrictos de eficiencia, manteniendo la obligación de los agentes de reportar información detallada en los formatos definidos por la Comisión.
Integración al sistema y comercialización de capacidad
La resolución dispone que los proyectos de reconversión podrán ser considerados como proyectos prioritarios dentro del Plan de Abastecimiento de Gas Natural, sujetándose a las reglas aplicables a los proyectos del sistema, incluyendo procedimientos de ejecución y asignación de capacidad.
En cuanto a la comercialización de capacidad de transporte, la norma establece que estará a cargo del Gestor del Mercado de gas natural, asignándose conforme a procedimientos vigentes. Los contratos derivados tendrán características definidas, como modalidad firme y duración específica, integrando la capacidad generada por activos reconvertidos al mercado bajo las mismas reglas que el resto de la infraestructura.
Mecanismos de ajuste y beneficios compartidos
La resolución incorpora mecanismos de ajuste que permiten compartir beneficios o sobrecostos entre agentes y usuarios. Cuando el costo real de un proyecto es inferior al valor de referencia, el ahorro se distribuye entre las partes, mientras que los sobrecostos también se comparten hasta un límite definido.
Este mecanismo se basa en la metodología existente de regulación de transporte de gas natural, buscando replicar condiciones de eficiencia similares a las de un mercado competitivo, aplicándose también a proyectos de conversión en función de beneficios asociados a la reutilización de infraestructura existente.
Medidas de transición y estabilidad regulatoria
Finalmente, la norma establece medidas de transición regulatoria para facilitar la incorporación de estos activos al servicio público domiciliario de gas natural. Estas disposiciones buscan asegurar coherencia entre el nuevo esquema y las reglas vigentes, garantizando continuidad del servicio y estabilidad de condiciones tarifarias para todos los usuarios del sistema.
La medida regulatoria se enmarca en esfuerzos más amplios del Gobierno Nacional para fortalecer la infraestructura energética del país, incluyendo la posible reactivación del gasoducto Binacional Antonio Ricaurte para importaciones desde Venezuela, aunque este proyecto específico requerirá consideraciones adicionales de política exterior y acuerdos bilaterales.
