CREG - Resolución 10223 de 2026

RESOLUCIÓN No. 102 023 DE 2026

(12 MAR. 2026)

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 1467 de 2024 y,

C O N S I D E R A N D O Q U E:

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

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 operacion es 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.

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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

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 éstas se aproximen a lo que serían los precios de un mercado competitivo, esto es, que las fórmulas tarif arias 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

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 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 específ ico se propone como alternativa la reconversión de infraestructura, actualmente dedicada para el Firmado Electronicamente con AZSign Acuerdo: 20260409-153105-6809d9-93331598

costo-eficientes para la demanda. Para este caso específ ico se propone como alternativa la reconversión de infraestructura, actualmente dedicada para el Firmado Electronicamente con AZSign Acuerdo: 20260409-153105-6809d9-93331598

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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 recom endada en el ETPAGN 20232038” lo siguiente:

“ ”

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

“Artículo 1. Modificar las siguientes definiciones del artículo 2.2.2.1.4. del Decreto 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 Gashidrocarburos, 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 GasCREG.

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 Necesidad Identificada Capacidad FPO Sugerida Nodos Beneficiarios Beneficio Estimado MUSD MENOR Costo Indicado MUSD ACCIONES En función de resultados del Escenario Recomendacione s Gasoducto para conectar VIMInterior en Magdalena Medio. Se analizaron 3 alternativas:A) Conexión JoboAntioquiaMariquita. B) Conexión SincelejoVasconia. C) Conexión Jobo-Vasconia. No inferior a 400 MPCD 4T 2026 Todos 8396 877 ADOPTAR Por abastecimiento y confiabilidad. Se recomienda la alternativa (C) Jobo-Vasconia, por menor costo indicativo y FPO requerida para

ADOPTAR Por abastecimiento y confiabilidad. Se recomienda la alternativa (C) Jobo-Vasconia, por menor costo indicativo y FPO requerida para evitar potencial déficit estimado

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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 1 del artículo 2.2.2.2.37 de este decreto, los cost os de racionamiento y la información de las

los artículos 2.2.2.2.19, 2.2.2.2.20 Y 2.2.2.2.21 Y el parágrafo 1 del artículo 2.2.2.2.37 de este decreto, los cost os 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 1. 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 2. El Ministerio de Minas y Energía establecerá los lineamientos que deberá contener el plan de abastecimiento de gas natural.

Parágrafo 3. 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 40031 de 2025.

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

promulgó mediante Resolución 40031 de 2025.

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

“Artículo 2. 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 Firmado Electronicamente con AZSign Acuerdo: 20260409-153105-6809d9-93331598

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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

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 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 4 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 4 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 modif iquen 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

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 exist ente 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 A dministración, 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 d e 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 Firmado Electronicamente con AZSign Acuerdo: 20260409-153105-6809d9-93331598

de AOM; iii) instrumentos para la declaración de la información de la infraestructura a convertir; iv) determinación del costo de oportunidad que Firmado Electronicamente con AZSign Acuerdo: 20260409-153105-6809d9-93331598

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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:

1. 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.

1. 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.

1. 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 E2025009385 E2025009738

CENIT TRANSPORTE Y LOGÍSTICA DE HIDROCARBUROS S.A.S.

Firmado Electronicamente con AZSign

E2025001679 E2025002390 E2025002521 E2025009385 E2025009738

CENIT TRANSPORTE Y LOGÍSTICA DE HIDROCARBUROS S.A.S.

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RADICADO AGENTE QUE HACE EL COMENTARIO

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 de cargos de transporte en el marco de la Resolución CREG 175 de 2021.

del Proyecto de Resolución CREG 702 012 de 2025, toda vez que con dichas disposiciones se consolidó el proceso de definición de 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 20232032 y se establecen otras disposiciones”. En el artículo 1º de dicho acto administrativo, se estableció lo siguiente:

“Artículo 1. Adoptar el Plan de Abastecimiento de Gas Natural 2023 -2032, con base en el Estudio Técnico para el Plan de Abastecimiento de Gas Natural 20232038 publicado por la Unidad de Planeación Minero - Energética, UPME, mediante la Circular 045 de 2024, en lo que respecta a los siguientes proyectos: (…)

1. 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: Cu arto Trimestre de 2027, con una capacidad de transporte no inferior a 100 MPCD”

La Resolución 40031 de enero de 2025 se expidió c on base en el Estudio

anticipada de entrada en operación parcial: Cu arto Trimestre de 2027, con una capacidad de transporte no inferior a 100 MPCD”

La Resolución 40031 de enero de 2025 se expidió c on base en el Estudio Técnico para el Plan de Abastecimiento de Gas Natural 2023-2038 publicado por la UPME, mediante la Circular 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 008 del 31 de enero de 2025. En dicho estudio y en su documento complem entario, en el numeral 5.4.2. denominado “Nuevos Proyectos de Infraestructura de Gas Natural” se incluye e n el literal a el proyecto “Conexión VIM – Interior”.

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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

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 enc uentran 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 No. 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 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

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:

1. 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 infraestruct uras igualmente habilitadas, posibilitando así el proceso de conversión;

1. P ara 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;

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infraestructura nueva, que, en todos los casos, para determinar si resulta procedente o no la rehabilitación de la infraestructura de transporte;

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1. 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;

1. 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 175 de 2021 expedidos por la CREG.

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

modificó el parágrafo del artículo 4o de la Resolución 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 d e 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 par a que la Comisión lo pudiera tener en cuenta como insumo para la propuesta definitiva consultada en el Proyecto de Resolución 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.

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 remun