En medio de los retos por ampliar la infraestructura energética del país, el regulador dio un paso que podría cambiar la forma en que se transporta el gas natural en Colombia. La decisión abre la puerta a reutilizar redes existentes, una alternativa que hasta ahora no tenía reglas claras dentro del sistema.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg) ajustó su marco normativo para permitir que oleoductos y poliductos puedan transformarse en gasoductos, siempre que cumplan con condiciones técnicas y económicas específicas. Con esto, se formaliza una posibilidad que el sector venía explorando, pero sin un esquema definido de operación ni de remuneración.
Más allá de un cambio técnico, la medida introduce un nuevo enfoque, aprovechar infraestructura ya instalada para responder a la demanda de gas natural, en lugar de depender exclusivamente de proyectos completamente nuevos. Esto podría traducirse en menores tiempos de desarrollo y, eventualmente, en una mayor eficiencia en el uso de recursos.
La resolución 102-023 de 2026 establece las bases de este nuevo modelo. Allí se reconoce la figura de los llamados “activos convertibles a gasoductos”, definidos como aquellos sistemas de transporte de hidrocarburos que pueden adaptarse para operar con gas natural. La inclusión de esta categoría no es menor, ya que implica integrarlos de forma explícita al régimen tarifario vigente.
En ese contexto, también aparece un nuevo actor: el “Agente Interesado en la Conversión”. Se trata de la persona jurídica que liderará los proyectos y que deberá cumplir con requisitos específicos, como contar con la calidad de transportador de gas. Si la infraestructura pertenece a un tercero, además, deberá presentar la autorización correspondiente.
El proceso no será automático. La norma exige una serie de condiciones previas antes de iniciar cualquier conversión. Entre ellas, la presentación de estudios técnicos y financieros que demuestren la viabilidad del proyecto, la certificación de que no existen restricciones legales o contractuales, y la confirmación de que la infraestructura puede adaptarse sin afectar la operación del sistema.
Además, en algunos casos será necesario acreditar que el activo dejó de operar como sistema de transporte de hidrocarburos. Esto incluye la derogatoria de actos administrativos previos y la finalización formal de su uso original, con el fin de evitar conflictos regulatorios o superposición de normas. Uno de los puntos centrales de la resolución está en la forma en que se remunerarán estos proyectos. La Creg definió un esquema que combina tres elementos: el reconocimiento del valor de la infraestructura existente, el pago por las nuevas inversiones necesarias para su adecuación y un incentivo por entrada anticipada en operación.
En el caso de los activos ya construidos, se tendrá en cuenta su valor depreciado, siempre bajo criterios de eficiencia y tras una evaluación técnica. Para las inversiones adicionales, se reconocerán los costos asociados a la transformación del sistema, lo que incluye ajustes operativos y tecnológicos. El incentivo por entrada anticipada busca acelerar la disponibilidad de capacidad en el sistema. Si un proyecto entra en operación antes de lo previsto, podrá acceder a un reconocimiento económico durante un periodo determinado. Con esto, el regulador envía una señal clara, la rapidez también será valorada.
En cuanto a los costos de administración, operación y mantenimiento, la resolución mantiene los lineamientos actuales, aunque introduce un valor de referencia del 4,07% de la inversión en caso de que no haya información reportada por los agentes. Este porcentaje funcionará como un estándar provisional mientras se obtienen datos más precisos. La integración de estos proyectos al sistema nacional también queda definida. Las iniciativas de reconversión podrán ser consideradas prioritarias dentro del Plan de Abastecimiento de Gas Natural, lo que les permitiría acceder a mecanismos especiales de ejecución y asignación de capacidad.
Esa capacidad, una vez disponible, será comercializada a través del Gestor del Mercado, bajo las mismas reglas que aplican para el resto de la infraestructura. Los contratos serán firmes y se asignarán según los procedimientos vigentes, lo que garantiza condiciones de competencia similares para todos los actores. La resolución, además, incluye un mecanismo para compartir beneficios y sobrecostos. Si el proyecto resulta más económico de lo previsto, el ahorro se distribuirá entre los participantes. En caso contrario, los costos adicionales también serán asumidos de manera compartida, dentro de límites definidos.