CREG - Resolución 10223 de 2026 - Documento CREG 902 203 2026

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 CREG-902 203 de 2026

12-MARZO-2026

CIRCULACIÓN:

MIEMBROS DE LA COMISIÓN DE

REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GASSesión No. 1445

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TABLA DE CONTENIDO

1. ANTECEDENTES .................................................................................................... 4

2. CONSULTA PÚBLICA ............................................................................................ 14

3. ANÁLISIS DE COMENTARIOS RESOLUCIÓN CREG 702 012 DE 2025 ............. 16 3.1 Aclaraciones y precisiones .............................................................................. 17 3.2 AOM ................................................................................................................ 18 3.2.1 Respuesta ................................................................................................ 19 3.3 CMMP ............................................................................................................. 19 3.3.1 Respuesta ................................................................................................ 19 3.4 Comercialización capacidad ............................................................................ 19 3.4.1 Respuesta ................................................................................................ 19 3.5 Incentivo desarrollo infraestructura reconvertida. ............................................ 20 3.6 Definiciones ..................................................................................................... 26

3.3.1 Respuesta ................................................................................................ 19 3.4 Comercialización capacidad ............................................................................ 19 3.4.1 Respuesta ................................................................................................ 19 3.5 Incentivo desarrollo infraestructura reconvertida. ............................................ 20 3.6 Definiciones ..................................................................................................... 26 3.6.1 Respuesta ................................................................................................ 26 3.7 Estudio técnico Plan de abastecimiento .......................................................... 26 3.7.1 Respuesta ................................................................................................ 27 3.8 Mecanismos asignación .................................................................................. 27 3.8.1 Respuesta ................................................................................................ 27 3.9 Operador infraestructura ................................................................................. 27 3.9.1 Respuesta ................................................................................................ 27 3.10 Planeación ...................................................................................................... 28 3.10.1 Respuesta ................................................................................................ 28 3.11 Remuneración de la infraestructura convertida ............................................... 28 3.12 Requisitos para la conversión ......................................................................... 29 3.13 Requisitos conversión inversa ......................................................................... 31 3.13.1 Respuesta ................................................................................................ 31 3.14 Tipo de infraestructura .................................................................................... 32 3.14.1 Respuesta ................................................................................................ 32 3.15 Valoración activos ........................................................................................... 32 3.16 Naturaleza regulatoria de los activos .............................................................. 33

4. PRINCIPALES AJUSTES A LA PROPUESTA ....................................................... 34

ANEXO 1. COMENTARIOS RECIBIDOS, ANÁLISIS Y PROPUESTAS ....................... 36

ANEXO 2. ANÁLISIS DE LA INCIDENCIA SOBRE LA LIBRE COMPETENCIA DE LOS MERCADOS, ARTÍCULO 7 DE LA LEY 1340 DE 2009 .............................................. 211 ANEXO 3. CONCEPTO SIC. COMINICACIÓN CON RADICADO CREG E2026002694 225 4.1 Concepto de Abogacía de la Competencia en la SIC ................................... 239

ANEXO 3. CONCEPTO SIC. COMINICACIÓN CON RADICADO CREG E2026002694 225 4.1 Concepto de Abogacía de la Competencia en la SIC ................................... 239 4.1.1 Análisis y recomendaciones de la SIC ................................................... 239 4.1.2 Análisis de las recomendaciones presentadas por la SIC ..................... 245Sesión No. 1445

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Lista de Figuras

Figura 1. Comentarios por empresa ...................................................................... 16 Figura 2. Comentarios clasificados por tema ......................................................... 16 Figura 3. Línea de tiempo incentivo entrada temprana ......................................... 22 Figura 4. Flujo para determinación el incentivo ..................................................... 23 Figura 5. Banda de ajuste.................................................................................... 246 Figura 6. Remuneración de infraestructura hidrocarburos convertida a gasoductos247 Figura 7. Comportamiento del periodo de reconocimiento ...................................... 250 Figura 8. CQM & DIA en 2024. Relación AOM / Inversión transporte por ductos 259

Lista de Tablas

Tabla 1. Agentes que presentaron comentarios .................................................... 15 Tabla 2. Pros y contras decisión de reconvertir desde la empresa que tiene infraestructura para reconvertir. ............................................................................................. 20 Tabla 3. Pros y contras decisión de usuario de usar capacidad de transporte nueva o reconvertida .................................................................................................... 21

Tabla 2. Pros y contras decisión de reconvertir desde la empresa que tiene infraestructura para reconvertir. ............................................................................................. 20 Tabla 3. Pros y contras decisión de usuario de usar capacidad de transporte nueva o reconvertida .................................................................................................... 21 Tabla 4. Resultados diagramas de caja. AOM / Inversión ................................... 258 Tabla 5 supuestos para la simulación estocástica ............................................... 263 Tabla 6. Resultados simulación estocástica ........................................................ 264Sesión No. 1445

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MODIFICACIÓN Y ADICIÓN DE LA METODOLOGÍA DE REMUNERACIÓN DE

TRANSPORTE DE GAS NATURAL – RESOLUCIÓN CREG 175 DE 2021

1. ANTECEDENTES 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

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 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, conforme a los artículos 73 y 74 de la Ley 142 de 1994.

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 establecer las fórmulas tarifarias para cobrar por el transporte e interconexión a las redes, con sujeción a los criterios que, según dicha ley, deben orientar el régimen tarifario, para lo cual puede establecer topes máximos y mínimos de tarifas,

interconexión a las redes, con sujeción a los criterios que, según dicha ley, deben orientar el régimen tarifario, 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 y la aplicación de estos de acuerdo con cada actividad sujeta a la regulación, al igual que no pueden trasladar a los usuarios los costos de una gestión ineficiente por parte de las empresas.Sesión No. 1445

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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

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 estableci eron los criterios generales para la remuneración del servicio de transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de Transporte. Mediante las Resoluciones CREG 102 001, 102 005, 102 006, 102 010 de 2022 y la Resolución CREG 102 008 de 2024 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 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

“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 co ntribuir 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 costoeficientes para la demanda. Para este caso específ ico 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:

“Sesión No. 1445

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”

El Decreto 1467 de 2024 expuso lo siguiente en relación el tema de 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

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 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.

Necesidad Identificada Capacidad FPO Sugerida Nodos Beneficiarios Beneficio Estimado MUSD MENOR Costo Indicado MUSD

natural. 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 evitar potencial déficit estimadoSesión No. 1445

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(…)

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

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 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 puso en consideración la propuesta de resolución “ Por la cual se adopta el Plan de Abastecimiento de Gas Natural 2023-2032”.

(Resaltado fuera de texto)

El Ministerio de Minas y Energía puso en consideración la propuesta de resolución “ Por la cual se adopta el Plan de Abastecimiento de Gas Natural 2023-2032”.

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 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 delSesión No. 1445

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Plan de Abastecimiento de Gas Natural , PAGN, lo cual entiende la Comisión, ha sido planteado 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 Plan de Abastecimiento de Gas Natural, 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 que se deben seguir 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 m odifiquen o

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 m odifiquen 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 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, ingreso asociada al costo de oportunidad del activo operando en otro sector ya sea el de crudos 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 infra estructura 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.

de la información de la infra estructura 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.Sesión No. 1445

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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 infraestructura de transporte de hidrocarburos (oleoductos y

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.

Mediante 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 de la 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, relativa al 16 de enero de 2025, el Ministerio de Minas y Energía expidió la Resolución número 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 la parte resolutiva de dicho acto administrativo en su artículo 1º 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 2023 -2038 publicado por la

“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 2023 -2038 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”Sesión No. 1445

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La Resolución 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 Unidad de Planeación Minero - Energética, UPME, mediante la Circular 045 de 2024 y el documento complementario del Estudio Técnico para el Plan de Abastecimiento de Gas Natural

el Plan de Abastecimiento de Gas Natural 2023 -2038 publicado por la Unidad de Planeación Minero - Energética, 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 12025002889 y publicado posteriormente por la UPME, mediante la circular 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 Ministerio de Minas y Energía, a través de la Dirección de Hidrocarburos de dicha Entidad emitió concepto sobre el procedimiento de conversión de oleoductos a gasoductos, en donde se precisa:

“Hemos recibido su radicado No. 1 -2025-011319, con asunto “Solicitud concepto sobre el procedimiento de conversión de oleoductos a gasoductos”, mediante la cual solicita resolver algunas inquietudes y que procedemos a dar respuesta