artículo 2 de la Ley 681 de 2001, y por consumo propio, el utilizado en las actividades relacionadas con su objeto social principal.
PARÁGRAFO
.
Se exceptúa el ACPM consumido por el servicio público de generación eléctrica en las Zonas No Interconectadas del Territorio Nacional.
PARÁGRAFO
.
En el caso de los sistemas de transporte masivo, el combustible se cobrará en forma proporcional a las diferentes empresas operadoras que participen en el mismo y sobre los volúmenes consumidos por cada una de ellas en los buses que hacen parte de su operación.
ECOPETROL S. A o quien haga sus veces, previo visto bueno del Ministerio de Minas y Energía -Dirección de Hidrocarburos-, definirá los procedimientos generales de cobro sobre el particular".
(Decreto 2988 de 2003, art. 1 modificado por el Decreto 4483 de 2006, art. 1 modificado por la Ley 1430 de 2010).
Gran consumidor temporal con instalación:
Es aquel gran consumidor que cuenta con instalaciones que permiten descargar, almacenar y despachar combustibles líquidos derivados del petróleo y que para el desarrollo de su actividad, como la ejecución de obras de infraestructura, servicios petroleros, exploración y explotación petrolera y minera y actividades agroindustriales, requiera el consumo de combustibles en un periodo que no exceda de un año.
(Decreto 4299 de 2005, art. 4, modificado por el Decreto 1717 de 2008, art. 2)
Gran consumidor sin instalación:
Es aquel gran consumidor que consume combustibles para uso propio y exclusivo en sus aeronaves, buques o naves.
(Decreto 4299 de 2005, art. 4, adicionado por el Decreto 1333 de 2007, art. 1)
Importador:
Toda persona natural o jurídica que ejerce la actividad de importación de combustibles líquidos derivados del petróleo, conforme a lo establecido en el
artículo 2 del decreto 353 de 1991)
2. Por su naturaleza
Estación de servicio pública.
Establecimiento destinado al suministro de combustibles líquidos derivados del petróleo, servicios y venta de productos al público en general, según la clase del servicio que preste.
Estación de servicio privada.
Establecimiento perteneciente a una empresa o institución, destinada exclusivamente al suministro de combustibles líquidos derivados del petróleo para sus vehículos, aeronaves, barcos y/o naves.
(Decreto 4299 de 2005, adicionado por el Decreto 1717 de 2008, art. 1.)
3. Por la clase de producto que manejan:
Estación de Servicio Dedicada:
Es la Estación de Servicio destinada solamente a la distribución de un tipo de combustible, ya sea combustibles líquidos derivados del petróleo o combustibles gaseosos
(Decreto 1605 de 2002 art 3)
Gas natural comprimido (G.N.C.):
Establecimiento que dispone de instalaciones y equipos para el almacenamiento y distribución de combustibles gaseosos, excepto gas licuado del petróleo (G.L.P.), para vehículos, a través de equipos fijos (surtidores) que llenan directamente los tanques o cilindros de combustible. Además, pueden incluir facilidades para prestar uno o varios de los siguientes servicios: lubricación, lavado general o de motor, cambio o reparación de llantas, alineación y balanceo, servicio de diagnosticentro, trabajos menores de mantenimiento de motor, venta de llantas, neumáticos, lubricantes, baterías, accesorios y demás servicios afines. (Definición de acuerdo con lo consagrado en el
artículo 2 de la Ley 39 de 1987, abstenerse de tener en su poder, a cualquier título, gasolina motor o ACPM que no hayan sido marcados debidamente, de acuerdo con la obligación que se indica en el
artículo 2, parágrafos 4 y 5 adicionados por el decreto 2776 de 2010, art. 1 "; la remisión que realiza el
Parágrafo 3
parágrafo 3 del presente art. a los decretos 2337 de 2004, modificado por los Decretos 4237 de 2004 y 2363 de 2006, 2338, 2339 y 2340 de 2004, modificado este último por los Decretos 4236 de 2004 y 2363 de 2006 y los tres anteriores por el Decreto 2363 de 2006).
artículo 2 del decreto 2776 de 2010.)
artículo
2
del Decreto
1310
de 2024)
artículo 2 de la Ley 10 de 1961 se formalizare pacto para el deslinde de zonas petrolíferas reconocidas definitivamente como de propiedad privada, se procederá así:
1. Dentro de los quince días siguientes a la fecha del pacto, el Ministerio de Minas y Energía señalará día y hora para la diligencia del deslinde y las partes designarán los peritos que en ella deban intervenir.
2. Si practicada la diligencia no hubiere discrepancia sobre ella, el Ministerio la aprobará dentro de los quince (15) días siguientes, mediante resolución que deberá ser inscrita en el libro de registro de que trata el
artículo 2 del Decreto 1874 de 1979, o las normas que lo modifiquen, adicionen o deroguen.
(Decreto 1505 de 2002, art. 1 "; modificado por el Decreto 4335 de 2004, art. 1).
artículo 2 de la Ley 681 de 2001, el distribuidor mayorista enviará con destino al productor y/o importador, en los plazos que estos establezcan, una relación del combustible exento enajenado, junto con copia de los documentos entregados por el consumidor final establecidos en los parágrafos 1, 2 y 3 del
Artículo 2 del Decreto 1710 de 2013)
artículo 2 del decreto 3451 de 2008).
(Decreto 388 de 2007, art. 5)
ARTÍCULO
2 .2.3.2.6.1.15. Cesión de los derechos de los subsidios causados
. Los comercializadores de energía eléctrica a los que hace referencia esta Subsección 6.1, podrán ceder a favor de entidades vigiladas por la Superintendencia Financiera, u organismos estatales, bilaterales y multilaterales de crédito que no se encuentren en las listas de sanciones, y/o vehículos fiduciarios administrados por cualquiera de los anteriores, el derecho a recibir los recursos por los subsidios causados y liquidados en los términos previstos en el presente artículo, que deban girárseles a través del Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de ingresos, únicamente en los casos en que dichas entidades prestadoras de servicios públicos domiciliarios ya hayan reconocido, en las respectivas facturas de servicios, los subsidios correspondientes a los usuarios que atienden. Para que la cesión produzca efectos ante el Ministerio de Minas y Energía se necesitará de la aceptación de la cesión por parte de dicha entidad.
Para efectos de lo previsto en este artículo, el ordenador del gasto del Ministerio de Minas y Energía. a solicitud del comercializador de energía interesado, definirá el monto de subsidios que será reconocido por la Nación - Ministerio de Minas y Energía para el respectivo periodo de reporte de información, a través de una certificación la cual deberá contener como mínimo:
a) El valor a reconocer en pesos corrientes
b) El plazo máximo en el cual el Ministerio de Minas y Energía girará dicho valor
Para ello, el Ministerio de Minas y Energía solicitará al Ministerio de Hacienda y Crédito Público concepto indicando la existencia de los mecanismos provistos en la Ley Anual de Presupuesto para atender el giro de los subsidios, el cual será emitido por dicho Ministerio en quince (15) días calendario. Este concepto será suficiente para que el Ministerio de Minas y Energía emita la certificación del monto del subsidio.
Parágrafo 1
PARÁGRAFO
1
. Los comercializadores de energía eléctrica a los que hace referencia esta Subsección 6.1, que quieran hacer uso del presente mecanismo, deberán enviar la información indicada en el
artículo 2 de la Ley 56 de 1981 que acometan las obras de que trata el
artículo 2 numeral 12 y
artículo 2 Decreto 498 de 1994)
artículo
2°
de la Ley 70 de 1993, se entiende por sistema ancestral de producción minera de comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras el conjunto integrado de actividades, prácticas, procesos y conocimientos mineros que han desarrollado consuetudinariamente por las comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras en sus territorios colectivos y ancestrales para garantizar el sustento de la vida y mantener una relación armónica con la naturaleza. Este sistema ancestral de producción minera se desarrolla de modo familiar o colectivo, en forma directa y exclusiva por las Comunidades Negras y se entrelaza con sus formas culturales y espirituales de concebir el territorio promoviendo su sentido de espiritualidad y la supervivencia cultural para las generaciones futuras, sin generar impactos ambientales significativos negativos.
Parágrafo 2
PARÁGRAFO 2.
Para la elaboración del reglamento interno minero del consejo comunitario de comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras, deberá · cumplir las determinantes ambientales que se establezcan en el Plan de Manejo Ambiental de que trata el Decreto Reglamentario del Capítulo
IV
de la Ley 70 de 1993.
SECCIÓN 2
DE LAS ZONAS MINERAS DE COMUNIDADES NEGRAS, AFROCOLOMBIANAS, RAIZALES Y PALENQUERAS.
Artículo 2 del Acto Legislativo 05 de 2011 y la Ley 1530 de 2012 (Artículos 7 Núm. 3 y 101) y demás disposiciones aplicables, al año siguiente de la distribución inicial del incentivo CERT, la ANH dará inicio a la verificación del cumplimiento de la ejecución de actividades de los proyectos seleccionados y certificará el monto del CERT a ser otorgado de acuerdo con lo siguiente:
En el caso de los proyectos de exploración, conforme al cronograma presentado, la ANH realizará seguimiento y control al cumplimiento de las inversiones incrementales aprobadas en la resolución de adjudicación a los beneficiarios del incentivo, para lo cual contará con los siguientes mecanismos de verificación:
a. Reporte mensual de actividades.
b. Reportes diarios de perforación.
c. Visitas de verificación en campo por parte de la ANH. Al finalizar cada visita se elaborará acta de la misma.
d. Certificado de entrega de productos generados de las Actividades Incrementales al Banco de Información Petrolera (BIP), emitido por el Servicio Geológico Colombiano.
e. Certificados suscritos por el revisor fiscal del operador.
El certificado de entrega de productos al BIP y el certificado de revisor fiscal de las inversiones incrementales reales ejecutadas en la perforación de los pozos exploratorios, incluidos en la propuesta, deberán ser allegados dentro del primer trimestre del año siguiente a la ejecución de las actividades.
En el caso de los proyectos de aumento del factor de recobro, las empresas operadoras de campos comerciales a los que se les haya distribuido inicialmente el incentivo CERT, deberán presentar a la ANH cada trimestre del calendario, dentro de los cinco (5) días siguientes a la terminación del trimestre, un informe de ejecución respecto de las actividades e inversiones desarrolladas en cada trimestre, con el contenido estipulado en el acto administrativo mediante el cual se realiza la distribución inicial del beneficio del CERT.
A partir del año siguiente al año de inversión, las empresas operadoras, junto con el primer informe trimestral al que se ha hecho alusión en el inciso anterior, deberán entregar a la ANH la certificación suscrita por el revisor fiscal del operador del campo comercial, con indicación del monto de las inversiones realizadas en el año.
Sin perjuicio de la presentación de la información aquí requerida, la ANH discrecionalmente podrá realizar visitas a los proyectos aprobados con el fin de verificar la información reportada, previa comunicación en tal sentido dirigida al operador.
A más tardar el 30 de abril del año siguiente al que se realizan las inversiones incrementales, la ANH una vez lleve a cabo el trámite establecido en el
2.1.1.1A.1.1. Objeto.
La presente Sección tiene por objeto fijar los lineamientos para adelantar los Proyectos Piloto de Investigación Integral - PPII sobre Yacimientos No Convencionales - YNC de hidrocarburos con la utilización de la técnica de Fracturamiento Hidráulico Multietapa con Perforación Horizontal - FH-PH.
(
Adicionado por el Art. 1 del Decreto 328 de 2020
)
2.1.1.1A.1.2. Definiciones.
Para efectos de lo dispuesto en la presente Sección, se adoptarán las siguientes definiciones:
- Proyectos Piloto de Investigación Integral - PPII:
Son procesos experimentales, científicos y técnicos, de carácter temporal, que se desarrollan en un polígono específico, y que buscan: (i) recopilar información social, ambiental, técnica, operacional y de dimensionamiento de los Yacimientos No Convencionales - YNC que requieran el uso de la técnica de Fracturamiento Hidráulico Multietapa con Perforación Horizontal - FH-PH para su extracción; (ii) generar conocimiento para el fortalecimiento institucional; promover la participación ciudadana, la transparencia y acceso a la información; y iii) evaluar los efectos de la técnica de Fracturamiento Hidráulico Multietapa con Perforación Horizontal - FH-PH, según las condiciones de diseño, vigilancia, monitoreo y control que se establezcan.
- Fracturamiento Hidráulico Multietapa con Perforación Horizontal - FH-PH
: Técnica usada en la extracción de gas o petróleo en Yacimientos No Convencionales - YNC, como lutitas y carbonatos apretados de baja porosidad y permeabilidad, mediante la cual se inyecta en una o varias etapas, un fluido compuesto por agua, propante y aditivos a presiones controladas con el objetivo de generar canales que faciliten el flujo de los fluidos de la formación productora al pozo perforado horizontalmente. Esta técnica difiere de las técnicas utilizadas en los yacimientos convencionales en los que se utiliza el fracturamiento hidráulico y en los Yacimientos No Convencionales - YNC de gas metano asociado a los mantos de carbón y las arenas bituminosas.
- Línea Base:
Condiciones iniciales ambientales, sociales, económicas y de salud, previa a las intervenciones que se originen de los Proyectos Piloto de Investigación Integral ? PPII sobre un espacio determinado.
- Líneas Base Generales:
Son las líneas base que determinarán las entidades estatales en los términos del
2.1.1.1A.2.8.
- Líneas Base Locales:
Son las líneas base que deberán establecer los Contratistas de los Proyectos Piloto de Investigación Integral - PPII para solicitar la licencia ambiental.
- Tecnología de Mínimo Impacto - TMI:
Es el conjunto de instrumentos, métodos y técnicas empleadas durante la ejecución de los Proyectos Piloto de Investigación Integral - PPII, de manera que minimice la afectación al medio ambiente y a la comunidad del área de influencia de los proyectos. La Tecnología de Mínimo Impacto -TMI deberá ser garantizada durante todas las fases de los Proyectos Piloto de Investigación Integral - PPII.
- Yacimiento No Convencional - YNC:
Son aquellos que se caracterizan por tener una baja permeabilidad primaria y que se les debe realizar estimulación para mejorar las condiciones de movilidad y recobro. Entre ellos se incluyen, gas y petróleo de lutitas, carbonatos apretados, gas metano asociado a los mantos de carbón, las arenas apretadas y arenas bituminosas.
- Contratista de los Proyectos Piloto de Investigación Integral PPII:
Será la empresa o las empresas, en caso de que decidan asociarse, que suscriban un mecanismo contractual con la Agencia Nacional de Hidrocarburos para el desarrollo de los Proyectos Piloto de Investigación Integral - PPII.
(
Adicionado por el Art. 1 del Decreto 328 de 2020
)
SUBSECCIÓN 2
(
Adicionado por el Art. 1 del Decreto 328 de 2020
)
DESARROLLO DE LOS PROYECTOS PILOTO DE INVESTIGACIÓN INTEGRAL PAUTAS PARA LA IMPLEMENTACIÓN
2.1.1.1A.2.1. Personas jurídicas que podrán desarrollar de los Proyectos Piloto de Investigación Integral -PPII.
Las personas jurídicas que deseen desarrollar los Proyectos Piloto de Investigación Integral - PPII deberán solicitarlo a la Agencia Nacional de Hidrocarburos, para lo cual deberán cumplir con los requisitos que dicha agencia establezca para este propósito, acorde con la ubicación geográfica que determine el Ministerio de Minas y Energía. La Agencia Nacional de Hidrocarburos determinará los mecanismos contractuales o las modificaciones a los mismos, según corresponda, para el desarrollo de los mencionados proyectos.
PARÁGRAFO
.
Los polígonos en los cuales se desarrollarán los Proyectos Piloto de Investigación Integral - PPII se establecerán en el mecanismo contractual que suscriban los Contratistas de los Proyectos Piloto de Investigación Integral ? PPII y la Agencia Nacional de Hidrocarburos.
(
Adicionado por el Art. 1 del Decreto 328 de 2020
)
2.1.1.1A.2.2. Requisitos técnicos.
El Ministerio de Minas y Energía, en el marco de sus competencias, señalará los requisitos técnicos para el desarrollo de los Proyectos Piloto de Investigación Integral -PPII, atendiendo a las normas internacionales para el desarrollo de hidrocarburos en Yacimientos No Convencionales - YNC a través de la técnica Fracturamiento Hidráulico Multietapa con Perforación Horizontal - FH-PH. La perforación de pozos durante los Proyectos Piloto de Investigación Integral - PPII deberá llevarse a cabo con Tecnologías de Mínimo Impacto - TMI.
PARÁGRAFO
1
. Los requisitos técnicos determinados por el Ministerio de Minas y Energía deberán establecer las ubicaciones donde se podrán adelantar los Proyectos Piloto de Investigación Integral - PPII y el número de locaciones y pozos que se podrán desarrollar en cada uno de los Proyectos Piloto de Investigación Integral -PPII y lo referente a la Tecnología de Mínimo Impacto - TMI disponibles.
PARÁGRAFO
2
. Aquellos aspectos no regulados en virtud de las normas a las que se refiere esta Subsección, se regirán por la normatividad vigente y aplicable en materia técnica.
(
Adicionado por el Art. 1 del Decreto 328 de 2020
)
2.1.1.1A.2.3. Requisitos ambientales.
Los Proyectos Piloto de Investigación Integral - PPll sobre Yacimientos No Convencionales - YNC de hidrocarburos con la utilización de la técnica de Fracturamiento Hidráulico Multietapa con Perforación Horizontal - FH-PH, estarán sujetos a la expedición de la licencia ambiental correspondiente, para lo cual el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, en el marco de sus competencias, expedirá los términos de referencia, sin perjuicio de la aplicación de los principios ambientales de que trata la Ley 99 de 1993.
La Autoridad Nacional de Licencias Ambientales, en el marco de sus competencias, deberá evaluar las solicitudes de licencia ambiental y pronunciarse sobre su otorgamiento en los plazos definidos por la normativa vigente.
PARÁGRAFO
. Aquellos aspectos no regulados en virtud de las normas a las que se refiere esta Subsección, se regirán por la normatividad vigente y aplicable en materia ambiental.
(
Adicionado por el Art. 1 del Decreto 328 de 2020
)
2.1.1.1A.2.4 Ajustes y fortalecimiento institucional.
Durante el desarrollo de los Proyectos Piloto de Investigación Integral - PPll, las entidades estatales realizarán un diagnóstico de su capacidad institucional en la gestión de los mismos e identificarán los ajustes institucionales que deban realizar para el desarrollo de Yacimientos No Convencionales - YNC a través de la técnica de Fracturamiento Hidráulico Multietapa con Perforación Horizontal - FH-PH. A su vez, cada entidad relacionada con el desarrollo de los Proyectos Piloto de Investigación Integral - PPll, establecerá e implementará una línea específica de trabajo para el fortalecimiento institucional.
(
Adicionado por el Art. 1 del Decreto 328 de 2020
)
ETAPAS DE LOS DE LOS PROYECTOS PILOTO DE INVESTIGACIÓN INTEGRAL
(
Adicionado por el Art. 1 del Decreto 328 de 2020
)
2.1.1.1A.2.5. Etapas de los Proyectos Piloto de Investigación Integral - PPll.
Los Proyectos Piloto de Investigación Integral - PPll se desarrollarán en 3 etapas: Etapa de Condiciones Previas, Etapa Concomitante y Etapa de Evaluación.
(
Adicionado por el Art. 1 del Decreto 328 de 2020
)
ETAPA DE CONDICIONES PREVIAS
(
Adicionado por el Art. 1 del Decreto 328 de 2020
)
2.1.1.1A.2.6. Duración.
Esta etapa iniciará con la expedición de esta Sección y se extenderá hasta el otorgamiento de la licencia ambiental.
PARÁGRAFO
.
El fin de esta etapa se determinará de manera individual para cada Proyecto Piloto de Investigación Integral - PPll, de acuerdo con el momento en que obtengan la licencia ambiental.
(
Adicionado por el Art. 1 del Decreto 328 de 2020
)
2.1.1.1A.2.7. Objetivo de la Etapa.
El objetivo de esta etapa es diagnosticar condiciones en materia social, ambiental, técnica e institucional para el desarrollo de los Proyectos Piloto de Investigación Integral - PPll, previo a la perforación de los pozos.
Durante esta etapa las empresas interesadas deberán adelantar los trámites para suscribir el mecanismo contractual con la Agencia Nacional de Hidrocarburos y obtener la licencia ambiental. Esta etapa incluye la expedición de los términos de referencia generales por parte del Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible.
PARÁGRAFO
1
. La elaboración de las Líneas Base Locales estarán a cargo de los Contratistas de los Proyectos Piloto de Investigación Integral - PPll, de conformidad con los términos de referencia que se establezcan por el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible.
PARÁGRAFO
2
. En materia de salud, se deberán establecer las Líneas Base Generales por parte de las Secretarías de Salud de los municipios, o quien haga sus veces, en los que se desarrollen los Proyectos Piloto de Investigación Integral - PPll, en coordinación con el Ministerio de Salud y Protección Social y de acuerdo con la metodología que éste defina.
(
Adicionado por el Art. 1 del Decreto 328 de 2020
)
2.1.1.1A.2.8. Determinación de Líneas Base Generales.
Para medir los posibles impactos de las actividades relacionadas con los Proyectos Piloto de Investigación Integral - PPll, se determinarán las Líneas Base Generales en materia ambiental, de sismicidad, de salud y social. El avance de estas líneas base se publicarán en el Centro de Transparencia cuando el primer Proyecto Piloto de Investigación Integral - PPll obtenga la licencia ambiental.
Corresponde determinar las Líneas Base Generales a las entidades que se relacionan a continuación:
a. Línea Base Ambiental
- La línea base de aguas superficiales será la que determine el Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales.
- La línea base de aguas subterráneas será la que determine el Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales, con base en la información hidrogeológica que suministre el Servicio Geológico Colombiano.
- La línea base de ecosistemas y biodiversidad será la que determine el Instituto Alexander Van Humboldt y el Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales.
b. Línea Base de Salud
- La línea base de salud se determinará a nivel municipal y será la que determine la Secretaría Municipal respectiva, según los lineamientos que establezca el Ministerio de Salud y Protección Social y en coordinación con éste.
c. Línea Base de Sismicidad
La línea base de sismicidad será la que determine el Servicio Geológico Colombiano.
d. Línea Base Social
La línea base social será la que determine el Ministerio del Interior, en coordinación con el Ministerio de Minas y Energía y la Agencia Nacional de Hidrocarburos.
PARÁGRAFO
.
Cada entidad deberá determinar el alcance de la Línea Base General, en el acto administrativo que emita en desarrollo del
2.1.1.1A.2.9.
(
Adicionado por el Art. 1 del Decreto 328 de 2020
)
2.1.1.1A.2.9. Definición de Variables a monitorear.
Las variables a monitorear serán definidas durante la Etapa de Condiciones Previas por las siguientes entidades estatales, en el marco de sus competencias, y sin perjuicio de las funciones relacionadas y el monitoreo que debe realizar la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales en el marco de la licencia ambiental:
a. El Servicio Geológico Colombiano.
b. Instituto Alexander Von Humboldt.
c. El Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales.
d. El Ministerio de Minas y Energía.
f. El Ministerio de Salud y Protección Social.
PARÁGRAFO
.
Las entidades relacionadas en el presente artículo deberán establecer la forma y periodicidad en que se hará dicho monitoreo.
2.1.1.1A.2.10. Creación de las Mesas Territoriales de Diálogo y Seguimiento.
Durante esta etapa se conformará para cada uno de los Proyectos Piloto de Investigación Integral - PPll una mesa de las que trata el
2.1.1.1A.2.11. Duración.
Esta etapa iniciará desde el otorgamiento de la licencia ambiental para los Proyectos Piloto de Investigación Integral - PPll y se extenderá hasta la terminación de las actividades de la aplicación de la técnica de Fracturamiento Hidráulico Multietapa con Perforación Horizontal - FH-PH, según la definición del Ministerio de Minas y Energía.
(
Adicionado por el Art. 1 del Decreto 328 de 2020
)
2.1.1.1A.2.12. Objetivo de la etapa
. Desarrollar las actividades de perforación, completamiento, fracturación, estimulación, y dimensionamiento del yacimiento; y simultáneamente, revisar, gestionar y monitorear los aspectos técnicos, ambientales, de salud, sociales e institucionales.
De la misma manera, durante esta etapa se recolectará información y conocimiento para la evaluación; en particular, incluye el control y seguimiento ambiental, efectuado por parte de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales, lo cual se constituye como insumo para la Etapa de Evaluación.
(
Adicionado por el Art. 1 del Decreto 328 de 2020
)
2.1.1.1A.2.13. Monitoreo.
Las entidades estatales a las que se refiere el
2.1.1.1A.2.9. deberán realizar el monitoreo durante la Etapa Concomitante en los términos que se establezcan en los actos administrativos que éstas expidan para el efecto y deberán cumplir con el flujo de información dispuesto en el
2.1.1.1A.2.15. Objetivo de la etapa.
Evaluar, (i) la información generada y las necesidades de fortalecimiento institucional que resulte durante la ejecución de los Proyectos Piloto de Investigación Integral - PPll; y, (ii) los resultados de los Proyectos Piloto de Investigación Integral - PPll, con el fin de determinar, desde una perspectiva general, si se cumplen las condiciones que permitan proceder con la exploración comercial en Yacimientos No Convencionales - YNC mediante la técnica Fracturamiento Hidráulico Multietapa con Perforación Horizontal - FH-PH. Así mismo, en esta etapa se publicarán los resultados de la evaluación elaborada por el Comité Evaluador.
(
Adicionado por el Art. 1 del Decreto 328 de 2020
)
PARÁGRAFO
1.
En esta etapa el Comité Evaluador tendrá en cuenta el control y seguimiento de la licencia ambiental realizado por la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales y el seguimiento que efectúa la Agencia Nacional de Hidrocarburos.
PARÁGRAFO
2.
El Ministerio de Minas y Energía establecerá: (i) el término durante el cual deberá adelantarse el dimensionamiento del yacimiento para proceder a la evaluación; y (ii) la muestra de los Proyectos Pilotos de Investigación Integral - PPll con la cual deberá llevarse a cabo la evaluación.
(
Adicionado por el Art. 1 del Decreto 328 de 2020
)
2.1.1.1A.2.16. Conformación del Comité Evaluador.
El Comité Evaluador estará conformado por:
a. El Ministro de Hacienda y Crédito Público o su delegado.
b. El Ministro de Salud y Protección Social o su delegado.
c. El Ministro de Minas y Energía o su delegado.
d. El Ministro de Ambiente y Desarrollo Sostenible o su delegado.
e. Un representante experto en temas ambientales vinculado a una universidad acreditada.
f. Un representante experto en temas de hidrocarburos vinculado a una universidad acreditada o a un cuerpo técnico consultivo del Gobierno nacional.
g. Un representante de las asociaciones, corporaciones y organizaciones nacionales de la sociedad civil.
PARÁGRAFO
1
. Los miembros del Comité a los que se refieren los literales e y f serán designados por la comunidad académica. El miembro al que se refiere el literal g será designado por las asociaciones, corporaciones y organizaciones nacionales legalmente constituidas. El reglamento para su elección y los perfiles de los miembros a elegir será establecido por la Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico.
PARÁGRAFO
2.
Los miembros a los que se refiere los literales e, f y g deberán elegirse máximo dentro de los 45 días calendario siguientes de la aprobación del reglamento para su elección por parte de la Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico.
PARÁGRAFO
3.
El Comité Evaluador podrá sesionar con el resto de sus miembros en caso que no sean elegidos dentro del plazo establecido en el Parágrafo Segundo anterior los miembros de los que tratan los literales e, f y g.
Parágrafo 4
PARÁGRAFO
4.
El Comité Evaluador podrá invitar con voz, pero sin voto, a los expertos que hayan participado de la Comisión Interdisciplinaria Independiente a que asistan a sus diferentes sesiones.
Parágrafo 5
PARÁGRAFO
5.
La Secretaria Técnica del Comité Evaluador estará a cargo del Ministerio de Minas y Energía.
(
Adicionado por el Art. 1 del Decreto 328 de 2020
)
2.1.1.1A.2.16, sin perjuicio de que se hayan elegido o no los miembros a los que se refieren los literales e, f y g de dicho artículo. El reglamento deberá establecer los criterios a partir de los cuales se realizará la evaluación en relación con el desarrollo del Fracturamiento Hidráulico Multietapa con Perforación Horizontal - FH-PH y el término para efectuar dicha evaluación.
f. Recibir en sesión plenaria a los delegados que designe cada uno de las Mesas Territoriales de Diálogo y Seguimiento, quienes podrán rendir un informe sobre el desarrollo de los Proyectos Piloto de Investigación Integral - PPll en cada una de las áreas de influencia.
g. Conformar los grupos interdisciplinarios e interinstitucionales que se requieran para apoyar el cumplimiento de sus funciones.
PARÁGRAFO
1.
El Comité Evaluador deberá conformarse 45 días después de la aprobación del reglamento para la elección por parte de la Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico, de los miembros del Comité Evaluador en los términos del
2.1.1.1A.2.16. de la presente Sección.
PARÁGRAFO
2.
Los criterios técnicos y ambientales que se tendrán en cuenta para la evaluación integral de los Proyectos Piloto de Investigación Integral - PPll sobre los Yacimientos No Convencionales - YNC de hidrocarburos con la utilización de la técnica de Fracturamiento Hidráulico Multietapa con Perforación Horizontal - FH-PH, serán objetivos, medibles y verificables.
Sin perjuicio de la aplicación de los principios ambientales de que trata la Ley 99 de 1993, dichos criterios se enfocarán en los siguientes aspectos : (i) recurso hídrico superficial, (ii) recurso hídrico subterráneo , (iii) ecosistemas y biodiversidad, y, (iv) posibles impactos que puedan generarse a partir de sismicidad inducidas por la actividad y que tengan consecuencias más allá de los lineamientos permitidos en el marco de las reglamentaciones expedidas por el Serví } Geológico Colombiano.
(
Adicionado por el Art. 1 del Decreto 328 de 2020
)
2.1.1.1A.2.18. Condición de los Proyectos Piloto de Investigación Integral.
Los Proyectos Piloto de Investigación Integral PPll mantendrán tal condición en los términos que determine la Agencia Nacional de Hidrocarburos, mientras que las autoridades competentes adoptan las determinaciones necesarias en relación con éstos.
(
Adicionado por el Art. 1 del Decreto 328 de 2020
)
SUBSECCIÓN 3
(
Adicionado por el Art. 1 del Decreto 328 de 2020
)
TRANSPARENCIA Y PARTICIPACIÓN CIUDADANA
2.1.1.1A.3.1. Transparencia y acceso a la información. Durante
todas las etapas de los Proyectos Piloto de Investigación Integral - PPll, se deberá asegurar la transparencia y el debido acceso a la información pública, en cumplimiento de la Ley 1712 de 2014, así:
a. Etapa de Condiciones Previas: divulgar, a través de la página web de cada entidad competente y en el Centro de Transparencia del que trata el
2.1.1.1A.3.2, la información relacionada con las Líneas base y demás actividades de dicha etapa.
b. Etapa Concomitante: cumplir con el siguiente flujo de información, con el fin de adelantar el seguimiento y monitoreo de los Proyectos Piloto de Investigación Integral - PPll:
1. Los Contratistas de los Proyectos Piloto de Investigación Integral - PPll deberán enviar la información sobre el desarrollo de los Proyectos Piloto de Investigación Integral - PPll a cada una de las entidades competentes, con copia digital y reporte a la secretaría técnica de los Subcomités Intersectoriales Técnicos y Científicos que se desarrollan en el
2.1.1.1A.4.4. que corresponda y al Centro de Transparencia, de acuerdo con la periodicidad y requisitos que se establezcan en el reglamento mencionado en el
2.1.1.1A.4.1.
2. Las entidades competentes deberán enviar los informes de monitoreo a la secretaría del Subcomité Intersectorial Técnico y Científico que corresponda y al Centro de Transparencia, de acuerdo con la periodicidad y requisitos que se establezcan en el reglamento mencionado en el
2.1.1.1A.4.1
3. Cada Mesa Territorial de Diálogo y Seguimiento, de las que trata el
2.1.1.1A.4.3. podrá emitir informes de seguimiento a los Subcomités Intersectoriales Técnicos y Científicos, los cuales deberán ser publicados en el Centro de Transparencia.
4. Los Subcomités Intersectoriales Técnicos y Científicos deberán analizar y reportar la información a la que se refieren los numerales 1 y 2 del presente artículo a la Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico, de la que trata el
2.1.1.1A.3.2. Centro de Transparencia.
La información relacionada con el desarrollo de los Proyectos Piloto de Investigación Integral - PPll se centralizará y divulgará a través de un Centro de Transparencia para generar un canal de comunicación con la ciudadanía. El Centro de Transparencia será administrado y operado por el Ministerio de Minas y Energía o el tercero que éste disponga, quien habilitará una página web para el efecto. La información allí contenida deberá ser de fácil acceso y estar disponible al público en general.
(
Adicionado por el Art. 1 del Decreto 328 de 2020
)
2.1.1.1A.3.3. Programa de Apropiación Social del Conocimiento Científico.
El Subcomité Intersectorial Técnico y Científico - Social y de Transparencia diseñará y coordinará un programa de pedagogía dirigido a las comunidades y autoridades públicas en las áreas de influencia de los Proyectos Piloto de Investigación Integral - PPll que contemplará, en lenguaje claro y con las metodologías apropiadas, contenidos referidos a:
i) La industria de los hidrocarburos; ii) la técnica Fracturamiento Hidráulico Multietapa con Perforación Horizontal - FH-PH y sus posibles riesgos ambientales y a la salud humana y los mecanismos de mitigación correspondientes; iii) la geología, la biodiversidad y el sistema hidrológico de las áreas de influencia de los Proyectos Piloto de Investigación Integral - PPll; y iv) la gestión social del riesgo.
PARÁGRAFO
.
Con el fin de aprovechar la información obtenida durante el desarrollo de los Proyectos Piloto de Investigación Integral - PPll , la Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico, directamente o a través de las entidades que la componen, podrá prestar apoyo técnico para la estructuración de proyectos de ciencia, tecnología e innovación que sean presentados al Fondo de Ciencia, Tecnología e Innovación del Sistema General de Regalías por las entidades territoriales de las áreas de influencia.
(
Adicionado por el Art. 1 del Decreto 328 de 2020
)
2.1.1.1A.3.4. Acompañamiento Territorial Permanente.
Para la ejecución de los Proyectos Piloto de Investigación Integral - PPll, el Subcomité Intersectorial Técnico y Científico - Social y de Transparencia establecerá un plan de acompañamiento territorial permanente a todo el proceso de ejecución de los Proyectos Piloto de Investigación Integral - PPll, para coordinar los espacios de participación y diálogo social con las Mesas Territoriales de Diálogo y Seguimiento.
(
Adicionado por el Art. 1 del Decreto 328 de 2020
)
2.1.1.1A.4.1. Objeto y conformación de la Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico.
La Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico se encargará de orientar y coordinar el seguimiento a la ejecución de los Proyectos Piloto de Investigación Integral - PPll, con base en la información y alertas que se reciban de los Subcomités Intersectoriales Técnicos y Científicos.
La Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico estará conformada por: (i) el Viceministro de Energía; (ii) el Viceministro de Políticas y Normalización Ambiental; (iii) el Viceministro de Salud Pública y Prestación de Servicios; (iv) el Viceministro de Conocimiento, Innovación y Productividad; (v) el Viceministro para la Participación e Igualdad de Derechos; (vi) el Viceministro General del Ministerio de Hacienda y Crédito Público; (vii) el Presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos; (viii) el Director del Servicio Geológico Colombiano; (ix) el Director de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales; (x) el Director del Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales; (xi) el Director del Instituto Alexander Von Humboldt; y, la (xii) Secretaría de Transparencia de la Presidencia de la República, o sus delegados.
PARÁGRAFO
1
. Serán invitados permanentes de la Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico dos miembros de la comunidad académica pertenecientes a universidades acreditadas. La elección de dichos invitados permanentes se establecerá en el reglamento que expida la Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico.
PARÁGRAFO
2.
La Secretaría Técnica la ejercerá el Ministerio de Minas y Energía y citará a su primera reunión dentro de los 30 días siguientes a la expedición de esta Sección. En dicha sesión se deberá expedir el reglamento de la Comisión intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico y de los Subcomités intersectoriales Técnicos y Científicos.
(
Adicionado por el Art. 1 del Decreto 328 de 2020
)
2.1.1.1A.4.2. Funciones de la Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico.
La Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico tendrá las siguientes funciones:
a. Orientar la integración, análisis y divulgación de la información generada durante la ejecución de los Proyectos Piloto de Investigación Integral - PPll, teniendo en cuenta los informes semestrales de los Subcomités Intersectoriales Técnicos y Científicos, y las alertas recibidas en la ejecución de los proyectos.
b. Impartir los lineamientos para la elaboración de los informes que deben presentar los Subcomités Intersectoriales Técnicos y Científicos sobre las actividades de seguimiento y monitoreo.
c. Coordinar la recepción y análisis de los informes que emitan los Mesas Territoriales de Diálogo y Seguimiento a los Proyectos Piloto de Investigación Integral - PPll.
d. Coordinar la preparación y remisión de los informes que solicite el Comité Evaluador.
e. Hacer seguimiento al cronograma para el desarrollo de los Proyectos Piloto de Investigación Integral - PPll.
f. Recomendar a la entidad competente la suspensión de las actividades cuando se verifica alguna de las causales establecidas en la normatividad vigente, sin perjuicio de las competencias asignadas a cada una de las entidades.
g. Recomendar a la entidad competente, en caso que se haya decretado la suspensión de actividades, que levante la suspensión si se considera que los motivos que dieron lugar a la misma ya cesaron.
h. Elaborar un informe final que compile la información obtenida y el conocimiento generado con la implementación de los Proyectos Piloto de Investigación Integral - PPll y remitirlo al Comité Evaluador.
i. Reunirse trimestralmente de manera ordinaria y de manera extraordinaria cuando las condiciones así lo aconsejen.
j. Solicitar a las entidades competentes la información que considere necesaria para el desarrollo de sus funciones.
k. Orientar el cumplimiento de las funciones de las Mesas Territoriales de Diálogo y Seguimiento y de los Subcomités Intersectoriales Técnicos y Científicos de los Proyectos Piloto de Investigación Integral - PPll.
l. Emitir su reglamento de funcionamiento.
m. Las demás funciones que le sean propias a su naturaleza.
PARÁGRAFO
1
. La Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico podrá invitar a sus sesiones a autoridades del orden nacional y territorial, a los entes de control, la comunidad científica, a las organizaciones de la sociedad civil, a los Contratistas de los Proyectos Piloto de Investigación Integral - PPll, y a particulares que puedan aportar al cumplimiento de las funciones de. la comisión, de acuerdo con su competencia, conocimiento y el asunto a tratar en la sesión respectiva.
PARÁGRAFO
2
. La Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico conformará las Mesas Territoriales de Diálogo y Seguimiento y los Subcomités Intersectoriales Técnicos y Científicos a los Proyectos Piloto de Investigación
2.1.1.1A.4.3. Mesas Territoriales de Diálogo y Seguimiento.
Son las instancias de apoyo a la Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico, cuyo objeto es el permanente seguimiento y monitoreo a la ejecución de los Proyectos Piloto de Investigación Integral - PPll, conformadas por los actores sociales e institucionales que viven y desarrollan actividades en las áreas de influencia.
Estas mesas, se constituirán e iniciarán su funcionamiento en la Etapa de Condiciones Previas. Serán, a su vez, un espacio de transmisión de información y fortalecimiento de capacidades comunitarias.
La Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico determinará cómo se integrarán estas mesas.
Las Mesas Territoriales de Diálogo y Seguimiento tendrán como funciones principales:
a. Hacer seguimiento permanente a la ejecución de los Proyectos Piloto de Investigación Integral - PPll dentro del marco de su objeto.
b. Servir de espacio de interlocución periódica entre los diferentes actores sociales e institucionales que viven y desarrollan actividades en el área de influencia de cada uno de los Proyectos Piloto de Investigación Integral - PPll.
c. Servir de espacio de diálogo para adelantar los ejercicios de planeación y priorización participativa de las inversiones que adelantarán las empresas operadoras en las zonas de influencia de los proyectos.
d. Remitir a la Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico alertas sobre la posible materialización de riesgos y afectaciones al medio ambiente o la salud humana durante la ejecución de los Proyectos Piloto de Investigación Integral - PPll.
e. Elaborar un Plan de Observación Ambiental y Social Participativo.
f. Las demás que determine la Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico.
PARÁGRAFO
. La conformación de las Mesas Territoriales de Diálogo y Seguimiento a los Proyectos Piloto de Investigación Integral - PPll no limita otras instancias o mecanismos de participación ciudadana establecidos en la Constitución Política y en la ley y será un mecanismo que operará únicamente para el desarrollo de los Proyectos Piloto de Investigación Integral - PPll.
(
Adicionado por el Art. 1 del Decreto 328 de 2020
)
2.1.1.1A.4.4. Conformación de los Subcomités Intersectoriales Técnicos y Científicos.
Se conformarán los Subcomités Intersectoriales Técnicos y Científicos como instancias técnicas de la Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico, según se enumeran a continuación, junto con sus miembros:
Salud:
1. Un delegado del Ministro de Salud y Protección Social, quien lo liderará.
2. Un delegado del Ministro de Minas y Energía.
3. El Director del Departamento Nacional de Planeación o su delegado.
4. El Director del Departamento Administrativo Nacional de Estadística o su delegado.
5. El Director del Instituto Nacional de Salud o su delegado.
Sismicidad, Hidrogeología y Normatividad Técnica:
1. Un delegado del Ministro de Minas y Energía, quien lo liderará.
2. El Director del Servicio Geológico Colombiano o su delegado.
3. Un delegado del Ministro de Ambiente y Desarrollo Sostenible.
4. El Presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, o su delegado.
5. El Director del Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales o su delegado.
6. El Director de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales o su delegado.
Aguas Superficiales, Ecosistemas y Biodiversidad:
1. Un delegado del Ministro de Ambiente y Desarrollo Sostenible, quien lo liderará.
2. Un delegado del Ministro de Minas y Energía.
3. Un delegado del Ministro de Salud y Protección Social.
4. El Director de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales o su delegado.
5. El Presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos o su delegado.
6. El Director del Instituto Alexander Von Humboldt o su delegado.
7. El Director del Servicio Geológico Colombiano o su delegado.
Social y de Transparencia:
1. Un delegado del Ministro de Interior, quien lo liderará.
2. El Director del Departamento Administrativo de la Presidencia de la República o su delegado.
3. Un delegado del Ministro de Ambiente y Desarrollo Sostenible.
4. Un delegado del Ministro de Minas y Energía.
5. El Presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos o su delegado.
6. El Director de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales o su delegado.
PARÁGRAFO
.
Los Subcomités Intersectoriales Técnicos y Científicos invitarán a los organismos de control para que hagan parte de sus sesiones. Adicionalmente, podrán invitar a las entidades públicas, privadas, educativas, científicas, gremios o asociaciones, entre otras, que puedan ser de ayuda en el cumplimiento de sus funciones.
Cada subcomité deberá designar un invitado permanente vinculado a una universidad acreditada. En el caso del Subcomité Intersectorial Técnico y Científico - Social y de Transparencia, y sin perjuicio de los invitados que sean llamados a participar en el mismo, será un invitado permanente el Departamento Administrativo Nacional de Estadística.
(
Adicionado por el Art. 1 del Decreto 328 de 2020
)
2.1.1.1A.4.5. Funciones de los Subcomités Intersectoriales Técnicos y Científicos.
Los Subcomités Intersectoriales Técnicos y Científicos tendrán las siguientes funciones:
a. Hacer seguimiento a las variables de su competencia según el tema asignado a cada Subcomités Intersectoriales Técnicos y Científicos de acuerdo con los artículos 2.2.1.1.1A.4.4. y 2.2.1.1.1 A.2 .9.
b. Entregar información trimestral a la Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico, incluyendo las alertas que se hayan levantado durante dicho periodo, sobre los asuntos de su competencia en el desarrollo de los Proyectos Piloto de Investigación Integral - PPll y publicarlos en el Centro de Transparencia del que trata el
2.1.1.1A.4.1.
(
Adicionado por el Art. 1 del Decreto 328 de 2020
)
SUBSECCIÓN 1.1
VALORACIÓN Y CONTABILIZACIÓN DE LAS RESERVAS DE HIDROCARBUROS.
2.1.1 .1A.4.3. como apoyo a la Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico.
(
Adicionado por el Art. 1 del Decreto 328 de 2020
)
ETAPA CONCOMITANTE
(
Adicionado por el Art. 1 del Decreto 328 de 2020
)
2.1.1 .1A.3.2. para información de la ciudadanía.
c. Advertir a la Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico de la ocurrencia de una causal de la suspensión de las actividades, según las competencias de cada Subcomité Intersectoriales Técnicos y Científicos y en atención a las variables establecidas en el
2.1.1.1 A.3.1.
(
Adicionado por el Art. 1 del Decreto 328 de 2020
)
ETAPA DE EVALUACIÓN
(
Adicionado por el Art. 1 del Decreto 328 de 2020
)
2.1.1.1 A.2.17. Funciones del Comité Evaluador
. El Comité Evaluador tendrá las siguientes funciones:
a. Analizar la información que le provean el Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales, el Servicio Geológico Colombiano, el Instituto Alexander Van Humboldt, el Ministerio de Salud y Protección Social, la Agencia Nacional de Hidrocarburos, la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales y la Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico respecto al desarrollo de cada uno de los Proyectos Piloto de Investigación Integral - PPll.
b. Recomendar las acciones que se deberán adelantar por parte de todos los actores relacionados con la ejecución de los Proyectos Piloto de Investigación Integral - PPll, en caso que se decida proseguir con la exploración y explotación, de acuerdo con el resultado de la evaluación.
c. Definir, si los Proyectos Piloto de Investigación Integral - PPll, individualmente considerados, cumplieron con los requisitos y las condiciones establecidas por el Comité Evaluador, con el fin de recomendar el tratamiento que debe dárseles después de la evaluación, sin perjuicio de las competencias de la Agencia Nacional de Hidrocarburos y de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales.
d. Llevar cabo la evaluación y un análisis de los riesgos de la aplicación de la técnica Fracturamiento Hidráulico Multietapa con Perforación Horizontal - FH-PH y su plan de manejo de acuerdo con la información recibida por la Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico.
e. Expedir y publicar en el Centro de Transparencia su reglamento en un plazo máximo de un mes después de que finalice el término de 45 días fijado en el Parágrafo Segundo del
2.1.1.1 A.4.1.
5. La Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico deberá generar y dar a conocer informes semestrales con criterios pedagógicos y de lenguaje claro sobre el desarrollo de los Proyectos Piloto de Investigación Integral - PPll, de acuerdo con lo que se establezca en el reglamento. Para el efecto, deberá cargarlos en el Centro de Transparencia, y darlos a conocer a las comunidades que se encuentren dentro del área de influencia de los Proyectos Piloto de Investigación Integral - PPll, a través de medios idóneos.
6. Las entidades competentes y los Subcomités Intersectoriales Técnicos y Científicos, deberán mantener informada a la Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico sobre cualquier alerta o evento extraordinario que afecte el normal desarrollo de los Proyectos Piloto de Investigación Integral - PPll. Así mismo, dicha comisión podrá solicitar la información que considere necesaria para el desarrollo de sus funciones.
c. Etapa de Evaluación: el Comité Evaluador deberá publicar los resultados de la evaluación en el Centro de Transparencia.
(
Adicionado por el Art. 1 del Decreto 328 de 2020
)
2.1.1.1 A.3.6. Participación económica de las comunidades en los pozos de los Proyectos Piloto de Investigación Integral - PPll.
Durante la ejecución de los Proyectos Piloto de Investigación Integral - PPll, los Contratistas de los Proyectos Piloto de Investigación Integral - PPll destinarán una suma complementaria de inversión social, por cada pozo perforado al que se le aplique la técnica de Fracturamiento Hidráulico Multietapa con Perforación Horizontal - FH-PH, para proyectos en favor de las comunidades, acorde a las condiciones que establezca la Agencia Nacional de Hidrocarburos.
PARÁGRAFO
. Esta obligación, así como la forma en la que se ejecutarán los recursos, deberán estar consignadas en el mecanismo contractual que se suscriba entre la Agencia Nacional de Hidrocarburos y los Contratistas de los Proyectos Piloto de Investigación Integral - PPll.
(
Adicionado por el Art. 1 del Decreto 328 de 2020
)
SUBSECCIÓN 4
(
Adicionado por el Art. 1 del Decreto 328 de 2020
)
ACOMPAÑAMIENTO INSTITUCIONAL
2.1. 1.1A.2.14. Duración.
Inicia con la terminación de las actividades de la aplicación de la técnica de Fracturamiento Hidráulico Multietapa con Perforación Horizontal - FH-PH, según la definición del Ministerio de Minas y Energía y finaliza con la publicación de los resultados de la evaluación.
(
Adicionado por el Art. 1 del Decreto 328 de 2020
)
2.1. 1.1A.3.5. Diálogos territoriales.
El diálogo social entre los Contratistas de los Proyectos Piloto de Investigación Integral - PPll, las comunidades y el Estado será transversal a la ejecución de los Proyectos Piloto de Investigación Integral - PPll. Se convocarán diálogos territoriales en 3 momentos específicos con la participación amplia de las comunidades en las zonas de influencia, las autoridades locales y las empresas operadoras, convocados y liderados por el Subcomité Intersectorial Técnico y Científico - Social y de Transparencia, atendiendo a las condiciones geográficas y de conectividad territorial.
1. Primer diálogo territorial: tendrá lugar en la Etapa de Condiciones Previas, una vez se haya celebrado el mecanismo contractual entre los Contratistas de los Proyectos Piloto de Investigación Integral - PPll y la Agencia Nacional de Hidrocarburos y antes de iniciar el proceso de licenciamiento ambiental.
2. Segundo diálogo territorial: tendrá lugar al inicio de la Etapa Concomitante, en el que se presentan los resultados del Estudio de Impacto Ambiental y el Plan de Manejo Ambiental.
3. Tercer diálogo territorial: tendrá lugar al finalizar la Etapa de Evaluación y permitirá hacer una rendición de cuentas territorial de todos los actores involucrados en la ejecución de los Proyectos Piloto de Investigación Integral - PPll.
PARÁGRAFO
1.
El Subcomité Intersectorial Técnico y Científico - Social y de Transparencia, establecerá la metodología para el desarrollo de los Diálogos Territoriales y, en el caso que corresponda, se acordará con las Mesas Territoriales de Diálogo y Seguimiento y con los Contratistas de los Proyectos Piloto de Investigación Integral - PPll.
PARÁGRAFO
2
. El Subcomité Intersectorial Técnico y Científico - Social y de Transparencia invitará al Ministerio Público a participar en los diálogos territoriales y le solicitará que acompañe su desarrollo y seguimiento a los acuerdos o compromisos a los que se lleguen.
PARÁGRAFO
3.
El Ministerio del Interior, en coordinación con el Ministerio de Minas y Energía, desarrollará y regulará los lineamientos en materia de diálogo social y relacionamiento territorial, y regulará los demás aspectos sociales que se consideren necesarios para el desarrollo de los Proyectos Piloto de Investigación Integral - PPll, en aplicación de la Ley 1757 de 2015 y demás normas que la modifiquen, complementen o deroguen.
(
Adicionado por el Art. 1 del Decreto 328 de 2020
)
2.1. 1.1A.2.9. del presente decreto.
d. Requerir, recibir, compilar y analizar la información enviada por las entidades competentes y los Contratistas de los Proyectos Piloto de Investigación Integral - PPll.
e. Definir y poner en marcha una estrategia de pedagogía y apropiación social del conocimiento científico dirigida a las comunidades en las áreas de influencia de los Proyectos Piloto de Investigación Integral - PPll, según los temas objeto de su competencia y monitoreo.
f. En el caso del Subcomité Intersectorial Técnico y Científico - Social y de Transparencia, adoptar y poner en marcha una estrategia de acompañamiento institucional territorial a los diferentes espacios de participación ciudadana, diálogo social y monitoreo ambiental comunitario que se ejecuten y acompañar el desarrollo de los planes de trabajo de las Mesas Territoriales de Diálogo y Seguimiento.
g. El Subcomité Intersectorial Técnico y Científico - Social y de Transparencia establecerá, en un plazo máximo de 3 meses a la expedición de esta Sección, la metodología para la conformación y el funcionamiento de los Mesas Territoriales de Diálogo y Seguimiento.
h. Las demás que determine la Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico.
PARÁGRAFO
1.
Los líderes de cada Subcomité Intersectorial Técnico y Científico deberán designar una dependencia de su entidad, para que ejerza la secretaría técnica del mismo.
PARÁGRAFO
2.
Todos los Subcomités Intersectoriales Técnicos y Científicos tendrán que reunirse cada mes de manera ordinaria, y de manera extraordinaria, cuando la situación así lo amerite, lo cual tendrá que incluirse en el reglamento que emita la Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico, en los términos del
2.1 .1.2.2.1.6.1. del Decreto 1073 de 2015 o la norma que lo modifique o sustituya.
PARÁGRAFO
3.
La CREG deberá establecer la metodología para el reconocimiento del Ingreso Anual Esperado, así como de los demás valores a reconocer sobre la Infraestructura Nueva, Infraestructura Existente e Infraestructura Existente con Necesidad de Obras.
PARÁGRAFO
4.
Los agentes interesados que cuenten con Infraestructura Existente o Infraestructura Existente con Necesidad de Obra podrán presentarse de forma independiente o a través de figuras asociativas a los mecanismos abiertos y competitivos que adelante la Unidad de Planeación Minero-Energética - UPME.
PARÁGRAFO
5.
Los agentes interesados en presentarse a las convocatorias abiertas y competitivas para la construcción y operación de almacenamientos estratégicos deberán contar con un sistema de internación en cualquier modo de transporte o movilización incluyendo el transporte terrestre, por ductos, fluvial, marítimo, aéreo o ferroviario u otras modalidades.
Parágrafo 6
PARÁGRAFO
6.
Los agentes deberán reportar ante la Unidad de Planeación Minero Energética - UPME la información que está considere necesaria para el desarrollo efectivo de su función y de los mecanismos abiertos y competitivos que se celebren, en el tiempo, forma y condiciones por ella establecidos.
(Adicionado por el
2.1.1.1.1.2.9. de esta Subsección, señalará mediante resolución, el porcentaje de participación en la distribución de regalías y compensaciones que como producto de la explotación del yacimiento corresponda a cada entidad territorial.
La Resolución de que trata el presente artículo se expedirá dentro del mes calendario siguiente a la fecha en que el Ministerio de Minas y Energía o quien haga sus veces en materia de fiscalización cuente con la totalidad de la información necesaria para determinar la participación.
(Decreto 1493 de 2015, art. 1)
2.1.1.1.1.2.9. de esta Subsección, señalará mediante resolución, el porcentaje de participación en la distribución de regalías y compensaciones que como producto de la explotación del yacimiento corresponda a cada entidad territorial.
El Ministerio de Minas y Energía o quien haga sus veces en materia de fiscalización, dentro del mes calendario siguiente a la solicitud de aprobación de la Forma 6 CR "Informe de Terminación Oficial de Pozo", o el documento establecido para el efecto, del pozo descubridor del Yacimiento de Hidrocarburos señalará mediante resolución el Porcentaje de Participación para efectos de la liquidación de regalías y compensaciones que como producto de la explotación del yacimiento corresponda a cada una de las entidades territoriales beneficiarias.
PARÁGRAFO
.
La resolución mediante la cual se determine el Porcentaje de Participación para efectos de la liquidación de regalías y compensaciones deberá ser actualizada, cuando a ello haya lugar, en virtud de los ajustes de información efectuados en los eventos señalados en el Parágrafo 3 del 2.2.1.1.1.1.2.6. de la presente Subsección.
(Decreto 1493 de 2015, art. 1)
2.1.1.1.1.2.9
.(
Derogado por el inciso 3 del Art. 45 Decreto 1142 de 2021
) Cálculo de la participación en el yacimiento minero y de hidrocarburos.
El cálculo para definir los porcentajes de participación de las entidades territoriales en las regalías y compensaciones que se generen por la explotación de recursos naturales no renovables en yacimientos ubicados en dos o más municipios, se realizará por medio de la siguiente fórmula y convenciones:
%D = (% Y + %P) / 2
%D: Porcentaje de la participación de regalías y compensaciones para cada entidad territorial, generadas por la explotación del yacimiento mineral o de hidrocarburos.
%Y: Porcentaje del área del yacimiento mineral o de hidrocarburos que corresponde a cada entidad territorial.
%P: Porcentaje de la producción que corresponde a cada entidad territorial.
(Decreto 1493 de 2015, art. 1)
SECCIÓN 2
DISTRIBUCIÓN DE COMBUSTIBLES
SUBSECCIÓN 2.1
GENERALIDADES
2.1.1.2.2.1.2.
Campo de aplicación.
La presente sección se aplicará a los siguientes agentes de la cadena de distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo, excepto GLP: refinador, importador, almacenador, distribuidor mayorista, transportador, distribuidor minorista y gran consumidor.
(Decreto 4299 de 2005, art. 2)
2.1.1.2.2.1.2., información y reportes relacionados con sus actividades operacionales, logísticas y comerciales, así como respecto de su infraestructura física y ubicación geográfica de sus instalaciones y sitios de operación.
(Adicionado por el Art.
1
del Decreto 1281 de 2020)
2.1.1.2.2.1.4.
Definiciones aplicables a la distribución de combustibles liquidas derivados del Petróleo.
Para efectos de la aplicación e interpretación de la presente sección y sus subsecciones se consideran las siguientes definiciones:
ACPM:
Para los efectos de la presente sección, el ACPM o diesel marino corresponde a una mezcla de hidrocarburos entre diez y veintiocho átomos de carbono que se utiliza como combustible de motores diesel y se obtiene por destilación directa del petróleo. Las propiedades de este combustible deberán ajustarse a las especificaciones establecidas en la Resolución 0068 del 18 de enero de 2001 de los Ministerios del Medio Ambiente y Desarrollo Sostenible y Minas y Energía y las disposiciones que la modifiquen o deroguen.
(Decreto 1503 de 2002, art. 1)
"Eventos de escasez de combustibles líquidos derivados del petróleo, y las mezclas con biocombustibles.
Situaciones en las que se presenta limitación en la disponibilidad y suministro de combustibles y/o sus mezclas con biocombustibles en cualquier eslabón de la cadena de distribución, con las cuales no se logre atender la demanda en uno o más centros de consumo . Igualmente, en eventos de fuerza mayor o caso fortuito localizados en dichos centros de consumo."
(Definición adicionada por el
2.1.1.2.2.1.4., las estaciones de servicio se clasificarán así:
1. Por la clase de servicios que prestan:
CLASE A.
Es la que, además de vender combustibles, tiene instalaciones adecuadas para prestar tres o más de los siguientes servicios: lubricación, lavado general y de motor cambio y reparación de llantas, alineación y balanceo reparaciones menores. Además, puede disponer de instalaciones para la venta de lubricantes, baterías, llantas, neumáticos y accesorios para automotores.
CLASE B.
Es aquella dedicada exclusivamente a la venta de combustibles y que, además tiene instalaciones adecuadas para la venta de lubricantes, baterías, llantas, neumáticos y accesorios.
CLASE C.
Es aquella dedicada única y exclusivamente a la venta de combustibles. Esas estaciones pueden ubicarse en áreas reducidas, siempre y cuando cumplan con todos los requisitos de seguridad de acuerdo con normas internacionalmente reconocidas, como las de la NFPA. Por excepción, pueden tener puntos de venta de lubricantes, agua para batería, aditivos y algunos accesorios.
(Decreto 283 de 1990, art. 4, modificado parcialmente en sus clases a y b, por el
2.1.1.2.2.1.4 del presente Decreto.
Refinador, distribuidor mayorista, gran consumidor, distribuidor minorista, planta de abastecimiento, transportador de combustibles: Serán los definidos en la sección 'Distribución de combustibles del presente Decreto.
Tercero: Toda persona natural o jurídica, debidamente registrada y autorizada por el Ministerio de Minas y Energía que cuente con capacidad logística suficiente para importar y/o distribuir combustibles líquidos derivados del petróleo en un municipio ubicado en zona de frontera.
(Decreto 386 de 2007, art. 1)
Zonas de frontera. Para efectos de las exenciones de los impuestos de arancel, IVA e Impuesto Global de que trata el párrafo cuarto del artículo primero de la Ley 681 de 2001, se entenderán por Zonas de Frontera los siguientes municipios y corregimientos:
a) En el departamento de Amazonas: El Encanto, La Pedrera, Leticia, Puerto Alegría, Puerto Arica, Puerto Nariño y Tarapacá.
b) En el departamento de Arauca: Arauca, Arauquita, Cravo Norte, Fortul, Puerto Rondón, Saravena y Tame.
c) En el departamento de Boyacá: Cubará.
d) En el departamento de Cesar: Aguachica, Agustín Codazzi, Becerril, Bosconia, César, Chiriguaná, Curumaní, El Copey, El Paso, Gamarra, La Gloria, La Jagua de lbirico, La Paz, Manaure, Pelaya, Pailitas, Río de Oro, San Diego San Martín, San Alberto Valledupar.
e) En el departamento de Chocó: Acandí, Juradó, Riosucio y Unguía.
f) En el departamento de Guajira: Albania, Barrancas, Dibulla, Distracción, El Molino, Fonseca, Hato Nuevo, La Jagua del Pilar, Maicao, Manaure, Riohacha, San Juan del Cesar, Uribia, Urumita y Villanueva.
g) En el departamento de Guainía: Cacahual, La Guadalupe, Pana Pana, Puerto Colombia, Puerto lnírida y San Felipe.
h) En el departamento de Nariño: Aldana, Ancuyá, Aponte, Arboleda, Barbacoas, Belén, Buesaco, Carlosama, Cartago, Chachagüí, Colón-Génova, Consacá, Córdoba, Cumbal, Cumbitara, El Charco, El Contadero, El Peñol, El Tablón, El Tambo, Francisco Pizarra, Funes, Guachucal, Guaitarilla, Gualmatán, lles, lmués, lpiales, La Cruz, La Florida, La Unión, La Tola, Leiva, Linares, Maguí, Mallama, Mosquera, Nariño, Olaya Herrera, Ospina, Pasto, Payán, Policarpa, Potosí, Puerres, Pupiales, Ricaurte, Roberto Payán, Rosario, Samaniego, San Bernardo, San José de Albán, San Lorenzo, San Pablo, Sapuyes, Sandoná, Santa Bárbara lscuande, Santacruz-Guachaves, Sotomayor, Taminango, Tangua, Tumaco, Túquerres y Yacuanquer,
i) En el departamento de Norte de Santander: Abrego, Bochalema, Bucarasica, Chinácota, Convención, Cúcuta, Durania, El Carmen, El Tarra, El Zulia, Hacarí, Herrán, La Esperanza, La Playa, Los Patios, Ocaña, Pamplona, Pamplonita, Puerto Santander, Ragonvalia, San Calixto, San Cayetano, Sardinata, Teorama, Tibú, Toledo, y Villa del Rosario.
j) En el departamento de Putumayo: La Dorada - San Miguel, La Hormiga o Valle del Guamuez, Puerto Asís y Puerto Leguízamo, Sibundoy, Santiago, San Francisco, Mocoa, Colón, Puerto Caicedo, Orito, Puerto
2.1.1.2.2.3.83 y siguientes del presente Decreto.
(Decreto 4299 de 2005, art. 4, modificado por el Decreto 1333 de 2007, art. 2)
Distribuidor minorista.
Toda persona natural o jurídica dedicada a ejercer la distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo al consumidor final, a través de una estación de servicio o como comercializador Industrial, en los términos del
2.1.1.2.2.3.83
. Requisitos para ejercer la actividad de distribuidor mayorista.
Toda persona natural o jurídica que se encuentre interesada en ejercer la actividad de distribuidor mayorista de combustibles líquidos derivados del petróleo en el territorio colombiano deberá obtener, previamente, autorización del Ministerio de Minas y Energía para lo cual deberá presentar los siguientes documentos:
1. Copia de los estatutos sociales, estados financieros al momento de su constitución y composición accionaria de la empresa, de ser el caso.
2. Certificado de existencia y representación legal -para personas jurídicas- o registro mercantil -para personas naturales- expedido por la respectiva Cámara de Comercio con no más de tres (3) meses de antelación, en el que conste que dentro de su actividad principal se encuentra la distribución mayorista de combustibles líquidos derivados del petróleo.
3. Certificado de conformidad expedido por un organismo de certificación acreditado, sobre el cumplimiento de los requisitos contemplados en el reglamento técnico emitido por la autoridad competente, de la planta de abastecimiento sobre la cual versa la solicitud que se tramita.
4. Póliza de seguro de responsabilidad civil extracontractual, en los términos establecidos en el presente decreto, en la cual debe aparecer expresamente determinada y ubicada la planta de abastecimiento sobre la cual versa la respectiva solicitud, acompañada del clausulado general con sus correspondientes anexos, así como copia del recibo de pago, en los montos establecidos.
5. Demostrar que tiene asegurada la fuente de suministro necesaria para el abastecimiento que proyecta realizar.
6. Demostrar que en la planta o plantas de abastecimiento que tiene a su cargo ha realizado despachos, mediante contratos o acuerdos comerciales, de combustibles líquidos derivados del petróleo en volúmenes superiores a dos millones seiscientos mil (2.600.000) galones al mes, de los cuales el setenta por ciento (70%) como mínimo debe corresponder a despachos realizados a distribuidores minoristas a través de estaciones de servicio automotriz y/o fluvial que cuenten con su marca.
PARÁGRAFO 1.
Dada su ubicación geográfica y/o la limitada demanda de combustibles en el área de influencia que atienden, las plantas de abastecimiento de combustibles líquidos derivados del petróleo, actualmente existentes en los municipios de San Andrés (Archipiélago de San Andrés); Florencia (Caquetá); San José del Guaviare (Guaviare); Buenaventura (Valle del Cauca) y Turbo (Antioquia), deberán demostrar que han celebrado contratos o acuerdos comerciales de combustibles líquidos derivados del petróleo con distribuidores minoristas o grandes consumidores, quedando exceptuados del cumplimiento del volumen señalado en el numeral 7 del presente artículo. En igual sentido quedan exceptuados del cumplimiento de la señalada obligación, las plantas de abastecimiento actualmente existentes y las que se construyan en los municipio
2.1.1.2.2.3.90. y siguientes del presente Decreto.
(Decreto 4299 de 2005, art. 4, modificado por el Decreto 1717 de 2008, art. 2)
Ebullición Desbordante:
Fenómeno presentado en el incendio de ciertos aceites en un tanque abierto, cuando después de arder por cierto tiempo, hay un repentino aumento en la intensidad del fuego, asociado con la expulsión de aceite incendiado fuera del tanque. Este fenómeno se presenta en la mayoría de los petróleos crudos, combustibles líquidos de amplio intervalo de ebullición como el combustible (Fuel Oil número 6) y cuando en el fondo del tanque se acumula agua que se vaporiza repentinamente.
(Decreto 283 de 1990, art. 3)
Estación de servicio:
Establecimiento en el cual se almacenan y distribuyen al consumidor final los combustibles líquidos derivados del petróleo. Dependiendo del tipo de combustibles que distribuyan las estaciones de servicio se clasifican en:
Estación de servicio de aviación;
Estación de servicio automotriz;
Estación de servicio fluvial, y
Estación de servicio marítima.
(Decreto 4299 de 2005, art. 4)
Estación de servicio de aviación:
Establecimiento en donde se almacenan y distribuyen combustibles líquidos derivados del petróleo, destinados exclusivamente para aviación.
(Decreto 4299 de 2005, art. 4)
Estación de servicio automotriz:
Establecimiento en el cual se almacenan y distribuyen combustibles básicos utilizados para vehículos automotores, los cuales se entregan a partir de equipos fijos (surtidores) que llenan directamente los tanques de combustible.
Dichos establecimientos pueden incluir facilidades para prestar uno o varios de los siguientes servicios: lubricación, lavado general y/o de motor, cambio y reparación de llantas, alineación y balanceo, servicio de diagnóstico, trabajos menores de mantenimiento automotor, venta de llantas, neumáticos, lubricantes, baterías y accesorios y demás servicios afines.
En las estaciones de servicio automotriz también podrá operar venta de GLP en cilindros portátiles, con destino al servicio público domiciliario, caso en el cual se sujetarán a la reglamentación específica que establezca el Ministerio de Minas y Energía. Asimismo podrán funcionar mini mercados, tiendas de comidas rápidas, cajeros automáticos, tiendas de vídeos y otros servicios afines a estos, siempre y cuando se obtengan de las autoridades competentes las autorizaciones correspondientes y se cumplan todas las normas de seguridad para cada uno de los servicios ofrecidos.
Las estaciones de servicio también podrán disponer de instalaciones y equipos para la distribución de gas natural comprimido (GNC) para vehículos automotores, caso en el cual se sujetarán a la reglamentación expedida por el Ministerio de Minas y Energía.
(Decreto 4299 de 2005, art. 4)
Estación de servicio fluvial:
Establecimiento en el cual se almacenan y distribuyen los combustibles líquidos derivados del petróleo, a partir de equipos (surtidores), que cuenta con tanques de almacenamiento instalados en barcaz
2.1.1.2.2.3.90. del presente decreto, los distribuidores mayoristas podrán aplicar las excepciones y plazos señalados en el mismo, es decir continuar con la venta durante los plazos establecidos a los actores señalados en el respectivo parágrafo.
(Prorrogado por el Art. 1 del Decreto 2496 de 2018)
(Decreto 4299 de 2005 art. 14, numeral 7 modificado por el Decreto 1717 de 2008, art. 10; Parágrafo 2 modificado por el Decreto 1717 de 2008, art. 11; parágrafo 1 modificado por el Decreto 1333 de 2007,
2.1.1.2.2.3.90
. Autorización para ejercer la actividad de distribuidor minorista.
Toda persona natural o jurídica que se encuentre interesada en ejercer la actividad de distribuidor minorista de combustibles líquidos derivados del petróleo en el territorio colombiano, a través de una estación de servicio (automotriz, de aviación, fluvial o marítima) o como comercializador industrial, deberá obtener, previamente, autorización del Ministerio de Minas y Energía o de la autoridad en quien este delegue, para lo cual deberá presentar los siguientes documentos:
A. Estación de servicio automotriz:
1. Copia de los estatutos sociales, estados financieros al momento de su constitución y composición accionaria de la empresa, según el caso.
2. Certificado de existencia y representación legal -para personas jurídicas- o registro mercantil -para personas naturales-, expedidos con una antelación no superior a tres (3) meses por la respectiva Cámara de Comercio, en el que conste que la actividad a desarrollar dentro de la distribución minorista de combustibles líquidos derivados del petróleo es a través de una estación de servicio automotriz.
3. Licencia de construcción y permisos y/o autorizaciones ambientales correspondientes, expedidos para la respectiva estación de servicio por las autoridades competentes si estas así lo requieren.
4. Concepto técnico de ubicación del Instituto Nacional de Vías (Invías) o de la Agencia Nacional de Infraestructura, según se trate de vías no concesionadas o de vías concesionadas, respectivamente, en caso de que la estación de servicio se ubique en carreteras a cargo de la Nación, para lo cual deberá presentar ante la entidad que corresponda la petición, de acuerdo con el formato previamente diseñado por el Ministerio de Transporte, con el plano de localización en planta general de la estación de servicio, a escala 1 :250.
5. Póliza de seguro de responsabilidad civil extracontractual, expedida en los términos establecidos en el presente decreto, en la cual debe aparecer expresamente determinada y ubicada la estación de servicio sobre la cual versa la solicitud, acompañada del clausulado general con sus correspondientes anexos, así como copia del recibo de pago de la prima, en los montos establecidos.
6. Certificado de conformidad expedido por un organismo de certificación acreditado, sobre el cumplimiento de los requisitos contemplados en el reglamento técnico expedido por las autoridades competentes, de la estación de servicio sobre la cual versa la solicitud que se tramita.
7. Demostrar que ha celebrado contrato de combustibles líquidos derivados del petróleo con un distribuidor mayorista, excepto cuando el solicitante sea también distribuidor mayorista.
8. Adjuntar el Registro Único Tributario "RUT", en cumplimiento del
2.1.1.2.2.3.77. y siguientes del presente Decreto.
(Decreto 4299 de 2005, art. 4 )
Isla de surtidor para combustibles líquidos derivados del petróleo:
Es la base o soporte de material resistente y no inflamable, generalmente concreto, sobre la cual van instalados los surtidores o bombas de expendio, construida con una altura mínima de veinte (20) centímetros sobre el nivel del piso y un ancho no menor de un metro con veinte centímetros (1.20 m).
(Decreto 1521 de 1998, art. 2)
Isla de surtidor para gas natural comprimido (G.N.C.):
Sector sobre elevado (sic) y adecuadamente protegido del patio de maniobras, sobre el que no se admitirá la circulación vehicular. En ésta se ubicará el surtidor de despacho de G.N.C., sus válvulas de bloqueo y, de resultar necesario, las columnas de soporte de surtidores y canopys.
(Decreto 1521 de 1998, art. 2)
Líquido Inflamable:
Un líquido que tiene un punto de inflamación inferior a 100F (37.8C) y una presión de vapor absoluta máxima, a 100F (37.8C), de 2.82 Kg/cm2 (2068 mm Hg). Estos líquidos son definidos por la NFPA como clase IA, IB y IC de acuerdo con sus puntos de inflamación y ebullición.
(Decreto 283 de 1990, art. 3, subrogado por el Decreto 1521 de 1998, art. 2)
Líquido combustible:
Líquido que tiene un punto de inflamación igual o superior de 100F (37.8C). Estos líquidos son definidos por la NFPA como Clase II, IIIA y IIIB de acuerdo con su punto de inflamación.
(Decreto 283 de 1990, art. 3, subrogado por el Decreto 1521 de 1998, art. 2)
Mantenimiento:
Actividades tendientes a lograr el adecuado funcionamiento de equipos, elementos, accesorios, maquinarias, etc., con el fin de garantizar una eficaz y eficiente prestación del servicio al usuario.
(Decreto 1521 de 1998, art. 2)
Marcación:
Proceso mediante el cual se agrega al combustible una sustancia química denominada "Marcador", la cual no afecta ninguna de sus propiedades, físicas, químicas ni visuales, ni ninguna de sus especificaciones.
(Decreto 1503 de 2002, art. 1)
Marcador:
Sustancia química que permite obtener información sobre la procedencia del combustible.
La aplicación de marcadores en los combustibles puede ser utilizada para propósitos de diferenciar calidades, mezclas, combustibles, extraídos ilícitamente de los poliductos y para controlar evasión de impuestos y adulteración de combustibles, entre otros.
(Decreto 1503 de 2002, art. 1)
Modificación de instalaciones:
Se refiere al cambio de ubicación de islas, tanques y/o edificaciones localizadas en la estación de servicio.
(Decreto 1521 de 1998, art. 2)
Organismo de acreditación:
Será la definición contenida en la sección "Organización Del Subsistema De La Calidad" del Decreto Reglamentario Único del Sector Comercio, Industria y Turismo o aquella que la modifique sustituya o adicione
(Decreto 1471 de 2014, art. 7)
Organismo de certificación:
La definición establecida en el Decreto 2269 del 16 de septiembre de 1993 o en aquellas normas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, la
2.1.1.2.2.3.77.
Autorización para ejercer la actividad de importación.
Toda persona natural o jurídica que se encuentre interesada en importar combustibles líquidos derivados del petróleo para consumo o distribución dentro del territorio nacional, deberá obtener previamente al ejercicio de dicha actividad, autorización del Ministerio de Minas y Energía para lo cual deberá presentar los siguientes documentos:
1. Copia de los estatutos sociales, estados financieros al momento de su constitución y composición accionaria de la empresa, según el caso.
2. Certificado de existencia y representación legal -para personas jurídicas- o registro mercantil -para personas naturales- expedido por la respectiva Cámara de Comercio con no más de tres (3) meses de antelación, en el que conste que dentro de su objeto social se encuentra la actividad de importación de combustibles líquidos derivados del petróleo.
3. Documento en donde se indique: Nombre o razón social del importador, dirección comercial, ciudad, teléfono, fax, correo electrónico, origen, tipo y volumen del combustible a importar, medio de transporte a utilizar en la importación.
4. Copia del contrato de almacenamiento que suscriba para el recibo del combustible a importar.
5. Copia del contrato o acuerdo suscrito con el agente de la cadena de distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo que distribuirá o consumirá el combustible importado.
PARÁGRAFO
.
El importador podrá suscribir contratos o acuerdos para distribuir o consumir el combustible líquido derivado del petróleo importado con el refinador, el distribuidor mayorista, el distribuidor minorista, a través de estación de servicio de aviación y marítima, el gran consumidor con instalación fija que consuma ACPM en volúmenes iguales o superiores a cuatrocientos veinte mil (420.000) galones mes y el gran consumidor que consuma combustible para quemadores industriales (combustóleos - fuel oíl).
(Prorrogado por el Art. 1 del Decreto 2496 de 2018)
(Decreto 4299 de 2005, art. 7, numeral 4 derogado por el decreto 1333 de 2007, art. 4, parágrafo modificado por el decreto 1333 de 2007, art. 8)
2.1.1.2.2.3.75. y siguientes del presente Decreto.
(Decreto 4299 de 2005, art. 4)
Sistemas de protección contra incendio:
Son aquellas medidas de seguridad, materiales, accesorios y equipos, suficientes para prevenir o atender un siniestro.
Estableciendo un plan de acción, se indicará la actividad a cumplir y la jerarquización para la asignación de responsabilidades que involucre a cada uno de los miembros que se desempeñe dentro del área que comprende la estación de servicio, incluyendo a quienes prestan los servicios adicionales autorizados.
(Decreto 1521 de 1998, art. 2)
El dispositivo con registro de volumen y precio del combustible, mediante el cual se entrega el producto directamente en los tanques o cilindros de combustible de los automotores.
(Decreto 1521 de 1998, art. 2)
Tanque Atmosférico:
Es un tanque de almacenamiento de combustibles diseñados para operar a presiones que van, desde la atmosférica hasta 0.035 Kg/cm2 manométricas (760 a 786 mm. de mercurio), medidas en el tope del tanque.
(Decreto 283 de 1990, art. 3)
Transportador:
Toda persona natural o jurídica que ejerce la actividad de transporte de combustibles líquidos derivados del petróleo y alcohol carburante, en los términos del
2.1.1.2.2.3.75
. Autorización ejercer la actividad de refinación de combustibles líquidos derivados del petróleo.Para
ejercer la actividad de refinación de hidrocarburos para la producción de combustibles líquidos derivados del petróleo en el territorio colombiano el interesado deberá obtener autorización del Ministerio de Minas y Energía, para lo cual, previamente, deberá acreditar o cumplir los siguientes requisitos:
1. Licencia de construcción y permisos y/o autorizaciones ambientales correspondientes, expedidos para la respectiva refinería, por las autoridades competentes, si estas así lo requieren.
2. Copia de los estatutos sociales, estados financieros al momento de su constitución y composición accionaria de la empresa, según el caso.
3. Certificado de existencia y representación legal -para personas jurídicas- o registro mercantil -para personas naturales- expedido por la Cámara de Comercio respectiva con no más de tres (3) meses de antelación, en el que conste que dentro de su objeto social se encuentra la actividad de refinación de hidrocarburos para la producción de combustibles líquidos derivados del petróleo.
4. Memoria técnica que incluya la descripción de la refinería, ubicación, capacidad, especificaciones de calidad de los productos a producir, el monto de las inversiones, tipo y procedencia del hidrocarburo en la carga a la refinería y el volumen de producción de cada uno de los productos.
5. Certificado de conformidad de las instalaciones de la refinería, emitido por un organismo de certificación acreditado, para el caso donde este aplique, siempre y cuando existan reglamentos técnicos sobre el particular.
6. Póliza de seguro de responsabilidad civil extracontractual a que hace referencia el presente decreto, en la cual debe aparecer expresamente determinada y ubicada las instalaciones de la refinería sobre la cual versa la respectiva solicitud, acompañada del clausulado general con sus correspondientes anexos, así como copia del recibo de pago, en los montos establecidos
PARÁGRAFO
.
El Ministerio de Minas y Energía revisará la documentación allegada, dentro del plazo de sesenta (60) días contados desde la fecha de radicación. En caso de que dicha autoridad formule observaciones, el interesado contará con un término hasta de treinta (30) días para aclarar o adicionar la información.
Presentadas las anteriores aclaraciones o adiciones por parte del interesado, el Ministerio de Minas y Energía, mediante resolución, autorizará la operación de la refinería, en un plazo máximo de treinta (30) días. En caso contrario, no le será concedida dicha autorización, hasta tanto no se dé cumplimiento de los requisitos exigidos en el presente artículo.
(Prorrogado por el Art. 1 del Decreto 2496 de 2018)
(Decreto 4299 de 2005, art. 5; numeral 4 modificado por el decreto 1717 de 2008, art. 5; numeral 7 derogado por el Decreto 1333 de 2007, art. 4, parágrafo ha perdido vigencia.)
2.1.1.2.2.3.85. y siguientes del presente Decreto.
(Decreto 4299 de 2005, art. 4)
b) SIGLAS.
ICONTEC:
Instituto Colombiano de Normas Técnicas. Organismo Nacional de Normalización.
(Decreto 283 de 1990, art. 3)
NFPA:
The National Fire Protection Association. Asociación Nacional de Protección Contra Incendios de los Estados Unidos de Norteamérica, cuyas normas son ampliamente aceptadas en la mayoría de los países.
(Decreto 283 de 1990, art. 3)
OPCI:
Organización Iberoamericana de Protección contra Incendios: Es la entidad que interpreta y difunde las normas NFPA en Iberoamérica y sirve como asesora y consultora para el mundo de habla hispana, con asistencia de la NFPA.
(Decreto 283 de 1990, art. 3)
API:
American Petroleum Institute. Instituto Americano del Petróleo de Estados Unidos de Norteamérica, encargado de estandarizar y normalizar bajo estrictas especificaciones de control de calidad, diferentes materiales y equipos para la industria petrolera. Igualmente establece normas para diseño, construcción y pruebas en instalaciones petroleras, incluyendo diseño de equipos y pruebas de laboratorio para derivados del petróleo.
(Decreto 283 de 1990, art. 3)
ASME:
American Society of Mechanical Engineers. Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos de Estados Unidos de Norteamérica, encargada de velar por la normalización de todo lo relacionado con ingeniería Mecánica.
(Decreto 283 de 1990, art. 3)
ANSI:
American National Standards Institute. Instituto Americano Nacional de Normas de los Estados Unidos de Norteamérica, encargado de coordinar y acreditar las normas técnicas que elaboran diferentes entidades especializadas, tales como API, NFPA, ASME, etc., sobre diseño, fabricación, inspección y pruebas de equipos industriales utilizados en el montaje de plantas.
(Decreto 283 de 1990, art. 3)
Gas licuado del petróleo, también conocido comúnmente como gas propano.
(Decreto 283 de 1990, art. 3)
c) NORMAS CITADAS.
NFPA 77: Electricidad Estática.
NFPA 11: Sistemas de Espuma de Expansión Baja y de Agentes Combinados.
NFPA 70: Código Eléctrico Nacional.
NFPA 30: Código de Líquidos Combustibles e Inflamables.
NFPA 30A: Código para Estaciones de Servicio.
NFPA 22: Tanques de Agua, para Protección Contra Incendio en Propiedades
Privadas.
NFPA 24: Instalación de Tuberías de Servicio para Sistemas Contra Incendio en
Propiedades Privadas.
ANSI-B.31.3: Tuberías para Plantas Químicas y Refinerías de Petróleo.
API 650: Tanques de Almacenamiento Atmosférico.
(Decreto 283 de 1990, Art. 3)
(Modificado por el Art.
1
del Decreto 1281 de 2020)
2.1.1.2.2.3.85
. Medios de transporte.
El transporte de combustibles líquidos derivados del petróleo se podrá realizar a través de los siguientes medios:
Poliductos;
Marítimo;
Fluvial;
Aéreo.
(Decreto 4299 de 2005, art. 16)
2.1.1.2.2.1.7
Tipos de almacenamiento de combustibles líquidos derivados del petróleo, de los biocombustibles y sus mezclas.
a) Almacenamiento Estratégico: Es la capacidad de almacenamiento y el volumen mínimo de combustibles líquidos derivados del petróleo, biocombustibles y sus mezclas, requeridos para garantizar el abastecimiento de uno o varios mercados o regiones, durante un periodo determinado, así como los volúmenes que no podrán ser retirados de la infraestructura del almacenamiento, salvo que se presenten insalvables restricciones en la oferta de combustibles líquidos derivados del petróleo y sus mezclas con biocombustibles, restricciones en las capacidades de transporte o movilización de combustibles, o demás situaciones que deriven en algún tipo de eventos de escasez.
b) Almacenamiento Comercial: Es la capacidad de almacenamiento y volumen mínimo de combustibles líquidos derivados del petróleo, biocombustibles y sus mezclas acopiados en las plantas de almacenamiento o almacenamientos de los agentes de la cadena de distribución de combustibles, para realizar las actividades de comercialización sin interrupciones, y con el objetivo de atender la demanda interna, garantizar la calidad del producto y su suministro continuo.
c) Almacenamiento Operativo: Es la capacidad de almacenamiento y volumen mínimo de combustibles líquidos derivados del petróleo, biocombustibles y sus mezclas, requerido para equilibrar u optimizar el flujo o tránsito continuo de dichos productos, con el fin de mantener una operación segura, eficiente y adecuada de los sistemas de transporte por poliductos, medios de transporte alternativos y de los sistemas de refinación y/o puertos de importación o plantas de abastecimiento.
El Ministerio de Minas y Energía desarrollará lo relacionado con los tipos, usos y manejo de los almacenamientos que se señalan el presente artículo.
(Adicionado por el Art.
1
del Decreto 1281 de 2020)
2.1.1.2.2.1.7 del presente decreto, el almacenador deberá informar, reportar y actualizar cualquier cambio en el estado de su operación, frente a los mencionados tipos de almacenamiento que desarrolla.
PARÁGRAFO 3.
Sin perjuicio de los volúmenes consumidos y mientras el Ministerio de Minas y Energía expide o actualiza la regulación sobre el Gran Consumidor, el transportador de combustibles líquidos por poliducto será clasificado como un Gran Consumidor solo para efectos del abastecimiento de las necesidades energéticas del sistema de poliductos, y para mantener balanceados los inventarios de dichos sistemas. De tales necesidades se excluyen los consumos de la flota de vehículos que el transportador emplee en su operación.
PARÁGRAFO TRANSITORIO.
Los siguientes Artículos del Decreto 1073 de 2015, para cada agente, se mantendrán vigentes hasta que el Ministerio de Minas y Energía expida la regulación respectiva de que trata el presente Artículo:
2.2.1.1.2.2.3.72 al 2.2.1.1.2.2.3.74; 2.2.1.1.2.2.3.75 y 2.2.1.1.2.2.3.76; 2.2.1.1.2.2.3.77 al 2.2.1.1.2.2.3.80; 2.2.1.1.2.2.3.81 y 2.2.1.1.2.2.3.82; 2.2.1.1.2.2.3.83 y 2.2.1.1.2.2.3.84; 2.2.1.1.2.2.3.87 al 2.2.1.1.2.2.3.89; 2.2.1.1.2.2.3.90 al 2.2.1.1.2.2.3.92; y 2.2.1.1.2.2.3.93 y 2.2.1.1.2.2.3.94.
(
Adicionado por el Art. 4 del Decreto 1135 de 2022
)
2.1.1.2.2.3.1
. Normativa aplicable a las plantas de abastecimiento de combustibles.
La ubicación, diseño, construcción, mejoras ampliación, aforo y pruebas de las instalaciones de las plantas de abastecimiento de combustibles líquidos derivados del petróleo, deberán ceñirse a los requisitos que se establecen en la presente sección y en las normas Icontec. Para lo no estipulado en las normas mencionadas se aplicará la norma NFPA-30.
(Prorrogado por el Art. 1 del Decreto 2496 de 2018)
(Decreto 283 de 1990, art. 5)
2.1.1.2.2.3.1. y artículos 2.2.1.1.2.3.41. y siguientes del presente Decreto.
2. Adicional a lo establecido en el numeral anterior, respecto al almacenamiento de los combustibles de aviación para motores tipo turbina, se deberá dar cumplimiento al
2.1.1.2.2.3.3
. Visita y estudio de documentación.
El funcionario que realice la visita de que trata el artículo anterior, deberá estudiar cuidadosamente la documentación presentada por el interesado y verificar que los planos presentados corresponden a la realidad; además, deberá tener en cuenta criterios de racionalización de la distribución de combustibles en el país de acuerdo a las plantas de abastecimiento ya existentes en el área de influencia, con miras a que el Ministerio de Minas y Energía pueda determinar la saturación o inconveniencia: su localización respecto a poliductos, refinerías otras plantas de abastecimiento existentes en el área de influencia, así como también, distancias de los linderos de la planta proyectada a los linderos más próximos de sitios de alta densidad poblacional, tales como templos, escuelas, colegios, hospitales, clínicas Supermercados centros comerciales, teatros, polideportivos, bibliotecas públicas, clubes sociales, edificios multifamiliares y establecimientos similares, las que deberán ser mínimo de cien (100) metros.
PARÁGRAFO
.
No se podrán adelantar proyectos de alta densidad poblacional como los mencionados en este artículo a menos de cien (100) metros de las plantas de abastecimiento de combustibles.
(Prorrogado por el Art. 1 del Decreto 2496 de 2018)
(Decreto 283 de 1990, art. 7)
2.1.1.2.2.3.3., la distancia mínima desde los linderos de la planta proyectada a sitios de alta densidad ocupacional debe ser mínimo cien (100) metros.
(Prorrogado por el Art. 1 del Decreto 2496 de 2018)
(Decreto 283 de 1990, art. 18)
2.1.1.2.2.3.44
. Normas aplicables a los trámites
. Los trámites relacionados con estaciones de servicio que expendan gas natural comprimido (G.N.C.); serán adelantados de conformidad con lo dispuesto en el Título II del Presente Decreto. Las estaciones de servicio mixtas, cumplirán lo consagrado en este decreto y en la resolución 80582 del 8 de abril de 1996 o aquella que la derogue, modifique o adicione.
(Prorrogado por el Art. 1 del Decreto 2496 de 2018)
(Decreto 1521 de 1998, art. 7, derogado parcialmente, por el Decreto 4299 de 2005, art. 42)
2.1.1.2.2.3.44, artículos 2.2.1.1.2.3.45 al 2.2.1.1.2.2.3.69., 2.2.1.1.2.2.3.70. y 2.2.1.1.2.2.3.71 del presente Decreto,
(Decreto 4299 de 2005, art. 38)
2.1.1.2.2.3.76
. Obligaciones del refinador.
Todo refinador además de sujetarse a las normas vigentes, deberá cumplir las siguientes obligaciones:
1. Mantener una prestación regular del servicio.
2. Mantener vigente el certificado de calibración del instrumento patrón para la calibración de las unidades de medida para la entrega de combustibles líquidos derivados del petróleo, emitido por un laboratorio de metrología acreditado.
3. Mantener vigente la póliza de responsabilidad civil extracontractual de la refinería de combustibles líquidos derivados del petróleo que posea o utilice, en los términos establecidos en el presente decreto.
4. Informar a la autoridad de regulación, control y vigilancia, previamente al inicio de las obras, cualquier ampliación o modificación de la refinería.
5. Prestar la colaboración necesaria al Ministerio de Minas y Energía para el cumplimiento de sus funciones.
6. Registrar la información señalada por la regulación del Sistema de Información de Combustibles Líquidos Derivados del Petróleo Sicom, expedida por el Ministerio de Minas y Energía
7. Deberá realizar suministros a los agentes autorizados en el numeral siguiente que cuenten con instalaciones que reúnan las condiciones técnicas, de seguridad y ambientales establecidas; para el efecto, podrá exigir los permisos y autorizaciones que acrediten el cumplimiento de la normatividad sobre instalaciones, seguridad industrial y ambientales aplicable, quedando en caso de obtenerlos, liberado de responsabilidad por este concepto. La responsabilidad por los suministros realizados a instalaciones no aptas para recibirlos recaerá en el refinador.
8. El refinador solamente podrá distribuir los combustibles líquidos derivados del petróleo que produzca a otro refinador, al distribuidor mayorista, al distribuidor minorista a través de estación de servicio de aviación y marítima, al gran consumidor con instalación fija que consuma Acpm en volúmenes iguales o superiores a cuatrocientos veinte mil (420.000) galones mes y al gran consumidor con instalación fija que consuma combustibles para quemadores industriales (combustóleos - fuel oil), y/o gasolina natural - nafta.
Los despachos de combustibles para quemadores industriales y/o Avigas, podrán ser entregados por el refinador directamente a las instalaciones del gran consumidor con instalación fija y/o estación de servicio de aviación, respectivamente, o a través del distribuidor mayorista y/o distribuidor minorista para estación de servicio de aviación. En todo caso y para estas dos condiciones el margen del mayorista y/o de la estación de servicio de aviación será regulado por el Ministerio de Minas y Energía
9. Abstenerse de despachar los combustibles líquidos derivados del petróleo a carro tanques que no cumplan los requisitos exigidos en la sección ?Transporte terrestre de mercancías peligrosas por carretera? del Decreto Reglamentario Único del Sector Transporte, o en las normas que la modifiquen, adicionen o sust
2.1.1.2.2.3.76. del presente Decreto.
4. En el caso de entregas a plantas de otros distribuidores mayoristas, lo cual no aplica para entregas entre dos o varios distribuidores que comparten una misma planta, el producto deberá destinarse exclusivamente a las mismas, de tal forma que el producto se almacene previamente a su distribución, de acuerdo con lo señalado en el numeral 3, ibídem.
5. En el contrato o acuerdo comercial que se suscriba, el distribuidor mayorista deberá incluir una cláusula de compromiso que faculte al distribuidor minorista a través de estación de servicio automotriz y fluvial para exhibir su marca comercial, con el fin de autorizar a aquel para exigir de éste el cumplimiento de estándares de seguridad y de calidad en la prestación del servicio
6. Atender y ejercer las acciones correctivas para el debido mantenimiento, limpieza, presentación, preservación del medio ambiente y seguridad en sus instalaciones, tanques, tuberías, equipos y demás accesorios, formuladas por las autoridades competentes, conservando las mejores condiciones para la prestación de un eficiente servicio al público.
7. Suministrar combustibles únicamente al distribuidor mayorista, al gran consumidor y al distribuidor minorista, que cuenten con autorización del Ministerio de Minas y Energía o de la autoridad en quien este delegue. Así mismo se le autoriza la distribución de combustibles directamente a las embarcaciones, en aquellos casos en que las plantas de abastecimiento cuenten con muelles. La responsabilidad por los suministros realizados a dichas personas, corresponderá al distribuidor mayorista quien para el efecto podrá exigir los permisos y autorizaciones que acrediten el cumplimiento de la normatividad vigente, quedando en caso de obtenerlos, liberado de responsabilidad al respecto.
8. Abstenerse de vender combustibles líquidos derivados del petróleo a aquellos agentes de la cadena con los cuales no se tenga un contrato o acuerdo comercial y, adicionalmente, con aquellos distribuidores minoristas a través de estación de servicio automotriz y fluvial que no tengan exhibida su marca comercial.
9. Mantener vigente el certificado de calibración del instrumento patrón para la calibración de las unidades de medida para la entrega de combustibles líquidos derivados del petróleo, emitido por un laboratorio de metrología acreditado.
10. Obtener y mantener vigente el certificado de conformidad de la planta de abastecimiento que posea o utilice, expedido por un organismo de certificación acreditado, sobre el cumplimiento de los requisitos contemplados en el reglamento técnico expedido por las autoridades competentes. Los certificados de conformidad se deberán renovar como mínimo cada cinco (5) años o cada vez que se realice una modificación o ampliación a la planta.
11. Registrar la información señalada por la regulación del Sistema de Información de Combustibles Líquidos Derivados del Petróleo Sicom, expedida por el Ministerio de Minas y Energí
2.1.1.2.2.3.86
. Transporte terrestre.
El transporte de combustibles líquidos derivados del petróleo que se movilice por vía terrestre, solo podrá ser prestado en vehículos con carrocería tipo tanque. El transportador deberá cumplir con los requisitos establecidos en el Decreto Reglamentario Único del Sector Transporte, sección "Transporte terrestre de mercancías peligrosas por carretera o en las normas que lo modifiquen, adicionen o sustituyan. Asimismo, deberá portar la guía única de transporte, de conformidad con lo establecido en el presente decreto.
PARÁGRAFO
.
Los agentes de la cadena de distribución que requieran transportar combustibles líquidos derivados del petróleo deberán contratar el servicio a través de una empresa de servicio público de transporte terrestre automotor de carga debidamente habilitada por el Ministerio de Transporte, en caso de que dicho transporte se realice en vehículos de terceros.
Si el transporte se realiza en vehículos de propiedad del mismo agente de la cadena, este sumirá la responsabilidad del transporte y deberá cumplir con la normatividad vigente en la materia.
PARÁGRAFO
.
Solo los vehículos que porten el original y copia de la guía única de transporte debidamente diligenciada podrán transportar combustibles líquidos derivados del petróleo por las carreteras nacionales. La Fuerza Pública y demás autoridades que ejerzan funciones de policía judicial deberán solicitar al transportador de dichos combustibles la guía única de transporte para estos productos. En el evento de que no la porten deberán inmovilizar inmediatamente los vehículos y ponerlos a disposición de las autoridades judiciales competentes.
PARÁGRAFO
.
Los agentes de la cadena de distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo que transporten productos por vía terrestre deberán mantener a disposición del Ministerio de Minas y Energía, del Ministerio de Transporte, de la Fuerza Pública y demás autoridades una relación de los vehículos utilizados para esta actividad.
PARÁGRAFO
.
Todo vehículo que transporte combustibles líquidos derivados del petróleo debe ser de carrocería tipo tanque y deberá mantener vigente una póliza de responsabilidad civil extracontractual en los términos establecidos en el presente decreto.
PARÁGRAFO
.
Autorizase en los municipios del territorio colombiano y sin perjuicio de las autorizaciones y competencias de otras autoridades, el transporte de combustibles líquidos derivados del petróleo en máximo cuatro (4) recipientes de cincuenta y cinco (55) galones, los cuales deberán estar sellados de manera que a temperaturas normales no permitan el escape de líquido ni vapor, con destino exclusivo al sector agrícola, industrial y comercial. El volumen de combustible almacenado en dichos recipientes no podrá exceder los doscientos veinte (220) galones y podrá adquirirse hasta un máximo de 8.000 galones/mes, en una estación de servicio automotriz o fluvial, sin que pueda ser trasladado a otra jurisdicción mu
2.1.1.2.2.3.86., o por medio de un vehículo al cual se le haya adaptado un tanque o por un vehículo con carrocería tipo tanque, casos en los cuales la capacidad del tanque no podrá ser superior a los mil (1.000) galones.
El consumidor final de zona de frontera que consuma más de dos mil quinientos (2.500) y menos de veinte mil (20.000) galones mes de combustibles líquidos derivados del petróleo, con destino al sector agrícola, industrial y comercial, podrá abastecerse de una estación de servicio automotriz a través de vehículos con carrocería tipo tanque provenientes directamente de la planta de abastecimiento del Distribuidor Mayorista, para lo cual la estación de servicio automotriz que le distribuya deberá solicitar autorización ante el Ministerio de Minas y Energía- Dirección de Hidrocarburos.
Para efectos de que la estación de servicio automotriz con cupo asignado obtenga la autorización del Ministerio de Minas y Energía- Dirección de Hidrocarburos para distribuir directamente desde la planta de abastecimiento del Distribuidor Mayorista hacia la instalación del Consumidor Final en vehículos con carrocería tipo tanque, es requisito presentar copia de los siguientes documentos:
1. Certificado de existencia y representación legal del Consumidor Final, para personas jurídicas o registro mercantil para personas naturales, en el caso que aplique, expedidos por la Cámara de Comercio, con fecha no superior a un (1) mes. En el caso de entidades públicas se deberá anexar el respectivo acto administrativo de constitución o el acto que rige el desarrollo de su objeto.
2. Certificación firmada por el interesado persona natural o por el representante legal cuando se trate de persona jurídica o entidad pública, a través de la cual conste la necesidad del combustible para el desarrollo de su actividad, así como la indicación de la infraestructura para el recibo y, de ser necesario en su actividad el almacenamiento del combustible, la infraestructura en que se depositará, la relación mes a mes de los consumos del último año, contados a partir de la fecha de la presentación de la solicitud, detallando el tipo de combustible, volumen y uso.
3. Información detallada de la infraestructura de los vehículos carrocería tipo tanque a través de la cual transportará y recibirá el combustible, anexando la autorización otorgada por el Ministerio de Minas y Energía para el transporte en Zonas de Frontera.
4. Contrato o acuerdo comercial suscrito entre la estación de servicio automotriz y el Consumidor Final.
5. En caso de que el Consumidor Final sea contratista del Estado para ejecutar obras de infraestructura, deberá presentar el documento correspondiente que lo certifique.
Cuando el distribuidor minorista a través de estación de servicio automotriz, ubicado en zona de frontera adquiera combustible con destino al consumidor final de que trata el presente artículo, así deberá expresarlo a su distribuidor mayorista, indicando: el tipo de combustible, el volumen
2.1.1.2.2.3.87
. Transporte en zonas especiales.
El transportador de combustibles líquidos derivados del petróleo en zonas de frontera deberá cumplir con lo estipulado en la Ley 681 de 2001, modificada por las Leyes 1430 de 2010 y 1607 de 2012, la subsección 'Distribución de combustibles líquidos en zonas de frontera... del presente Decreto en las normas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.
PARÁGRAFO
.
Los carro tanques destinados al transporte de combustibles líquidos derivados del petróleo en los municipios definidos como zona de frontera, de control por el Consejo Nacional de Estupefacientes y los ubicados en el Magdalena Medio señalados para el efecto por el Ministerio de Minas y Energía, deberán utilizar sellos electrónicos de seguridad que posean sistemas de consulta centralizada de eventos de apertura y cerrado de cada precinto. Dichos sellos deberán estar instalados en cada uno de los puntos de ingreso y salida de combustible del carro tanque, los cuales solamente podrán ser abiertos durante la carga o descarga del producto. Además de lo anterior, deberán disponer de un Sistema Geoposicionador Global - GPS con consulta centralizada de ubicación del vehículo en tiempo real. El Ministerio de Minas y Energía señalará mediante resolución los procedimientos y mecanismos que se requieran para el efecto.
(Decreto 4299 de 2005 art. 18, parágrafo modificado por el Decreto 1333 de 2007, art. 16.)
2.1.1.2.2.3.87.
16. Dar estricto cumplimiento a la(s) guía(s) de transporte correspondiente(s) a cada despacho, de tal forma que no podrá entregar el combustible a destinatario diferente a aquel señalado en la guía.
17. Abstenerse de suministrar combustibles a aquellos consumidores que no cumplan con las condiciones establecidas en el parágrafo del presente artículo.
PARÁGRAFO
.
El consumidor final que consuma combustibles en volúmenes inferiores a los veinte mil (20.000) galones al mes, deberá cumplir con las siguientes obligaciones:
1. Destinar el combustible únicamente para cumplir con los procesos inherentes a su actividad.
2. Abstenerse de subdistribuir, redistribuir o revender el combustible líquido derivado del petróleo adquirido.
3. Abstenerse de recibir los combustibles líquidos derivados del petróleo de carro tanques que no porten la guía única de transporte.
4. Cumplir con las normas sobre protección y preservación del medio ambiente.
5. Abstenerse de adquirir combustibles simultáneamente de dos o más distribuidores mayoristas o distribuidores minoristas como comercializador industrial.
(Decreto 4299 de 2005, art. 23; numeral 8 modificado por el decreto 2165 de 2006, derogado por el Decreto 1333 de 2007, art. 27; parágrafo modificado por el Decreto 1333 de 2007, art. 23; numeral 4 derogado por el Decreto 1333 de 2007, art. 4; numerales 15, 9 y 7 modificados por el Decreto 1333 de 2007, art. 23; numerales 5, 6 y 11 modificados por el Decreto 1717 de 2008, art. 17)
DEL GRAN CONSUMIDOR CON INSTALACIÓN FIJA Y EL GRAN CONSUMIDOR TEMPORAL CON INSTALACIÓN.
2.1.1.2.2.3.91
. Obligaciones de los distribuidores minoristas a través de estaciones de servicio.
El distribuidor minorista a través de estaciones de servicio, tiene las siguientes obligaciones, según corresponda:
1. Prestar la colaboración necesaria al Ministerio de Minas y Energía o a la autoridad en quien este delegue, para el cumplimiento de sus funciones.
2. Mantener vigentes los permisos, licencias o autorizaciones expedidas por las alcaldías, las curadurías urbanas y las autoridades ambientales competentes de acuerdo con el tipo de estación de servicio.
3. Mantener vigente la póliza de responsabilidad civil extracontractual en los términos establecidos en el presente decreto.
4. Garantizar un suministro de carácter regular y estable a los consumidores finales con los que mantenga una relación mercantil vinculante sea cual fuere la forma de la misma, salvo interrupción justificada del suministro.
5. Atender y ejercer las acciones correctivas relacionadas con el debido mantenimiento, limpieza, presentación, preservación del medio ambiente y seguridad, en sus instalaciones, tanques, tuberías, equipos y demás accesorios, formuladas por las autoridades competentes, conservando las mejores condiciones para la prestación de un eficiente servicio al público.
6. Mantener vigente el certificado de calibración del instrumento patrón para la calibración de las unidades de medida para la entrega de combustibles líquidos derivados del petróleo, emitido por un laboratorio de metrología acreditado.
7. Obtener y mantener vigente el certificado de conformidad de la estación de servicio que posea o utilice, expedido por un organismo de certificación acreditado, sobre el cumplimiento de los requisitos contemplados en el reglamento técnico emitido por la autoridad competente. Los certificados de conformidad se deberán renovar como mínimo cada tres (3) años y cada vez que se amplíe o modifique la instalación.
8. Los distribuidores minoristas a través de estaciones de servicio automotriz, fluvial y marítima deberán abstenerse de vender combustibles líquidos derivados del petróleo a otros distribuidores minoristas, salvo en el caso señalado en el
2.1.1.2.2.3.91 del presente decreto, cuando el mercado y la logística de distribución lo ameriten.
(Decreto 4299 de 2005, art. 40; modificado por el Decreto 1333 del 2007, art. 26.)
2.1.1.2.2.3.91., sobre el1 cumplimiento de los requisitos contenidos en la subsección "Distribución de combustibles líquidos derivados del Petróleo", o las normas que los modifiquen, aclaren o sustituyan, por parte de la estación de servicio para la cual se pretenda obtener una asignación de volumen máximo. Dicho certificado deberá incluir la capacidad de almacenamiento justificada en un proceso de aforo verificado por el respectivo organismo de certificación acreditado o aquel organismo que determine la Superintendencia de Industria y Comercio o quien haga sus veces.
Para el efecto, dicha información debe ser entregada en el Ministerio de Minas y Energía a más tardar el 31 de enero del año respectivo, de lo contrario no se tendrá en cuenta en el correspondiente establecimiento de volúmenes máximos.
El Ministerio de Minas y Energía-Dirección de Hidrocarburos, con base en dicha información analizará la relación de estaciones de servicio ubicadas en los municipios fronterizos que cumplen la totalidad de los requisitos establecidos en la normatividad vigente, con el fin de que sean objeto de la respectiva asignación.
(Decreto 386 de 2007, en. 5), parágrafo transitorio derogados por el decreto 733 de 2008, art. 3)
2.1.1.2.2.3.103. del presente Decreto.
9. Cuando se construyan, modifiquen y/o amplíen estaciones de servicio automotriz ubicadas en carreteras a cargo de la Nación, deberá solicitar el concepto técnico de ubicación del Instituto Nacional de Vías (Invías) o de la Agencia Nacional de Infraestructura, según se trate de vías no concesionadas o de vías concesionadas respectivamente, para lo cual deberá presentar ante la entidad que corresponda la petición, de acuerdo con el formato previamente diseñado por el Ministerio de Transporte, con el plano de localización en planta general de la estación de servicio, a escala 1:250".
10 Las estaciones de servicio automotriz y fluvial deberán abstenerse de adquirir combustibles simultáneamente de dos o más distribuidores mayoristas. La estación de servicio de aviación podrá adquirir los combustibles, de un importador, refinador, distribuidor mayorista y/o de una estación de servicio de aviación y para el caso de una estación de servicio de propiedad de las Fuerzas Militares adicionalmente de un Comercializador Industrial; en lo que respecta a la estación de servicio marítima, se podrá abastecer a través del importador, refinador y/o distribuidor mayorista".
11. Distribuir los combustibles líquidos derivados del petróleo almacenados en las estaciones de servicio marítimas solamente a buques o naves.
12. Abstenerse de vender GLP para uso vehicular, de conformidad con lo previsto en la Ley 689 de 2001, en el caso de las estaciones de servicio automotriz.
13. Exhibir la marca comercial del distribuidor mayorista del cual se abastece, en el caso de la estación de servicio automotriz y fluvial. Así mismo no podrá vender combustibles líquidos derivados del petróleo de otra marca comercial diferente a la que tenga exhibida, excepto para las estaciones de servicio automotriz y fluvial ubicadas en los municipios definidos como zona de frontera, los cuales estarán sometidos a las disposiciones que sobre el particular expida el Ministerio de Minas y Energía.
14. Registrar la información señalada por la regulación del Sistema de Información de Combustibles Líquidos Derivados del Petróleo, Sicom, expedida por el Ministerio de Minas y Energía.
15. Abstenerse de recibir los combustibles líquidos derivados del petróleo de carro tanques que no porten la guía única de transporte y de aquellos que no cumplan los requisitos exigidos en el Decreto Reglamentario Único del Sector Transporte, sección Transporte terrestre de mercancías peligrosas por carretera" o en las normas que lo modifiquen o adicionen o sustituyan.
17. Mantener a disposición de las autoridades competentes copia de la guía única de transporte, correspondiente a cada uno de los productos recibidos.
18. Abstenerse de realizar prácticas comerciales restrictivas o aquellas consideradas como competencia desleal, según lo previsto en la Leyes 155 de 1959 y 256 de 1996, el Decreto 2153 de 1992 y demás normas concordantes.
19. Cumplir con las normas establecidas
2.1.1.2.2.3.103
. Venta de combustibles entre estaciones de servicio.
El Ministerio de Minas y Energía reglamentará mediante acto administrativo de carácter general la comercialización de combustibles líquidos derivados del petróleo entre estaciones de servicio establecida en el numeral 9 del
2.1.1.2.2.3.95 del presente decreto. Cuando se actúe como comercializador industrial de combustibles para quemadores industriales (combustóleos - fuel oíl), en el caso de que el distribuidor mayorista no cuente con el abastecimiento del mismo, se podrá abastecer de dicho producto de otro distribuidor mayorista. Los respectivos contratos que tenga con cada uno de los citados agentes, deberán presentarse al Ministerio de Minas y Energía
6. Abstenerse de entregar combustibles líquidos derivados del petróleo a un consumidor final, gran consumidor sin instalación y/o estación de servicio de aviación de las Fuerzas Militares, con los cuales no tenga ningún tipo de contrato o acuerdo comercial. En ese sentido, se prohíbe a dos o más comercializadores industriales entregar los productos a un mismo consumidor final, gran consumidor sin instalación y/o estación de servicio de aviación de las Fuerzas Militares.
7. Abstenerse de vender combustibles líquidos derivados del petróleo a otros distribuidores minoristas y directamente a vehículos.
8. Atender únicamente al consumidor final que consuma combustibles en volúmenes inferiores a los veinte mil (20.000) galones al mes, y que cumplan con los términos y condiciones señalados en el parágrafo del presente artículo, excepto cuando se distribuya al gran consumidor sin instalación
9. Exhibir en sus vehículos de transporte, los cuales deben ser de carrocería tipo tanque, la marca comercial del distribuidor mayorista del cual se abastece, en un aviso cuyas dimensiones deberá ser de por lo menos 1.50 metros de largo por 0.8 metros de ancho
10 Abstenerse de suministrar combustibles líquidos derivados del petróleo a instalaciones que no presenten condiciones mínimas técnicas y de seguridad para su correcto funcionamiento. En tal sentido, deberá recomendar a las instalaciones las acciones correctivas relacionadas con el debido mantenimiento, limpieza, presentación, preservación del medio ambiente y seguridad en dichas instalaciones (tanques, tuberías, equipos y demás accesorios).
11. Registrar la información señalada por la regulación del Sistema de Información de Combustibles Líquidos Derivados del Petróleo, Sicom, expedida por el Ministerio de Minas y Energía.
12. Mantener a disposición de las autoridades competentes copia de la guía única de transporte correspondiente a cada uno de los productos recibidos.
13. Abstenerse de realizar prácticas comerciales restrictivas o aquellas consideradas como competencia desleal, según lo previsto en la Leyes 155 de 1959 y 256 de 1996, el Decreto 2153 de 1992 y demás normas concordantes.
14. Reportar al Distribuidor Mayorista al momento de la facturación, el o los municipios en los cuales se consumirán los combustibles entregados.
15. Los carro tanques que utilicen los distribuidores minoristas como comercializadores industriales en los municipios definidos como zona de frontera, de control por el Consejo Nacional de Estupefacientes y los ubicados en el Magdalena Medio
2.1.1.2.2.3.95
. Capacidad de almacenamiento comercial.
El distribuidor mayorista debe disponer en todo momento de una capacidad mínima de almacenamiento correspondiente al 30% de su volumen mensual de despachos de cada planta de abastecimiento que posea, calculado de acuerdo con el promedio de despachos mensuales de los últimos doce (12) meses anteriores al cálculo del factor Ca definido en el 2.2.1.1.2.2.3.96 del presente decreto. Esta disposición aplica para cada tipo de combustible líquido derivado del petróleo manejado en cada planta de abastecimiento.
PARÁGRAFO
.
Para el cumplimiento de la capacidad mínima de almacenamiento exigida, se tendrá en cuenta la capacidad nominal de cada uno de los tanques que el distribuidor mayorista posea en su planta de abastecimiento, así como la capacidad de su propiedad o que pueda arrendar de otras plantas de abastecimiento siempre y cuando estas cumplan la totalidad de los siguientes requisitos: i) que esté en capacidad de arrendar, recibirle y entregarle el combustible, ii) que esté conectado al sistema de transporte por poliductos y iii) que se encuentre ubicado en la misma región geográfica de conformidad con la establecida en el parágrafo 2 del presente artículo
PARÁGRAFO
.
Para efectos de lo señalado en el parágrafo anterior se establecen las siguientes regiones geográficas:
Región Norte. Atención a los centros de consumo localizados en Cartagena, Barranquilla, Santa Marta, resto de la Costa Norte y sus respectivas áreas de influencia.
Región Oriental. Atención a los centros de consumo localizados en Bucaramanga, Cúcuta, resto de los Santanderes, Sur del Cesar, Sur de Bolívar y sus respectivas áreas de influencia.
Región Central. Atención a los centros de consumo localizados en Bogotá y su respectiva área de influencia.
Región Centro-Occidente. Atención a los centros de consumo localizados en Medellín y su respectiva área de influencia.
Región Sur-Occidental. Atención a los centros de consumo localizados en Manizales, Pereira, Cartago, Buga, Cali y sus respectivas áreas de influencia.
Región Centro-Sur. Atención a los centros de consumo localizados en Ibagué, Neiva y sus respectivas áreas de influencia.
PARÁGRAFO
.
El distribuidor mayorista que tenga una capacidad de almacenamiento inferior a la prevista en este artículo, deberá completarla en un plazo de doce (12) meses, contados a partir de la expedición del presente decreto.
Una vez vencido este plazo se procederá conforme a lo establecido en el parágrafo 3 del artículo siguiente.
(Decreto 4299 de 2005 art. 26; inciso primero y parágrafo primero modificados por el Decreto 1717 de 2008, art. 21)
2.1.1.2.2.3.95, seguirá vigente hasta tanto el Ministerio de Minas y Energía o la entidad delegada, expida la regulación de que trata el presente artículo.
PARÁGRAFO
TRANSITORIO 2
. Hasta tanto el Ministerio de Minas y Energía o la entidad delegada expida la regulación de que trata el presente artículo, el mismo Ministerio de Minas y Energía podrá señalar una regulación transitoria
(Adicionado por el Art.
3
del Decreto 1281 de 2020)
2.1.1.2.2.3.93
. Autorización del Ministerio de Minas y Energía para el Gran Consumidor con instalación fija y el Gran Consumidor Temporal con Instalación.
El Gran Consumidor con instalación fija y el Gran Consumidor Temporal con Instalación, requerirán autorización de la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía para recibir, almacenar y consumir los referidos combustibles, para lo cual deberán allegar los siguientes documentos:
1. Certificado de existencia y representación legal para personas jurídicas o registro mercantil para personas naturales, en el caso que aplique, expedidos por la Cámara de Comercio, con fecha no superior a tres (3) meses. En el caso de entidades públicas se deberá anexar el respectivo acto administrativo de constitución o el acto que rige el desarrollo de su objeto.
2. Certificación firmada por el interesado persona natural o por el representante legal cuando se trate de personas jurídica o entidad pública, a través de la cual se certifique la necesidad del combustible para el desarrollo de su actividad, así como la indicación de la infraestructura para el recibo y almacenamiento del combustible, la relación mes a mes de los consumos del último año contados a partir de la fecha de la presentación de la solicitud, detallando el tipo de combustible, volumen y uso del mismo.
3. Póliza de seguro de responsabilidad civil extracontractual en los términos establecidos en el presente decreto, en la cual debe aparecer expresamente determinada y ubicada la instalación sobre la cual versa la autorización en trámite, acompañada del clausulado general con sus correspondientes anexos, así como copia del recibo de pago de prima de la póliza, en los montos establecidos.
4. El gran consumidor con instalación fija deberá presentar el certificado de conformidad expedido por un organismo de certificación acreditado, sobre el cumplimiento de los requisitos contemplados en el reglamento técnico respectivo expedido por la autoridad competente.
5. El gran consumidor temporal con instalación deberá presentar el documento correspondiente que certifique la ejecución de obras de infraestructura, servicios petroleros, exploración, explotación petrolera y minera y actividades agroindustriales.
PARÁGRAFO
.
El Ministerio de Minas y Energía revisará la documentación presentada, dentro del plazo de treinta (30) días, contados desde la fecha de radicación. En caso de que dicha autoridad formule observaciones el interesado contará con un lapso hasta de quince (15) días para aclarar o adicionar la información.
Presentadas las aclaraciones correspondientes por parte del interesado, el Ministerio de Minas y Energía, mediante resolución, expedirá la autorización correspondiente, dentro de los mismos términos antes señalados.
PARÁGRAFO
.
El gran consumidor que para el desarrollo de su actividad requiera el consumo de combustibles por un tiempo limitado mayor a un (1) año, tendrá que solicitar la autorización como gran consumidor c
2.1.1.2.2.3.93 del presente decreto. Para el efecto deberán suscribir los respectivos contratos.
9. Mantener a disposición de las autoridades competentes copia de la guía única de transporte correspondiente a cada uno de los productos recibidos.
10 Abstenerse de realizar prácticas comerciales restrictivas o aquellas consideradas como competencia desleal, según lo previsto en las Leyes 155 de 1959, 256 de 1996, el Decreto 2153 de 1992 y demás normas concordantes.
11. Cumplir con las normas establecidas sobre protección y preservación del medio ambiente.
(Decreto 4299 de 2005 art. 25 numeral 5 derogado por el Decreto 1333 de 2007, art. 4 "; numeral 6 y 9 modificados por el Decreto 1717 de 2008, art. 20)
OTRAS DISPOSICIONES INHERENTES A LA DISTRIBUCIÓN DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS DERIVADOS DEL PETRÓLEO.
2.1.1.6.126 del presente decreto, Ca será igual a uno (1). Una vez vencido dicho término, en el evento en que Ca sea mayor a uno (1), entonces Ca será igual a uno (1). Cuando Ca sea menor a uno (1) se aplicará el procedimiento establecido en el parágrafo 3 del presente artículo.
PARÁGRAFO
.
El Ministerio de Minas y Energía certificará al refinador o importador, según el caso, el valor del factor de almacenamiento (Ca) por producto, en cada una de las plantas de abastecimiento que posea el distribuidor mayorista. Dicho factor se revisará y certificará cada tres (3) meses.
PARÁGRAFO
.
El Distribuidor Mayorista que, vencido el plazo establecido en el parágrafo 3 del
2.1.1.6.126, no haya dado cumplimiento a la capacidad mínima de almacenamiento exigida en el artículo anterior, se sancionará con multa de conformidad con el
2.1.1.2.2.3.115., teniendo en cuenta la oferta nacional de alcohol carburante y/o biocombustibles para motores diésel.
PARÁGRAFO
.
El Ministerio de Minas y Energía, o quien haga sus veces, establecerá los lugares del territorio nacional y periodos durante los cuales estarán vigentes los porcentajes de biocombustibles para uso en motores diésel en las mezclas obligatorias.
(Decreto 4892 de 2011, art. 2)
2.1.1.2.2.3.115
. Autoridades regulatorias.
Los Ministerios de Minas y Energía, de Transporte, de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial y de Protección Social, dentro de sus competencias, regularán la producción, transporte, distribución y uso, así como las emisiones permitidas y demás controles ambientales y de salubridad pública, para el uso de los biocombustibles E-20, B-10 y B-20 en las fechas establecidas.
(Decreto 2629 de 2007, art. 3)
2.1.1.2.2.4.1
. Marcación de los combustibles.
Toda la gasolina motor y el ACPM que se almacene, maneje, transporte y distribuya en el territorio nacional deberán estar marcados.
(Decreto 1503 de 2002, art. 2)
2.1.1.2.2.4.1. del presente decreto.
(Decreto 1503 de 2002, art. 13)
2.1.1.2.2.6.7
. Alcance de la función de distribución de combustibles liquidas derivados del petróleo.
La función de distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo de que trata el
2.1.1.2.2.6.7. del presente Decreto.
(Decreto 386 de 2007, art. 9, modificado por la Ley 1430 de 2010, art. 9; modificado a su vez por la Ley 1607 de 2012, en. 176, parágrafo 2 derogado parcialmente por el decreto 1475 de 2014)
2.1.1.2.2.6.9
. Volúmenes a distribuir en las zonas de frontera.
El Ministerio de Minas y Energía - Dirección de Hidrocarburos, establecerá los volúmenes máximos de combustibles líquidos derivados del petróleo, para la distribución en cada municipio de la respectiva zona de frontera.
Los volúmenes máximos de que trata este artículo se establecerán en cuotas mensuales, teniendo en cuenta los indicadores nacionales per cápita de consumo de combustibles aplicados a cada municipio de zona de frontera, los cuales serán ajustados por el consumo de gas natural vehicular en caso de que no existiera el mismo en cada una de las respectivas zonas de frontera; igualmente, se ajustará teniendo en cuenta el flujo vehicular interurbano asociado al municipio fronterizo.
El Ministerio de Minas y Energía - Dirección de Hidrocarburos establecerá, dentro de cada municipio de Zona de Frontera, el volumen que corresponda para cada una de las estaciones de servicio que se encuentren ubicadas en dichos municipios, de acuerdo con las compras y la capacidad instalada. Para el efecto, se tomará una ponderación del ochenta por ciento (80%) para la primera variable y una ponderación del veinte por ciento (20%) para la segunda. En acto administrativo de carácter general, la referida Unidad señalará la metodología respectiva de establecimiento y los periodos que se tendrán en cuenta para llevar cabo la respectiva asignación. Dicha metodología deberá ser aprobada previamente por el Ministerio de Minas y Energía -Dirección de Hidrocarburos.
Los volúmenes mensuales establecidos corresponden al periodo comprendido entre el primer y el último día del respectivo mes calendario. Si por razones derivadas de la firmeza de los actos administrativos de reasignación de volúmenes máximos o de la operatividad de los contratos o cesiones con el Ministerio de Minas y Energía, una estación de servicio empieza a distribuir combustibles un día diferente al primero de mes, el volumen asignado se dividirá entre los días calendario del mes y la estación de servicio podrá adquirir del mayorista o tercero la proporción correspondiente a los días restantes del mes.
Así mismo, el Ministerio de Minas y Energía - Dirección de Hidrocarburos asignará los volúmenes máximos para los grandes consumidores, fijando a través de actos administrativos de carácter general, la metodología, los plazos, las variables, los procedimientos a seguir, los parámetros y la información que deben presentar los referidos agentes, sin perjuicio de las responsabilidades y obligaciones previstas para ellos en el presente decreto.
Una vez se expida la resolución mediante la cual se establezcan los volúmenes máximos de combustibles líquidos derivados del petróleo el Ministerio de Minas y Energía notificará a los interesados, pero no tendrá ninguna aplicación hasta cuando dicho acto administrativo quede ejecutoriado, para cuyo efecto el Ministerio enviará la información correspondiente.
El Ministerio de Minas y Energía, a
2.1.1.2.2.6.9., permanecerán vigentes hasta el primer trimestre del año 2013, año en el cual y en adelante se aplicará el procedimiento señalado en el
2.1.1.2.2.6.10
. Certificación de estaciones de servicio y asignación de volúmenes máximos.
Los volúmenes asignados por el Ministerio de Minas y Energía, tendrán una vigencia de dos (2) años y serán fijados durante el primer trimestre del primer año del respectivo período.
Para la asignación de los volúmenes máximos, las estaciones de servicio ubicadas en los diferentes municipios fronterizos deberán entregar al Ministerio de Minas y Energía-Dirección de Hidrocarburos, una certificación expedida con no más de cuatro (4) meses de antelación por el organismo de certificación acreditado o aquel organismo que determine la Superintendencia de Industria y Comercio o quien haga sus veces, en la que conste que cuenta con el certificado de conformidad de que trata el numeral 80 del
2.1.1.2.2.6.10 o en las normas que lo modifiquen o sustituyan.
(Decreto 2776 de 2010, art. 3)
2.1.1.2.2.6.10, las certificaciones emitidas por las autoridades competentes, las cuales deberán ser renovadas cada año, so pena de perder el beneficio.
PARÁGRAFO
.
Si en la actualidad existen estaciones de servicio con volúmenes máximos asignados y pertenecientes a empresas vinculadas a Sistemas de Transporte Masivo y/o a Sistemas Estratégicos de Transporte Público, estas no podrán ser objeto de doble beneficio y el Ministerio tendrá en cuenta dicha condición al momento de asignar los volúmenes máximos.
(Decreto 2776 de 2010, art. 10)
SUBSECCIÓN 2.7.
(
Subsección ADICIONADA por el Art. 1 del Decreto 1648 de 2022
)
MEDIDAS PARA ATENCIÓN DE LAS EMERGENCIAS DE ABASTECIMIENTO DE HIDROCARBUROS Y COMBUSTIBLES LÍQUIDOS
2.1.1.2.2.6.11
. Reasignación de volúmenes máximos y sanciones.
En el evento en que una estación de servicio que haya sido objeto de asignación de un volumen máximo de combustibles líquidos derivados del petróleo pierda el derecho de continuar operando, bien sea por sanciones administrativas. penales y/o derivados del contrato o cesión con el Ministerio de Minas y Energía, o que no haya suscrito el respectivo contrato o cesión dentro de los 30 días hábiles a la expedición del señalado volumen máximo, el Ministerio con el fin de evitar desbalances en el abastecimiento de los municipios fronterizos reasignará dicho volumen entre las demás estaciones de servicio del referido municipio, sin que sea necesario esperar hasta la próxima asignación general, de conformidad con la metodología señalada en la normatividad vigente y el procedimiento que para el efecto expida la mencionada Unidad.
En el evento en que se presenten los casos de pérdidas de derechos de que trata el presente artículo, las autoridades respectivas informarán al Ministerio dentro de los dos (2) días siguientes a la ejecutoria del acto administrativo o a la expedición de la respectiva comunicación, sobre la determinación tomada en relación con el contrato o cesión, para que la Dirección de Hidrocarburos dentro de los cinco (5) días siguientes efectúe el proceso de reasignación.
La estación de servicio que pierda el derecho de continuar operando como consecuencia de la comisión de una conducta penal imputable a su propietario y/o administrador, esta no tendrá derecho a que se le conceda un volumen máximo por lo menos durante las dos (2) siguientes asignaciones generales.
En el caso en que la sanción impuesta en contra de la estación de servicio, tenga orígenes administrativos y/o derivados del contrato o cesión con el Ministerio., siempre que no involucre actividades ilícitas, el propietario de la estación podrá, luego de haber transcurrido una (1) asignación general y previo el estudio y la aprobación por parte del Ministerio de Minas y Energía-Dirección de Hidrocarburos, de acuerdo con las condiciones generales señaladas en el presente Decreto, solicitar nuevamente la asignación de un volumen máximo.
El Ministerio de Minas y Energía, deberá manejar y administrar en forma coordinada la información relacionada con la distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo en zonas de frontera, con el fin de agilizar el proceso de captura de los datos relacionados con este tema.
PARÁGRAFO
.
El retiro del certificado de conformidad por parte de un organismo de certificación dará lugar a la cancelación del cupo asignado, bien sea a las estaciones de servicio o a los grandes consumidores. En este sentido el organismo certificador deberá enviar una comunicación al Ministerio de Minas y Energía- Dirección de Hidrocarburos explicando las razones de dicha decisión, respaldándolas con un informe documentado con base en el cual la Dirección de Hidrocarburos realizará la cancelació
2.1.1.2.2.6.11 del presente Decreto, siempre y cuando obtengan el certificado de conformidad y hasta tanto se realice la nueva asignación general. Lo anterior, bajo la metodología general establecida en las normas vigentes y de ser el caso por encima del tope señalado para el respectivo municipio en el cual se encuentren las diferentes estaciones.
(Decreto 2776 de 2010, art 4)
2.1.2.2.2
. Establecimiento de cupos de consumo.
La Unidad de Planeación Minero Energética, UPME o quien haga sus veces, establecerá el cupo de consumo de diésel marino por nave de bandera colombiana utilizada en las actividades de pesca y/o cabotaje, incluidos los remolcadores en las costas colombianas y el cupo de consumo de ACPM utilizado en las actividades marítimas desarrolladas por la Armada Nacional, propias del cuerpo de guardacostas y para cada empresa dedicada a la acuicultura, los cuales estarán exentos del impuesto nacional al ACPM y la sobretasa.
Para efectos del establecimiento de los cupos de las empresas acuicultoras, estas deberán elevar a la UPME o quien haga sus veces una solicitud motivada, acompañada de la siguiente información:
1. Permiso de cultivo vigente expedido por la autoridad competente, de conformidad con lo dispuesto en el Decreto Reglamentario Único del Sector Agropecuario, Pesquero y de Desarrollo Rural, en la sección relativa al permiso de cultivo o las normas que lo modifiquen, adicionen o deroguen.
2. Indicación del número de galones de combustibles que solicitan como cupo.
3. Certificación del distribuidor mayorista sobre el número de galones de combustibles consumidos en el año inmediatamente anterior.
4. Certificación expedida por el Ministerio de Agricultura y Desarrollo Rural o la Entidad que este designe, en donde se señale que el referido cultivo corresponde a la acuicultura en los términos de este Decreto.
5. Extensión del cultivo de que trate, medido en hectáreas o metros cuadrados de espejo de agua.
6. Indicación de la especie hidrobiológica cultivada y de la producción obtenida en el año inmediatamente anterior, expresada en kilos o toneladas y su proyección para el siguiente o de la expectativa de producción para las empresas, según sea el caso.
7. Inventario de los motores que utilizarán el combustible y el uso de los mismos según sea para generar energía, bombear agua o cualquier otro propósito propio de la actividad de acuicultura de que se trate.
8. Descripción de las facilidades de almacenamiento de combustible con que cuente la empresa solicitante en las instalaciones acuícolas donde se proyecta el consumo.
9. Indicación del medio de transporte que se utilice para llevar el combustible a las fincas acuícolas y si este transporte es responsabilidad del solicitante o del proveedor.
10 Razón social del distribuidor mayorista que proveerá los combustibles.
11. Proyecto de incrementos de consumo durante el año.
También serán beneficiarios de los cupos de combustible de que trata esta sección, las naves de bandera extranjera que cuenten con permiso vigente de operación en aguas jurisdiccionales colombianas, se encuentren afiliados a una empresa nacional y que desembarquen producto en puertos colombianos.
Para el efecto las empresas deberán presentar ante la UPME o quien haga sus veces, la solicitud acompañada de la siguiente información:
1. Certificado de existencia y representación legal
2.1.2.2.2 del presente Decreto. Dicha información deberá conservarse a disposición de la DIAN para cuando lo estime pertinente.
PARÁGRAFO
.
Los distribuidores mayoristas de combustibles líquidos derivados del petróleo deberán informar a la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, dentro de los diez (10) primeros días hábiles siguientes a la terminación del mes, discriminado por cada beneficiario, la fecha y el volumen (en galones) de diésel marino vendido en actividades de pesca y cabotaje, so pena de hacerse acreedores a la imposición de las sanciones contempladas en la sección relativa a las sanciones del presente Título o la norma que lo modifique, aclare, adicione o derogue
(Decreto 1505 de 2002, art. 21, modificado por el Decreto 4335 de 2004, art. 5)
SECCIÓN 3.
PRESTACIÓN DE SERVICIOS Y LABORES PROPIAS DE LA INDUSTRIA.
2.1.2.2.5.
Sobretasa al ACPM.
Los responsables de declarar la sobretasa al ACPM deberán declarar tanto el combustible gravado como el combustible exento en los plazos establecidos en el artículo cuarto de la Ley 681 de 2001 y al momento de liquidar el impuesto sólo aplicarán la tarifa establecida en la Ley 488 de 1998 al volumen de combustible gravado. Para tal efecto la Dirección de Apoyo Fiscal del Ministerio de Hacienda y Crédito Público o quien haga sus veces ajustará los formularios existentes de declaración de sobretasa al ACPM de forma que permita discriminar el combustible gravado y exento enajenado en cada departamento.
PARÁGRAFO
.
Para efectos de comprobar que el diesel marino declarado como exento ha sido destinado a las actividades de pesca y/o cabotaje de que trata este Decreto, el responsable de declarar y pagar la sobretasa al ACPM deberá solicitar los siguientes documentos al consumidor final, al momento de la venta y conservarlos como soporte de la respectiva factura:
1. Si se trata de una nave de pesca fotocopia de la patente vigente de pesca expedida por el Instituto de Pesca y Acuicultura, INPA o quien haga sus veces.
2. Si se trata de una nave de cabotaje fotocopia del Permiso de operación para rutas de cabotaje, expedido por la Dirección General Marítima del Ministerio de Defensa Nacional.
3. Fotocopia del zarpe expedido por la Capitanía de Puerto.
4. Fotocopia del certificado de la fecha y volumen del último desembarque de productos pesqueros, expedido por la planta procesadora debidamente autorizada por el INPA o quien haga sus veces.
5. Original del "Certificado de cupo de exención" expedido por la Capitanía de Puerto en donde conste la disponibilidad de cupo de consumo de combustible exento, y el volumen de galones exentos a despachar.
PARÁGRAFO
.
Para efectos de comprobar que el ACPM declarado como exento ha sido destinado a las actividades marítimas desarrolladas por la Armada Nacional el responsable de declarar y pagar la sobretasa al ACPM deberá mostrar el convenio o contrato celebrado con dicha institución, en el cual el mayorista se compromete a abastecer a esa entidad del combustible necesario para desarrollar las actividades propias del cuerpo de guardacostas. En todo caso el volumen de combustible exento despachado a la Armada Nacional deberá estar dentro del cupo de consumo fijado para esta entidad por la UPME.
PARÁGRAFO
.
Para efectos de comprobar que los combustibles declarados como exentos han sido destinados a las actividades de acuicultura de que trata este Decreto, el responsable de declarar la sobretasa a los combustibles deberá solicitar los siguientes documentos a la empresa acuicultora al momento de la venta y conservarlos como soporte de la venta respectiva, junto con la factura:
1. Permiso de cultivo, vigente a la fecha de entrega del combustible.
2. Declaración expresa de la empresa acuicultora en el sentido de que destinará el combustible única y exclusivamente a sus actividades de pesc
2.1.2.2.5. de este Decreto, que comprueban el derecho a la exención.
Para efectos de aplicar el precio correspondiente a los combustibles exentos de impuesto global con destino a las actividades de las empresas acuicultoras, los distribuidores mayoristas que efectúen dichas ventas deberán solicitar al respectivo cliente beneficiario de la exención copia de la resolución de la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, que la concedió y los documentos a que hace referencia el parágrafo 3 del
2.1.2.2.5. del presente Decreto. Asimismo, para efectos de aplicar la exención en el precio del combustible, el distribuidor mayorista deberá verificar que la empresa acuicultora haya dado cumplimiento al consumo de cupo mensual, acumulable trimestralmente, según la Resolución emitida por la UPME. Si la empresa acuicultora no ha realizado los consumos al finalizar el trimestre, perderá el derecho al excedente del cupo por dicho trimestre
(Decreto 1505 de 2002, art. 15, modificado por el Decreto 4335 de 2004, art. 4)
2.1.2.3.2.
Empresas prestadoras de servicios inherentes al sector Hidrocarburos.
Para los efectos relacionados con el
2.1.2.3.2 de este Decreto, la cual deberá reflejarse en el objeto social respectivo.
(Decreto 2058 de 1991, art. 3)
2.2.1.4
. Definiciones.
Para la adecuada interpretación de las expresiones empleadas en Decreto se tendrán en cuenta las definiciones de la Ley 142 de 1994 las de las normas expedidas por la y el MME; y las que se presentan a continuación:
(Decreto 2100 de 2011, art 2)
Acuerdo Operativo:
Decisiones los aspectos técnicos del SNT, tendientes a lograr una operación segura, económica y confiable.
(Decreto 2100 de 2011, art 2)
Agentes:
Son los productores de gas, los Agentes Operacionales, los Agentes Exportadores, los Agentes Importadores, los propietarios y/o transportadores en las Interconexiones Internacionales de Gas, los propietarios y/u operadores de la Infraestructura de Regasificación.
(Decreto 2100 de 2011, art 2)
Agente Exportador de Gas:
Persona jurídica que exporta gas.
(Decreto 2100 de 2011, art 2)
Agente Importador de Gas: Persona jurídica que importa gas
. Cuando el Agente Importador vende gas importado para la atención del servicio público domiciliario de gas combustible, es un comercializador de gas importado
(Mod art
1
del Decreto
1467
de 2024)
(Decreto 2100 de 2011, art 2)
Agentes Operacionales:
Personas naturales o jurídicas entre las cuales se dan las relaciones técnicas y/o comerciales de compra, venta, suministro y/o transporte de gas natural, comenzando desde la producción y pasando por los sistemas de transporte hasta alcanzar el punto de salida de un usuario. Son agentes los productores-comercializadores, los comercializadores, los distribuidores, los transportadores, los usuarios no regulados y los almacenadores independientes. Para los efectos de Decreto el Comercializador de GNCV es un Agente Operacional.
(Decreto 2100 2011, art 2)
Área de influencia.
El área de influencia es aquella que ejerce un Sistema Troncal perteneciente al Sistema Nacional de Transporte de Gas Natural, respecto de un grupo de empresas y usuarios del Gas conectados, directa o indirectamente, a este sistema troncal.
(Decreto 2225 de 2000, art 1)
Campos Menores:
Campos productores de hidrocarburos cuyo PP es igual o inferior a 30 MPCD.
(Decreto 2100 de 2011, art 2)
Cantidades Importadas Disponibles para la Venta - CIDV
: Cantidades diarias promedio mensual de gas natural, medidas en GBTUD, que un Comercializador de gas importado estima tendrá disponibles para la venta para consumo intemo, en un período determinado, a través de contratos de suministro. Estas cantidades deberán contar con respaldo físico mediante interconexiones internacionales y/o infraestructuras de regasificación.
(Mod art
1
del Decreto
1467
de 2024)
(Decreto 2100 de 2011, art 2)
Cofinanciación:
Aporte de recursos del Fondo Especial Cuota de Fomento con el objeto de completar los recursos necesarios para la ejecución total de proyectos elegibles dirigidos al desarrollo de la infraestructura para el uso del gas natural, en los términos del
2.2.1.4
del presente decreto.
En segundo lugar, será atendida la demanda no esencial que cuente con contratos vigentes con garantía de suministro sin interrupciones establecidos en la regulación aplicable, en cualquiera de sus modalidades.
El volumen será asignado por los productores comercializadores, los comercializadores y 10.2 transportadores conforme a las condiciones de suministro pactadas contractualmente. En caso de empate deberá dársele le prioridad más alta de abastecimiento al usuario con el más alto costo de racionamiento y así sucesivamente.
En tercer lugar se atenderán las exportaciones pactadas en firme.
Cuando se deban suspender compromisos en firme de exportaciones, se aplicará lo establecido en el
2.2.2.1 del presente Decreto, la Demanda de Gas Natural Eléctrica y los volúmenes considerados en los numerales 1 y 2 de los artículos 2.2.2.2.2 y 2.2.2.2.3 de este Decreto.
(Decreto 880 de 2007, art 1)
Demanda Esencial:
Corresponde a i) la demanda de gas natural para la operación de las estaciones de compresión del SNT, ii) la demanda de gas natural de usuarios residenciales y pequeños usuarios comerciales inmersos en la red de distribución, iii) la demanda de GNCV, y iv) la demanda de gas natural de las refinerías, excluyendo aquella con destino a autogeneración de energía eléctrica que pueda ser reemplazada con energía del sistema interconectado nacional.
(Decreto 2345 de 2015, art. 2)
Demanda total del país.
Corresponde al consumo de Gas Natural medido como promedio anual en el año inmediatamente anterior en Millones de pies cúbicos diarios correspondiente a un distribuidor, un almacenador, un usuario no regulado o un usuario regulado (no localizado en áreas de servicio exclusivo) atendido a través de un comercializador. Dicho consumo será actualizado y divulgado anualmente por la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, a más tardar el 1 de marzo de cada año.
(Decreto 2225 de 2000, art 1)
Distribuidor de Gas Natural:
Es la empresa de servicios públicos que desarrolla la actividad de distribución de gas natural.
(Decreto 3429 de 2003, art 1)
Estudios de Preinversíón (sic):
Son el conjunto de análisis y estudios necesarios para evaluar, desde el punto de vista técnico y económico, la viabilidad de emprender un proyecto de infraestructura en los municipios y el sector rural dentro del área de influencia de los gasoductos troncales.
(Decreto 3531 de 2002 Art 1)
Evaluador.
Es la Unidad de Planeación Minero-Energética, UPME.
(Decreto 3531 de 2004 Art 1)
Fondo Especial Cuota de Fomento:
Es el Fondo Cuenta Especial creado por el
2.2.2.1.
Prioridad en el abastecimiento de gas natural.
Cuando se presenten insalvables restricciones en la oferta de gas natural o situaciones de grave emergencia, no transitorias, originadas en la infraestructura de suministro, de transporte o de regasificación, que impidan la prestación continúa de! servicio, los productores come,cializadores, los agentes importadores, los comercializadores, los transportadores atenderán a la demanda en el siguiente orden de prioridad.
En primer lugar, será atendida la demanda esencial en e; orden establecido por el
2.2.2.1. del presente Decreto, fíjese el siguiente orden de atención entre los Agentes que tengan el mismo nivel de prioridad cuando pudiera presentarse una Condición Crítica en el Mercado Mayorista de Electricidad simultáneamente con una Insalvable Restricción en la Oferta de Gas Natural o Situación de Grave Emergencia, No Transitoria.
1. En primer lugar, tendrá prioridad de atención la demanda de los usuarios residenciales y pequeños usuarios comerciales inmersos en la red de distribución, declarada por los Distribuidores-Comercializadores y los Comercializadores al Ministerio de Minas y Energía.
2. En segundo lugar, tendrá prioridad de atención la demanda de gas natural para la operación de las estaciones compresoras del Sistema Nacional de Transporte, declarada por los Transportadores al Ministerio de Minas y Energía.
3. En tercer lugar, tendrá prioridad de atención la Demanda de Gas Natural Eléctrica. De conformidad con la información del Centro Nacional de Despacho, CND, los Productores-Comercializadores y/o Transportadores de gas natural asignarán, entre los Agentes que participan en la Demanda de Gas Natural Eléctrica, el volumen de gas y/o la capacidad de transporte para las plantas termoeléctricas que estando en el despacho económico eléctrico se requieran, en su orden, por razones de seguridad, calidad o confiabilidad del Sistema Interconectado Nacional. Para este efecto, y en concordancia con lo establecido en el
2.2.2.1 del presente Decreto, teniendo en cuenta los efectos sobre la población, las necesidades de generación eléctrica, los contratos debidamente perfeccionados, así como todos aquellos criterios que permitan una solución equilibrada de las necesidades de consumo en la región o regiones afectadas.
PARÁGRAFO
.
El Ministro de Minas y Energía declarará el inicio y el cese del Racionamiento Programado de Gas Natural, mediante acto administrativo.
(Decreto 880 de 2007, art. 5; modificado por el Decreto 4500 del 2009, art. 1)
2.2.2.21 de este Decreto.
(Decreto 2100 de 2011, art 2)
Producción de gas del país.
Se refiere al volumen total de Gas Natural expresado en Mpc que se haya producido en el respectivo año en los campos de Gas Natural en explotación y operación ubicados en el territorio nacional y que se encontraba dentro de las especificaciones exigidas para su comercialización a través del Sistema Nacional de Transporte. Dicha producción será actualizada y divulgada anualmente por la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, a más tardar el 1 de marzo de cada año.
(Decreto 2225 de 2000, art 1)
Producción Total Disponible para la Venta - PTDV:
Totalidad de las cantidades diarias promedio mes de gas natural, medidas en GBTUD, que un productor o productor comercializador estima que tendrá disponibles para la venta bajo cualquier modalidad, en un periodo determinado, a través de contratos de suministro en cada campo o en un punto de entrada al SNT. Este pronóstico considera el desarrollo de las Reservas de Gas Natural, la información técnica de los yacimientos del campo de producción a la tasa máxima de recobro y está basado en la capacidad nominal de las instalaciones de producción existentes y proyectadas.
(Decreto 2100 de 2011, art 2)
Productor de Gas Natural:
Es quien extrae o produce gas natural conforme con la legislación vigente. Cuando el Productor vende gas a un agente diferente del asociado es un Comercializador.
(Decreto 3429 de 2003, art 1)
Protocolo Operativo:
Plan escrito y detallado que establece objetivos, guías y procedimientos de carácter técnico para el desarrollo de un proceso operativo específico, de acuerdo con las mejores prácticas generalmente aceptadas a nivel nacional e internacional.
(Decreto 2100 de 2011, art 2)
Proyecto Aprobado:
Es aquel proyecto elegible que tiene la aprobación para ser cofinanciado con recursos del Fondo Especial Cuota de Fomento.
(Decreto 3531 de 2004, art 1)
Proyecto Elegible:
Es un proyecto de infraestructura que cumple con los requisitos establecidos en el
2.2.2.21.de este Decreto y que se destinen para la atención de la demanda de gas natural para las refinerías tendrán el tratamiento de contratadas para los efectos de este artículo.
PARÁGRAFO
.
Cuando se presenten Insalvables Restricciones en la Oferta de Gas Natural o Situaciones de Grave Emergencia Transitorias y No Transitorias o Racionamiento Programado de gas natural de que tratan los artículos 2.2.2.2.1. a 2.2.2.2.15. del presente Decreto y los Agentes que atiendan la Demanda Esencial no cuenten con los contratos Firmes o que Garanticen Firmeza asumirán directamente tos costos en que incurran los Agentes que por ello resulten afectados. Lo anterior, sin perjuicio de las acciones administrativas y sanciones que puedan derivarse de este incumplimiento.
PARÁGRAFO
.
La CREG, siguiendo los lineamientos establecidos en el
2.2.2.21
. Declaración de producción.
Los productores y los productores-comercializadores de gas natural declararán al MME o a quien este determine y con base en toda la información disponible al momento de calcularla:
(i)
la PTDV;
(ii)
la PC debidamente discriminada conforme a lo indicado en los artículos 2.2.2.1.4. y 2.2.2.2.21. del presente Decreto. Así mismo, el productor que sea el operador del campo declarará:
(i)
el PP de cada campo, y
(ii)
el porcentaje de participación de los productores y el Estado en la producción de hidrocarburos de dicho campo o de aquellos de explotación integrada.
Tal declaración deberá presentarse desagregada mensualmente, a más tardar, el 31 de marzo de cada año o cuando así lo determine el MME para un período de diez (10) años contados a partir de la fecha en el cual se elabora.
En el caso de que un productor no cuente con PTDV, así deberá declararlo, motivando y documentando suficientemente esta condición.
El productor-comercializador o comercializador que, de conformidad con lo señalado del
2.2.5.12 de este Decreto.
(Decreto 3531 de 2004, art 1)
Proyectos de Infraestructura Cofinanciables:
Son proyectos para la construcción, incluido el suministro de materiales y equipos, y puesta en operación de:
i) Gasoductos ramales y/o Sistemas Regionales de Transporte de gas natural;
ii) Sistemas de Distribución de gas natural en municipios que no pertenezcan a un Área de Servicio Exclusivo de Distribución gas natural, y
iii) Conexiones de Usuarios de Menores Ingresos.
(Decreto 3531 de 2004, art 1)
Racionamiento Programado de Gas Natural:
Situación de déficit cuya duración sea indeterminable, originada en una limitación técnica identificada, incluyendo la falta de recursos energéticos o una catástrofe natural, que implica que el suministro o transporte de gas natural es insuficiente para atender la demanda.
(Decreto 880 de 2007, art 1)
Red Física:
Es el conjunto de redes o tuberías para gas combustible, que conforman el sistema de suministro del servicio público cualquiera que sea el diámetro de la tubería o dueto.
Para edificios de propiedad horizontal o condominios, la red física llega hasta el registro de corte general cuando lo hubiere.
No habrá lugar al pago de contribución de solidaridad ni al otorgamiento de subsidios, cuando el gas combustible se distribuya a través de cilindros o de tanques estacionarios.
(Decreto 847 de 2001, art. 1)
Es la persona natural o jurídica con la cual un Transportador ha celebrado un Contrato para prestar el Servicio de Transporte de Gas Natural. Puede ser alguno de los siguientes Agentes: un Productor-Comercializador, un Comercializador, un Distribuidor, un Almacenador, un Usuario No Regulado o un Usuario Regulado (no localizado en áreas de servicio exclusivo) atendido a través de un Comercializador.
(Decreto 3531 de 2004, art 1)
Reservas de Gas Natural:
Son las reservas probadas y probables certificadas por los productores de gas a la ANH.
(Decreto 2100 de 2011, art 2)
Respaldo Físico
. Garantía de que, al momento de ofrecer suministro para un período dado, un productor cuenta con Reservas de Gas Natural, o que un comercializador cuenta con contratos de suministro firme de gas natural, o que un transportador cuenta físicamente con la capacidad de transporte para asumir y cumplir compromisos contractuales Firmes o que garantizan firmeza, hasta el cese de las entregas.
Se entenderá que un comercializador de gas natural importado cuenta con Respaldo Físico, cuando al momento de ofrecer suministro para un período dado tiene un contrato que garantiza el acceso y derecho de uso a: (i) la capacidad de las interconexiones internacionales y/o (ii) la capacidad de las infraestructuras de regasificación.
(Mod art
1
del Decreto
1467
de 2024)
(Decreto 2100 de 2011, art 2)
Sistema Nacional de Transporte de Gas Natural - SNT:
Conjunto de gasoductos localizados en el territorio nacional, excluyendo conexiones y gasoductos dedicados, que vinculan los centros de producción de gas del país con las puertas de ciuda
2.2.5.12. de este Decreto.
PARÁGRAFO
.
En la formulación de los proyectos de infraestructura que se presenten a consideración de la Unidad de Planeación Minero-Energética, UPME, el solicitante deberá tener en cuenta la metodología de presentación de proyectos definida por el Departamento Nacional de Planeación.
PARÁGRAFO
.
Cuando el Solicitante sea un Grupo de Usuarios de Menores Ingresos, la solicitud deberá presentarse por intermedio de la empresa prestadora del servicio de distribución de gas natural por redes que, en caso de realizarse el proyecto, le prestaría el servicio
PARÁGRAFO
.
No se cofinanciarán con recursos del Fondo Especial Cuota de Fomento de Gas Natural:
a) Estudios de Preinversión, salvo aquellos de que trata el Parágrafo 2 del
2.2.5.12
. Requisitos de Elegibilidad de Proyectos de Infraestructura.
Para ser elegibles, los proyectos de infraestructura deben cumplir con los siguientes requisitos:
a) Ser presentado por el Solicitante a la Unidad de Planeación Minero- Energética, UPME, de acuerdo con la metodología definida por el Departamento Nacional de Planeación para la presentación de proyectos;
b) Contar con Estudios de Preinversión que soporten su viabilidad técnica y económica;
c) Cuando el Solicitante sea una Entidad Territorial, el proyecto de infraestructura debe contar con Estudios de Preinversión realizados directamente por la Entidad Territorial o por la Empresa de Servicios Públicos que avale el proyecto y se comprometa por escrito a prestar el servicio de transporte o de distribución de gas, según sea el caso;
d) Cuando se trate de Conexiones a Usuarios de Menores Ingresos el aval debe corresponder al de la empresa prestadora del servicio de distribución de gas natural por redes que le prestaría el servicio en caso de realizarse el proyecto;
e) Contar con un esquema cierto y definido de financiación total del mismo, identificando debidamente todas las fuentes de recursos;
f) El valor de la solicitud de cofinanciación no deberá exceder de 25.000 salarios mínimos legales mensuales vigentes, monto máximo a cofinanciar por el Fondo para cualquier proyecto de infraestructura; ni superar el 70% del valor total del proyecto a cofinanciar;
g) Contar con un esquema de interventoría para la correcta ejecución del proyecto.
PARÁGRAFO
.
El proyecto no será elegible a pesar de cumplir con los requisitos establecidos en este artículo si, en el proceso de evaluación, la UPME determina que el costo de prestación del servicio de distribución de gas natural por red al usuario final, calculado de acuerdo con las metodologías tarifarías vigentes establecidas por la CREG, en cada municipio en donde no se haya iniciado la prestación del servicio, es igual o superior al costo de prestación del servicio público domiciliario de Gas Licuado del Petróleo en cilindros portátiles al usuario final, calculado de acuerdo con las metodologías tarifarías vigentes establecidas por la CREG. Para efectos de comparación, en ambos casos, el costo de prestación del servicio se estimará en su equivalente de unidades de energía.
PARÁGRAFO
.
El monto máximo que se cofinanciará para cada conexión de usuarios residenciales de estratos 1 y 2 corresponderá, respectivamente, al 30 y 20% del Cargo por Conexión establecido por la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG.
(Decreto 3531 de 2004, art. 13)
2.2.2.38
de este decreto en cuanto a la remuneración del costc de oportunidad del gas natural de exportación objeto de interrupción. La Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, establecerá la metodología para determinar qué tipo de agentes operacionales deberán pagar el mencionado costo de oportunidad, así como la forma en la que deberá repartirse dicho costo entre ellos.
PARÁGRAFO 1.
La CREG determinará los protocolos operativos que considere necesarios con el fin de establecer la forma en que se realizará la entrega física del gas natural asignado conforme la prioridad señalada en este artículo. Igualmente, la CREG establecerá los mecanismos para remunerar los servicios de transporte de gas natural requeridos para abastecer la demanda teniendo en cuenta la prioridad definida en este artículo.
PARÁGRAFO 2.
El usuario al que se le asigne gas natural de un productor comercializador o de un comercializador de gas importado con el que no tenga contrato firme no podrá nominar una cantidad de gas superior a la que requiera. En caso de que tenga excedentes tras la asignación, no podrá ofrecerlos en el mercodo secundario. Lo mismo se predicará del servicio de transporte cuando se asigne a un remitente con el que un transportador no tiene contrato firme.
PARÁGRAFO 3.
La declaratoria del periodo de Insalvables Restricciones en la Oferta de Gas natural o Situaciones de Grave Emergencia No Transitorias, por la ocurrencia de un even:.c propio del ámbito de acción de un productor, transportador o comercializador, no lo exi;nirá del cumplimiento de sus obligaciones contractuales, salvo que dicho suceso obedezca a un evento de fuerza mayor, casc fortuito, causa extraña o a un evento eximente de respcnsabilidad conforme a lo dispuesto en la regulación vigente.
PARÁGRAFO 4.
El gas natural que se importe para soportar obligaciones de energía firme de plantas termoeléctricas estará excluido de la aplicación de este artículo, salvo que (i) el gas natural de las otras fuentes de suministro no permita cubrir totalmente la demanda de usuarios residenciales y pequeños usuarios comercialeo inmersos en la red de distribución; y siempre y cuando, (ii) no se ponga en riesgo el suministro de gas natural con destino a las generaciones de seguridad y al cumplimiento de las obligaciones de energía firme de las plantas que soportan dichas obligaciones con la mencionada fuente.
En este evento, la capacidad disponible en (i) las interconexiones internacionales y/o (ii) las infraestructuras de regasificación gas natural importado se destinarán prioritariamente a cubrir el faltante de los usuarios residenciales y pequeños usuarios comerciales inmersos en la red de distribución.
PARÁGRAFO 5.
El gas natural que se importe mediante contratos que garanticen firmeza para atender la demanda nacional, diferente a la refeñda en el parágrafo 4 de este precepto estará excluido de la aplicación de este artículo.
En e! evento en aue, de los contratos aquí señalados exista capac
2.2.2.38. de este Decreto.
PARÁGRAFO
.
Los Agentes Exportadores atenderán prioritariamente la demanda de gas natural para consumo interno cuando se presenten Insalvables Restricciones en la Oferta de Gas Natural o Situaciones de Grave Emergencia Transitorias y No Transitorias o Racionamiento Programado de gas natural de que tratan los artículos precedentes. Cuando para atender la demanda nacional de gas natural para consumo interno se deban suspender los compromisos de exportación con Respaldo Físico, las cantidades de gas objeto de interrupción se reconocerán al costo de oportunidad de que trata el
2.2.2.38
. Costo de oportunidad del gas natural de exportación objeto de interrupción.
Cuando para atender la demanda nacional de gas natural para consumo interno se deban suspender los compromisos en firme de exportación, a los productores y/o productores comercializadores se les reconocerá el costo de oportunidad del gas natural dejado de exportar. Las cantidades de gas natural de exportación que sean objeto de interrupción deberán ser adquiridas por los Agentes Operacionales que no hayan podido cumplir sus contratos de suministro y/o no cuenten con contratos Firmes o que Garantizan Firmeza y las requieran para la atención de su demanda. La anterior obligación no aplicará para los Agentes Operacionales que cuenten con contratos de suministro con firmeza condicionada a interrupción de exportaciones.
El costo de oportunidad del gas natural dejado de exportar será asumido por los Agentes Operacionales a quienes se les hayan suplido sus faltantes de suministro. El reconocimiento del costo de oportunidad de dicho gas será determinado por la CREG según metodología que incluya, entre otros: (i) el precio del gas natural que deja de percibir el productor y/o productor-comercializador por no vender su gas en el exterior; y (ii) las compensaciones que deba pagar el productor y/o productor-comercializador por no honrar su Contrato Firme de Exportación. La CREG adicionalmente, determinará el mecanismo mediante el cual se realizará el pago de este costo al Agente Exportador por parte de los Agentes Operacionales a quienes se les haya suplido sus faltantes de suministro y la forma en que dicho costo será asumido por el Agente.
(Decreto 2100 de 2011, art 27)
2.2.2.5. del presente Decreto, a los Agentes Termoeléctricos se les asignará, como máximo, el gas natural requerido para atender el despacho económico eléctrico.
3.2.2 Se asignará, entre los Agentes que participan en la Demanda de Gas Natural Remanente, el volumen de gas y/o la capacidad de transporte, a prorrata entre las nominaciones correspondientes.
(Decreto 880 de 2007, art 3)
2.2.2.5 del presente Decreto, a los Agentes Termoeléctricos se les asignará como máximo el gas natural requerido para atender el despacho económico eléctrico.
4. En cuarto lugar, tendrá prioridad de atención la demanda de gas natural de los usuarios industriales en el volumen que se requiera como materia prima para sus procesos productivos, declarado por éstos al Ministerio de Minas y Energía.
5. En quinto lugar, tendrá prioridad de atención la demanda de gas natural de los comercializadores de GNCV, declarada por éstos al Ministerio de Minas y Energía.
6. En sexto lugar, tendrá prioridad de atención la demanda de gas natural de los usuarios industriales, en el volumen que se requiera como combustible, declarado por éstos al Ministerio de Minas y Energía.
7. En último lugar, tendrá prioridad de atención la demanda de gas natural de los Agentes Exportadores con destino a la exportación, en el volumen declarado por éstos al Ministerio de Minas y Energía.
PARÁGRAFO
.
Para la aplicación de lo previsto en este artículo, se entenderá que pudiera presentarse una Condición Crítica en el Mercado Mayorista de Electricidad cuando el Precio de Bolsa utilizado para determinar el Precio de Oferta de Exportación en las Transacciones Internacionales de Electricidad -TIE- correspondiente al último escalón de oferta es superior al Precio de Escasez.
PARÁGRAFO
.
El Centro Nacional de Despacho, CND, determinará cuándo se pudiera presentar una Condición Crítica en el Mercado Mayorista de Electricidad e informará inmediatamente de este evento a los Productores-Comercializado res y/o Transportadores de gas natural.
PARÁGRAFO
.
Cuando la posible Condición Crítica en el Mercado Mayorista de Electricidad coincida con una Insalvable Restricción en la Oferta de Gas Natural o Situación de Grave Emergencia, No Transitoria, que implique un déficit de gas de los campos de Guajira y dicho evento tenga una duración superior a cinco (5) días consecutivos, se modificará el orden de atención previsto en este Artículo para incluir, en tercer lugar de prioridad, el volumen mínimo operativo demandado por la refinería de Barrancabermeja con cargo a esta fuente de suministro, que corresponde a 28 MPCD.
(Decreto 880 de 2007, art 4)
2.2.2.5
. Nominaciones y renominaciones de suministro de gas y/o capacidad de transporte de cada Agente.
En orden a garantizar el cumplimento a lo establecido en este Decreto, a partir del 21 de marzo de 2007, las nominaciones y renominaciones de suministro de gas y/o capacidad de transporte de cada Agente deberán discriminarse entre eléctrica, no eléctrica y Mercado Secundario. Así mismo, las nominaciones de Mercado Secundario deberán identificar el Agente Reemplazante o Remitente Reemplazante, según el caso.
(Decreto 880 de 2007, art. 6)
2.2.2.11
. Medidas contractuales y operativas necesarias para atención de usuarios residenciales.
Los Distribuidores-Comercializadores que atiendan usuarios residenciales tomarán todas las medidas contractuales y operativas necesarias, para garantizar que cuando se presenten Insalvables Restricciones en la Oferta de Gas Natural o Situaciones de Grave Emergencia, No Transitorias, incluyendo las de Racionamiento Programado de Gas Natural, no se comprometa la seguridad de las personas, los inmuebles y las instalaciones de dichos usuarios.
(Decreto 880 de 2007, art. 12)
Medidas para mitigar los efectos sobre la población cuando se presenten Insalvables Restricciones en la Oferta de Gas Natural o Situaciones de Grave Emergencia.
Para mitigar los efectos sobre la población cuando se presenten Insalvables Restricciones en la Oferta de Gas Natural o Situaciones de Grave Emergencia, No Transitorias, incluyendo las de Racionamiento Programado de Gas Natural, los Productores-Comercializadores podrán ofrecer gas natural que no cumpla las especificaciones de calidad definidas por la Comisión de Regulación de Energía y Gas, siempre y cuando, no se comprometa la seguridad en la prestación del servicio público domiciliario.
(Decreto 880 de 2007, art 13)
2.2.2.11. de este Decreto, no se aplican a las actividades aquí señaladas.
PARÁGRAFO
.
La comercialización del gas importado con destino al servicio público domiciliario deberá someterse a las mismas disposiciones expedidas por la CREG para la actividad de comercialización del gas de producción nacional.
(Decreto 2100 de 2011, art. 22)
2.2.2.39 de este Decreto.
(Decreto 2100 de 2011, art. 4)
2.2.2.39
. Obligación de información de exportaciones y de importaciones de gas natural.
Una vez perfeccionados los contratos de exportación y de importación, los Agentes respectivos enviarán copia al MME para su información. Cada vez que los contratos de exportación y/o de importación sean modificados se informará al MME adjuntando los documentos que den cuenta de tal modificación. Respecto de la información a que se refiere este artículo, el MME guardará la debida reserva sobre aquellos datos que, atendida su naturaleza, la requieran en defensa de los legítimos intereses de las partes en dichos contratos.
(Decreto 2100 de 2011, art 28)
2.2.2.26. de este Decreto, definirá los mecanismos que permitan a los Agentes que atiendan a la Demanda Esencial tener acceso a los contratos de suministro y/o transporte de gas natural a que se refiere este artículo.
PARÁGRAFO
.
Sin perjuicio de lo previsto en la Resolución CREG 100 de 2003 o aquella que la modifique o sustituya, la CREG definirá la metodología para determinar los costos a los que se refiere este artículo, los Agentes beneficiados y los mecanismos y procedimientos de pago.
(Decreto 2100 de 2011, art 5)
2.2.2.26.
Condiciones mínimas de los contratos de suministro y de transporte.
Con el fin de propender por el equilibrio de las relaciones contractuales entre los Agentes Operacionales, la CREG establecerá los requisitos mínimos para cada una de las modalidades de contratos previstos en la regulación.
PARÁGRAFO
.
Los contratos de suministro y/o transporte que a 15 de junio de 2011 se encuentren en ejecución no serán modificados por efectos de esta disposición, pero en el evento de que se prorrogue su vigencia, dicha prórroga deberá sujetarse a las condiciones mínimas que establezca la CREG.
(Decreto 2100 de 2011, art 14)
2.2.2.18
. Vigencia contractual.
Los contratos u operaciones de cualquier naturaleza a los que se refiere el artículo anterior y que se encontraban vigentes al 22 de julio de 2014, se seguirán ejecutando en los términos inicialmente acordados, pero en el evento de que se prorrogue su vigencia, dicha prórroga deberá sujetarse a lo previsto en este Decreto.
(Decreto 1372 de 2014 en. 2)
2.2.2.18. del presente Decreto, comercialice el Gas Natural de Propiedad del Estado proveniente de Regalías y/o de las Participaciones de la ANH deberá declararlo en los términos del presente artículo.
PARÁGRAFO 1
.
Toda la información declarada al Ministerio de Minas y Energía o a quien éste determine conforme a lo previsto en el presente Decreto, será analizada, ajustada, consolidada y publicada por la citada Entidad mediante acto administrativo, dentro de los quince (15) días siguientes a la fecha máxima de recibo de la misma y solo podrá ser modificada cuando las circunstancias así lo ameriten. El Ministerio de Minas y Energía o a quien corresponda, verificará que la PP sea equivalente a la suma de: (i) PTDV de cada productor de gas de dicho campo; (ii) la PC de cada productor de gas de dicho campo; y (iii) las cantidades de Gas Natural de Propiedad del Estado y Participaciones de la ANH. Cuando el PP difiera de dicha suma, el MME o a quien corresponda ajustará la diferencia en la PDTV de cada productor en proporción a su participación en la producción de hidrocarburos en dicho campo.
(Mod art
4
del decreto
1467
de 2024)
PARÁGRAFO
.
La declaración de producción respecto de los campos que se encuentren en pruebas extensas o sobre los cuales no se haya declarado su comercialidad versará respecto de la PTDV para el período sobre el cual se cuente con información disponible.
(Decreto 2100 de 2011, art 9)
2.2.2.24 de este Decreto.
(Decreto 2100 de 2011, art 8)
2.2.2.24
.
Excepciones a los mecanismos y procedimientos de Comercialización de la PTDV.
Los mecanismos y procedimientos de comercialización de que trata el
2.2.2.24. de este Decreto deberá promover la competencia, propiciar la formación de precios eficientes a través de procesos que reflejen el costo de oportunidad del recurso, considerando las diferentes variables que inciden en su formación, así como mitigar los efectos de la concentración del mercado y generar información oportuna y suficiente para los Agentes.
(Decreto 2100 de 2011, art 13)
2.2.2.22.
Actualización de la declaración de producción.
Todos los productores, los productores-comercializadores de gas natural y los comercializadores de gas importado obligados a declarar conforme a lo previsto en el presente Decreto, deberán actualizar su declaración exponiendo y documentando las razones que la justifican, por variación en la información disponible al momento de la declaración y/o inmediatamente se surta un procedimiento de comercialización, conforme a lo previsto en este Decreto.
(Decreto 2100 de 2011, art 10)
2.2.2.22. del presente Decreto para la atención de la demanda de gas natural para consumo interno, se deberá realizar siguiendo los mecanismos y procedimientos de comercialización que establecerá la CREG en concordancia con los lineamientos previstos en este Decreto.
(Decreto 2100 de 2011, art 11)
2.2.2.23.
Mecanismos y procedimientos de comercialización de la PTDV y de las CIDV.
La comercialización, total o parcial, de la PTDV y de las CIDV declaradas conforme a lo previsto en el
2.2.2.23
. de este decreto no se aplicarán a las actividades que se relacionan a continuación:
La comercialización de gas en Campos Menores.
La comercialización de gas en campos de hidrocarburos que se encuentren en pruebas extensas o sobre los cuales no se haya declarado su comercialidad.
La comercialización de gas en yacimientos no convencionales.
La comercialización con destino a la demanda de gas natural eléctrica que permita inyectar energía adicional a la respaldada con Obligaciones de Energía Firme, utilizando gas de la Producción Total Disponible para la Venta (PTDV) y de la Cantidad Importada Disponible para la Venta (CIDV), ofrecido por los productores I productores comercializadores e importadores, una vez surtidos los mecanismos de comercialización establecidos en la regulación para atender la demanda esencial de gas natural, durante los periodos de baja hidrología determinados por el Ministerio de Minas y Energía mediante circular, conforme a los criterios e información técnica emitidos por el Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales (IDEAM) y al seguimiento y análisis de las variables energéticas y eléctricas desarrollado por el Centro Nacional de Despacho (CND), buscando garantizar la confiabilidad y seguridad en la operación del Sistema Interconectado Nacional.
La comercialización de gas importado, cuando el Ministerio de Minas y Energía mediante circular y de acuerdo con las proyecciones de la UPME para un período de al menos de 18 meses prevea un mes de déficit en ef suministro interno de gas natural con base en la PTDV y la CIVD, y en las cantidades contratadas por los agentes que atienden la demanda esencial y no esencial.
(Adiciona Art
6
del decreto
1467
de 2024)
PARÁGRAFO 1.
Los Agentes que realicen las actividades mencionadas en este artículo comercializarán el gas en las condiciones que ellos definan, pero deberán sujetarse a las modalidades de contratos de suministro previstos en la regulación. No obstante, estos Agentes podrán aplicar los mecanismos y procedimientos de comercialización que establezca la CREG.
PARÁGRAFO 2.
Para la comercialización del gas natural ofrecido mediante el mecanismo señalado en el numeral 4 del presente artículo, se utilizarán criterios de eficiencia basados en el consumo específico en MBTUIMWh (heat rate) de las plantas generadoras que garanticen el mejor uso del gas natural con destino al suministro de energía eléctrica ofertada por éstas al SIN.
PARÁGRAFO 3.
El gas natural obtenido por las plantas térmicas mediante el mecanismo del numeral 4 del presente artículo no podrá comercializarse a un precio superior al que fue contratado.
PARÁGRAFO 4.
Para la comercialización de capacidad de transporte del gas natural asociada al gas ofrecido mediante el mecanismo señalado en el numeral 4 y 5 del presente artículo, los transportadores podrán comercializar la Capacidad Disponible Primaria en cualquier momento en las condiciones de duración que ellos definan.
(Modifica
2.2.2.37 de este decreto, los costos 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
.
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
.
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
(Adiciona Art
7
del decreto
1467
de 2024)
(Decreto 2345 de 2015, art. 4)
2.2.2.37
. Libertad de Exportaciones de Gas.
Los Agentes Exportadores podrán asumir libremente compromisos de exportación de gas natural sin sujeción a lo previsto en los artículos 2.2.2.2.24. y 2.2.2.2.27. de este Decreto.
PARÁGRAFO
.
El Ministerio de Minas y Energía limitará la libre disposición del gas para efectos de exportación a los productores, los productores-comercializadores y a los agentes exportadores cuando se pueda ver comprometido el abastecimiento de la demanda nacional de gas combustible para consumo interno, de acuerdo con la metodología que para el efecto expedirá mediante resolución. Para este efecto tendrá en cuenta, entre otros aspectos, la producción nacional, el comportamiento de la demanda, las exportaciones y las importaciones de gas.
(Parágrafo Modificado por el Decreto 2345 de 2015, art. 6)
PARÁGRAFO
.
Mientras se mantengan las condiciones que den lugar a la limitación prevista en el parágrafo 1 de este artículo, los productores, los productores- comercializadores o los Agentes exportadores no podrán suscribir o perfeccionar compromisos de cantidades de gas natural relacionados con nuevos contratos de exportación o incrementar las cantidades de gas natural inicialmente acordadas en los contratos de exportación ya existentes.
(Decreto 2100 de 2011, art 26)
2.2.3.7
. Autorización del Ministerio de Minas y Energía para el Transportador en las Interconexiones Internacionales.
El Transportador en las Interconexiones Internacionales deberá obtener, previamente al inicio de la construcción de esta infraestructura, autorización del Ministerio de Minas y Energía. Para este efecto deberá presentar la solicitud por escrito, acompañada de los siguientes documentos y/o estudios:
1 Certificado de existencia y representación legal expedido por la Cámara de Comercio respectiva, con una vigencia no superior a tres meses en el que conste que dentro de su objeto social se encuentra la actividad de transporte de Gas Natural.
2 Documentos y/o certificaciones que acrediten suficientemente lo previsto en el artículo siguiente para ser considerado operador idóneo.
3 Descripción detallada del proyecto que incluya, por lo menos su justificación, sus especificaciones técnicas, costo estimado de inversión y proyección de los gastos de operación, administración y mantenimiento.
4 Plano general de la ruta definitiva en base cartográfica del Instituto Geográfico Agustín Codazzi, IGAC, en escala uno a cien mil (1:100.000).
5 Plano de perfil eco topográfico en base cartográfica del Instituto Geográfico Agustín Codazzi, IGAC, en escala horizontal uno a diez mil (1 :10.000) y en escala vertical uno a mil (1:1.000).
6 Memoria descriptiva en la cual se demuestre la justificación de la ruta elegida.
7 Licencia ambiental expedida por la autoridad ambiental competente.
8 Cronograma de ejecución de la construcción del proyecto.
PARÁGRAFO
.
El Ministerio de Minas y Energía sólo expedirá la resolución de autorización de construcción de la Interconexión Internacional de Gas Natural, cuando se allegue copia de la licencia ambiental de que trata el numeral 7 del presente artículo; sin embargo, en el evento en que el Transportador no cuente con dicha licencia, podrá radicar la solicitud para obtener la autorización de construcción, presentando copia de la solicitud de la licencia ambiental correspondiente. En caso de que no le fuere otorgada la licencia, el Ministerio de Minas y Energía negará la autorización de construcción.
(Decreto 2400 de 2006, art 3)
2.2.3.7 del presente Decreto.
(Decreto 2400 de 2006, art 8)
2.2.3.9.
Termino para expedir autorización.
El Ministerio de Minas y Energía tendrá un término de treinta (30) días para dictar la resolución de autorización del inicio de construcción de la Interconexión Internacional de Gas Natural, y podrá exigir la información adicional o solicitar las aclaraciones que juzgue convenientes para otorgar la autorización respectiva.
Es entendido que cuando se exija información adicional o se soliciten aclaraciones, el término de que trata este artículo sólo se contará a partir del momento en que el Transportador en las Interconexiones Internacionales, cumpla los requerimientos del Ministerio de Minas y Energía.
PARÁGRAFO
.
El Ministerio de Minas y Energía podrá negar la autorización de Construcción de la Interconexión Internacional de Gas Natural cuando no se cumplan los requisitos aquí establecidos, así como por razones de orden técnico, de orden público o de seguridad nacional.
PARÁGRAFO
.
El Transportador en Interconexiones Internacionales es responsable por el diseño, construcción y puesta en operación de esta infraestructura. Para este efecto, deberán tenerse en cuenta los estándares, normas técnicas y de seguridad reconocidas internacionalmente así como las buenas prácticas de ingeniería, para garantizar la seguridad, la confiabilidad y la calidad técnica de la infraestructura.
Sí el Transportador en la Interconexión Internacional de Gas Natural decidiere encomendar estas tareas a terceros, deberá suscribir los subcontratos requeridos para asegurar que el diseño, construcción y puesta en operación de la Interconexión Internacional cumpla con lo aquí exigido.
(Decreto 2400 de 2006, art 5)
2.2.3.9 del presente Decreto.
Antes de la fecha prevista para el inicio de la construcción de la Interconexión Internacional de Gas Natural, los Productores de que trata este artículo deberán dar aviso del inicio de la misma al Ministerio de Minas y Energía, presentando los documentos y/o estudios que se relacionan en los numerales 3.3 al 3.8 del
2.2.4.13
. Término para la evaluación.
En los términos de referencia se fijará el plazo para la evaluación. Este término podrá prorrogarse hasta por la mitad del inicialmente establecido, siempre que las necesidades así lo exijan.
Vencido el término de evaluación, el informe final que contiene los fundamentos y resultado de la evaluación y la recomendación de adjudicación pertinente, permanecerá por espacio de cinco (5) días hábiles en la Secretaria General del Ministerio de Minas y Energía, para que los interesados lo conozcan y expongan sus observaciones si lo consideran necesario, las cuales serán analizadas y acogidas a criterio del Ministerio, teniendo en cuenta los factores de elegibilidad, evaluación, la metodología y demás requisitos exigidos en los términos del referencia. Dichas observaciones serán resueltas en la correspondiente resolución de adjudicación.
(Decreto 1359 de 1996, art 13)
2.2.4.13. escogerá la mejor propuesta, sin tener en consideración factores de afecto o de interés y, en general, cualquier clase de motivación subjetiva. La adjudicación se hará por resolución motivada contra la cual no procede ningún recurso y se notificará personalmente al proponente favorecido, en la forma y términos establecidos en el Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo y se comunicará a los no favorecidos dentro de los cinco (5) días siguientes de surtida esta notificación.
PARÁGRAFO
.
El plazo de adjudicación anteriormente establecido podrá ampliarse por un término no mayor al de la mitad del inicialmente señalado, siempre que las necesidades de la administración lo requieran, para lo cual se expedirá resolución motivada.
PARÁGRAFO
.
En el evento de no presentarse propuestas, o si ninguna propuesta reúne los requisitos establecidos en los términos de referencia, o si ocurren causales similares que impidan la evaluación objetiva de las propuestas, el Ministro de Minas y Energía declarará desierta la invitación, mediante resolución motivada detallando en forma precisa los motivos de esta declaratoria.
De la misma forma la invitación será declarada desierta cuando se demuestre colusión o fraude de todos los proponentes o cuando se establezca que las propuestas son artificialmente altas o bajas.
En la eventualidad en que se presente solamente una propuesta, para efectos de su evaluación se tomará información sobre el servicio público de distribución domiciliaria de gas combustible por red en distintas regiones del país, y las propuestas presentadas en otras invitaciones para la adjudicación de contratos de la misma clase abiertas por el Ministerio de Minas y Energía. Si a juicio del Ministerio de Minas y Energía, no es posible llevar a cabo la evaluación, la invitación se declarará desierta.
(Decreto 1359 de 1996, art 15)
2.2.5.2.
Recursos que conforman el Fondo Especial Cuota de Fomento.
Ingresarán al Fondo los siguientes recursos:
a) El valor de la Cuota de Fomento, la cual es del 3.0% sobre el valor de la tarifa que se cobre por el gas objeto del transporte, efectivamente realizado.
b) Los rendimientos que se originen en razón de las operaciones financieras que se realicen con los recursos del Fondo Especial Cuota de Fomento; así como los excedentes financieros que resulten al cierre de cada ejercicio contable;
c) Los intereses de mora que se generen por incumplimiento en el pago o giro de la Cuota de Fomento;
d) Los recursos provenientes de la remuneración vía tarifaría de la proporción de la inversión realizada con recursos de cofinanciación del Fondo respecto de los usuarios no subsidiables, derivados del cumplimiento de las obligaciones emanadas de los contratos suscritos para la cofinanciación de proyectos antes de la modificación del Numeral 87.9 del
2.2.5.2. de este Decreto.
PARÁGRAFO
.
Cuando el Solicitante sea un Grupo de Usuarios de Menores Ingresos, las obligaciones previstas en este artículo serán asumidas por la empresa prestadora del servicio de distribución de gas natural por redes que, en caso de realizarse el proyecto, le prestaría el servicio.
PARÁGRAFO
.
Cuando el Administrador del Fondo tenga conocimiento de algún incumplimiento de las obligaciones aquí previstas ordenará suspender los giros de recursos pendientes, si es el caso, y exigirá la restitución de los recursos girados con los rendimientos respectivos.
(Decreto 3531 de 2004, art. 16; numerales 3 y 4 modificados por el Decreto 1718 de 2008, art. 8.)
2.2.5.14. de este Decreto;
b) Proyectos de infraestructura para Compresión de Gas Natural, Vehículos ni Cilindros para transporte de Gas Natural Comprimido - GNC;
c) Las ampliaciones de Sistemas de Distribución de Gas Natural existentes y efectivamente en servicio;
d) Nuevos Sistemas de Distribución en poblaciones para las cuales exista la intención de prestación del servicio por parte de una Empresa de Servicios Públicos, manifiesta en una solicitud tarifaría para Distribución de Gas Natural formulada ante la Comisión de Regulación de Energía y Gas - CREG;
e) Nuevos Sistemas de Distribución en poblaciones que se encuentren incluidas en un Mercado Relevante de Distribución de Gas Natural con tarifas aprobadas por la Comisión de Regulación de Energía y Gas - CREG y que se encuentren incluidas dentro del plan de expansión de una empresa prestadora del servicio;
f) Proyectos que se encuentren en un Área de Servicio Exclusivo de Gas Natural, excepción hecha de las solicitudes para Conexiones de Usuarios de Menores Ingresos;
g) Pagos de tierras, ni bienes inmuebles, ni de servidumbres, ni ningún otro bien que pueda generar responsabilidades fiscales o de otra índole
(Decreto 3531 de 2004, art. 8; parágrafo 3 modificado por el Decreto 1718 de 2008, art. 6)
2.2.5.14. del presente Decreto y ordenará el giro de los recursos.
(Decreto 3531 de 2004, art 12)
2.2.5.14.
Parámetros para la Aprobación de Cofinanciación de Proyectos Elegibles.
Una vez le sea presentado el orden de prioridad de proyectos elegibles por parte de la Unidad de Planeación Minero Energética - UPME-, el Administrador del Fondo aprobará las solicitudes de cofinanciación, teniendo en cuenta los siguientes parámetros:
a) Disponibilidad de recursos en la fecha de aprobación;
b) Se asignarán los recursos disponibles con base en el orden de priorización, a un proyecto a la vez por cada departamento de la división política del país, sin considerar el monto solicitado y siguiendo el orden de prioridad de los proyectos hasta agotar esta disponibilidad.
PARÁGRAFO
.
Aquellos proyectos a los que no se les apruebe la cofinanciación por falta de disponibilidad de recursos serán tenidos en cuenta por la Unidad de Planeación Minero Energética -UPME- para los siguientes procesos de priorización.
PARÁGRAFO
.
Cuando la cofinanciación de un proyecto de infraestructura sea aprobada con base en un estudio de preinversión pagado directamente por una Entidad Territorial, se reembolsará con cargo a los recursos del Fondo hasta el 50% del valor del mismo, sin que en ningún caso la suma a reembolsar supere el equivalente a 60 salarios mínimos legales mensuales vigentes.
(Decreto 3531 de 2004, art. 15, modificado por el Decreto 1718 de 2008, art. 7)
2.2.5.13. del presente Decreto.
PARÁGRAFO
.
La Unidad de Planeación Minero-Energética, UPME, realizará trimestralmente la priorización de proyectos elegibles y los presentará al Ministerio de Minas y Energía para su visto bueno.
(Decreto 3531 de 2004, art 10)
2.2.5.13 del presente Decreto;
e) Enviar debidamente motivados al Ministerio de Minas y Energía, para su visto bueno, los proyectos priorizados que se someterán a la aprobación del Administrador del Fondo.
(Decreto 3531 de 2004, art. 11)
2.2.5.13.
Orden de Prioridad de los Proyectos de Infraestructura Elegibles.
La Unidad de Planeación Minero-Energética, UPME, establecerá un orden de prioridad de los proyectos de infraestructura elegibles, teniendo en cuenta los siguientes criterios:
a) Ubicación del proyecto dentro del área de influencia del gasoducto troncal;
b) Número de usuarios directamente beneficiados con el proyecto;
c) Mayor índice de Necesidades Básicas Insatisfechas (NBI) definido por el Departamento Administrativo Nacional de Estadística, DANE, para la entidad territorial o para la población objeto del proyecto. En este último caso, el Solicitante deberá adjuntar, a su costo, la certificación de dicho índice;
d) Cofinanciación, distinta de la que se solicita al Fondo, respecto del valor total del proyecto de infraestructura;
e) Demanda de gas natural esperada por el proyecto.
PARÁGRAFO
.
La Unidad de Planeación Minero-Energética, UPME, definirá y adoptará la metodología de cálculo de un indicador de prioridad que involucre los criterios definidos en este artículo.
(Decreto 3531 de 2004, art. 14)
2.2.6.1.1.3.1
. Obligaciones de las Estaciones de Servicio y los Talleres de Conversión.
En todo momento, desde que inician operaciones las estaciones de servicio y los talleres de conversión, deberán cumplir con las siguientes obligaciones:
1 Mantener vigentes las licencias, permisos o autorizaciones expedidas por las Alcaldías, las Curadurías Urbanas y las Autoridades Ambientales Competentes.
2 Adquirir con posterioridad a la obtención de la totalidad de las licencias, en un término no superior a treinta (30) días y mantener vigentes dos Pólizas de Seguros, a saber:
(i) Responsabilidad Civil Extracontractual, RCE, para asegurar los perjuicios patrimoniales que cause a terceras personas en desarrollo de sus, actividades normales por daños a bienes, lesiones o muerte de personas, de acuerdo con las condiciones generales de la póliza y la ley colombiana; la póliza deberá incluir una cláusula de restablecimiento automático del valor asegurado a cargo de la estación de servicio o el taller de conversión cuando quiera que, por ocurrencia de siniestros, el valor asegurado mínimo disminuya. Mientras el Ministerio competente señala las condiciones particulares de la póliza, se seguirán aplicando las previstas en la Resolución 8 0582 de 1996, modificada por la Resolución 18 1386 de 2005 del Ministerio de Minas y Energía para las estaciones de servicio de GNCV y talleres de conversión.
(ii) Cumplimiento de Disposiciones Legales, en la que figure como beneficiario el Ministerio competente, para amparar el incumplimiento de las normas y reglamentaciones que deben observar en el ejercicio de su actividad, cuyo valor asegurado no podrá ser inferior al 5% del valor de la inversión, actualizado anualmente por el índice de precios al consumidor - IPC- para el año siguiente, de acuerdo a los cálculos del Banco de la República.
3 Obtener, y mantener los Certificados de Conformidad de que trata la siguiente subsección, expedidos por un Organismo de Certificación Acreditado, sobre el cumplimiento de los requisitos técnicos contemplados en la reglamentación vigente o aquella que la modifique.
(Decreto 1605 de 2002 art. 6,)
SUBSECCIÓN 1.4.
REQUISITOS TÉCNICOS Y VERIFICACIÓN DE LA CONFORMIDAD
2.2.6.1.1.3.1.del presente Decreto, les serán impuestas por las autoridades competentes para el efecto las sanciones previstas en los artículos subsiguientes.
(Decreto 1605 de 2002 art. 14)
2.2.7.2 del presente decreto, puedan ser sujetos de cobro para remunerar los proyectos de los que son beneficiarios.
PARÁGRAFO
2.
La Unidad de Planeación Minero-Energética - UPME dentro del Plan Indicativo de Abastecimiento de Gas Licuado de Petróleo - GLP, o en sus documentos complementarios, deberá identificar los beneficiarios de cada proyecto de infraestructura contemplado en tal plan.
(Adicionado por el
2.2.7.2
. Prioridad en el abastecimiento de GLP.
Una vez descontadas las cantidades mínimas de GLP requeridas para garantizar la continuidad operativa de las refinerías cuando se presente un Racionamiento Programado de GLP, los productores, los comercializadores y los transportadores asignarán el GLP, en el siguiente orden de prioridad:
1. En primer lugar, los usuarios residenciales, pequeños usuarios comerciales y pequeños usuarios industriales.
2. En segundo lugar. La demanda que cuente con contratos vigentes con garantía de suministro sin interrupciones establecidos en la regulación aplicable, en cualquiera de sus modalidades.
El volumen de GLP será asignado por el productor, el transportador o el comercializador mayorista, conforme a las condiciones de suministro pactadas contractualmente. En caso de empate, deberá dársele la prioridad más alta de abastecimiento al usuario con el más alto costo de racionamiento y así sucesivamente.
3. Exportaciones pactadas en firme.
Cuando para atender la demanda nacional de GLP para consumo interno se deban suspender los compromisos en firme de exportación, a los productores y/o comercializadores mayoristas se les reconocerá el costo de oportunidad del GLP dejado de exportar, el cual se calculará conforme a la metodología definida por la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG.
(Decreto 2251 de 2015, art. 1)
2.3.2.1.4.
Adopción de medidas en situaciones extraordinarias
. La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), ante la presencia de circunstancias extraordinarias que afecten o amenacen afectar la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica y sus actividades complementarias, adoptará las medidas necesarias para garantizar la continuidad y confiabilidad en la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica y sus actividades complementarias.
En desarrollo de lo anterior, la CREG podrá ajustar las fórmulas tarifarías para establecer un esquema diferencial que promueva ahorro en el consumo de energía por parte de usuarios
(Inciso adicionado por el Decreto 388 de 2016 art. 1)
PARÁGRAFO
.
Las medidas que adopte la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) en desarrollo de lo dispuesto en el presente artículo, tendrán vigencia hasta por seis (6) meses prorrogables. La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), estará obligada a levantar las medidas adoptadas, una vez se restablezca la normalidad.
(Decreto 2108 de 2015, art. 1)
2.3.2.1.4
del Decreto Único Reglamentario del Sector Minas y Energía, la CREG conforme a los análisis que realice podrá incorporar los mecanismos de participación en el mercado mayorista de los que trata el presente artículo y ajustar las fórmulas tarifarias para establecer esquemas diferenciales que remuneren su participación.”
(Modificado por el Art.
3
del Decreto 929 de 2023)
Norma Anterior
Texto Anterior
2.3.2.2.1.
Conformación de Áreas de Distribución.
El Ministerio de Minas y Energía conformará Áreas de Distribución (ADD), sin perjuicio de que en ellas preste el servicio uno o más Operadores de Red. Para cada ADD, la CREG definirá Cargos por Uso únicos por Nivel de Tensión de suministro y hora del día. Adicionalmente la CREG podrá implementar diferentes opciones tarifarías para la remuneración de las redes de distribución, las cuales serán aplicables a todos los usuarios de cada ADD.
La conformación de las ADD buscará aproximar, hasta donde ello sea factible, los Cargos por Uso que enfrenten los usuarios finales del Sistema Interconectado Nacional.
La CREG determinará los procedimientos aplicables para que se realice la asignación y distribución de recursos a que haya lugar entre los diferentes Operadores de Red, con mecanismos que incentiven la eficiencia de los OR en cada ADD. De igual manera, para la conformación de las ADD, la CREG podrá hacer uso de las disposiciones establecidas en el inciso 73.14 del
2.3.2.2.1. 1. del Decreto 1073 de 2015, los ingresos que actualice la Comisión de Regulación de Energía y Gas - CREG en desarrollo de lo previsto en este artículo y en la resolución que expida el Ministerio de Minas y Energía, estarán vigentes por cinco (5) años o hasta que se expida una nueva metodología de comercialización, lo que primero ocurra. En todo caso, los cargos que apruebe la CREG continuarán rigiendo hasta que esta apruebe los nuevos cargos de acuerdo con la metodología de remuneración de la actividad de comercialización vigente en ese momento
(Modificado por el Art.
1
del Decreto 1231 de 2020)
2.3.2.3.5
.
Participación en el Mercado Mayorista.
La CREG diseñará los mecanismos necesarios para que, los usuarios y los agregadores de demanda, puedan ofertar reducciones, desconexiones de demanda u otros esquemas de participación en el Mercado de Energía Mayorista con el objetivo de dar confiablidad al Sistema Interconectado Nacional, respaldar Obligaciones de Energía Firme, reducir los precios en la Bolsa de Energía o aliviar los costos de las restricciones.
La remuneración de esta participación deberá realizarse cumpliendo con el criterio de eficiencia económica.
PARÁGRAFO 1.
La CREG en un plazo no mayor a 3 meses contados a partir de la entrada en vigencia de la modificación al presente artículo, desarrollará estos mecanismos en línea con los lineamientos previstos para los recursos energéticos distribuidos, DER, previstos en la Resolución 40283 de 2022 o aquellos que la complementen, modifiquen o sustituyan.
PARÁGRAFO 2.
En atención a lo previsto en el
2.3.2.3.5. Participación en el Mercado Mayorista.
La CREG diseñará los mecanismos necesarios para que los usuarios, voluntariamente puedan ofertar reducciones o desconexiones de demanda en el mercado mayorista con el objetivo de dar confiabilidad al Sistema Interconectado Nacional, respaldar Obligaciones de Energía Firme, reducir los precios en la Bolsa de Energía y los costos de restricciones.
La remuneración de los agentes que reduzcan o desconecten su demanda deberá cumplir el criterio de eficiencia económica.
PARÁGRAFO
.
: La CREG adoptará dicho mecanismo en un plazo de doce (12) meses contados a partir del 3 de diciembre de 2014.
PARÁGRAFO
.
: La CREG establecerá las condiciones necesarias para que los usuarios participen en este esquema.
(Decreto 2492 de 2014, art. 3)
SECCIÓN 4
LINEAMIENTOS DE POLÍTICA ENERGÉTICA EN MATERIA DE
AUTOGENERACIÓN, PRODUCCIÓN MARGINAL Y AUTOGENERACIÓN REMOTA
2.3.2.4.8. Condiciones para la conexión y entrega de excedentes de autogeneradores a pequeña escala. La CREG debe establecer un trámite simplificado para la conexión y entrega de excedentes de los autogeneradores a pequeña escala al Sistema de Transmisión Regional o al Sistema de Distribución Local, el cual se expedirá conforme a los principios establecidos en las Leyes 142 y 143 de 1994 y los lineamientos de política energética adoptados por el Ministerio de Minas y Energía para tal fin, conteniendo, entre otros aspectos:
i) Los tiempos máximos que deberá cumplir tanto el autogenerador como el operador de red en las diferentes etapas del proceso de conexión para la entrega de excedentes.
ii) Los requisitos técnicos mínimos necesarios para salvaguardar la correcta operación de la red. Lo anterior, sin detrimento del cumplimiento de lo establecido en el Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas, RETIÉ
PARÁGRAFO
.
os Operadores de Red solo podrán negar la conexión de autogeneradores a pequeña escala por razones de carácter técnico debidamente sustentadas.
2.3.2.4.8. Contrato de respaldo. Los autogeneradores a pequeña escala con capacidad instalada menor o igual a 0,1 MW (100 kW) no tienen la obligación de suscribir un contrato de respaldo de disponibilidad de capacidad de red
2.3.2.4.8
de este Decreto.
PARÁGRAFO 2.
Los usuarios que cuenten con sistemas de autogeneración a pequeña escala a partir de FNCER están exentos del cobro de energía reactiva.
(Artículo modificado por el Art.
4
del Decreto 929 de 2023)
Norma Anterior
Texto Anterior
2.3.2.4.8 de este Decreto.
PARÁGRAFO
TRANSITORIO.
Hasta tanto se regule lo dispuesto en este artículo se aplicarán las reglas vigentes para la entrega de excedentes de autogeneració a gran escala.
2.3.2.4.9
.
Remuneración de excedentes de energía.
la CREG definirá el mecanismo de remuneración de los excedentes de autogeneración a pequeña escala y el responsable de su liquidación y medición. Dicho mecanismo deberá: i) facilitar la liquidación periódica de los excedentes de energía y definir las condiciones para que los saldos monetarios a favor del autogenerador sean remunerados de forma expedita, y ii) tener en cuenta las características técnicas de la medida y la capacidad instalada del usuario.
Los esquemas de generación que utilicen Fuentes No Convencionales de Energía Renovable - FNCER, en áreas especiales, y que tengan como objetivo la reducción de pérdidas, serán considerados como Autogeneración a Pequeña Escala - AGPE, para efectos de la liquidación de los excedentes de energía. Dichos excedentes serán descontados de la facturación del área especial.
En estos casos la capacidad instalada podrá ser mayor a SMW, siempre y cuando exista capacidad para conexión al respectivo circuito. La representación del AGPE la hará el comercializador.
PARÁGRAFO 1
. Para el caso de los AGPE que utilicen Fuentes No Convencionales de Energía Renovable - FNCER, los excedentes que entreguen a la red de distribución se reconocerán mediante un esquema de medición bidireccional, como créditos de energía, según las normas que la CREG establezca para tal fin, en aplicación de lo dispuesto en el
2.3.2.4.9.
Remuneración de excedentes de energía. La CREG definirá el mecanismo de remuneración de los excedentes de autogeneración a pequeña escala y el responsable de su liquidación y medición. Dicho mecanismo deberá: i) facilitar la liquidación periódica de los excedentes de energía y definir las condiciones para que los saldos monetarios a favor del autogenerador sean remunerados de forma expedita y ii) tener en cuenta las características técnicas de la medida y la capacidad instalada del usuario.
PARÁGRAFO
.
Para el caso de los autogeneradores a pequeña escala que utilicen Fuentes No Convencionales de Energía Renovable FNCER, los excedentes que entreguen a la red de distribución se reconocerán mediante un esquema de medición bidireccional, como créditos de energía, según las normas que la CREG establezca para tal fin en aplicación de lo dispuesto en el
2.3.2.4.11. LIBERACIÓN EN LAS CONDICIONES DE PARTICIPACIÓN DE LOS AUTO GENERADORES Y PRODUCTORES MARGINALES QUE NO INYECTAN EXCEDENTES DE ENERGÍA A LA RED.
No se requerirá autorización de ningún tipo para la conexión al Sistema interconectado Nacional o Redes en las Zonas No interconectadas, ni tendrá distinción de gran o pequeña escala, ni límites de capacidad para cuando el auto generador o el productor marginal no entregue energía a través de la red.
Los auto generadores y productores marginales deberán asegurar el cumplimiento de los estándares técnicos y la normatividad vigente en materia de autogeneración con el fin de preservar la seguridad para las personas. Adicionalmente deberán informar al operador de red y/o transmisor, mediante comunicación formal, la conexión de cualquier instalación de generación, incluso aquellas destinadas exclusivamente al autoconsumo, así como cualquier modificación en la configuración eléctrica de la red para su conexión.
PARÁGRAFO.
La comunicación formal a la que se refiere el presente artículo deberá contener la información técnica completa de las instalaciones de generación que se conecten a la red eléctrica, con el propósito de garantizar la seguridad y confiabilidad operativa del sistema además de permitir una adecuada gestión de los flujos de carga, la estabilidad, el dimensionamiento, la compatibilidad y el correcto funcionamiento de la red. Esta información permitirá prevenir fallas operativas y asegurar el cumplimiento de los estándares técnicos de seguridad para las personas.
(Modificado por el Art. 1 del Decreto 0376 de 2026)
Norma Anterior
VIGENCIA ANTERIOR
2.3.2.4.11
. Liberación en las condiciones de participación de los autogeneradores y productores marginales que no inyectan excedentes de energía a la red. No se requerirá autorización de ningún tipo para la conexión al Sistema Interconectado Nacional o Redes en las Zonas No Interconectadas, ni tendrá distinción de gran o pequeña escala, ni límites de capacidad para cuando el autogenerador o el productor marginal no entregue energía a través de la red."
(Adiciona Art
1
del decreto
1403
de 2024)
SECCIÓN 4C
REGLAMENTACIÓN DE LA ENERGÍA SOLAR COMO FUENTE DE AUTOGENERACIÓN PARA LOS ESTRATOS 1, 2 y 3 COMO ALTERNATIVA AL SUBSIDIO EXISTENTE PARA EL CONSUMO DE ELECTRICIDAD
2.3.2.4.15.
Objetivos de Colombia Solar:
Los objetivos del Programa Colombia Solar, entre otros, serán desarrollados a partir de los siguientes lineamientos:
- Promover el autoabastecimiento de energía eléctrica como alternativa al subsidio existente para el consumo de electricidad de los usuarios de los estratos 1, 2 y 3 mediante la autogeneración con energía solar, en cualquiera de sus modalidades, por parte de estos Usuarios.
- Garantizar el Consumo Básico de Subsistencia de Usuarios de estratos 1, 2 y 3 del SIN y de las ZNI, mediante la autogeneración con energía solar, en cualquiera de sus modalidades, a partir de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable.
- Generar ahorros para los hogares en mayor situación de vulnerabilidad beneficiados por el Programa respecto del cubrimiento del consumo básico de subsistencia, reduciendo el valor que el usuario asume por la prestación del servicio recibido.
- Hacer un uso eficiente de los recursos disponibles en el Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos (FSSRI), en relación aquellos usuarios que pasen a hacer uso principal del Sistema de Colombia Solar, que, en condiciones técnicas y meteorológicas ideales, se traducirá en la reducción de la necesidad de acudir a los subsidios en el tiempo.
- Promover de manera sostenible el fomento de la autogeneración con energía solar, en cualquiera de sus modalidades, a partir de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable, incentivando la inversión en la industria y la promoción del uso de energías limpias.
2.3.2.4.15 en armonía con los objetivos de la Transición Energética Justa (TEJ). Así mismo, se buscará la complementariedad con otros esquemas de apoyo existentes; sin perjuicio de la competencia del Ministerio para definir los aspectos técnicos y operativos que considere necesarios para la adecuada implementación del Programa.
2.3.2.4.16.
Fuentes de Financiación:
El Programa Colombia Solar podrá ser financiado con aportes de la Nación que provengan de los recursos del Presupuesto General de la Nación, siempre que exista disponibilidad presupuestal y que dichos recursos se encuentren alineados tanto con el Marco Fiscal de Mediano Plazo como con el Marco de Gasto de Mediano Plazo del sector.
Asimismo, podrá contar con recursos de fondos especiales, entre ellos, el Fondo de Energías No Convencionales y Gestión Eficiente de la Energía FENOGE, así como del Fondo Nacional Para el Desarrollo de la Infraestructura FONDES.
Adicionalmente, el Programa podrá financiarse con recursos provenientes de la Banca Multilateral, Bancos de Desarrollo, cooperación internacional, e inversionistas privados, así como otras fuentes de financiación que permitan el cumplimiento de los objetivos del Programa.
Parágrafo 1:
Las Entidades Territoriales podrán cofinanciar proyectos del Programa Colombia Solar, liderado por el Ministerio de Minas y Energía.
Parágrafo 2:
Cuando los recursos provengan del FONDES, su Consejo de Administración autorizará la operación como una cofinanciación con recursos no reembolsables.
2.3.2.4.16.
La reglamentación deberá tener como directriz general los objetivos del programa Colombia Solar establecidos en el
2.3.2.4.16, los inversionistas podrán ser titulares de los beneficios que se deriven del registro RENARE de los proyectos desarrollados en el marco del Programa Colombia Solar, de acuerdo con la reglamentación que el Ministerio de Minas y Energía expida para el efecto.
(Adiciona Art
1
del decreto
972
de 2025)
SECCIÓN 5
POLÍTICAS GENERALES EN RELACIÓN CON LA ACTIVIDAD DE COMERCIALIZACIÓN DEL SERVICIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA
2.3.2.5.2
.
Adecuación de los mecanismos de medición a los usuarios residenciales, industriales y comerciales.
La CREG analizará la factibilidad y la conveniencia de flexibilizar los requisitos de medida de los consumos de los usuarios.
En el marco de lo anterior, en el caso de los sistemas de medida que registren energía activa y reactiva, la CREG deberá actualizar la regulación vigente frente a su cobro con el fin de evitar lesiones injustas a los usuarios. Para ello deberá revisar, entre otros, el cobro asimétrico de energía reactiva capacitiva e inductiva y las penalizaciones por flujo reincidente de energía reactiva.
(Modificado por el Art.
5
del Decreto 929 de 2023)
Norma Anterior
Texto Anterior
2.3.2.5.2. Adecuación de los mecanismos de medición a los usuarios residenciales industriales y comerciales regulados.
La CREG analizará la factibilidad y la conveniencia de flexibilizar los requisitos de medida de los consumos de los Usuarios Regulados.
(Decreto 387 de 2007 art. 4)
2.3.2.5.3
.
Compras de Energía para el Mercado Regulado
. Mercado Regulado. La CREG regulará el marco aplicable a las compras de energía con destino al Mercado Regulado, con el objeto de que todos los usuarios obtengan los beneficios de la competencia en el Mercado Mayorista de Energía y disminuya su exposición a los precios de la bolsa.
En todo caso, para los mecanismos de compras de energía mediante convocatorias públicas, la regulación deberá atender las siguientes directrices.
a) Propiciar la participación de los agentes generadores en las convocatorias públicas de compra de energía que realicen los agentes comercializadores para la atención de la demanda regulada.
b) Promover el tratamiento equitativo entre agentes integrados y no integrados, de manera que mantengan las mismas condiciones de participación en las convocatorias.
c) Velar por la celeridad en los procesos de convocatorias públicas. Para lo cual, entre otras medidas, deberán ajustar los plazos vigentes en el mecanismo de convocatorias de la Resolución CREG 130 de 2019.
PARÁGRAFO 1.
Dentro de los 2 meses posteriores a la fecha de entrada en vigencia de la modificación al presente artículo, la CREG deberá ajustar la regulación existente con el fin de incorporar los criterios aquí mencionados.
PARÁGRAFO 2
. Frente a pronósticos de hidrología crítica y de acuerdo con los lineamientos que defina la CREG, los agentes que tengan demanda regulada expuesta a la bolsa, deberán acoger las convocatorias públicas para la compra de energía.
(Modificado por el Art.
6
del Decreto 929 de 2023)
Norma Anterior
Texto Anterior
2.3.2.5.3 Compras de Energía para el Mercado Regulado.
La CREG regulará el nuevo marco aplicable a las compras de electricidad con destino al Mercado Regulado con el objeto de que todos los usuarios obtengan los beneficios de la competencia en el Mercado Mayorista de Energía.
(Decreto 387 de 2007 art. 5)
(Decreto 387 de 2007 art. 4)
SECCIÓN 6
DE LOS SUBSIDIOS Y CONTRIBUCIONES
2.3.2.6.1
. Giros.
El Ministerio de Minas y Energía con cargo a los recursos disponibles apropiados para el pago de los subsidios a los servicios públicos de energía eléctrica y gas, podrá efectuar giros y/o pagos parciales con base en los valores históricos reportados por los prestadores del servicio y correspondientes al trimestre anterior en firme. Para estos efectos, los giros y/o pagos parciales en ningún caso podrán superar el ochenta (80%) del valor reportado en el trimestre anterior en firme. No obstante, el primer giro o pago que se realice en cada periodo podrá ser cómo máximo por una suma equivalente al cincuenta por ciento (50%) del valor reportado en el trimestre anterior en firme.
(Decreto 731 de 2014 Art. 1)
2.3.2.6.1 A del presente decreto.
PARÁGRAFO
3:
Los costos financieros en que efectivamente incurran las empresas de servicios públicos domiciliarios por las operaciones de cestón que celebren con las entidades cesionarias conforme este artículo, se podrán trasladar al costo unitario del servicio de energía, de acuerdo con la regulación CREG aplicable.
PARÁGRAFO
4:
En el momento en que los recursos por los subsidios causados se giren a la entidad cesionaria, cesará la inclusión de los costos financieros en el costo unitario del servicio indicado en el parágrafo 3.
PARÁGRAFO
5
: La CREG, en caso de que resulte necesario, podrá adoptar las medidas necesarias para ajustar la regulación correspondiente, de acuerdo con lo dispuesto en este artículo, particularmente lo descrito en el parágrafo 3.
PARÁGRAFO
6
: El Ministerio de Minas y Energía regulara lo necesario para viabilizar la aplicación de presente mecanismo para el caso de prestadores del servicio en Zonas no Interconectadas.
(Adicionado por el Art.
1
del Decreto 399 de 2020)
SUBSECCIÓN 6.2
MANEJO Y ASIGNACION DE RECURSOS PROVENIENTES DE LA CONTRIBUCIÓN DE LOS USUARIOS NO REGULADOS DEL SERVICIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA
2.3.2.6.1.4. del Título de Energía Eléctrica del presente Decreto.
(Decreto 731 de 2014 Art. 2)
2.3.2.6.1.4
. Procedimiento interno.
Las entidades prestadoras de servicios públicos, efectuarán y enviarán trimestralmente al Ministerio de Minas y Energía, la conciliación de sus cuentas de subsidios y contribuciones de solidaridad, de conformidad con lo dispuesto en este artículo y la metodología establecida por el Ministerio de Minas y Energía. (Modificado por el art.2o, Decreto 201 de 2004).
a) Liquidación, reportes y validación. Los comercializadores, autogeneradores y transportadores de energía eléctrica y de gas combustible distribuido por red física, efectuarán liquidación trimestral de subsidios y contribuciones por mercado de comercialización, según definiciones de Mercado de Comercialización para el servicio público de electricidad, Mercado de Comercialización para el servicio público de gas combustible distribuido por red física y Mercado de Comercialización en las Zonas no Interconectadas del presente decreto, con corte al último día de cada trimestre calendario, teniendo en cuenta los subsidios otorgados, las contribuciones facturadas, los giros recibidos de los comercializadores no incumbentes, incluyendo los rendimientos o intereses de mora, las transferencias del Presupuesto de la Nación y/o Entidades Territoriales por pagos por menores tarifas y los giros del Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos.
Los comercializadores, autogeneradores y transportadores de energía eléctrica y de gas combustible distribuido por red física, deberán reportar al Fondo de Solidaridad - Ministerio de Minas y Energía, la conciliación trimestral de sus cuentas de subsidios y contribuciones, dentro de treinta (30) días calendario siguientes al cierre del respectivo trimestre, de conformidad con la metodología establecida por este Ministerio, anexando todos la información soporte requerida, para su validación.
El Ministerio emitirá su validación mediante comunicación escrita en el evento de no encontrar ninguna objeción. En caso contrario, los comercializadores podrán justificar las diferencias remitiendo al Ministerio la información aclaratoria dentro del mes siguiente a la fecha en la que reciba la comunicación escrita sobre el particular. Si transcurrido este plazo el Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos no recibe las aclaraciones que justifiquen la diferencia, la validación final se hará con base en la validación inicial realizada por el Ministerio de Minas y Energía, la cual quedará en firme. Este Ministerio se reserva el derecho de efectuar las auditorías respectivas cuando lo estime necesario.
En el caso de empresas que presenten un mayor superávit con la validación final, la diferencia entre el valor validado por el Ministerio de Minas y Energía y el reportado por la empresa deberá ser girada, junto con sus rendimientos, calculados de acuerdo con la tasa de corrección monetaria a partir del día siguiente del cierre del trimestre calendario respectivo, al comercializador incumbente
2.3.2.6.1.4, enviada por los comercializadores de energía eléctrica, e incorporará un derecho cierto a favor de las empresas prestadoras de servicios públicos domiciliarios, que podrá ser cedido por estos. Dentro de los 45 días de los que trata este parágrafo, se incluyen los 15 días calendario que tiene el Ministerio de Hacienda y Crédito Público para emitir el concepto previo al que hace referencia este artículo. En caso de que la certificación no se emita por parte del Ministerio de Minas y Energía en el citado término, se aplicará lo dispuesto por [ a ley en relación con el ejercicio del derecho de petición.
Las certificaciones solicitadas por los comercializadores en los términos de este artículo se emitirán por el monto de recursos de subsidios causados, correspondiente al déficit que se genere posterior a la respectiva conciliación. según el literal a del
2.3.2.6.1.4 de este Decreto.
Para la aceptación de la cesión, el Ministerio de Minas y Energía sólo deberá verificar: (i) que el cesionario sea una de las entidades señaladas en el primer inciso del presente artículo y; (ii) que no se hayan girado los recursos por subsidios causados a los que haga referencia la respectiva certificación
El plazo para el giro de los recursos por subsidios causados por parte del Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos será de hasta (1) año calendario, contado a partir de la expedición de la certificación prevista en este artículo, siempre cuando el comercializador de energía eléctrica ceda el derecho incorporado en la certificación que emita el Ministerio de Minas y Energía.
Una vez vencido este plazo, sin que se hayan girado los recursos por subsidios causados contenidos en la certificación que emita el Ministerio de Minas y Energía, iniciará una prórroga automática por un periodo adicional de un (1) año, durante el cual se causarán intereses a la IBR mensual más 200 puntos básicos o su equivalente efectiva anual y serán asumidos con cargo al Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos. Vencido este plazo adicional, las sumas liquidadas devengarán intereses a la tasa de interés bancario corriente definida por la Superintendencia Financiera, y serán asumidos con cargo al Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos.
En caso de que el comercializador de energía no ceda el derecho 1ncorporado en la certificación expedida por et Ministerio de Minas y Energía, no procederá la causación de intereses prevista en este parágrafo, y se seguirá el procedimiento dispuesto por el
2. 3.2.6. 1.4 del presente decreto de forma mensual, o en función de los periodos de facturación de las empresas comercializadoras, en caso de que este sea superior a un mes.
PARÁGRAFO
2:
La certificación de la que trata el presente artículo, se expedirá dentro de los 45 días calendario siguientes a la recepción por parte del Ministerio de Minas y Energía, de la información indicada en el
2,5.4.3.18.
Reubicación de pequeños mineros.
La reubicación de pequeños mineros en áreas devueltas, se realizará por el Ministerio de Minas y Energía, teniendo en cuenta los listados de pequeños mineros que hayan solicitado procesos de formalización minera. Los mineros a reubicar deberán iniciar el trámite ordinario de concesión, para lo cual deberán presentar solicitud de contrato de concesión minera cumpliendo con los requisitos que establezca la Autoridad Minera Nacional de acuerdo con la normatividad vigente
(Decreto 1949 de 2017, art.
2
)
2.3.3.1.4
. Comité de administración.
El Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas Rurales Interconectadas, FAER, tendrá un Comité de Administración, cuya sigla será CAFAER, integrado de la siguiente manera:
1. Por el Ministro de Minas y Energía, quien lo presidirá o su delegado.
2. Por el Viceministro de Energía o su delegado.
3. Por el Director de Energía del Ministerio de Minas y Energía.
En caso de delegación por parte del Ministro el comité será presidido por el Viceministro.
El Comité de Administración aprobará, objetará e impartirá instrucciones y recomendaciones sobre los planes, programas o proyectos que hayan sido presentados para financiación con cargo a los recursos del Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas Rurales Interconectadas, FAER.
PARÁGRAFO
.
El CAFAER podrá invitar a sus reuniones a funcionarios de la Comisión de Regulación de Energía y Gas - CREG, de la Unidad de Planeación Minero Energética - UPME o de cualquier entidad que considere pertinente.
(Decreto 1122 de 2008, art. 5)
2.3.3.1.4. del presente Decreto, podrá aprobar para su financiación proyectos que hubieren sido viabilizados técnica y financieramente por la UPME.
3. Proyectos adjudicados mediante convocatorias que podrán ser realizadas por el MME o la entidad delegada por este. El MME podrá, mediante resolución, desarrollar el funcionamiento de convocatorias para la construcción de proyectos para ampliación de cobertura. En dicha resolución se definirán las calidades de los participantes, el proceso de convocatoria y asignación, el esquema de garantías, los requisitos técnicos de los proyectos, las condiciones de los contratos a celebrar con adjudicatarios y el esquema de interventoría, entre otros.
Los participantes podrán ser personas jurídicas u OR que reúnan los requisitos que para tal efecto señale el MME.
4. Proyectos estratégicos por su impacto económico o social. El MME, en aplicación de lo dispuesto por el
2.3.3.1.4. del presente Decreto, podrá aprobar para su financiación proyectos necesarios para el cumplimiento de metas o programas nacionales, o que se consideren estratégicos por su afectación económica o social, los cuales serán revisados por la UPME a solicitud del MME, con el fin de que esta entidad les imparta viabilidad técnica y financiera.
PARÁGRAFO
.
- Los OR a cuyos activos se conecten las obras resultantes de la construcción de los proyectos financiados con recursos FAER, deberán energizar los mismos y adelantar las labores de administración, operación y mantenimiento, sin que les sea posible exigir requisitos técnicos distintos de los establecidos en el RETIE y en sus propias normas técnicas.
(Decreto 1513 de 2016, art.4)
2.3.3.1.9.
Expansión del servicio mediante proyectos remunerados con el cargo de distribución.
Para la remuneración de los proyectos para ampliación de cobertura con el cargo de distribución se tendrá en cuenta lo siguiente:
1. El MME establecerá el máximo incremento tarifario para cada OR por efecto de la remuneración de los proyectos para ampliación de cobertura y los criterios de priorización que deberá aplicar la CREG para incluirlos en el respectivo cargo de distribución.
2. Los OR deberán presentar, en la solicitud de cargos que remuneran la actividad de distribución y anualmente en las fechas que determine la CREG, proyectos para ampliación de cobertura en las zonas interconectables en su área de influencia.
3. La CREG deberá, en ejercicio de sus funciones:
3.1. Establecer las fechas y los requisitos que los OR deberán tener en cuenta para la presentación de los planes y/o proyectos para ampliación de cobertura de energía eléctrica.
3.2. Establecer el valor de cada proyecto para ampliación de cobertura, según la metodología tarifaria para la remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica.
3.3. Incluir en la remuneración del OR respectivo el costo de los proyectos para ampliación de cobertura, teniendo en cuenta el máximo incremento tarifario y los criterios de priorización establecidos por el MME, de que trata el numeral 1 del presente artículo.
3.4. Establecer las obligaciones del OR frente a los proyectos para ampliación de cobertura que sean incluidos en su remuneración, tales como el reporte de información frente a la ejecución de los mismos y las consecuencias de no hacerlo.
4. Los proyectos no incluidos para ser remunerados mediante el cargo de distribución de los OR, serán enviados por la CREG a la UPME para su evaluación técnica y financiera, luego de la cual podrán ser financiados mediante recursos del FAER, así como por otras fuentes de financiación, según criterios definidos por el MME.
(Numeral modificado por el Decreto 1513 de 2016 art. 3)
PARÁGRAFO
.
Los trámites para llevar a cabo lo establecido en el presente artículo deberán ser incluidos en la metodología tarifaria para remunerar la actividad de distribución de energía eléctrica?.
(Decreto 1623 de 2015, art.5)
2.3.3.1.9. del presente decreto y no podrá trasladar su costo a la tarifa, de conformidad con el
2.3.3.1.9 de este decreto y aquellas que determine el MME mediante resolución.
2. Proyectos presentados por los OR a la UPME para asignación de recursos del FAER: El MME, en aplicación de lo dispuesto por el
2.3.3.4.4
. Registro de Áreas Especiales.
Con el propósito de que los usuarios ubicados en las Áreas Especiales se beneficien de los recursos del FOES, los Comercializadores de Energía Eléctrica deberán registrar mensualmente en el Sistema Único de Información - SUI de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, todas y cada una de las Áreas Especiales que atiendan. El registro deberá contener, por lo menos, los aspectos que se relacionan a continuación:
a) Requisitos para acreditar la existencia de un Área Especial, conforme con las definiciones previstas en el presente Decreto.
b) Consumos de energía en kWh mes que registra el medidor individual de los usuarios.
En el caso de ausencia de medidor el consumo de energía será resultado del aforo por carga individual de los usuarios de los estratos 1 y 2 ubicados en cada una de las Áreas Especiales. Si aplicare el esquema diferencial de medición y facturación comunitaria se dará cumplimiento a lo señalado en el literal b) del
2.3.3.4.4., ya no reúnan las condiciones iniciales, continuarán siendo consideradas Zonas de Difícil Gestión, percibiendo el beneficio FOES en los términos de este Decreto, siempre y cuando se encuentren cumpliendo con el Plan de Mejoramiento de sus índices de cartera o pérdidas, inicialmente pactado.
PARÁGRAFO
.
: El cumplimiento de los Planes de Mejoramiento deberá estar debidamente certificado por la Auditoría Externa de Gestión y Resultado y/o el Representante Legal, según el caso, para efectos del cumplimiento del
2.3.3.4.4.
PARÁGRAFO
.
: Los Planes de Mejoramiento para las Zonas de Difícil Gestión podrán pactarse para efectos del beneficio del FOES, por un plazo de cuatro (4) años contados a partir del 31 de mayo de 2013, fecha de expedición del Decreto compilado, en el caso de las Zonas actualmente registradas, y de cuatro (4) años contados a partir de la suscripción de los Planes de Mejoramiento para las nuevas Zonas que sean registradas con posterioridad al 31 de mayo de 2013.
(Decreto 1144 de 2013,
2.3.3.4.5
. Determinación de la energía social.
El Ministerio de Minas y Energía calculará mensualmente el monto de los recursos del FOES que asignará a los usuarios ubicados en cada una de las Áreas Especiales y que canalizará a través de los Comercializadores de Energía Eléctrica, aplicados únicamente al consumo individual de energía por usuario y sin que se supere el consumo de subsistencia vigente, de acuerdo con la siguiente metodología:
1. Fórmula aplicable
AD
t
= Min (A
t
. 46 $/kWh)
AD
t
aporte definitivo de la energía social por kWh en el mes t
A
t
aporte calculado del beneficio de energía social por kWh en el mes t.
t
saldo de los recursos disponibles apropiados en el presupuesto y el programa anual de caja para energía social en el mes t-1.
C
t-1
consumo de los usuarios de estratos 1 y 2 ubicados en las Áreas Especiales en el mes t -1 expresado en kWh. Este consumo por usuario estará entre O - Consumo de Subsistencia, no debe ser mayor a éste y debe ser reportado mensualmente por los Comercializadores al Sistema Único de Información.
mes de cálculo del beneficio para C
t-1
P factor del consumo de acuerdo con el límite de la demanda nacional
2. De acuerdo con lo anterior, el aporte no puede exceder más de $46/kWh. Si At es mayor o igual a 46, se asignará como aporte definitivo $46 por KWh; Si At es menor que 46, se asigna como aporte definitivo el valor resultante para At.
El aporte definitivo para las Zonas de Difícil Gestión se calculará aplicando la senda de desmonte establecida en el
2.3.3.4.5. del presente artículo. ii) Sí Dt es mayor que uno (1), se mantiene el nivel del aporte estimado A
t
en pesos por kWh pero sólo se aplica a un porcentaje P del consumo de cada uno de los usuarios beneficiados, de acuerdo con la siguiente fórmula:
P -1/ D
t
PARÁGRAFO
.
El otorgamiento del beneficio FOES consistirá en un valor variable desde cero (0) hasta cuarenta y seis (46) pesos por KWh, del valor de la energía eléctrica destinada al consumo de subsistencia de los usuarios beneficiarios, el cual se encuentra supeditado a la disponibilidad de recursos.
(Decreto 111 de 2012, art. 7)
2.3.3.4.6. de este Decreto.
3. El consumo de energía total cubierto por este Fondo no excederá del ocho por ciento (8%) del consumo total de energía en el Sistema Interconectado Nacional. Para cumplir con esta condición, se comparará mensualmente la cantidad de demanda de energía cubierta por el FOES y el total de demanda de energía en el Sistema Interconectado Nacional, con base en la siguiente fórmula:
t
= (12 X C
t-1
A-1
* 8%)
t
relación entre el consumo de los usuarios ubicados en las Áreas Especiales en el mes t y el total de la energía consumida en el Sistema Interconectado Nacional en el año inmediatamente anterior.
C
t-1
consumo de los usuarios ubicados en las Áreas Especiales en el mes t-1
A-1 periodo de doce (12) meses contados desde el 1 de enero hasta el 31 de diciembre del año anterior a la aplicación del beneficio
A-1
total de energía consumida en el Sistema Interconectado Nacional, en el Año inmediatamente anterior.
Una vez calculada la relación D
t
, el aporte se asigna de la siguiente forma:
t
es menor o igual a uno (1), se asigna como aporte, A
t
en pesos por KWh, previsto en el numeral 1
2.3.3.4.6
. Senda de desmonte.
El Ministerio de Minas y Energía determinará, en desarrollo de lo establecido por el parágrafo 3 del
2.3.4.1
. Amparo Policivo.
Las Empresas de Servicios Públicos a las cuales les hayan ocupado bienes inmuebles contra su voluntad o sin su consentimiento, o sean afectadas por actos que entorpezcan o amenacen perturbar el ejercicio de sus derechos sobre bienes de su propiedad, o destinados a la prestación de servicios públicos o respecto de aquellos ubicados en zonas declaradas de utilidad pública e interés social, podrán en cualquier tiempo, promover el amparo policivo contemplado en el
2.3.4.1. de este decreto corresponde, en primer orden, al Alcalde o su delegado, con el apoyo de la Policía Nacional.
PARÁGRAFO
.
Cuando la autoridad municipal no se pronuncie dentro de los términos establecidos en el
2.3.4.6. de este decreto, a solicitud de la empresa, el Gobernador del Departamento o su delegado, asumirá la competencia, sin perjuicio de las investigaciones disciplinarias a que haya lugar, conforme al Código Disciplinario Único, Ley 734 de 2002.
PARÁGRAFO
.
Cuando el Gobernador del Departamento ante quien se eleve la solicitud, no dé trámite a la misma de conformidad con lo dispuesto en el
2.3.4.6. del presente decreto, el Gobierno Nacional a solicitud de la empresa, a través del Ministerio del Interior y de Justicia, podrá insistir ante el Gobernador frente a la necesidad de dar trámite al amparo solicitado en los términos establecidos en el
2.3.4.6. de este decreto sin que los mismos se hayan pronunciado.
(Decreto 1575 de 2011, art. 2)
2.3.4.6
. Trámite.
Dentro de los dos (2) días hábiles siguientes a la presentación de la solicitud de amparo policivo, la autoridad competente deberá avocar conocimiento y verificar el cumplimiento de los requisitos de la solicitud. Si la solicitud no reúne los requisitos de que trata el artículo quinto del presente decreto, se devolverá al interesado al día hábil siguiente para que en el lapso de dos (2) días hábiles los subsane.
En caso de que no se subsanen los requisitos, la autoridad competente se abstendrá de tramitar el amparo y notificará dicha decisión a la empresa mediante fijación en edicto por el término de dos (2) días hábiles, contados a partir del día siguiente de la determinación.
(Decreto 1575 de 2011, art. 6)
2.3.5.2.2.5.1
. Clases de Matriculas.
El Consejo Nacional de Técnicos Electricistas -CONTE- otorgará las matrículas a que se refiere el
2.3.5.2.2.5.1. de este Decreto y que adelanten estudios posteriores que les confieran títulos de otras especialidades o demuestren haberlos hecho con anterioridad, podrán obtener la ampliación de su matrícula, de manera que ésta abarque todo el conjunto de títulos adquiridos. En este caso se procederá a sustituir el documento de la matrícula anterior por uno nuevo en que consten todos los títulos.
(Decreto 991 de 1991, Art. 4)
SUBSECCIÓN 2.6.
CONSEJO NACIONAL Y COMITÉS SECCIONALES DE TÉCNICOS ELECTRICISTAS.
2.3.5.2.2.5.1 de este Decreto deberán, para prestar sus servicios profesionales por tiempo definido o período fijo mayor de seis (6) meses y menor de dos (2) años, formular a través de su empleador la solicitud de prescindencia de la matrícula y de expedición de Licencia Especial para ejercer en el país al Consejo Nacional de Técnicos Electricistas, el cual, dentro de los ocho (8) días siguientes al recibo de la documentación, la estudiará y remitirá al Ministerio de Minas y Energía.
PARÁGRAFO
.
A la solicitud a que se refiere el presente artículo, deberá anexarse:
a) Fotocopia de los respectivos títulos, debidamente autenticados por el Cónsul colombiano y con traducción oficial;
b) Información sobre las actividades que va realizar en el país.
(Decreto 991 de 1991, Art. 14)
2.3.6.1.11 del presente decreto.
b) Definición de las expansiones del servicio, armonizadas con el Plan de Ordenamiento Territorial y con los planes de expansión de otros servicios públicos, cumpliendo con las normas del Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas - RETIE, así como del Reglamento Técnico de Iluminación y Alumbrado Público - RETILAP, al igual que todas aquellas disposiciones técnicas que expida sobre la materia el Ministerio de Minas y Energía.
c) Costos desagregados de prestación para las diferentes actividades del servicio de alumbrado público, incluido el pago por uso de activos de terceros para este servicio, conforme con la metodología para la determinación de los costos por la prestación del servicio de alumbrado público en los términos del
2.3.6.1.11 del presente decreto.
(Decreto 2424 de 2006, art. 9; Subrogado por el Decreto 943 de 2018, art.
9
).
2.3.6.1.11
. Funciones del Ministerio de Minas y Energía.
En cumplimiento de lo dispuesto en los artículos 67 de la Ley 142 de 1994 y 5 del Decreto 381 de 2012, corresponderá al Ministerio de Minas y Energía, ejercer en relación con el servicio de alumbrado público, las siguientes funciones:
1. Expedir los reglamentos técnicos que fijen los requisitos mínimos que deben cumplir los diseños, la instalación y los equipos que se utilicen en la prestación del servicio de alumbrado público, y establecer los indicadores de eficiencia energética, calidad y cobertura, aplicables al servicio de alumbrado público.
(
Numeral Modificado por el Decreto 943 de 2018, art.
13
)
2. Recolectar y divulgar directamente o en colaboración con otras entidades públicas y privadas, información sobre nuevas tecnologías y sistemas de medición aplicables al servicio de alumbrado público.
3. Expedir la reglamentación correspondiente al ejercicio de la interventoría en Los contratos de prestación del servicio de alumbrado público.
(Decreto 2424 de 2006, art. 13).
SECCIÓN 2
DEL USO RACIONAL Y EFICIENTE DE LA ENERGÍA
2.3.6.1.8 del presente Decreto.
d) Determinación clara del periodo máximo en el que el Estudio Técnico de Referencia será sometido a revisión, ajuste, modificación o sustitución atendiendo las condiciones particulares de cada territorio, sin que este periodo supere cuatro (4) años.
(Decreto 2424 de 2006, art. 5; Subrogado por el Decreto 943 de 2018, art.
5
).
2.3.6.1.8
. Metodología para la determinación de los costos por la prestación del servicio de alumbrado público.En
aplicación de lo dispuesto en el
2.3.6.1.4
. Régimen de contratación para la prestación del servicio de alumbrado público a través de terceros.Los
contratos relacionados con la prestación del servicio de alumbrado público que suscriban los municipios o distritos con los prestadores del mismo, se regirán por las disposiciones contenidas en el Estatuto General de Contratación de la Administración Pública y demás normas que lo modifiquen, adicionen o complementen, incluyendo los instrumentos de vinculación de que trata la Ley 1508 de 2012 o la disposición que la modifique, complemente o sustituya.
(Decreto 2424 de 2006, art. 6; Modificado por el Decreto 943 de 2018, art.
6
).
2.3.6.1.4 del presente Decreto suscritos antes de la entrada en vigencia del mismo, continuarán sujetos a las disposiciones aplicables a la fecha de su suscripción. No obstante, las prórrogas o adiciones de dichos contratos que se pacten posteriormente, se regirán por lo establecido en este Decreto.
(Decreto 2424 de 2006, art. 8; Subrogado por el Decreto 943 de 2018, art.
8
).
2.3.6.4.1
. Objetivo y Campo de aplicación.
Las medidas señaladas en el presente decreto para propiciar el uso racional y eficiente de energía eléctrica se aplicarán, en los siguientes productos y procesos:
1. En los productos utilizados en la transformación de energía eléctrica tanto de fabricación nacional como importados, para su comercialización en Colombia:
a) Transformadores de potencia y de distribución eléctrica;
b) Generadores de energía eléctrica.
2. En los productos destinados para el uso final de energía eléctrica, tanto de fabricación nacional como importados, para su comercialización en Colombia, en los siguientes procesos:
a) Iluminación;
b) Refrigeración;
c) Acondicionamiento de aire;
d) Fuerza motriz;
f) Calentamiento de agua para uso doméstico;
g) Calentamiento para cocción.
3. Las edificaciones donde funcionen entidades públicas.
4. las viviendas de interés social.
5. los sistemas de alumbrado público.
6. los sistemas de iluminación de semaforización.
(Decreto 2501 de 2007, art. 1)
2.3.6.4.1.de este decreto
(Decreto 2501 de 2007, art. 2)
2.3.8.2.2.-
Requisitos generales para acceder al incentivo. Para la aplicación del artículo anterior, los contribuyentes declarantes del impuesto sobre la renta y complementarios interesados en la deducción especial prevista en el
2.3.8.2.2 del presente decreto.
SECCIÓN 6
ADECUACIÓN DE TRÁMITES
(Capítulo adicionado por el Decreto 2143 de 2015, art. 1)
2.3.8.4.1 del presente Decreto
SECCIÓN 4
(
Seccón 4, Derogada por el Art. 3 del Decreto 829 de 2020
)
EXENCIÓN DE GRAVAMEN ARANCELARIO
(Capítulo adicionado por el Decreto 2143 de 2015, art. 1)
2.3.8.4.1
.- Requisitos generales para acceder a este incentivo. Las personas naturales y jurídicas titulares de nuevas inversiones en nuevos proyectos para el desarrollo de FNCE deberán obtener previamente la certificación expedida por el Ministerio de Minas y Energía, a través de la Unidad de Planeación Minero Energética, en la cual la entidad avalará el proyecto de FNCE y la maquinaria, equipos, materiales e insumos relacionados con este y destinados exclusivamente a las etapas de pre inversión e inversión. La UPME contará con un plazo de tres (3) meses para reglamentar el procedimiento relacionado con este inciso.
Las personas naturales y jurídicas titulares de nuevas inversiones, una vez expedidas las certificaciones de la UPME y de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales, deberán remitir a la Ventanilla Única de Comercio Exterior - VUCE la solicitud de licencia previa, anexando la mencionada documentación.
Con el registro de la certificación ante el VUCE se entiende cumplida la solicitud de exención a la DIAN.
Conforme lo dispuesto por el
2.3.8.7.1
. Objeto. -
Establecer los lineamientos de política pública para definir e implementar un mecanismo que promueva la contratación de largo plazo para los proyectos de generación de energía eléctrica y que sea complementario a los mecanismos existentes en el Mercado de Energía Mayorista.
(Decreto 570 de 2018 art.
1
)
2.3.8.7.1 de la presente Sección deberá procurar el cumplimiento de los siguientes objetivos:
i) Fortalecer la resiliencia de la matriz de generación de energía eléctrica ante eventos de variabilidad y cambio climático a través de la diversificación del riesgo.
ii) Promover la competencia y aumentar la eficiencia en la formación de precios a través de la contratación de largo plazo de proyectos de generación de energía eléctrica nuevos y/o existentes.
iii) Mitigar los efectos de la variabilidad y cambio climático a través del aprovechamiento del potencial y la complementariedad de los recursos energéticos renovables disponibles, que permitan gestionar el riesgo de atención de la demanda futura de energía eléctrica.
iv) Fomentar el desarrollo económico sostenible y fortalecer la seguridad energética regional.
v) Reducir las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) del sector de generación eléctrica de acuerdo con los compromisos adquiridos por Colombia en la Cumbre Mundial de Cambio Climático en París (COP21).
(Decreto 570 de 2018 art.
1
)
2.3.8.7.1 de la presente Sección, se tendrán en cuenta como mínimo los siguientes aspectos:
i) Esquema competitivo de asignación.
ii) Criterios para la valoración del cumplimiento de los objetivos del
2.3.8.7.1 a la tarifa de los usuarios finales, de acuerdo con lo establecido en el
2.3.8.7.1 de la presente Sección."
(Decreto 570 de 2018 art.
1
)
SECCIÓN 8
(
Sección 8, adicionada por el Art. 1 del Decreto 421 de 2021
)
TRANSFERENCIAS DEL SECTOR ELÉCTRICO A PARTIR DE FUENTES NO CONVENCIONALES DE ENERGÍA - FNCE
SUBSECCIÓN 8.1
TRANSFERENCIAS ELÉCTRICAS CON DESTINO A MUNICIPIOS Y DISTRITOS BENEFICIARIOS
2.3.8.7.3.
Objetivos.
El mecanismo del que trata el
2.3.8.7.3 de la presente Sección, considerando incluso la ocurrencia de fenómenos climáticos extremos (como el Fenómeno de El Niño), e informará al Ministerio de Minas y Energía para que se tomen las medidas correspondientes.
(Decreto 570 de 2018 art.
1
)
2.3.8.7.3 de la presente Sección.
iii) Definición, volumen y plazo del producto que se asignará.
iv) Criterios para establecer la gradualidad y periodicidad de su aplicación, de acuerdo con los análisis elaborados por la UPME en los términos del
2.3.8.7.4.
Revisión y seguimiento.
La UPME, de conformidad con las competencias asignadas en la normatividad vigente, realizará los análisis respectivos en cada Plan de Expansión de Referencia de Generación y Transmisión de energía eléctrica para verificar el cumplimiento de los objetivos del
2.3.8.7.4 de la presente Sección.
v) Esquema de garantías y responsabilidades de los participantes.
) Entidades responsables de su implementación.
(Decreto 570 de 2018 art.
1
)
2.3.8.8.1. Objeto.
La presente Subsección tiene por objeto reglamentar parcialmente las transferencias a las que se refiere el
2.3.8.8.1 de la presente Subsección, quienes produzcan energía eléctrica a partir de Fuentes No Convencionales de Energía FNCE a las que se refiere la Ley 1715 de 2014 y cuyas plantas con potencia nominal instalada total supere los 10.000 kilovatios.
La transferencia será equivalente al 1% de las ventas brutas de energía por generación propia de acuerdo con la tarifa que para ventas en bloque señale la Comisión de Regulación de Energía y Gas -CREG.
PARÁGRAFO
1.
Se exceptúa de las transferencias establecidas en este artículo, a la energía producida por la que ya se paguen las transferencias por generación térmica o hidroeléctrica, establecidas en el
2.3.8.8.4. Destinación de los recursos.
Los municipios o distritos beneficiarios de las transferencias del sector eléctrico destinarán los recursos de estas transferencias a proyectos de inversión en infraestructura, servicios públicos, saneamiento básico y/o de agua potable.
PARÁGRAFO
1.
Los proyectos deberán estar previstos en el plan de desarrollo municipal o distrital.
PARÁGRAFO
2.
Los municipios y distritos podrán ejecutar los recursos de manera conjunta en caso de que tengan una necesidad común.
Los recursos de las transferencias del sector eléctrico, de que trata la presente subsección, podrán considerarse como una fuente de cofinanciación de otros proyectos de naturaleza pública, privada o mixta, y de cooperación internacional.
"SUBSECCIÓN 8.4
TRANSFERENCIAS ELÉCTRICAS CON DESTINO A COMUNIDADES INDÍGENAS EN ÁREAS CON POTENCIAL DIFERENCIAL DE SOL Y VIENTO"
2.3.8.8.4,8. y deberán favorecer de manera equitativa a las citadas Comunidades, conforme a lo dispuesto en el reglamento de la Mesa de Planeación y Seguimiento.
PARÁGRAFO.
La Mesa de Planeación y Seguimiento podrá aunar esfuerzos económicos con otras Mesas de Planeación para la inversión en Proyectos Integrales de Beneficio Regional para la destinación de la que trata el
2.3.8.8.4.11 de la presente Subsección, los sujetos obligados, deberán constituir un encargo fiduciario en favor de las Comunidades Negras, Afrocolombianas, Raizales y Palenqueras beneficiarias, Dentro de las obligaciones de dicho encargo deberá constar la cesión total en favor de la Mesa de Planeación y Seguimiento en tanto esta haya formulado y aprobado el reglamento al que se refiere el
2.3.8.8.4.11
PARÁGRAFO 1
. Los sujetos obligados deberán procurar la relación de mayor rentabilidad a menor costo de la administración del encargo fiduciario, procedimiento que podrá ser verificado por la Secretaría Técnica de la Mesa de Planeación y Seguimiento.
PARÁGRAFO 2.
Los costos de funcionamiento del encargo se descontarán de manera preferente de los rendimientos financieros y de los fondos acumulados endicho instrumento financiero.
2.3.8.8.4.11. Mesa de Planeación y Seguimiento
. Para la ejecución de los proyectos a ser financiados con los recursos a que se refiere esta subsección, se establecerá una Mesa de Planeación y Seguimiento, la cual estará integrada por cada una de las autoridades certificadas por el Ministerio del Interior y ubicadas en el área de influencia del proyecto de generación.
PARÁGRAFO 1.
El Ministerio de Minas y Energía ejercerá la secretaría técnica de la Mesa de Planeación y Seguimiento y brindará acompañamiento técnico para la construcción del reglamento, así como la formulación e implementación de los Proyectos Integrales de Beneficio Común relacionados con el sector Minero Energético.
PARÁGRAFO 2
Los Sujetos Obligados participarán en la Mesa de Planeación y Seguimiento a solicitud de esta y solamente para facilitar acompañamiento técnico en asuntos de su competencia.
PARÁGRAFO 3
, La Mesa de Planeación y Seguimiento se dará su propio reglamento y desde la vigencia de esta subsección, deberá estar conformada con anterioridad a la entrada en operación del proyecto de generación de energía. Dicha Mesa, tendrá la presentación, evaluación y priorización de los Proyectos Integrales de Beneficio Común y todos aquellos que se ejecuten con los recursos de transferencias reglamentadas en el presente decreto, previa concertación con las comunidades indígenas beneficiarias de conformidad con los procedimientos establecidos según las instituciones de gobierno propias.
PARÁGRAFO 4.
Cuando la Mesa de Planeación y Seguimiento no se conforme por razones no atribuibles al sujeto obligado, este depositará el monto de las transferencias, en el encargo fiduciario al que se refiere el
2.3.8.8.5.11. de la presente subsección y a la secretaría técnica.
PARÁGRAFO 3.
La obligación de pago de las transferencias se entenderá extinguida una vez se depositen los recursos en la fiducia.
2.3.8.8.5.11 de la presente Subsección, los sujetos obligados, deberán constituir un encargo fiduciario en favor de las Comunidades Negras, Afrocolombianas, Raizales y Palenqueras Beneficiarias. Dentro de las obligaciones de dicho encargo deberá constar la cesión total en favor de la Mesa de Planeación y Seguimiento en tanto esta haya formulado y aprobado el reglamento al que se refiere el
2.3.8.8.5.11.
PARÁGRAFO 1.
Los sujetos obligados deberán procurar la relación de mayor rentabilidad a menor costo de la administración del encargo fiduciario. Procedimiento que podrá ser verificado por la Secretaría Técnica de la Mesa de Planeación y Seguimiento.
PARÁGRAFO 2
. Los costos de funcionamiento del encargo se descontarán de manera preferente de los rendimientos financieros y de los fondos acumulados en dicho instrumento financiero.
2.3.8.8.5.11. de la presente subsección y a la secretaría técnica.
PARÁGRAFO 3.
La obligación de pago de las transferencias se entenderá cumplida una vez se depositen los recursos en la fiducia.
2.3.8.8.5.11. MESA DE PLANEACIÓN Y SEGUIMIENTO.
Para la ejecución de los proyectos a ser financiados con los recursos a que se refiere esta subsección, se establecerá una Mesa de Planeación y Seguimiento, la cual estará integrada por cada una de las autoridades certificadas por El Ministerio del Interior y ubicadas en el área de influencia de proyecto de generación.
PARÁGRAFO 1
. El Ministerio de Minas y Energía ejercerá la secretaría técnica de la Mesa de Planeación y Seguimiento, brindará acompañamiento técnico para la construcción del reglamento, así como la formulación e implementación de los Proyectos Integrales de Beneficio Común relacionados con el sector Minero Energético.
PARÁGRAFO 2.
Los Sujetos Obligados participarán en la Mesa de Planeación y Seguimiento a solicitud de esta y solamente para facilitar acompañamiento técnico en asuntos de su competencia.
PARÁGRAFO 3.
La Mesa de Planeación y Seguimiento se dará su propio reglamento y desde la vigencia de esta subsección, deberá estar conformada con anterioridad a la entrada en operación del proyecto de generación de energía. Dicha Mesa, tendrá la presentación, evaluación y priorización de los Proyectos Integrales de Beneficio Común y todos aquellos que se ejecuten con NÚMERO
los recursos de transferencias reglamentadas en el presente decreto, previa concertación con las comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras beneficiarias de conformidad con los procedimientos establecidos según las instituciones de gobierno propias.
PARÁGRAFO 4.
Cuando la Mesa de Planeación y Seguimiento no se conforme por razones no atribuibles al sujeto obligado, este depositará el monto de las transferencias, en el encargo fiduciario al que se refiere el
2.3.8.8.4.8, Destinación de los recursos.
Los recursos depositados deberán destinarse exclusivamente, en los términos del
2.3.8.8.4.8.
2.3.8.8.4.8. del presente decreto.
2.3.8.8.5.6. Administración de los recursos.
Conformada la Mesa de Planeación o hasta tanto entre en funcionamiento la mismas en los términos del
2.3.8.8.5.6
PARÁGRAFO 5
. Dentro de los seis (6) meses siguientes a partir de la entrada en vigencia de la presente subsección, los Sujetos Obligados que tengan proyectos que hayan entrado en operación y tengan Comunidades Negras, Afrocolombianas, Raizales y Palenqueras Beneficiarias con el acompañamiento del Ministerio de Minas y Energía deberán convocar a las comunidades beneficiarias para la conformación de dicha Mesa de Planeación y Seguimiento.
PARÁGRAFO 6.
Los sujetos obligados comunicarán con debida antelación al Ministerio de Minas y Energía, al Ministerio del Interior, a la UPME y a las Comunidades Negras, Afrocolombianas, Raizales y Palenqueras Beneficiarias, la fecha de puesta en operación, para que de conformidad con las particularidades socio culturales de las comunidades, las características de cada proyecto y siempre salvaguardando la autonomía y el gobierno propio, se inicie el proceso de conformación de la Mesa de Planeación y Seguimiento. Los sujetos obligados y el Ministerio de Minas y Energía harán el acompañamiento técnico para su conformación.
En caso de modificaciones a la fecha de puesta en operación, los sujetos obligados informarán al Ministerio de Minas y Energía, al Ministerio del Interior y a las Comunidades Negras, Afrocolombianas, Raizales y Palenqueras Beneficiarias, las causas de las modificaciones, así como las nuevas fechas de puesta en operación.
Parágrafo 7
PARÁGRAFO 7
. El reglamento tendrá que definir, entre otros, la duración de los períodos de representación, el método y procedimiento de control y veeduría comunitaria a la ejecución de los recursos, los mecanismos para la resolución de controversias. Asimismo, definirá los métodos y procedimientos de control interno, de conformidad con sus usos y costumbres, así como las medidas que se adoptarán cuando integrantes de la Mesa incurran en conductas contrarias al reglamento y a lo dispuesto en este decreto.
Parágrafo 8
PARÁGRAFO 8.
La Mesa de Planeación y Seguimiento quedará constituida a partir de su primera sesión y entrará en funcionamiento una vez se apruebe el reglamento interno y se definan los órganos de gobierno propio
La Mesa de Planeación y Seguimiento se convocará al menos dos veces al año, a partir del inicio de la operación comercial del proyecto, o cuantas veces determine el reglamento interno.
Parágrafo 9
PARÁGRAFO 9
. Las Mesas de Planeación y Seguimiento constituidas conforme a lo dispuesto en el Decreto
1475
de 2022, mantendrán su plena vigencia y la competencia para la ejecución de los proyectos financiados con los recursos a los que se refiere esta subsección. Estas Mesas podrán adecuar sus reglamentos, en lo que corresponda, a las condiciones establecidas en el presente decreto.
2.3.8.8.5.8. Destinación de los recursos.
Los recursos depositados deberán destinarse exclusivamente, en los términos del
2.3.8.8.5.8. y deberán favorecer de manera equitativa a las citadas comunidades, conforme a lo dispuesto en el reglamento de la Mesa de Planeación y Seguimiento.
PARÁGRAFO.
La Mesa de Planeación y Seguimiento podrá aunar esfuerzos económicos con otras Mesas de Planeación para la inversión en Proyectos Integrales de Beneficio Regional para la destinación de la que trata el
2.3.8.8.5.8
2.3.8.8.5.8. del presente decreto.
2.3.8.8.6.1. Objeto
. La presente subsección tiene por objeto adicionar la Subsección 8.6. a la Sección 8 del Capítulo 8, Título 111, Parte 2, Libro 2 del Decreto Único Reglamentario
1073
de 2015 para reglamentar la gobernanza de las transferencias a las que se refiere el
2.3.8.8.6.1
. de la presente subsección, serán quienes generen energía eléctrica propia a partir de Fuentes No Convencionales de Energía - FNCE a las que se refiere la Ley
1715
de 2014 y que tengan plantas nuevas, así como plantas en operación o plantas con asignación de obligaciones al momento de la vigencia de la Ley
2294
de 2023, cuya potencia nominal instalada total supere los 10.000 kilovatios y que estén localizadas en áreas con la mayor radiación solar promedio anual (mayores a 5 kWh/m2/dra) y de mayor velocidad promedio de viento (mayores a 4 m/s a 10m de altura), de acuerdo con los últimos datos disponibles en los atlas de radiación y velocidad de viento del Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales - IDEAM.
2.3.8.9.3.3.
Requisitos
ambientales.
Conforme a las competencias otorgadas por la Ley 99 de 1993, el Decreto 1076 de 2015 y lo señalado en el numeral 4 del
2.3.8.9.3.3
. de Decreto
1073
de 2015. Lo anterior, sin perjuicio de los demás requisitos que establezca el Ministerio de Minas y Energía en la normatividad que expida.
PARÁGRAFO 2.
El área máxima para esta fase será establecida por el Ministerio de Minas y Energía o la entidad que este delegue, en el acto administrativo que expida, en el cual señalará las condiciones, plazos, requisitos y las obligaciones bajo las cuales los interesados obtendrán, mantendrán y perderán el Registro Geotérmico.
2.3.8.9.4.1. Objetivo de la etapa de exploración
. El objetivo de esta etapa es que el Desarrollador realice actividades de investigación, levantamiento y análisis de datos con el fin de comprobar la existencia y las condiciones del Recurso Geotérmico para la generación de energía eléctrica y usos en cascada de acuerdo con los requisitos técnicos.
PARÁGRAFO 1.
En esta etapa, el Desarrollador adelantará estudios, modelos y actividades que contribuyan al conocimiento geológico, geofísico, geoquímico del área, con el objeto de corroborar la existencia del Recurso Geotérmico y su respectivo reservorio, así mismo adelantará actividades y obras para la perforación de pozos exploratorios con el objeto de obtener muestras de rocas y fluidos a diferentes profundidades, las cuales permitirán, con la información geológica, geofísica y de fluidos recolectada durante la actividad, verificar las características geotérmicas y las temperaturas del subsuelo. EE desarrollador deberá dar cumplimiento a lo establecido en el
2.3.8.9.4.1. del presente Decreto y cuente con licencia ambiental en firme;
(ii)
tenga la licencia ambiental en trámite para adelantar actividades de exploración o explotación para la generación de energía eléctrica a partir del Recurso Geotérmico; o
(iii)
ya haya adelantado actividades de Coproducción Geotérmica y tenga licencia ambiental en firme, que autorice esta actividad, cuando aplique.
PARÁGRAFO PRIMERO.
En todo caso, en estos eventos se deberán cumplir con los Requisitos Técnicos y demás lineamientos aplicables.
PARÁGRAFO SEGUNDO.
El Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que éste designe, determinará el resto de las condiciones necesarias para el adecuado funcionamiento del período de transición aquí descrito.
2.3.8.11.1
.
Objeto
. La presente sección tiene como objeto establecer los lineamientos de política pública para habilitar la incorporación y remuneración de los Sistemas de Almacenamiento de Energía (SAE) en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) y en las Zonas No interconectadas (ZNI), en el marco de la Transición Energética Justa.
2.3.8.11.1.
2.5.1.5.5.
Clasificación de la Minería a pequeña, mediana y gran escala en etapa de explotación:
Los títulos mineros que se encuentren en la etapa de explotación, con base en lo aprobado en el respectivo Plan de Trabajo y Obras o en el documento técnico que haga sus veces, se clasificarán en pequeña, mediana o gran minería de acuerdo con el volumen de la producción minera máxima anual, para los siguientes grupos de minerales: carbón, materiales de construcción, metálicos, no metálicos, metales preciosos, piedras preciosas y semipreciosas, como se muestra a continuación:
MINERAL
PEQUEÑA
MEDIANA
GRAN
Subterránea
Cielo Abierto
Subterránea
Cielo Abierto
Subterránea
Cielo Abierto
Carbón (Ton/año)
Hasta 60.000
Hasta 45.000
> 60.000 hasta 650.000
> 45.000 hasta 850.000
> 650.000
> 850.000
Materiales de construcción (M3/año)
N/A
Hasta 30.000
N/A
>30.000 hasta 350.000
N/A
> 350.000
Metálicos (Ton/año)
Hasta 25.000
Hasta 50.000
>25.000 hasta 400.000
>50.000 hasta 750.000
>400.000
> 750.000
No Metálicos (Ton/año)
Hasta 20.000
Hasta 50.000
>20.000 hasta 300.000
>50.000 hasta 1.050.000
>300.000
>1.050.000
Metales Preciosos (oro, plata y platino) (Ton/año) o (M3/año)
Hasta 15.000 Ton/año
Hasta 250.000 m3/año
> 15.000 hasta 300.000 Ton/año
> 250.000 hasta 1.300.000 m3/año
> 300.000 Ton/año
> 1.300.000 m3/año
Piedras preciosas y semipreciosas (Ton/año)
Hasta 20.000
N/A
>20.000 Hasta 50.000
N/A
>50.000
N/A
PARÁGRAFO
.
En los casos en que en el área de un título minero se encuentren de manera simultánea los métodos de explotación subterráneos y a cielo abierto, se seleccionará el que tenga mayor producción, para que bajo este se clasifique el proyecto de acuerdo con la tabla anterior.
PARÁGRAFO
.
Para el caso de metales preciosos y minerales metálicos en minería subterránea, los valores establecidos en la tabla corresponden al total de toneladas de material útil removido. Para minería a cielo abierto, corresponde al total de metros cúbicos de material útil y estéril removido.
Para el caso de piedras preciosas y semipreciosas en minería subterránea y a cielo abierto, los valores establecidos en la tabla corresponden al total de material útil y estéril removido.
PARÁGRAFO
.
En el evento en que en el área de un título minero se extraiga de manera simultánea diferentes minerales, deberá realizarse para su clasificación la sumatoria de los volúmenes de producción de cada uno de estos; seleccionando el mineral de mayor producción para que en atención a este se clasifique el proyecto de acuerdo con la tabla anterior.
2.5.1.5.5 del presente Decreto, que se encuentren adelantando actividades de explotación desde antes del 15 de julio de 2013, en el área perteneciente a dicho título.
Al igual, desarrolla las condiciones para la devolución y administración de las áreas devueltas por el beneficiario de un título minero, como resultado de un proceso de mediación o por decisión directa de éste, para la formalización de pequeños mineros que hayan llevado a cabo su explotación en el área objeto de devolución o por reubicación de los que se encuentran en un área distinta a la zona devuelta y que la requieren debido a las restricciones ambientales o sociales que se presentan en el lugar donde están ejerciendo sus labores.
PARÁGRAFO
.
La suscripción del Subcontrato de Formalización Minera y la Devolución de Áreas para la Formalización Minera se podrán realizar en cualquier etapa del título minero.
(Decreto 480 de 2014, art. 1; Sustituido por el Decreto 1949 de 2017, art.
1
)
2.5.9.5., del presente decreto. Igualmente deberán reclasificarse los proyectos en exploración cuando por cualquier razón exista disminución de la extensión del título minero.
2.5.9.5.
Trámites, formatos y protocolos.
El Ministerio de Minas y Energía o la entidad a quien este delegue o a quien se tercerice la fiscalización, acogerá los trámites establecidos en la ley y adoptará los formatos y protocolos que faciliten el desarrollo y cumplimiento de la función de fiscalización teniendo en cuenta la clasificación de las actividades mineras de pequeña, mediana y gran minería, de acuerdo con el
2.5.1.6.2.13. de este decreto para las Comisiones Regionales de Seguridad Minera.
Estas agendas estarán enfocadas en desarrollar, de manera coordinada, las políticas, programas y acciones prioritarias con el propósito de garantizar la gestión de la seguridad minera en el territorio nacional o en las regiones y tendrán entre otras líneas estratégicas: el fortalecimiento de buenas prácticas en la gestión del riesgo, la formulación e implementación de políticas públicas relacionadas con los aspectos de seguridad del sector minero, la optimización de la información relacionada con los indicadores de los accidentes de trabajo y la enfermedad laboral en la minería, la promoción de la cultura de la prevención y del trabajo seguro en el sector minero, así como las líneas propias de cada región de acuerdo con las particularidades del territorio.
PARÁGRAFO
.
(
Adicionado por el art. 1, Decreto 875 de 2025
).
Estas agendas serán revisadas y ajustadas cada cuatro (4) años o de manera extraordinaria cuando sea necesario y así lo definan las respectivas comisiones.
2.5.1.6.2.13.
Integrantes de las Comisiones Regionales de Seguridad Minera
-
CRSM.
(
Adicionado por el art. 1, Decreto 875 de 2025
).
Las Comisiones Regionales de Seguridad Minera - CRSM, tendrán su jurisdicción alineada con la distribución realizada por la Autoridad Minera en sus Puntos de Atención Regional y estarán conformadas por los siguientes miembros:
1
. Los Gobernadores de los departamentos de la jurisdicción regional en donde haya actividad minera, o sus delegados.
2
. Tres delegados por jurisdicción regional, de los alcaldes de los municipios que presenten mayores cifras de accidentalidad en la actividad minera. Estos podrán ser seleccionados cada dos años, de acuerdo con los reportes de siniestralidad que remita el Comité Técnico a la Comisión Nacional de Seguridad.
3
. Un delegado de los Directores territoriales del Ministerio del Trabajo.
4
. Un delegado de los secretarios de salud departamental.
5
. Un delegado técnico minero de la Dirección de Formalización Minera por parte del Ministerio de Minas y Energía o quien haga sus veces.
6
. El Coordinador del Punto de Atención Regional de la Autoridad Minera o el gestor de la estación o punto de apoyo de Salvamento Minero, de acuerdo con su competencia y jurisdicción.
7
. Un delegado de los Coordinadores departamentales de Gestión del Riesgo de Desastres.
PARÁGRAFO
1.
(
Adicionado por el art. 1, Decreto 875 de 2025
).
Las Comisiones Regionales de Seguridad Minera - CRSM tendrán autonomía para sesionar en el municipio donde consideren dentro de la región y de acuerdo con las particularidades del territorio se podrán constituir Comisiones Regionales para un solo departamento. En todo caso, en lo que respecta a la toma de decisión de los integrantes de que tratan los numerales 1 y 2 del presente artículo, deberán unificar su posición en un solo voto; es decir, un voto por Gobernaciones y un voto por alcaldías.
PARÁGRAFO
2.
(
Adicionado por el art. 1, Decreto 875 de 2025
).
Las Comisiones Regionales de Seguridad Minera - CRSM podrán invitar a sus sesiones a representantes de entidades públicas o privadas, gremios y/o asociaciones del sector minero con presencia en los territorios, academia con programas de formación relacionados con ciencias de la tierra y seguridad minera y a representantes de organismos nacionales e internacionales especializados en seguridad y podrán apoyarse con expertos cuando lo estimen conveniente. En todo caso, estas comisiones contarán con la participación permanente del Director Territorial del Servicio Nacional de Aprendizaje - SENA, o su delegado.
PARÁGRAFO
3.
(
Adicionado por el art. 1, Decreto 875 de 2025
).
Para las delegaciones de que tratan los numerales 3, 4 y 5, cada entidad, según sus competencias, deberá informar por escrito la designación de sus representantes, la cual se realizará teniendo en cuenta la experiencia, los conocimientos técnicos y normativos. Así mismo, la Agencia Nacional de Minería y la Unidad Nacional para la Gestión del Rie
2.4.2.1.4 de la presente sección.
PARÁGRAFO
.
En caso de presentarse solicitud de concesión concurrente en una superposición parcial, se procederá a informar al interesado con el fin de que dentro de los diez (10) días siguientes, manifieste si renuncia al área superpuesta. En caso contrario, se adelantará el trámite previsto en el
2.4.2.1.4 da presente sección, en la que se concederá la palabra al perito por una sola vez con el fin de que rinda su dictamen, el cual deberá precisar la compatibilidad o interferencia de las explotaciones.
Concluida la intervención del perito, el funcionario de la autoridad minera competente procederá en forma verbal y motivada a resolver definitivamente sobre la solicitud de concesión concurrente y se continuará con el trámite previsto en la Ley 685 de 2001.
Como resultado de la misma, el funcionario de la autoridad minera competente levantará un acta que deberá ser suscrita por los intervinientes y en la cual quedará una constancia del desarrollo de esta.
(Decreto 2653 de 2003, art 6)
2.4.3.1.3. de esta sección, en el acuerdo del respectivo concejo municipal o distrital se concretará la intención de establecer las medidas de protección referidas, se indicarán las causas y se establecerán los fines perseguidos.
Las medidas de protección deben fundamentarse en estudios técnicos elaborados a cargo del respectivo municipio o distrito, los cuales deben contener el análisis de los efectos sociales, culturales, económicos o ambientales que podrían derivarse de la aplicación de las citadas medidas en relación con los impactos que puede generar la actividad minera. Los costos de estos estudios serán asumidos por el Municipio solicitante.
Los estudios aludidos deberán acompañarse a la solicitud y estarán en concordancia con los planes de ordenamiento territorial, planes básicos de ordenamiento territorial y esquemas de ordenamiento territorial, según el caso.
(Decreto 2691 de 2014, art4)
2.4.3.1.3
(Decreto 2691 de 2014, art 5)
2.5.4.1.1
. Definiciones.
Se adoptan las siguientes definiciones tanto para los fines del Glosario Minero como para la interpretación de la presente sección:
(Decreto 933 de 2013, art 1)
2.5.4.1.1.
Contratos especiales.
Los contratos especiales de concesión minera que se suscriban sobre las áreas de reserva especial establecidas por el Ministerio de Minas y Energía, deben contener los motivos que dieron lugar a la delimitación de dicha área de conformidad con lo señalado en los artículos 31 y 248 del Código de Minas.
(Decreto 2809 de 2009, en 1)
2.5.4.1.2.
Ámbito de aplicación.
La presente sección rige las actuaciones administrativas relacionadas con las solicitudes que se presentaron en vigencia del
2.5.4.1.2.
Cesión.
En los contratos especiales de concesión minera, no habrá lugar a la cesión de áreas; solo será viable la cesión parcial de derechos por cuotas o porcentajes. Si la cesión parcial de derechos supera el cincuenta y uno por ciento -51 % - el concesionario se obliga a pagar a la Nación, el valor invertido a través de la autoridad minera nacional o concedente o por entes territoriales en los estudios geológico-mineros realizados en el área de reserva especial declarada, llevado a valor presente neto.
(Decreto 2809 de 2009, art 2)
2.5.4.1.3.
Área del contrato.
El área máxima susceptible de otorgar en un proceso de formalización minera es de ciento cincuenta (150) hectáreas para personas naturales y quinientas hectáreas (500) para grupos o asociaciones de mineros tradicionales.
(Decreto 933 de 2013, art 3)
2.5.4.1.3.
Suscripción.
Una vez suscrito el contrato especial de concesión e inscrito en el Registro Minero Nacional, el Ministerio de Minas y Energía, a través de la Dirección de Minas, acompañará a la comunidad o asociación minera, para ejecutar el contrato de concesión de minería especial con base en los estudios técnicos realizados, y a adelantar la gestión ante las diferentes entidades del Estado para que acompañen el proyecto minero a ejecutar.
(Decreto 2809 de 2009, art 3)
2.5.4.1.4
. Número de solicitudes.
Los solicitantes de formalización de minería tradicional de que trata esta sección, solo podrán presentar una solicitud en el Territorio Nacional.
PARÁGRAFO
.
Los solicitantes de que trata esta sección no podrán presentar otras solicitudes de formalización que se superpongan total o parcialmente sobre la misma área por él solicitada. Ante tal situación, las solicitudes radicadas con posterioridad a la primera solicitud serán objeto de rechazo.
(Decreto 933 de 2013, art 4)
2.5.4.1.4.
Minuta del contrato especial.
El Ministerio de Minas y Energía, adoptará la minuta del contrato especial de concesión minera y realizará el seguimiento de su ejecución a través de la autoridad minera delegada competente, quien informará trimestralmente al Ministerio de Minas y Energía, sobre el estado del mismo, con el fin que se tomen los correctivos a que haya lugar.
(Decreto 2809 de 2009, en 4)
SECCION 2.
MINERALES DE INTERÉS ESTRATÉGICO
2.4.5.1.1. 3.2 de la presente sección.
PARÁGRAFO
.
En aquellas explotaciones que por las características hidráulicas y sedimentológicas del área solicitada se presenten cambios físicos y ambientales, y no sea posible corroborar en la visita que los avances y desarrollos mineros corresponden al ejercicio de la actividad minera sin interrupción en los términos señalados en la presente sección, será la Autoridad Minera competente quien determine mediante evidencias o conocimientos técnico-científicos la viabilidad de dicha solicitud.
(Decreto 933 de 2013, art 11)
2.4.5.1.1. 3.2 de la presente sección, se debe anexar al informe el (las) acta (s) respectiva (s).
(Decreto 933 de 2013, art 13)
2.5.4.2.13.
Requerimientos de la visita de seguimiento al área subcontratada.
En el evento en que la Autoridad Minera Nacional durante el desarrollo de la visita detecte que la explotación minera no cumple con las condiciones técnicas, operativas y de seguridad mínimas establecidas en la ley, deberá establecerlo en el acta de visita, así como el requerimiento de subsanación de las mismas mediante la implementación de medidas preventivas; para lo cual establecerá un término para su cumplimiento, so pena de la imposición de las sanciones pertinentes y la terminación de la aprobación del subcontrato.
La Autoridad Minera Nacional realizará las visitas de verificación necesarias para constatar el cumplimiento de los requerimientos realizados, e informará al subcontratista y al titular minero sobre las conclusiones y recomendaciones de la visita.
(Decreto 480 de 2014, art 13; Sustituido por el Decreto 1949 de 2017, art.
1
)
2.5.4.2.13 de este decreto.
d. Frecuencia de la fiscalización diferencial. La entidad que realice la fiscalización diferencial deberá incluir en el plan de acción para fiscalización de títulos mineros, la programación de las visitas que realizará el año siguiente a los subcontratos de formalización minera, para que sean aprobadas por la Dirección de Minería Empresarial del Ministerio de Minas y Energía, o quien haga sus veces.
e. Inspecciones conjuntas: El Ministerio de Minas y Energía o la entidad a quien este delegue o a quién se tercerice la fiscalización, informará a la autoridad ambiental competente, la programación de las inspecciones de campo en procura de contar con su acompañamiento en las que esta entidad considere pertinente, con el propósito de evidenciar dentro del marco de sus competencias, el cumplimiento de las obligaciones derivadas del subcontrato de formalización minera y del instrumento ambiental correspondiente, dicha información podrá ser compartida entre dichas autoridades. No obstante, en ningún caso la fiscalización se subordinará a su realización en forma conjunta.
2.5.4.3.14.
Suscripción Contrato de Concesión para la Formalización Minera.
Después de la aprobación del Programa de Trabajo y Obras - PTO, la Autoridad Minera Nacional suscribirá con el pequeño minero beneficiario, el correspondiente Contrato de Concesión para la Formalización Minera.
El Contrato de Concesión que se suscriba con los pequeños mineros en las áreas devueltas para el programa de formalización minera, se otorgará en etapa de explotación y se regulará por lo previsto en la Ley 685 de 2001, o la que la adicione, modifique o sustituya.
(Decreto 1949 de 2017, art.
2
)
2.5.4.3.14. del presente decreto.
2.5.4.4.1.1.3 de esta Sección y los Beneficiarios de Devolución de Áreas para la formalización, que no cuenten con título minero, podrán acceder por una única vez, a un solo contrato de concesión mediante requisitos diferenciales.
PARÁGRAFO
1.
Los interesados no podrán presentar simultáneamente más de una propuesta de contrato de concesión con requisitos diferenciales a los que se refiere la presente Sección.
PARÁGRAFO
2.
Una vez obtenido el contrato mediante requisitos diferenciales, los Mineros de Pequeña Escala y los Beneficiarios de Devolución de Áreas para la formalización, podrán ser beneficiarios de otros títulos mineros en los términos y condiciones establecidos en el Código de Minas para el régimen ordinario.
2.5.4.4.1.1.3. Mineros de Pequeña Escala.
Para efectos de esta Sección, y para poder acceder al contrato de concesión con requisitos diferenciales, los mineros de pequeña escala serán los que cumplan los siguientes requisitos:
a) No contar con un título minero vigente.
b) Requerir en concesión un máximo de hasta 100 hectáreas bajo el sistema de cuadrícula minera.
c) Que su producción atienda el volumen máximo anual establecido según el tipo de mineral, como se muestra a continuación:
GRUPO DE MINERALES
MINERIA SUBTERRANEA
MINERIA A CIELO ABIERTO
Carbón (Ton/año)
Hasta 20.000
N/A *
Materiales de Construcción (M3/año)
N/A *
Hasta 10.000
Metálicos (Ton/año) **
Hasta 22.000
Hasta 35.000
No Metálicos (Ton/año) ***
Hasta 16.000
Hasta 20.000
Metales Preciosos (oro, plata y platino) (Ton/año) o (M3/año) ****
Hasta 10.000 Ton/año
Hasta 165.000 M3/año
Piedras Preciosas y semipreciosas (m
3
/año)
Hasta 6.000
N/A *
* N/A: El mineral no aplica para este tipo de minería.
** El volumen de producción hace referencia a material mineralizado.
***Incluye los minerales industriales y los otros no metálicos no definidos en la tabla.
**** El Volumen de producción hace referencia a material removido para minería subterránea
En los casos no especificados como material mineralizado se hace referencia a material removido.
2.5.4.4.1.2.1. Requisitos diferenciales para la presentación de la Propuesta de Contrato de Concesión.
Los Mineros de Pequeña Escala y los Beneficiarios de Devolución de Áreas para la formalización, deberán cumplir con los siguientes requisitos:
a) Selección del área libre o área de solicitud de conversión o área objeto de devolución que sea requerida en concesión, en el Sistema Integral de Gestión Minera;
b) Señalamiento del murnc1p10, departamento y de la autoridad ambiental competente según el área solicitada;
c) Indicación del mineral o minerales objeto del contrato;
d) Presentación del anexo técnico, el cual debe incluir entre otros aspectos, el programa mínimo exploratorio, la idoneidad laboral y ambiental, y el estimativo de la inversión mínima que se requiere para la exploración, de acuerdo con los términos de referencia diferenciales adoptados por la autoridad minera nacional.
Para los contratos que inician en etapa de explotación, el estimativo de inversión se calculará con fundamento en los flujos financieros que se presenten como parte del anexo técnico conforme a la operación actual;
e) Acreditación de la capacidad económica, de acuerdo con los criterios diferenciales que expida la Autoridad Minera Nacional en desarrollo de lo previsto en el
2.5.4.4.1.2.1., de la Subsección 2, de acuerdo con los términos de referencia diferenciales para la presentación del anexo técnico de que trata el literal d) del
2.5.4.4.1.2.1. y los criterios diferenciales para la acreditación de la capacidad económica expedidos por la Autoridad Minera referido en el literal e) del
2.5.4.4.1.2.1.
PARÁGRAFO
.
Los Beneficiarios de Devolución de Áreas que se encuentran realizando actividades de explotación en el área del titular minero que realiza la devolución, deberán suscribir un contrato de concesión atendiendo los lineamientos señalados en el
2.5.4.4.1.2.1, el contrato de concesión se otorgará en etapa de exploración con explotación anticipada, la cual tendrá la misma vigencia del período exploratorio, consagrado en el
2.5.4.4.1.2.1., y se solicite con una antelación no menor a 3 meses anteriores al vencimiento del periodo inicial, de acuerdo con lo dispuesto por el
2.4.8.1.10 de la presente sección. Caso contrario, se ordenará el rechazo de la solicitud a través de acto administrativo motivado contra el cual sólo procede recurso de reposición.
(Decreto 2390 de 2002, art 6)
2.4.8.1.10 de esta sección.
Los asuntos no regulados en esta sección estarán sujetos al procedimiento establecido en el Código de Procedimiento Civil, en cuanto sean compatibles con el
2.5.6.1.5.3.
Capacidad Económica.
El requisito de capacidad económica establecido en esta sección, será exigible a partir del 1 de enero del año 2017, a los comercializadores de minerales inscritos a la fecha en el RUCOM; a los comercializadores de minerales que hayan iniciado el trámite de inscripción, y a los comercializadores de minerales que la soliciten a partir del 17 de febrero de 2015.
(Decreto 0276 de 2015, art 16)
SECCIÓN 2
DE LAS MEDIDAS RELACIONADAS CON EL BENEFICIO Y COMERCIALIZACIÓN DE MINERALES
(Sección adicionada por el Decreto 1421 de 2016, art. 1)
2.5.6.1.5.3 del Decreto 1073 de 2015, la cual deberá ser soportada de acuerdo con los criterios que para el efecto fijará la Autoridad Minera Nacional.
h. Certificación de Inscripción en el Registro Mercantil.
i. Suministrar la siguiente información: Ubicación de la planta de beneficio, mineral objeto de beneficio, cantidad de mineral beneficiado en el año inmediatamente anterior, capacidad de la planta, relación de insumos utilizados en el beneficio, método de beneficio y equipos utilizados.
2.5.7.2 de esta sección, dentro de los diez (10) días hábiles siguientes a la terminación de cada trimestre calendario, una declaración de producción de los minerales objeto del reconocimiento, indicando la jurisdicción municipal de donde se extrajo el mineral y liquidando el gravamen de que trata el inciso segundo del
2.5.7.2.
Formularios de Declaración.
La declaración a la cual se refiere el artículo anterior, se presentará en los formularios que para el efecto diseñe Minercol Ltda., o quien haga sus veces, en los cuales se deben indicar como mínimo los siguientes datos:
a) Trimestre declarado y año;
b) Nombre, domicilio y dirección del declarante;
c) Cédula de ciudadanía o número de identificación tributaria (NIT);
d) Nombre y lugar de ubicación de la mina o unidad de producción (municipio, vereda);
e) Cantidad del mineral producido en el trimestre a que se refiere la declaración;
f) Destino del mineral producido en el mencionado trimestre; nombre y domicilio de las personas a las cuales se les suministró el mineral, indicando la cantidad del mismo;
g) Liquidación del gravamen de que trata el inciso segundo del
2.5.10.5.
Participación de las entidades en la protección del Patrimonio Geológico y Paleontológico.
La declaratoria de zonas de protección patrimonial geológica y paleontológica que realice el Servicio Geológico Colombiano requiere la construcción e implementación de un Plan de Manejo y Protección de toda el área de interés, que será elaborado por las respectivas autoridades territoriales en coordinación con el Servicio Geológico Colombiano y el Instituto Colombiano de Antropología e Historia - ICANH y las autoridades ambientales regionales, cuando el patrimonio geológico y paleontológico se encuentre localizado en áreas de especial importancia ecológica regional, de conformidad con lo establecido en la Ley 397 de 1997. Ley 1185 de 2008 y el Decreto 1076 de 2015 o las normas que los modifiquen o sustituyan.
El Servicio Geológico Colombiano será la entidad que establecerá los lineamientos específicos aplicables en aspectos como protección, conservación, infraestructura y funcionamiento interno, y colecta de material geológico y paleontológico, entre otros.
PARÁGRAFO
.
: Para la participación de las autoridades territoriales en la protección del Patrimonio Geológico y Paleontológico, se dará aplicación de los principios de coordinación, concurrencia y subsidiariedad, previstos en el
2.5.10.5. del presente Decreto.
(Decreto 1353 de 2018, art.
1
)
2.5.10.1.3.
(Decreto 1353 de 2018, art.
1
)
SECCIÓN 1
DE LA GESTIÓN INTEGRAL DEL PATRIMONIO GEOLÓGICO Y PALEONTOLÓGICO.
2.5.10.1.3
. Declaratoria de Zonas de Protección Patrimonial Geológica y Paleontológica.
El Servicio Geológico Colombiano, una vez realizada la valoración pertinente o por solicitud de un tercero, declarará Zonas de Protección Patrimonial Geológica y Paleontológica por presencia de dicho patrimonio mediante resolución de carácter general, estableciendo las condiciones para su conservación y protección.
Para tal efecto, previamente consultará a otras entidades públicas y autoridades territoriales que puedan haber concedido permisos o licencias dentro de dichas áreas o que puedan tener interés en la decisión. El resultado de estas consultas deberá ser remitido junto con la solicitud de informe al Ministerio de Minas y Energía, el cual a través de sus áreas técnicas se pronunciará respecto de las actividades mineras, de hidrocarburos y de generación, interconexión, trasmisión, distribución y comercialización de energía que puedan presentarse en la zona de eventual declaración. Las observaciones, recomendaciones y conclusiones que presente el Ministerio de Minas y Energía serán de obligatorio cumplimiento en la resolución que decida sobre la declaratoria de la zona de protección patrimonial geológica y paleontológica.
Para la presentación de este informe, se hará uso de la interoperabilidad de la información y se tendrá en cuenta los términos establecidos en la Ley 1755 de 2015.
PARÁGRAFO
.
: El Servicio Geológico Colombiano contará con un término de diez (10) días hábiles a partir del informe emitido por el Ministerio de Minas y Energía, para la evaluación, valoración de la información recolectada y la declaratoria de dichas zonas de protección.
PARÁGRAFO
.
: Para la declaratoria de zonas de protección patrimonial geológica y paleontológica, se respetarán los derechos adquiridos de las personas naturales y jurídicas que adelanten actividades mineras, de hidrocarburos y de generación, interconexión, trasmisión, distribución y comercialización de energía.
PARÁGRAFO
.
: Para la declaratoria de zonas de protección patrimonial geológica y paleontológica, se dará aplicación de los principios de coordinación, concurrencia y subsidiariedad, previstos en el
2.5.10.1.2.
Declaratoria de Bienes muebles de Interés Geológico y Paleontológico.
El Servicio Geológico Colombiano, una vez realizada la valoración pertinente o por solicitud de un tercero declarará los bienes muebles de interés geológico y paleontológico mediante resolución de carácter general, estableciendo las condiciones para su conservación y protección.
Para determinar que un bien es de interés geológico y paleontológico se tendrá en cuenta su valor intrínseco y/o su representatividad desde el punto de vista científico, estético, educativo, cultural y/o recreativo.
PARÁGRAFO
.
El concepto de pertenencia de un bien o conjunto de bienes determinados al patrimonio geológico y paleontológico no tiene carácter declarativo, sino de reconocimiento en materia técnica y científica para determinados efectos previstos en las normas vigentes.
(Decreto 1353 de 2018, art.
1
)
2.5.10.1.2. del presente decreto.
(Decreto 1353 de 2018, art.
1
)
2.5.10.2.1.
Actividades de excavación e intervención de carácter paleontológico.
Para adelantar una o algunas de las labores y actividades que sustentan o acompañan la investigación científica paleontológica tales como: colecta, extracción y excavación de restos paleontológicos, intervención y aplicación de pruebas, ensayos y análisis especializados sobre bienes extraídos, entre otras, se requerirá de la autorización para el desarrollo de actividades de excavación e intervención de carácter paleontológico expedido por el Servicio Geológico Colombiano.
Las universidades colombianas debidamente acreditadas por el Ministerio de Educación Nacional que cuenten con el programa aprobado de geología, ingeniería geológica, geociencias o biología, así como los centros de investigación geológica y paleontológica acreditados por Colciencias, tienen autorización para el desarrollo de las actividades previstas en el presente artículo, estando obligadas a informar previamente la realización de la actividad, así como los resultados generados, indicando los posibles bienes encontrados y su posterior registro en el Inventario Nacional Geológico y Paleontológico, garantizando en todo momento la protección integral de los bienes de interés geológico y paleontológico encontrados.
Cuando en el desarrollo de actividades de excavación e intervención de carácter paleontológico las universidades colombianas debidamente acreditadas por el Ministerio de Educación Nacional que cuenten con el programa aprobado de geología, ingeniería geológica, geociencias o biología, así como los centros de investigación geológica y paleontológica, contraten el desarrollo de alguna de las actividades indicadas a través de terceros, se requerirá de la autorización de que trata este artículo.
Las autorizaciones para el desarrollo de actividades de excavación e intervención de carácter paleontológico de las que trata el presente capítulo, podrán incluir, si corresponde, la autorización para la movilización dentro del territorio nacional de los posibles bienes de interés geológico y paleontológico objeto de estudio. En cualquier caso, el Servicio Geológico Colombiano emitirá una comunicación en la que conste de manera expresa qué bienes serán objeto de movilización y de qué forma se realizará.
PARÁGRAFO
.
En los casos donde estas excavaciones e intervención de carácter paleontológico se encuentren en áreas del Sistema de Áreas Protegidas (SINAP), se deberá contar con la respectiva autorización de la autoridad ambiental competente.
(Decreto 1353 de 2018, art.
1
)
2.5.10.2.1., los grupos de investigación, así como las instituciones de investigación extranjera que pretendan realizar actividades de excavación e intervención de carácter paleontológico deberán cumplir, entre otras, con las siguientes condiciones:
a) Contar con líneas de investigación científica que contengan las diferentes temáticas o campos de investigación asociados a las actividades científicas de carácter paleontológico.
b) Contar con una dependencia o persona responsable de la administración de dichas líneas de investigación científica.
c) Encontrarse debidamente acreditadas por el Ministerio de Educación Nacional, y sus líneas de investigación debidamente aprobadas y reconocidas dentro de la institución.
d) En el caso de instituciones de investigación extranjeras, estar debidamente acreditadas y contar con amplio reconocimiento en la investigación geológica y/o paleontológica.
PARÁGRAFO
.
: Excepcionalmente, el Servicio Geológico Colombiano podrá conceder autorización a investigadores científicos para el desarrollo de actividades de excavación e intervención de carácter paleontológico, bajo las condiciones científicas y técnicas que para tal fin establezca la entidad.
PARÁGRAFO
.
: Cuando se trate del otorgamiento de autorización para el desarrollo de actividades de excavación e intervención de carácter paleontológico y que se proyecten de manera total o parcialmente dichas actividades al interior de un área en la que se adelanten actividades mineras, de hidrocarburos y de generación, interconexión, trasmisión, distribución y comercialización de energía, el Servicio Geológico Colombiano deberá tener en cuenta las observaciones, recomendaciones y conclusiones presentadas en el informe emitido por parte del Ministerio de Minas y Energía en los términos de los artículos 2.2.5.10.1.2. y 2.2.5.10.1.3 del presente decreto para la toma de la decisión correspondiente.
(Decreto 1353 de 2018, art.
1
)
2.5.11.1.1 Funciones de los Consejos Comunitarios como máximas autoridades de administración interna de los territorios colectivos.
De conformidad con lo dispuesto en el
2.5.11.1.1. del presente decreto.
El Ministerio del Interior, deberá agotar todos los medios legales pertinentes para notificar en debida forma al representante legal de la comunidad concernida, sobre los alcances del contrato de concesión solicitado, en orden a que esta comunidad tenga la oportunidad real de pronunciarse sobre el referido derecho de prelación.
8. Comparecencia de la comunidad negra, afrocolombiana, raizal y palenquera interesada para el ejercicio del derecho de prelación.
Dentro de los treinta (30) días hábiles siguientes a la notificación del auto que ordena el ejercicio del derecho de prelación, el representante legal, previa autorización de la asamblea general del consejo comunitario respectivo, comparecerá ante la autoridad minera competente y manifestará por escrito su decisión de ejercer o no el derecho de prelación que le asiste.
Si dentro del término establecido la comunidad no comparece, lo hace en forma extemporánea o manifiesta su negativa a ejercer el derecho de prelación, la autoridad minera mediante auto motivado ordenará el archivo de las actuaciones y continuará con el estudio de la propuesta de contrato de concesión que le dio inicio.
9. Ejercicio del derecho de prelación
. Si la comunidad negra, afrocolombiana, raizal o palenquera ejerce su derecho de prelación, la autoridad minera le informará por escrito que dispone de un término de seis (6) meses prorrogables por el mismo término , contados a partir del ejercicio del derecho de prelación, para presentar la propuesta de contrato de concesión minera especial para comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras.
10. Acompañamiento y asistencia técnica para el ejercicio del derecho de prelación.
Conforme al
2.5.11.6.1 Línea Especial para comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras en el Fondo de Fomento Minero.
11. Presentación de la propuesta contrato de concesión minera especial para comunidades negras, en el ejercicio del derecho de prelación.
La propuesta del contrato de concesión minera especial para comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras, en ejercicio del derecho de prelación, se presentará por escrito y con los anexos respectivos, por parte del representante legal del consejo comunitario o de la forma organizativa que la comunidad adopte, ante la autoridad minera competente, quien una vez recibida la radicará en la plataforma Anna Minería, o en aquella que corresponda. No obstante, si la comunidad así lo decide podrá presentarla de manera directa en la plataforma creada para el efecto.
12. Otorgamiento del contrato de concesión minera especial para comunidades negras, en ejercicio del derecho de prelación.
Recibida la propuesta y luego de la evaluación técnica respectiva, la autoridad minera en caso de ser procedente otorgará contrato de concesión minera especial para Comunidades Negras, de los minerales solicitados en ejercicio del derecho de prelación y exclusividad, en favor del consejo comunitario respectivo, el cual se inscribirá en el Registro Minero Nacional (RMN).
2.5.11.6.1., Línea Especial para comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras en el Fondo de Fomento Minero.
2.5.11.6.1, Línea Especial para comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras en el Fondo de Fomento Minero, del presente decreto.
2.5.11.6.1. Línea Especial para comunidades negras en el Fondo de Fomento Minero.
Para fomentar proyectos de pequeña minería a ser ejecutados por las comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras, en armonía con lo dispuesto en los artículos
55
y
58
de la Ley 70 de 1993, que facultan al Gobierno nacional para adecuar los programas de crédito y asistencia técnica existentes en el sector minero, a las particulares condiciones socioeconómicas y ambientales de las comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras crease una cuenta o línea especial para comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras, al interior del Fondo de Fomento Minero dispuesto en el
2.5.11.5.2. Reglas para el otorgamiento del contrato de concesión minera especial para comunidades negras.
Para el otorgamiento del contrato de concesión minera especial para Comunidades Negras, se atenderán las siguientes reglas:
1. Otorgamiento del Contrato independientemente de la existencia de territorio colectivo adjudicado.
El contrato de concesión minera especial para Comunidades Negras se otorgará por la autoridad minera en los territorios colectivos, en trámite de adjudicación y ocupados ancestralmente por las comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras.
2. Otorgamiento del Contrato independientemente de la existencia de zona minera declarada.
El contrato de concesión minera especial para Comunidades Negras se otorgará por la autoridad minera independientemente de que exista zona minera de Comunidades Negras declarada.
3. Otorgamiento del Contrato respetando los títulos mineros existentes, adquiridos conforme a derecho.
El contrato de concesión minera especial para Comunidades Negras se otorgará sin perjuicio de los derechos adquiridos o constituidos a favor de terceros, tal como lo establece el
2.5.11.5.2.del presente decreto.
SECCIÓN 8
DE LA PARTICIPACIÓN DE LAS COMUNIDADES NEGRAS, AFROCOLOMBIANAS, RAIZALES Y PALENQUERAS EN LA INSTITUCIONALLDAD DEL SECTOR MINERO
2.5.12.2.1
.
Criterios para la Identificación, Priorización y la Delimitación de los Distritos Mineros Especiales para la Diversificación Productiva.
El Ministerio de Minas y Energía o a quien éste delegue, para la identificación, priorización y delimitación del área de los Distritos Mineros Especiales para la Diversificación Productiva, tendrá en cuenta entre otros, los siguientes criterios:
El tipo de operación minera que se desarrolla, el volumen de producción y el grado de concertación de las actividades mineras, de acuerdo con la información por parte del Ministerio de Minas y Energía, sus entidades adscritas y las entidades territoriales competentes junto a la información disponible de yacimientos de interés proveniente del Servicio Geológico Colombiano, como las del Plan Nacional de Conocimiento Geocientífico, entre otras fuentes,
La tradición minera de las comunidades de acuerdo con la información disponible por parte del Ministerio Minas y Energía, sus entidades adscritas, las entidades territoriales competentes o la entidad que haga sus veces.
La existencia de otras actividades productivas complementarias y sus oportunidades de fortalecimiento, incluyendo la posibilidad de proyectos bioeconómicos, conforme la información allegada por el Ministerio de Agricultura y Desarrollo Rural, el Ministerio de Comercio, Industria y Turismo, el Ministerio de Ciencia Tecnología e Innovación, el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, sus entidades adscritas y por las entidades territoriales competentes.
Las determinantes del ordenamiento territorial en los términos del
2.5.12.2.1
del presente decreto; iii). convocará a las entidades y actores relevantes que se han identificado como tales durante el diagnóstico previo realizado; iv). dispondrá la instalación de la Mesa de Trabajo Interinstitucional indicando la fecha de la primera sesión y la periodicidad de las siguientes sesiones; iv). solicitará a la Mesa de Trabajo Interinstitucional la formulación del Plan Estratégico de Gestión; v). establecerá las reglas generales que guiarán el desarrollo de la Mesa de Trabajo Interinstitucional; vi). y, podrá dar al Distrito Minero Especial para la Diversificación Productiva un nombre o nominación que lo describa de forma general.
PARÁGRAFO
1
.
La información geográfica contenida en el referido acto administrativo se incorporará como una capa informativa en el Sistema Integral de Gestión Minera a cargo de la autoridad minera.
PARÁGRAFO
2
.
Cada una de las áreas delimitadas bajo la figura de Distrito Minero Especial para la Diversificación Productiva tendrá su propia Mesa de Trabajo Interinstitucional y su Plan Estratégico de Gestión.
SECCIÓN 3
MESAS DE TRABAJO INTERINSTITUCIONAL DE LOS DISTRITOS MINEROS ESPECIALES PARA LA DIVERSIFICACIÓN PRODUCTIVA
2.6.3.1. del presente Decreto.
(Decreto 2253 de 2017, art. 1)
CAPÍTULO 2
DISPOSICIONES ESPECIALES
2.6.3.1.
Informe de beneficiarios del CERT.
La ANH y la ANM anualmente enviarán al Ministerio de Minas y Energía y al Ministerio de Hacienda y Crédito Público un informe con los beneficiarios del CERT, el monto de inversiones efectivamente realizadas y el porcentaje y monto de CERT a otorgar. En todo caso, el Ministerio de Minas y Energía y el Ministerio de Hacienda y Crédito Público en cualquier momento, podrán solicitarle a la ANH y a la ANM información relacionada con las inversiones que dieron lugar al otorgamiento del CERT.
(Decreto 2253 de 2017, art. 1)
2.6.3.1. de este Decreto. Dicho informe contendrá la lista de beneficiarios con el monto de inversiones y el monto del CERT a otorgar, y será remitido, según corresponda, por la ANH o la ANM, al Ministerio de Minas y Energía y al Ministerio de Hacienda y Crédito Público.
(Decreto 2253 de 2017, art. 1)
2.6.2.3.
Requisitos de presentación de /os proyectos de /os contratos petroleros en fase de exploración y proyectos de /os campos comerciales.
Para efectos del otorgamiento del CERT, los interesados deberán presentar una solicitud a la ANH entre el 1 de agosto y el 30 de septiembre del año anterior a la realización de las inversiones que darían derecho a la obtención del CERT con el cumplimiento de los siguientes requisitos y demás criterios y parámetros establecidos en el presente Decreto, de acuerdo con el tipo de proyecto a desarrollar:
1.
Proyectos de Exploración.
El Operador deberá presentar comunicación escrita a la ANH que contenga la propuesta con la cual pretende que se le otorgue el incentivo del CERT para cada contrato en fase de exploración, la cual debe incluir las inversiones incrementales asociadas a pozos exploratorios A3/A2/A 1 y sísmica 2D equivalente (2D o 3D con su equivalencia a 2D, factor de equivalencia 1,6 Km de sísmica 2D = 1 Km
2
de sísmica 3d), así como los recursos prospectivos estimados.
Las propuestas contendrán además de la información técnica para calificarlas, el monto de la inversión en pesos colombianos para los dos años siguientes, diferenciando la inversión año por año de las inversiones incrementales del contrato en fase de exploración que se presenta y el monto en pesos colombianos del incentivo del CERT que se solicita. Así mismo, se debe presentar el porcentaje base del CERT solicitado para cada contrato en fase de exploración a realizar en el año de inversión, que se calcula de la siguiente manera:
PB
CERT
jt
CERT,
jt
jt
PB
CERT,jt
= es el Porcentaje Base del CERT
CERT
jt
es el monto del CERT solicitado para el contrato en fase de exploración c en el año t de inversión.
¡
t
es el monto de las inversiones incrementales del contrato en fase de exploración c.
2.
Proyectos de aumento del Factor de Recobro.
El Operador deberá presentar comunicación escrita a la ANH que contenga la propuesta e identifique cada uno de los proyectos con un nivel de agregación por cada campo comercial.
Para estos efectos, indicará en cada proyecto las actividades propuestas para alcanzar los volúmenes de reservas probadas y producción objetivos, el estimado de inversión y la clasificación actual de tales volúmenes (Reservas Probables, Posibles o Recursos Contingentes).
Lo dispuesto en el inciso anterior aplicará para el primer año de desarrollo del proceso, junto con la información consignada en el más reciente Informe de Recursos y Reservas con el que cuente la ANH. Para los años siguientes, la ANH tomará solamente la información consignada en el más reciente Informe de Recursos y Reservas (IRR).
Para los efectos aquí previstos, el Operador presentará para cada campo comercial los proyectos a realizar, en los formatos que para el efecto apruebe y comunique mediante acto administrativo la ANH.
Las propuestas contendrán además de la información técnica necesaria para establecer su orden de elegibilidad, el monto de inve
2.6.2.3
t
Factor multiplicador en el año t que se calcula de acuerdo a lo establecido en este artículo.
Dicho Factor Multiplicador depende del nivel internacional de precios del petróleo crudo, que variará en función de un rango que tomará como valor mínimo y máximo aquellos que sean fijados anualmente por el Ministerio de Hacienda y Crédito Público y el Ministerio de Minas y Energía. En caso de que el precio promedio BRENT sea inferior al valor mínimo del rango o sea superior al valor máximo del rango, de acuerdo con los valores que anualmente determine el Ministerio de Minas y Energía, dicho factor será igual a cero (0). Para los proyectos de más de un (1) año de ejecución, el rango de precios fijado para obtener el Factor Multiplicador será el mismo que se usó en la distribución inicial de CERT del año en que fueron presentados.
PARÁGRAFO
.
Para efectos de lo anterior, se utilizará el Precio Promedio del BRENT, con base en la base de datos Spot Price FOB, tomada del "US Energy Information Administration, EIA".
(Decreto 2253 de 2017, art. 1; Inciso cuarto modificado por el Decreto 1262 de 2018, art.
1
)
2.6.2.3.
jt
: Monto de las inversiones incrementales realizadas en el año de inversión t en los contratos de exploración o campos comerciales.
(Decreto 2253 de 2017, art. 1)
2.6.2.6. de este decreto.
(Decreto 2253 de 2017, art. 1)
2.6.2.6.
Parámetros del Orden de Elegibilidad para la distribución del CERT de los contratos en fase de exploración y de los campos comerciales.La
ANH puntuará los contratos en fase de exploración de hidrocarburos, o los campos comerciales presentados para efectos de la distribución de la disponibilidad del CERT, con el fin de obtener su orden de elegibilidad, de acuerdo con las variables que a continuación se establecen, los cuales serán determinados en forma agregada por contrato de hidrocarburos o agregada por campo comercial.
Si se presenta más de un proyecto para un mismo contrato en fase de exploración de hidrocarburos o para un mismo campo comercial, la puntuación del contrato en fase de exploración de hidrocarburos o del campo comercial se obtiene de la suma de cada uno de los proyectos presentados para ese contrato en fase de exploración de hidrocarburos o ese campo comercial.
El orden de elegibilidad inicial será determinado por la ANH con base en los puntajes asignados, organizados de mayor a menor puntaje. La distribución inicial del CERT se obtendrá después de aplicar el trámite que se establece en el presente artículo.
En aquellos casos que se presenten, para contratos en fase de exploración o para campos comerciales, inversiones incrementales a ejecutar en forma continua hasta por máximo cuatro años, contados a partir del primer proceso que se realice para distribución inicial del CERT, se debe indicar la cantidad, valor o monto de cada uno de los siguientes criterios en valores corrientes o nominales de cada año, y se deberá incluir para efectos de establecer el orden de elegibilidad de los contratos en fase de exploración o de los campos comerciales, el valor presente de dichos valores, calculado con referencia al año en que se desarrolla el proceso de distribución inicial del CERT, con una tasa de descuento anual del diez por ciento (10%).
La puntuación de los contratos se hará de conformidad con el siguiente trámite:
1.
Proyectos de contratos en fase de exploración.
La distribución inicial del incentivo CERT se realizará de conformidad con la puntuación que se obtiene de la evaluación realizada por la ANH de las siguientes variables: actividades incrementales propuestas, adelanto de actividades exploratorias, inversiones incrementales de acuerdo con los siguientes puntajes:
a) Mayor monto total de inversiones incrementales: se le otorgará 20 puntos al ganador.
b) Mayor adelanto de inversiones (pozos exploratorios del tipo A3, A2 o adquisición de sísmica 2D equivalente): el tiempo mínimo a considerar para el adelanto de las inversiones será de seis meses, a partir de la fecha reportada en el cronograma de ejecución de actividades aprobado y el monto a considerar como inversión adelantada, corresponde a la diferencia entre el valor pactado para la actividad en el programa exploratorio y el valor presente neto de la inversión a la fecha de ejecución, con una tasa de descuento anual del diez por ciento. Se le otorgarán 1
2.6.2.6, la ANH procederá a determinar la distribución inicial del CERT de acuerdo con el siguiente trámite:
1. Anualmente la ANH, mediante resolución, determinará el Factor de Eficiencia Mínimo que tendrá en cuenta la relación de beneficio costo del CERT de acuerdo con el impuesto a la renta esperado de las inversiones incrementales que dieron lugar al otorgamiento del CERT.
2. Calcular el Factor de Eficiencia (FE) de cada contrato de exploración y de cada campo comercial, el cual resulta de la división del monto ajustado del CERT solicitado en pesos colombianos por el número de barriles que se esperan clasificar como barriles prospectivos en contratos de exploración, o aumento de reservas recuperables o reservas probadas (RP1) en campos comerciales con aumento de factor de recobro, por efecto de las inversiones incrementales.
Lo anterior se obtiene de la aplicación de la siguiente fórmula:
j
CERT
ajust,jt
RP1
3. Obtener el Factor de Eficiencia Agregada (
FE
agregada
) de los contratos de hidrocarburos en fase de exploración o de los campos comerciales, incluidos en la selección del orden de elegibilidad inicial. Dicho factor resulta de la división del monto total del CERT de los proyectos seleccionados en el orden de elegibilidad inicial, entre la cantidad total estimada de barriles prospectivos en el caso de los contratos en fase de exploración o barriles de reserva a adicionar como reserva recuperable.
4. Si el Factor de Eficiencia Agregada obtenido en la forma anterior es superior al Factor de Eficiencia mínimo, se excluirá del orden de elegibilidad inicial seleccionado, el contrato en fase de exploración o el campo comercial que haya presentado el más alto valor de factor de Eficiencia FE.
5. A partir de lo anterior y con el fin de redistribuir el monto del CERT del contrato o del proyecto excluido en el paso anterior, se incluirá en el orden de elegibilidad inicial seleccionado el siguiente proyecto del orden de elegibilidad inicial que no resultó seleccionado.
6. Se procede a calcular el Factor de Eficiencia agregada con el orden de elegibilidad seleccionado y si este resulta inferior al Factor de Eficiencia Mínima
FE
mín
se le distribuirá a este contrato en fase de exploración o campo comercial el monto del CERT del contrato o campo comercial excluido.
7. En el caso en que el monto CERT solicitado por el contrato en fase de exploración o campo comercial incluido en la selección del orden de elegibilidad, de acuerdo con el numeral 4 anterior, sea superior al monto CERT del contrato de hidrocarburos o campo comercial excluido de acuerdo con el numeral 3 anterior, la distribución inicial del CERT de este contrato de hidrocarburos o campo comercial corresponderá como máximo al monto del CERT disponible remanente.
8. En el caso en que el monto CERT solicitado por el contrato en fase de exploración o campo comercial incluido eh la selección del orden de elegibilidad, de acuerdo con el numeral 4 anterior, sea inferior al monto CERT d
2.6.2.7.
Ajuste del porcentaje base del CERT.
La ANH, ajustará el porcentaje base del CERT de los contratos cada año, a partir del cual se distribuirán inicialmente los montos disponibles del CERT a los contratos en fase de exploración de hidrocarburos o campos comerciales elegibles que, para el año de ejecución, previamente han sido beneficiados en la distribución inicial en procesos desarrollados en años anteriores.
Para estos efectos calculará un factor multiplicador (
FM
t
) que resulta del promedio aritmético diario de los seis meses calendario inmediatamente anteriores al mes del acto administrativo de apertura del precio BRENT.
Una vez calculado el factor multiplicador, se procederá al cálculo del porcentaje base del CERT ajustado para cada contrato, así:
PBAL
CERT,Jt
= PB
CERT,Jt
PB
CERT,jt
: Porcentaje base de CERT que se calcula de acuerdo a lo establecido en el
2.6.2.7. del presente decreto.
Si dicho Factor Multiplicador FM
t
se reduce respecto del inicialmente utilizado, el Porcentaje Base del CERT será recalculado para las inversiones del año de inversión t de estos contratos de hidrocarburos en fase de exploración o de los campos comerciales. Si el Factor de Ajuste FM
t
resulta superior al usado en el año de la distribución inicial, el Factor de Ajuste FM
t
de estos proyectos se mantendrá igual al obtenido para la distribución inicial del CERT.
El monto ajustado del CERT (
CERT
ajust,jt
) será calculado por la ANH de acuerdo con la siguiente fórmula:
CERT
ajust,jt
= PBA
CERT,jt
jt
PBA
CERT,jt
: Porcentaje base del CERT en el año de inversión t de acuerdo con lo establecido en el
2.6.2.8.
Ajuste del monto del CERT.
En caso de que el precio BRENT de referencia varíe respecto al usado en el año en que se recibió la distribución inicial, para proyectos de más de un año, el monto del CERT para cada año siguiente corresponderá a aquel que resulte del recalculo del Factor Multiplicador FM
t
. según lo dispuesto en el
2.6.2.8.
3. En aquellos casos en los que los proyectos de más de un año de ejecución de inversiones en que el porcentaje de la ejecución certificada para cada año de ejecución de las inversiones incrementales, sea inferior al ciento por ciento (100%), se adicionará al monto del CERT para el siguiente año de ejecución de inversiones. El monto de inversiones incrementales no ejecutadas no podrá superar el 15% del monto total aprobado en la distribución inicial del CERT.
En el caso de certificarse una ejecución inferior al ochenta y cinco por ciento (85%) en ese año de inversión, el monto del beneficio CERT correspondiente a la diferencia entre el porcentaje de ejecución certificado y el porcentaje anteriormente enunciado, pasará a ser redistribuido de conformidad con lo establecido en el siguiente numeral.
4. Una vez recibidas la totalidad de las certificaciones de los revisores fiscales de los operadores de los contratos de exploración o campos comerciales que recibieron una distribución inicial del incentivo CERT, la ANH realizará el siguiente trámite:
a. Obtendrá el valor total del CERT otorgado a los contratos de exploración o campos comerciales, de acuerdo con lo establecido en el numeral 2 anterior, con base en el siguiente cálculo:
CERT
ott
: Valor de CERT total otorgado sobre las inversiones presentadas inicialmente para distribución.
CERT
ojt
: CERT otorgar para cada contrato en fase de exploración de hidrocarburos o campo comercial que cuente con distribución inicial del incentivo.
J: Número total de los contratos en fase de exploración de hidrocarburos o de los campos comerciales con distribución de CERT para cada año.
b. Para cada contrato en fase de exploración o campo comercial con distribución inicial del CERT, obtendrá el valor total de los montos certificados de inversión incremental que fueron superiores a los montos de inversión incremental inicialmente presentados en el proceso de selección para distribución del CERT (
CERT
jsupt
). En esta etapa se deberán excluir del cálculo, los contratos en fase de exploración de hidrocarburos o campos comerciales a los que se les asignó el beneficio para un período de más de 1 año de inversión. Se calcula de la siguiente manera:
c. Para cada contrato en fase de exploración o campo comercial con distribución inicial del CERT, se obtendrá el valor total de los montos certificados de inversión incremental que fueron inferiores a los montos de inversión incremental presentados inicialmente en el proceso de selección para distribución del CERT, para el contrato en fase de exploración o campo comercial (
CERT
jínft
Se excluirán los contratos en fase de exploración o los campos comerciales con más de 1 año de ejecución, siempre y cuando las inversiones que se están certificando no sean las del último año de inversión, de acuerdo con lo estipulado en el numeral 3 de este artículo y el monto de inversión certificada corresponda a por lo menos el 85% de la inversión presentada. En el caso
2.6.2.10.
Distribución final del CERT.
En el mes de abril del año siguiente al año en que se realiza la inversión incremental, la ANH determinará el monto del CERT que se le otorgará a los operadores de los contratos en fase de exploración de hidrocarburos o de los campos comerciales que certificaron las inversiones incrementales realizadas en el año anterior, de acuerdo con el siguiente trámite:
1. Las empresas remitirán a la ANH las comunicaciones de los Revisores Fiscales de cada empresa operadora, en la que se certifique para cada contrato en fase de exploración de hidrocarburos o campo comercial, el monto de las inversiones incrementales realizadas en el año de ejecución. Para la radicación de la comunicación anterior, se tendrá como plazo máximo el 31 de marzo del año siguiente en el que se realizan las inversiones incrementales.
2. Para cada contrato en fase de exploración de hidrocarburos o campo comercial que cuente con distribución inicial del incentivo CERT, la ANH obtendrá el CERT a otorgar (
CERT
ojt
) multiplicando el monto certificado para cada año de inversiones incrementales (
IC
jt
), por el Porcentaje Base Ajustado del CERT (
PBA
CERT,jt
) del contrato en fase de exploración de hidrocarburos o del campo comercial.
CERT
oJt
= PBAC
ERT,Jt
* IC
Jt
Si las inversiones incrementales certificadas para el contrato de exploración o campo comercial en el año (
IC
Jt
) son superiores a las inicialmente presentadas para ejecución en ese año (
IP
Jt
), el monto por el cual se multiplicará el Porcentaje Base Ajustado del CERT del contrato de exploración o campo comercial, será el monto de inversiones presentado
IP
Jt
, de acuerdo con el
2.6.2.10, deberá informar anualmente al Ministerio de Minas y Energía y al Ministerio de Hacienda y Crédito Público los resultados del trámite establecido en el presente Decreto y la lista de los beneficiarios del CERT junto con el monto de las inversiones efectivamente realizadas y el monto del CERT a ser otorgado.
(Decreto 2253 de 2017, art. 1)
2.6.4.2. Comunicación. Aprobado por el Órgano Colegiado de Administración y Decisión (OCAD), el proyecto de inversión a ser financiado bajo la modalidad de obras por regalías de que trata el
2.6.4.2. del presente Decreto.
2. Copia de los Acuerdos del Órgano Colegiado de Administración y Decisión (OCAD) en los que conste el valor total aprobado del proyecto.
3. Copia de la certificación de recibo a satisfacción emitido por la entidad territorial.
PARÁGRAFO
.
En caso de que varias personas jurídicas hayan participado en la ejecución de un proyecto financiado bajo la modalidad de obras por regalías, deben radicar una solicitud conjunta en la que indiquen los nombres de sus empresas, el número de identificación tributaria, el valor del aporte de cada empresa y los porcentajes a imputarse en cada caso, además de señalar lo dispuesto en los numerales 1, 2 y 3 del presente artículo.
PARÁGRAFO
.
En caso de que la(s) persona(s) jurídica(s) no tenga más obligaciones de pago de regalías para el respectivo bienio, podrá(n) acreditar el valor del proyecto ejecutado como el pago de regalías en los términos del
2.7.1.6. Almacenamiento de hidrógeno en el subsuelo. El Ministerio de Minas y Energía y el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible establecerán, en el marco de sus competencias, los lineamientos, requisitos y metodologías para el uso de formaciones geológicas para el almacenamiento de hidrógeno.
2.7.1.6
.
Almacenamiento de hidrógeno en el subsuelo
. El Ministerio de Minas y Energía y el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible establecerán, en el marco de sus competencias, los lineamientos, requisitos y metodologías para el uso de formaciones geológicas para el almacenamiento de hidrógeno.
2.7.4.5. del presente acto administrativo, así como, con los requerimientos y atributos del Esquema de Certificación en el que se pretende acreditar.
Derivados del Hidrógeno:
Compuestos químicos obtenidos a partir del hidrógeno como materia prima, que incluyen productos entre los cuales se encuentran el amoníaco, metanol y combustibles sintéticos, entre otros. Estos derivados se utilizan en múltiples sectores industriales como insumos clave en la producción de fertilizantes, productos químicos, combustibles líquidos y gases industriales. Además, los derivados de hidrógeno pueden ser utilizados como medios de almacenamiento y transporte de energía, facilitando su integración en diferentes cadenas de valor y aplicaciones energéticas.
Esquemas de Certificación:
Mecanismos que contienen el proceso de evaluación y verificación utilizado para emitir un Certificado de Origen, y determinar los atributos o criterios que el hidrógeno de bajas emisiones y/o los Derivados del Hidrógeno deben cumplir para obtener la certificación respectiva.
Hidrógeno:
Elemento químico y vector energético que se distingue por su alta densidad energética por unidad de masa, lo que permite su uso en diversas aplicaciones, ya sea en la fuente de energía y/o insumo, en sectores como el transporte, la industria, la generación de energía, la producción química, entre otros.
Hidrógeno de Bajas Emisiones:
Se refiere a todo hidrógeno producido o extraído mediante tecnologías o métodos que generen bajos niveles de emisiones de carbono, independientemente del proceso utilizado. La clasificación como hidrógeno de bajas emisiones depende de que la intensidad de las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) sea menor o igual a los umbrales que establecerá el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible y el Ministerio de Minas y Energía, según sus respectivas competencias.
El hidrógeno verde, azul y blanco, definidos en el
2.7.4.5. Promoción y Divulgación del Ecosistema H2 Colombia
El Ministerio de Minas y Energía, en colaboración con otras entidades y organizaciones, promoverá activamente el uso y beneficios del ECOH2 entre los actores del sector energético, industria, academia y sociedad civil. Se realizarán campañas de difusión y eventos para incentivar la participación y el registro de proyectos en el ECOH2, destacando su importancia para el desarrollo del mercado de hidrógeno en Colombia
PARÁGRAFO
. Se podrán establecer alianzas estratégicas con organismos internacionales, agencias de cooperación y entidades privadas para fortalecer el alcance y la efectividad del ECOH2
2.8.1.2.
Objeto del Fondo Único de Soluciones Energéticas (Fonenergía)
. El objeto del Fonenergía será la coordinación, articulación y focalización de las diferentes fuentes de recursos para financiar y realizar planes, programas y proyectos de mejora de la calidad en el servicio, expansión de la cobertura energética y normalización de redes a través de soluciones de energía eléctrica y gas combustible, con criterios de sostenibilidad ambiental y progreso social, bajo esquemas de servicio público domiciliario o diferentes a este. En desarrollo de su objeto podrá atender emergencias en las Zonas No Interconectadas (ZNI), invertir en acometidas y redes internas, así como en mecanismos de sustitución hacia Fuentes No Convencionales de Energía (FNCE) y combustibles más limpios.
2.8.1.2., de este Decreto, y fijando mediante acto administrativo la fecha a partir de la cual Fonenergía iniciará oficialmente operación.
2.8.1.8.
Recursos del Fonenergia
. De conformidad con lo dispuesto en el inciso 4 del
2.8.1.8., de este decreto.
2.9.1.2
.
Naturaleza jurídica y objetivos de las Comunidades Energéticas.
Las Comunidades Energéticas son comunidades organizadas que surgen en virtud de un acuerdo entre personas naturales y/o jurídicas de derecho público o privado que cooperan entre sí a través de un contrato o convenio asociativo para desarrollar las siguientes actividades: generación, comercialización y uso eficiente de la energía a través del uso de Fuentes No Convencionales de Energía Renovables -FNCER-, combustibles renovables y recursos energéticos distribuidos cuyos objetivos deben incluir, por lo menos, alguno de los siguientes:
a) Aumentar la cobertura del servicio de energía y garantizar el acceso de las poblaciones vulnerables a dicho servicio
b) Aumentar la eficiencia energética evitando las pérdidas de energía mediante la proximidad del lugar de generación de energía al lugar del consumo.
c) Democratizar la energía a partir de la participación de los usuarios y potenciales usuarios como generadores y gestores de las Fuentes No Convencionales de Energía Renovables -FNCER-, combustibles renovables y recursos energéticos distribuidos.
d) Descentralizar la generación, el almacenamiento y el consumo de energía hacia las comunidades, especialmente, hacia las comunidades que experimentan condiciones de vulnerabilidad.
e) Descarbonizar la economía a partir de Fuentes No Convencionales de Energía Renovables -FNCER-, combustibles renovables y recursos energéticos distribuidos.
f) Desarrollar la economía local y territorial, en el marco del desarrollo sostenible, a partir de la generación de energía, el almacenamiento y el uso eficiente de la energía de las comunidades, especialmente, de las comunidades que experimentan condiciones de vulnerabilidad.
g) Aumentar la confiabilidad del sistema mediante la inclusión de Fuentes No Convencionales de Energía Renovables -FNCER-, combustibles renovables y recursos energéticos distribuidos, bajo gestión comunitaria.
h) Ofrecer unas condiciones económicas asequibles al servicio de energía para las comunidades, especialmente, aquellas que experimentan condiciones de vulnerabilidad.
i) Fomentar o promover modelos de desarrollo energéticos respetuosos con el medio ambiente.
j) Generar procesos de aprovechamiento eficientemente y socioambientalmente responsable de los potenciales energéticos renovables regionales.
2.9.1.2.
(Corregido por el Art.
2
del Decreto 273 de 2024)
2.9.1.2.
(Literal c, Corregido por el Art.
4
del Decreto 273 de 2024)
d
. El AGRC y la GDC podrán construir microrredes y tendrán prioridad en el acceso al SDL. Los operadores de red estarán obligados a incorporar al SDL de distribución local a las comunidades energéticas siempre y cuando exista disponibilidad en la respectiva red y, las comunidades energéticas cumplan con los requisitos previos que defina la CREG. La CREG deberá establecer la regulación correspondiente en un plazo de tres (3) meses a partir de la fecha de expedición del presente decreto. Los operadores de red no podrán aprovechar o beneficiarse de las microrredes de las Comunidades Energéticas, salvo que se celebre un acuerdo para tales efectos. El operador de red no debe asumir los costos y gastos que se requieran para aumentar la capacidad de red y la atención de la conexión de las Comunidades Energéticas.
e
. La energía eléctrica generada a través de AGRC o GDC que se inyecte al Sistema de Distribución Local o por Microrredes podrá ser comercializada directamente o indirectamente por la comunidad energética, según la regulación que la CREG expida al respecto y teniendo en cuenta que los objetivos y lineamientos establecidos en este decreto establecen un trato diferencial y especial para las comunidades energéticas.
PARÁGRAFO
TRANSITORIO
.
Las solicitudes de conexión de las Comunidades Energéticas al SDL no tendrán prioridad sobre las solicitudes presentadas por AG y GD previo a la expedición del presente decreto.
2.9.2.4."
(Corregido por el Art.
5
del Decreto 273 de 2024)
2.9.2.4
.
Asesoría y Acompañamiento a las comunidades energéticas.
El Ministerio de Minas y Energía proporcionará, por sí mismo o mediante delegación, asesoría y acompañamiento técnico a las Comunidades Energéticas para el diseño, estructuración, financiación y operación de la Autogeneración Colectiva (AGRC) y la Generación Distribuida Colectiva (GDC), así como también, asesoría para el perfeccionamiento de asociaciones de comunidades energéticas y el relacionamiento con terceros de los sectores público, privado y/o popular. Dicha asesoría y acompañamiento contará con enfoque diferencial.
CAPÍTULO 3
ÓRGANOS DE GOBIERNO DEL FONENERGÍA