Colombia enfrenta una de sus crisis de suministro energético más complejas en décadas. Las reservas de gas natural cayeron de 13,6 años en 2010 a apenas 5,9 años en 2024, según cifras de Andesco y el Centro de Recursos para la Economía (CREE). En ese contexto, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) tomó una decisión que puede cambiar el mapa energético del país: estableció las reglas para que la conversión de oleoductos a gasoductos en Colombia sea técnica, legal y económicamente viable, y rediseñó el esquema que define cómo se remunera esa infraestructura convertida.

Por qué la CREG apostó por reutilizar oleoductos en lugar de construir nuevos gasoductos

La lógica detrás de la medida es tan directa como urgente. Construir un gasoducto desde cero en Colombia toma años y cuesta cifras considerables. Adaptar uno que ya existe —pero que opera por debajo de su capacidad o está en desuso— puede tomar menos tiempo y demandar una inversión significativamente menor.

Según el Estudio Técnico del Plan de Abastecimiento de Gas Natural 2023-2038 de la UPME, existen oleoductos con capacidad excedentaria que, con las inversiones adecuadas, pueden adaptarse para transportar gas natural. Esa infraestructura representa una oportunidad real para ampliar la red sin los tiempos ni los costos de una obra nueva.

Fue en ese marco que la CREG expidió el Proyecto de Resolución 702 012 de 2025, una normativa que no solo habilita la reconversión de oleoductos y poliductos en gasoductos, sino que establece con precisión cómo se compensará a los operadores que asuman esa transformación.

Cómo funciona el nuevo esquema de remuneración para la conversión de oleoductos a gasoductos

El esquema aprobado por la CREG contempla tres componentes para calcular la remuneración de los activos convertidos.

El primero reconoce el costo de oportunidad que pierde el operador al dejar de usar el oleoducto para transportar crudo o refinados. El segundo cubre las inversiones directas necesarias para adaptar físicamente el ducto al transporte de gas. El tercero incluye los activos requeridos para conectar la infraestructura convertida al Sistema Nacional de Transporte (SNT).

Adicionalmente, la regulación establece que los transportadores interesados deben declarar que no existen limitaciones técnicas ni legales para realizar la conversión, y obtener el visto bueno del Ministerio de Minas y Energía. Si en algún momento el operador quiere revertir el proceso y volver a transportar hidrocarburos, deberá solicitar autorización expresa tanto a la CREG como al Ministerio.

El proyecto Jobo-Vasconia, el primero en la mira

Uno de los proyectos que más se beneficiaría de esta normativa es la conexión Jobo-Vasconia, con una capacidad de 400 millones de pies cúbicos por día (MPCD), que podría entrar en operación en plazos más cortos que los estimados originalmente.

Antonio Jiménez, director de la CREG, fue directo al respecto: la conversión de infraestructura de hidrocarburos a transporte de gas natural es una de varias acciones que la entidad está implementando para garantizar la confiabilidad y seguridad en el suministro.

Un país contra el reloj en materia de gas

El trasfondo de esta medida es una urgencia que el sector energético colombiano lleva meses señalando con cifras concretas. Según datos publicados por El Espectador con base en el informe de Andesco y el CREE, el riesgo de déficit de gas supera el 30% en 2026 y se agudiza hacia 2027, incluso en escenarios de alta hidrología.

Esa presión explica por qué el Gobierno nacional diseñó un paquete de 20 medidas para garantizar el suministro y contener los precios, dentro del cual la conversión de oleoductos es una pieza central. Entre las demás acciones figura la habilitación temporal del oleoducto Coveñas–Ayacucho para operar como gasoducto, la flexibilización de contratos de transporte y la exploración de alternativas de regasificación en puertos como Buenaventura y La Guajira.

El contexto también incluye las gestiones de Ecopetrol para importar gas desde Venezuela a través del Gasoducto Antonio Ricaurte —supeditadas a la autorización de la Oficina de Control de Bienes Extranjeros de Estados Unidos (OFAC)— y la evaluación de propuestas para recibir y regasificar gas natural licuado (GNL), tal como documentó Infobae Colombia.

¿Qué significa esto para hogares, industrias y termoeléctricas?

En términos prácticos, cada kilómetro de oleoducto reconvertido es capacidad de transporte que no requiere ser construida. Eso se traduce en menor presión sobre los costos de expansión del sistema, lo que en teoría debería aliviar —o al menos no agravar— las tarifas que pagan los usuarios finales.

Los más expuestos a las consecuencias del desabastecimiento son los hogares que dependen del gas para cocinar y calentar agua, las industrias que lo usan como insumo productivo y las plantas de generación termoeléctrica, que lo requieren especialmente en períodos de baja disponibilidad hídrica.

La regulación de la CREG no resuelve el problema de fondo —la caída sostenida de las reservas de gas en Colombia—, pero establece un marco concreto para aprovechar lo que ya está construido, mientras el país trabaja en ampliar su capacidad de producción e importación.