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Timestamp: 2019-09-20 21:29:43+00:00

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﻿ DECRETO 1073 DE MAYO 26 DE 2015 - TÍTULO II Del sector de gas
Del sector de gas
ART. 2.2.2.1.1.—Ámbito de aplicación. El presente título aplica a todos los agentes e igualmente a todas las instituciones públicas y privadas relacionadas con el desarrollo de la actividad económica de gas natural.
(D. 2100/2011, art. 3º)
ART. 2.2.2.1.2.—Remisión al título de energía eléctrica. Para los efectos de este decreto y en relación con la liquidación, cobro, recaudo y manejo de las contribuciones de solidaridad y de los subsidios en materia de servicios públicos de energía eléctrica y gas combustible distribuido por red física; se aplicarán las disposiciones del título III del presente decreto.
ART. 2.2.2.1.3.—Siglas. Para efectos del presente decreto se tendrán en cuenta las siguientes siglas:
ANH: Agencia Nacional de Hidrocarburos
CIDV: Cantidades importadas disponibles para la venta para el consumo interno
CREG: Comisión de Regulación de Energía y Gas
GBTUD: Giga BTU —British Thermal Unit— por día
GNCV: Gas natural comprimido vehicular
CNOG: Consejo Nacional de Operación de Gas
MME: Ministerio de Minas y Energía
MPCD: Millones de pies cúbicos por día
PC: Producción comprometida de un productor
PP: Potencial de producción de gas natural de un campo determinado
PTDV: Producción total disponible para la venta
SNT: Sistema nacional de transporte de gas
Seguridad de abastecimiento:
UPME: Unidad de Planeación Minero Energética.
(D. 2100/2011, art. 1º)
ART. 2.2.2.1.4.—Definiciones. Para la adecuada interpretación de las expresiones empleadas en este decreto se tendrán en cuenta las definiciones de la Ley 142 de 1994 las de las normas expedidas por la CREG y el MME; y las que se presentan a continuación:
(D. 2100/2011, art. 2º)
Acuerdo operativo: Decisiones sobre los aspectos técnicos del SNT, tendientes a lograr una operación segura, económica y confiable.
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.
Agente exportador de gas: Persona jurídica que exporta gas.
Agente importador de gas: Persona jurídica que importa gas. Cuando el agente importador vende el gas importado para la atención del servicio público domiciliario de gas combustible, es un comercializador.
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 este decreto el comercializador de GNCV es un agente operacional.
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.
(D. 2225/2000, art. 1º)
Campos menores: Campos productores de hidrocarburos cuyo PP es igual o inferior a 30 MPCD.
Cantidades importadas disponibles para la venta, CIDV: Cantidades diarias promedio mes de gas natural, medidas en GBTUD, que un agente importador estima tendrá disponibles para la venta para consumo interno, en un período determinado, a través de contratos de suministro.
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 artículo 15 de la Ley 401 de 1997.
(D. 3531/2004, art. 1º)
Comercialización de gas natural competida. Para efectos del presente decreto, se considera que la actividad de comercialización de gas natural desarrollada por los productores y los agentes importadores es competida, cuando la Comisión de Regulación de Energía y Gas lo determine a partir de análisis que consideren índices reconocidos de competencia que involucren el número de productores-comercializadores y agentes importadores, la posición de dichos agentes en el mercado, su nivel de competencia; así como la madurez del mercado secundario de gas natural, la existencia de sistemas de información a los usuarios, la disponibilidad de infraestructura de transporte de gas natural y demás factores que encuentre pertinentes.
(D. 3429/2003, art. 3º)
Comercializador de GNCV: Persona natural o jurídica que suministra GNCV a través de estaciones de servicio automotriz.
Confiabilidad: (Nota: Adicionado por el Decreto 2345 de 2015 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)
Contrato BOMT: Modalidad de contrato suscrito para construir, operar, mantener y transferir un gasoducto de transporte de gas natural. (Build, Operate, Maintain and Transfer, corresponde a las siglas en inglés). Los gasoductos construidos y operados bajo la modalidad BOMT se consideran parte constitutiva de un sistema de transporte.
Contrato firme o que garantiza firmeza: Contrato escrito en el que un agente garantiza el servicio de suministro de una cantidad máxima de gas natural y/o de capacidad máxima de transporte, sin interrupciones, durante un período determinado, excepto en los días establecidos para mantenimiento y labores programadas. Esta modalidad de contrato requiere de respaldo físico.
Contrato interrumpible o que no garantiza firmeza: Contrato escrito en el que un agente no asume compromiso de continuidad del servicio de suministro de un volumen máximo de gas natural y/o de capacidad máxima de transporte de gas natural. Este servicio puede ser interrumpido por cualquiera de las partes, en los términos definidos en el contrato.
(D. 880/2007, art. 1º)
Contrato mixto: Contrato escrito para prestar el servicio de suministro o de transporte de gas natural que involucra simultáneamente compromisos en firme e interrumpibles de volúmenes y/o capacidades de transporte de gas natural.
Comercialización de gas natural combustible: Es la actividad complementaria al servicio público domiciliario de gas natural combustible, que consiste en la compraventa o suministro de gas natural combustible a título oneroso.
(D. 3429/2003, art. 1º; en concordancia con el D. 847/2001, art. 1º, adicionado por el D. 1590/2004, art. 1º)
Comercializador de gas natural: Persona jurídica cuya actividad es la comercialización de gas natural combustible.
Comercializador entrante: Es el comercializador de gas natural diferente del comercializador establecido que atenderá usuarios regulados en el mismo mercado de comercialización.
(D. 3429/2003, art. 1º)
Comercializador establecido: Es el distribuidor de gas natural que desarrolla simultáneamente la actividad de comercialización de gas natural a usuarios regulados en un mismo mercado de comercialización.
Conexión de usuarios de menores ingresos: Es el conjunto de bienes que permiten conectar a un usuario residencial de los estratos 1 y 2 con las redes de distribución de gas natural. La conexión se compone básicamente de la acometida, el medidor y el regulador.
Demanda de gas natural por atender: Es el volumen total de gas natural y/o capacidad total de transporte nominados por los agentes para el día de gas.
Demanda de gas natural eléctrica: Es el volumen de gas natural y/o capacidad de transporte nominado por los agentes termoeléctricos para atender el despacho económico eléctrico durante el día de gas.
Demanda de gas remanente: Es el volumen de gas natural y/o de capacidad de transporte que resulta de restar de la demanda por atender ya priorizada conforme al artículo 2.2.2.2.1 del presente decreto, la demanda de gas natural eléctrica y los volúmenes considerados en los numerales 1º y 2º de los artículos 2.2.2.2.2 y 2.2.2.2.3 de este decreto.
Demanda esencial: (Modificada).* Corresponde a: (i) la demanda de gas natural de usuarios residenciales y pequeños usuarios comerciales inmersos en la red de distribución; (ii) la demanda de GNCV; (iii) la demanda de gas natural para la operación de las estaciones de compresión del SNT; y, (iv) la demanda de gas natural de las refinerías.
*(Nota: Modificada por el Decreto 2345 de 2015 artículo 2° del Ministerio de Minas y Energía)
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 1º de marzo de cada año.
Distribuidor de gas natural: Es la empresa de servicios públicos que desarrolla la actividad de distribución de gas natural.
Estudios de preinversión: 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.
(D. 3531/2002, art. 1º)
Evaluador: Es la Unidad de Planeación Minero-Energética, UPME.
Fondo Especial Cuota de Fomento: Es el Fondo Cuenta Especial creado por el artículo 15 de la Ley 401 de 1997, modificado por las leyes 887 de 2004, 1151 de 2007 y 1450 de 2011; sin personería jurídica, administrado por el Ministerio de Minas y Energía, al cual se incorporan los recursos provenientes de la cuota de fomento del tres por ciento (3.0%) sobre el valor de la tarifa que se cobre por el gas objeto del transporte, efectivamente realizado, sufragada por todos los remitentes del sistema nacional de transporte de gas natural.
Su finalidad es promover y cofinanciar proyectos dirigidos al desarrollo de infraestructura para el uso de gas natural en los municipios y el sector rural, prioritariamente dentro del área de influencia de los gasoductos troncales y que tengan el mayor índice de necesidades básicas insatisfechas.
(D. 3531/2004, art. 1º Definición modificada por el D. 1718/2008, art. 1º, porcentaje modificado por la L. 1450/2011, art. 98)
Gas natural de propiedad del Estado proveniente de regalías y de las participaciones de la ANH: Es el gas que recibe el Estado a título de regalía y/o como participación en la propiedad del recurso en los contratos y/o convenios de exploración y explotación de hidrocarburos suscritos con la ANH.
Gasoducto ramal: Es el conjunto de tuberías y accesorios de uso público que permiten la conducción de gas desde un punto de salida del sistema nacional de transporte hasta las puertas de ciudad, conexiones a usuarios no regulados y conexiones a sistemas de almacenamiento.
Gasoducto troncal: Es el conjunto de tuberías y accesorios de uso público que permiten la conducción de gas desde los centros de producción hasta las puertas de ciudad, conexiones a usuarios no regulados y conexiones a sistemas de almacenamiento.
Infraestructura de regasificación: Conjunto de instalaciones que permiten transformar el gas natural de estado líquido a estado gaseoso que incluyen, entre otras instalaciones complementarias, las requeridas para descargar, transportar, almacenar, procesar y tratar el gas natural importado.
Insalvable restricción en la oferta de gas natural o situación de grave emergencia, transitoria: Limitación técnica que es posible solucionar a través de inmediatas gestiones por parte de un agente operacional para continuar con la prestación del servicio de gas natural y que no genera déficit de gas en un punto de entrega.
Insalvable restricción en la oferta de gas natural o situación de grave emergencia. No transitoria: Limitación técnica que implica un déficit de gas en un punto de entrega, al no ser posible atender la demanda de gas natural en dicho punto, pese a las inmediatas gestiones por parte de un agente operacional para continuar con la prestación normal del servicio.
Intercambios comerciales internacionales de gas natural: Son las exportaciones e importaciones de gas natural.
Interconexión internacional de gas natural: Gasoducto o grupo de gasoductos dedicados exclusivamente a los intercambios comerciales internacionales de gas, que puede estar o no, conectada físicamente al SNT y que no hace parte de dicho sistema.
Limitación técnica: Reducción o pérdida súbita de la disponibilidad de la capacidad máxima de producción de un campo o de la capacidad máxima de un sistema de transporte de gas.
Mercado secundario: Es el mercado de gas natural y de capacidad de transporte donde los remitentes con capacidad disponible secundaria y/o agentes con derechos de suministro de gas pueden comercializar libremente sus derechos contractuales.
Municipios y sector rural dentro del área de influencia de los gasoductos troncales: Son aquellos municipios que por su condición de localización respecto del gasoducto troncal permiten que un proyecto de infraestructura sea técnica y económicamente viable, si obtiene cofinanciación del Fondo Especial Cuota de Fomento.
Parqueo: Modalidad de almacenamiento de gas en la red de gasoductos, cuyas características y forma de remuneración serán definidas por la CREG.
Potencial de producción de gas natural de un campo determinado, PP: Pronóstico de las cantidades de gas natural, medidas en GBTUD, que pueden ser producidas diariamente en promedio mes, en cada campo o puestas en un punto de entrada al SNT para atender los requerimientos de la demanda, descontando las cantidades de gas natural requeridas para la operación. Este pronóstico considera el desarrollo de las reservas de gas natural, la información técnica de los yacimientos del campo o campos de producción a la tasa máxima eficiente de recobro y está basado en la capacidad nominal de las instalaciones de producción existentes y proyectadas. El PP de un campo corresponde a la suma de la PC, la PTDV y el gas natural de propiedad del Estado.
Precio de escasez: De acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 71 de 2006, es el valor definido por la CREG y actualizado mensualmente, que determina el nivel del precio de bolsa a partir del cual se hacen exigibles las obligaciones de energía firme, y constituye el precio máximo al que se remunera esta energía.
Prestador del servicio de transporte o transportador: De acuerdo con la resolución CREG 71 de 1999, se considerarán como tales, las personas de que trata el título I de la Ley 142 de 1994 que realicen la actividad de transporte de gas desde un punto de entrada hasta un punto de salida del sistema nacional de transporte y que reúnen las siguientes condiciones, de acuerdo con la regulación de la CREG:
a) Capacidad de decisión sobre el libre acceso a un sistema de transporte siempre y cuando dicho acceso sea técnicamente posible; y
b) Que realice la venta del servicio de transporte a cualquier agente mediante contratos de transporte.
(D. 2225/2000, art. 1º adicionado por el D. 2282/2001, art. 1º)
Producción comprometida de un productor, PC: Cantidades diarias promedio mes de gas natural, medidas en GBTUD, que un productor tiene comprometidas para la venta mediante contratos de suministro firmes o que garanticen firmeza, para cada campo o en un punto de entrada al SNT. Incluye, además, el consumo de gas por productores establecido en el artículo 2.2.2.2.21 de este decreto.
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 1º de marzo de cada año.
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.
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.
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.
Proyecto aprobado: Es aquel proyecto elegible que tiene la aprobación para ser cofinanciado con recursos del Fondo Especial Cuota de Fomento.
Proyecto elegible: Es un proyecto de infraestructura que cumple con los requisitos establecidos en el artículo 2.2.2.5.12 de este decreto.
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.
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.
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 ducto.
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.
(D. 847/2001, art. 1º)
Remitente: 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.
Reservas de gas natural: Son las reservas probadas y probables certificadas por los productores de gas a la ANH.
Respaldo físico: Garantía de que un productor cuenta con reservas de gas natural, o que un comercializador cuenta físicamente con el gas natural, o que un transportador cuenta físicamente con la capacidad de transporte para asumir y cumplir compromisos contractuales firmes o que garantizan firmeza desde el momento en que se inicien las entregas hasta el cese de las mismas.
Seguridad de abastecimiento: (Nota: Adicionado por el Decreto 2345 de 2015 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)
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 ciudad, con los sistemas de distribución, con los usuarios no regulados, con las interconexiones internacionales de gas natural y sistemas de almacenamiento.
Solicitante: Son, individualmente considerados, las entidades territoriales, las empresas prestadoras del servicio público domiciliario de distribución de gas natural por redes o las empresas transportadoras de gas natural o, un grupo de usuarios de menores ingresos de dicho servicio. Cuando el solicitante sea un grupo de usuarios de menores ingresos, la respectiva solicitud sólo podrá versar sobre la construcción, incluido el suministro de materiales y equipos, y puesta en operación de conexiones y deberá efectuarse a través de las empresas prestadoras del servicio público de distribución de gas natural por redes.
Transportador en las interconexiones internacionales: El transportador en las interconexiones internacionales es la persona jurídica nacional o extranjera, que prestará el servicio de transporte a través de una interconexión internacional de gas natural, y para todos los efectos será el responsable por la construcción, operación, administración y mantenimiento de la infraestructura, así como de la calidad, confiabilidad y continuidad en la prestación del servicio.
(D. 2400/2006, art. 1º)
Usuarios de menores ingresos: Son aquellos usuarios residenciales que pertenecen a los estratos socioeconómicos 1 y 2 de la población.
Aseguramiento del abastecimiento de gas natural
ART. 2.2.2.2.1.—(Modificado).* Prioridades frente a restricciones en el suministro o en el transporte de gas natural. Fíjese el siguiente orden de prioridad de atención cuando se presenten insalvables restricciones en la oferta de gas natural o situaciones de grave emergencia, no transitorias, originadas en el suministro o en el transporte de gas natural, que impidan la prestación del servicio en condiciones de confiabilidad y continuidad.
1. En primer lugar, tendrán prioridad de atención en el punto de entrega en donde se presente el déficit de gas, aquellos agentes que tengan, vigentes y debidamente perfeccionados, contratos que garantizan firmeza de suministro y/o de transporte de gas natural. En esta categoría no se considerarán los volúmenes de gas natural y/o capacidad de transporte nominados por los agentes para atender el mercado secundario.
2. En segundo lugar, tendrán prioridad de atención en el punto de entrega en donde se presente el déficit de gas, aquellos agentes que tengan, vigentes y debidamente perfeccionados, contratos que garantizan firmeza de suministro y/o de transporte de gas natural, cuyos volúmenes estén destinados por los agentes para atender el mercado secundario.
3. En tercer lugar, tendrán prioridad de atención en el punto de entrega en donde se presente el déficit de gas, aquellos agentes que tengan, vigentes y debidamente perfeccionados, contratos de “parqueo” de gas natural.
4. En cuarto lugar, tendrán prioridad de atención en el punto de entrega donde se presente el déficit de gas, aquellos agentes que tengan, vigentes y debidamente perfeccionados, contratos que no garantizan firmeza de suministro de gas natural y/o capacidad de transporte.
PAR. 1º—Las ofertas comerciales aceptadas de acuerdo a lo prescrito en el Código de Comercio equivalen a contratos para los efectos del presente decreto.
PAR. 2º—En el caso de que existan contratos mixtos, para efectos de determinar el orden de prioridad, se considerará cada volumen de gas natural y/o capacidad de transporte dentro de la modalidad contractual respectiva.
*(Nota: Modificado por el Decreto 2345 de 2015 artículo 3° del Ministerio de Minas y Energía)
(D. 880/2007, art. 2º)
ART. 2.2.2.2.2.—(Derogado).* Asignación de los volúmenes y/o capacidad de transporte de gas natural entre los agentes que tienen el mismo nivel de prioridad. Según el orden de prioridad dispuesto en el artículo anterior, fíjese el siguiente orden de atención entre los agentes que tengan el mismo nivel de prioridad cuando se presenten insalvables restricciones en la oferta de gas natural o situaciones de grave emergencia, no transitorias.
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. Los volúmenes restantes de gas natural y/o capacidad de transporte, se asignarán a cada agente así:
3.1. Cuando los volúmenes restantes de gas natural y/o capacidad de transporte, sean suficientes para atender la demanda de gas natural eléctrica y la demanda de gas natural remanente, se asignarán a cada agente conforme a los volúmenes nominados.
3.2. Cuando los volúmenes restantes de gas natural y/o capacidad de transporte no sean suficientes para atender la demanda de gas natural eléctrica y la demanda de gas natural remanente, se distribuirán a prorrata entre estas y posteriormente se asignarán a cada agente conforme a los numerales 3.2.1 y 3.2.2 siguientes:
3.2.1. 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 artículo 2.2.2.2.5 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.
(D. 880/2007, art. 3º)
*(Nota: Derogado por el Decreto 2345 de 2015 artículo 8° del Ministerio de Minas y Energía)
ART. 2.2.2.2.3.—(Derogado).* Orden de atención para condición crítica en el mercado mayorista de electricidad. Según el orden de prioridad dispuesto en el artículo 2.2.2.2.1 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.
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 artículo 2.2.2.2.5 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 estos 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 estos 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 estos 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 estos al Ministerio de Minas y Energía.
PAR. 1º—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.
PAR. 2º—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.
PAR. 3º—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.
(D. 880/2007, art. 4º)
ART. 2.2.2.2.4.—Orden de atención de la demanda de gas natural entre los agentes tratándose de racionamiento programado de gas natural o de energía eléctrica. Cuando se trate de racionamiento programado de gas natural o de energía eléctrica, el Ministerio de Minas y Energía fijará el orden de atención de la demanda de gas natural entre los agentes que tengan el mismo nivel de prioridad según lo dispuesto en el artículo 2.2.2.2.1 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.
PAR.—El Ministro de Minas y Energía declarará el inicio y el cese del racionamiento programado de gas natural, mediante acto administrativo.
(D. 880/2007, art. 5º; modificado por el D. 4500/2009, art. 1º)
ART. 2.2.2.2.5.—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.
(D. 880/2007, art. 6º)
ART. 2.2.2.2.6.—Declaración ante el Ministerio de Minas y Energía de los contratos de suministro y/o capacidad de transporte entre distribuidores-comercializadores y productor-comercializador y/o transportador de gas natural. Los distribuidores-comercializadores que tengan contratos de suministro y/o capacidad de transporte con un productor-comercializador y/o transportador de gas natural declararán al Ministerio de Minas y Energía, con copia a los productores-comercializadores con quien tengan suscritos sus contratos, dentro del primer mes de cada semestre del año, los volúmenes y/o capacidad de transporte de gas natural destinados a atender la demanda de los usuarios residenciales y pequeños usuarios comerciales, inmersos en la red de distribución, así como también los volúmenes de gas natural demandados por los comercializadores de GNCV que atiendan.
(D. 880/2007, art. 7º)
ART. 2.2.2.2.7.—Declaración ante el Ministerio de Minas de los contratos de suministro de gas natural entre comercializadores y productores-comercializadores. Los comercializadores que tengan contratos de suministro de gas natural con productores-comercializadores, deberán declarar al Ministerio de Minas y Energía, con copia a los productores-comercializadores con quien tengan suscritos sus contratos, dentro del primer mes de cada semestre del año, el volumen destinado a atender la demanda de los usuarios residenciales y pequeños usuarios comerciales de los distribuidores-comercializadores que atiendan, así como los volúmenes de gas natural demandados por los comercializadores de GNCV que atiendan.
(D. 880/2007, art. 8º)
ART. 2.2.2.2.8.—Recomendación del Consejo Nacional de Operación de Gas, CNO gas en cuanto a protocolos de procedimiento y de suministro de información en restricciones en la oferta de gas natural o situaciones de grave emergencia. El Consejo Nacional de Operación de Gas —CNO Gas— recomendará al Ministerio de Minas y Energía, para su adopción mediante acto administrativo, los protocolos de procedimiento y de suministro de información que se requieran para asegurar la coordinación eficiente y efectiva de los agentes cuando se presenten insalvables restricciones en la oferta de gas natural o situaciones de grave emergencia, no transitorias, o racionamiento programado, para el cabal cumplimiento de lo previsto en este decreto. Estos protocolos de procedimiento y de suministro de información serán de obligatorio cumplimiento para todos los agentes.
(D. 880/2007, art. 9º)
ART. 2.2.2.2.9.—Responsabilidad de priorizar el volumen y/o la capacidad de transporte de gas natural. Es responsabilidad de los productores-comercializadores, comercializadores y de los transportadores priorizar el volumen y/o la capacidad de transporte de gas natural, cuando se presenten insalvables restricciones en la oferta de gas natural o situaciones de grave emergencia, no transitorias, incluyendo las de racionamiento programado que impidan garantizar el abastecimiento de la demanda, conforme a las disposiciones establecidas en el presente decreto, en armonía con las disposiciones regulatorias aplicables.
De igual manera, los distribuidores-comercializadores y los comercializadores que participan en el mercado secundario, serán responsables de la asignación de los volúmenes de gas natural entre los usuarios de los mercados relevantes que atiendan, cuando se presenten insalvables restricciones en la oferta de gas natural o situaciones de grave emergencia, no transitorias, incluyendo las de racionamiento programado.
(D. 880/2007, art. 10)
ART. 2.2.2.2.10.—Obligación de suministro de información. Para efectos de la verificación de la adecuada aplicación de lo previsto en el presente decreto, los productores-comercializadores, los comercializadores y los transportadores de gas natural, estarán sujetos a obligaciones de suministro de información, así:
1. En situaciones de insalvables restricciones en la oferta de gas natural o situaciones de grave emergencia, no transitorias:
1.1. Los productores-comercializadores y/o los transportadores de gas natural informarán dicha situación, inmediatamente y por escrito, al centro nacional de despacho, CND, al Ministerio de Minas y Energía y a la Superintendencia de Servicios Públicos identificando claramente sus causas y efectos sobre la prestación del servicio.
1.2. Los productores-comercializadores y los comercializadores publicarán en la página web de su dominio o donde establezca la Comisión de Regulación de Energía y Gas, el programa de suministro de gas definitivo, desagregado por agentes, para el siguiente día de gas, inmediatamente termine el ciclo de nominación de suministro.
1.3. Los transportadores publicarán a través de su correspondiente boletín electrónico de operaciones, BEO, o donde establezca la Comisión de Regulación de Energía y Gas, el programa de transporte de gas definitivo, desagregado por remitentes, para el siguiente día de gas, inmediatamente termine el ciclo de nominación de transporte.
1.4. Los productores-comercializadores, los comercializadores y los transportadores de gas deberán presentar a la Superintendencia de Servicios Públicos, en los formatos y con la periodicidad que esta establezca para el efecto, la información sobre la aplicación de lo dispuesto en este decreto.
2. Cuando se presenten situaciones de racionamiento programado:
2.1. Los productores-comercializadores y los comercializadores publicarán en la página web de su dominio o donde establezca la Comisión de Regulación de Energía y Gas, el programa de suministro de gas definitivo, desagregado por agentes, para el siguiente día de gas, inmediatamente termine el ciclo de nominación de suministro.
2.2. Los transportadores publicarán a través de su correspondiente boletín electrónico de operaciones, BEO, o donde establezca la Comisión de Regulación de Energía y Gas, el programa de transporte de gas definitivo, desagregado por remitentes, para el siguiente día de gas, inmediatamente termine el ciclo de nominación de transporte.
2.3. Los productores-comercializadores, los comercializadores y los transportadores de gas deberán presentar a la Superintendencia de Servicios Públicos, en los formatos y con la periodicidad que esta establezca para el efecto, la información sobre la aplicación de lo dispuesto en este decreto.
PAR. 1º—Las publicaciones a que hace referencia este artículo, serán realizadas por los productores-comercializadores, los comercializadores, los transportadores de gas y todos los agentes que realicen transacciones en el mercado secundario, independientemente del agente que haya declarado tal situación.
(D. 880/2007, art. 11)
ART. 2.2.2.2.11.—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.
(D. 880/2007, 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.
(D. 880/2007, art. 13)
ART. 2.2.2.2.12.—Medidas necesarias para que no se generen por negligencia, racionamientos de gas natural o de energía eléctrica. Los productores-comercializadores, los transportadores, los comercializadores y los distribuidores-comercializadores de gas natural y las empresas generadoras de electricidad a base de gas natural, en cumplimiento de las normas vigentes, tomarán todas las medidas necesarias para que, aún frente a las situaciones a que se refiere el presente decreto, no se generen, por su negligencia, racionamientos de gas natural o de energía eléctrica.
(D. 880/2007, art. 14)
ART. 2.2.2.2.13.—Medidas para evitar conductas de los agentes que puedan producir insalvables restricciones en la oferta de gas natural o situaciones de grave emergencia. La Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, adoptará todas las medidas a que haya lugar para evitar conductas de los agentes que puedan producir insalvables restricciones en la oferta de gas natural o situaciones de grave emergencia, no transitorias.
(D. 880/2007, art. 15)
ART. 2.2.2.2.14.—Restricción de desvíos de gas que modifiquen la asignación del gas natural. Cuando se trate de insalvables restricciones en la oferta de gas natural, o situaciones de grave emergencia, no transitorias, o racionamiento programado de gas natural, los transportadores no autorizarán desvíos de gas que modifiquen la asignación del gas natural de los agentes que resulte de la aplicación de este decreto.
(D. 880/2007, art. 16)
ART. 2.2.2.2.15.—Obligación de atención prioritaria. Los productores, los productores comercializadores, los comercializadores, los transportadores atenderán de manera prioritaria la demanda de gas para consumo interno. Para este efecto deberán sujetarse a las disposiciones que expida el MME en aplicación del parágrafo 1º del artículo 2.2.2.2.38 de este decreto.
PAR.—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 artículo 2.2.2.2.39 de este decreto.
(D. 2100/2011, art. 4º)
ART. 2.2.2.2.16.—Demanda esencial. Los agentes que atiendan la demanda esencial tienen la obligación de contratar el suministro y el transporte de gas natural para la atención de dicha demanda, según corresponda, con agentes que cuenten con respaldo físico. Las cantidades de gas declaradas en virtud del artículo 2.2.2.2.21 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.
PAR. 1º—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 los 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.
PAR. 2º—La CREG, siguiendo los lineamientos establecidos en el artículo 2.2.2.2.26 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.
PAR. 3º—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.
(D. 2100/2011, art. 5º)
ART. 2.2.2.2.17.—Administración del gas natural de propiedad del Estado y de las participaciones de la ANH. En la celebración de los contratos y operaciones de cualquier naturaleza que la ANH celebre para la administración del gas natural de propiedad del Estado y de las participaciones de la ANH, se tendrá como destino de este gas la exportación con el objeto de abrir nuevos mercados, siempre y cuando la demanda interna de este combustible se encuentre abastecida. Para tales efectos, el Ministerio de Minas y Energía deberá señalar los parámetros y mecanismos, debiendo igualmente verificar el cumplimiento de dichas condiciones, en particular la obligación de atención prioritaria, acorde a los términos del presente decreto.
Si este gas natural se destina para el consumo interno, se tendrán en cuenta los siguientes lineamientos:
1. Que los contratos u operaciones que se suscriban no tengan por objeto aumentar la concentración en la oferta de gas natural en el mercado. Para este efecto la ANH podrá, entre otros, acordar con cada productor en los contratos de explotación de hidrocarburos el recaudo y la comercialización de gas natural de propiedad del Estado y de las participaciones de la ANH, en proporción a la participación que le corresponda.
2. Que dichos contratos u operaciones no tengan por objeto privilegiar el suministro del gas natural de propiedad del Estado y de las participaciones de la ANH a ningún agente.
3. Que el comercializador del gas natural de propiedad del Estado y de las participaciones de la ANH se ajuste a lo dispuesto por la CREG para esta actividad.
(D. 2100/2011, art. 6º, modificado por el D. 1372/2014, art. 1º)
ART. 2.2.2.2.18.—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.
(D. 1372/2014, art. 2º)
ART. 2.2.2.2.19.—Certificación y publicación de las reservas. Los productores continuarán presentando a la ANH la certificación de sus reservas de gas natural expedida por un organismo especializado y reconocido en la prestación de este servicio, conforme a los criterios y procedimientos expedidos por la ANH para el efecto.
La ANH deberá publicar la información consolidada de reservas de gas natural y de petróleo y desagregadas por campo y ubicación geográfica, dentro de los ciento cincuenta (150) días calendario siguientes al inicio de cada año, con corte a 31 de diciembre del año anterior.
(D. 2100/2011, art. 7º)
ART. 2.2.2.2.20.—Consumo de gas natural por productores. El productor o productor-comercializador declarará en los términos previstos en el artículo siguiente las cantidades diarias promedio mes de gas natural, medidas en GBTUD, de las que sea propietario y que sean destinadas para su propio consumo.
PAR.—Si las cantidades de gas natural declaradas en este artículo llegaran a ser ofrecidas para la venta por el productor o por el productor-comercializador, total o parcialmente, estas se someterán a los mecanismos y procedimientos de comercialización de que trata el artículo 2.2.2.2.24 de este decreto.
(D. 2100/2011, art. 8º)
ART. 2.2.2.2.21.—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 periodo 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 artículo 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.
PAR. 1º—Toda la información declarada al MME o a quien este determine conforme a lo previsto en el presente decreto será analizada, ajustada, consolidada y publicada por el MME 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 MME 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 ajustará la diferencia en la PDTV de cada productor en proporción a su participación en la producción de hidrocarburos en dicho campo.
PAR. 2º—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.
PAR. 3º—Los comercializadores de gas importado declararán las CIDV en los términos previstos en este artículo.
(D. 2100/2011, art. 9º)
ART. 2.2.2.2.22.—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.
(D. 2100/2011, art. 10)
ART. 2.2.2.2.23.—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 artículo 2.2.2.2.22 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.
(D. 2100/2011, art. 11)
ART. 2.2.2.2.24.—Excepciones a los mecanismos y procedimientos de comercialización de la PTDV. Los mecanismos y procedimientos de comercialización de que trata el artículo 2.2.2.2.24 de este decreto no se aplicarán a las actividades que se relacionan a continuación:
1. La comercialización de gas en campos menores.
2. La comercialización de gas en campos de hidrocarburos que se encuentren en pruebas extensas o sobre los cuales no se haya declarado su comercialidad.
3. La comercialización de gas en yacimientos no convencionales.
PAR.—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.
(D. 2100/2011, art. 12)
ART. 2.2.2.2.25.—Lineamientos para la expedición de los mecanismos y procedimientos de comercialización. La CREG, en los mecanismos y procedimientos de comercialización que expida con base en lo previsto en el artículo 2.2.2.2.24 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.
(D. 2100/2011, art. 13)
ART. 2.2.2.2.26.—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.
PAR.—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.
(D. 2100/2011, art. 14)
ART. 2.2.2.2.27.—Incentivos a la producción de gas proveniente de yacimientos no convencionales. Los productores o productores-comercializadores de gas de yacimientos no convencionales podrán desarrollar directamente la actividad de generación termoeléctrica que utilice como fuente primaria el gas que produzcan, sujetándose íntegramente a la regulación vigente sobre esta actividad.
PAR.1º—El MME, la ANH y la CREG, dentro de la órbita de sus competencias, podrán implementar incentivos adicionales a los previstos en este artículo para promover la explotación y comercialización de gas proveniente de yacimientos no convencionales.
(D. 2100/2011, art. 15)
ART. 2.2.2.2.28.—(Modificado).* Plan indicativo de abastecimiento. Con el objeto de orientar las decisiones de los agentes y que las autoridades competentes cuenten con mejores elementos para la adopción oportuna de las decisiones necesarias para el asegurar (sic) el abastecimiento nacional de gas natural en el corto, mediano y largo plazo, el MME adoptará un plan indicativo de abastecimiento de gas natural para un período de diez (10) años, el cual tendrá en cuenta, entre otros, la información de que tratan los artículos 2.2.2.2.20, 2.2.2.2.21, 2.2.2.2.22 y el parágrafo 1º del artículo 2.2.2.2.38 de este decreto, así como la información de las cantidades de gas importadas y/o exportadas y será actualizado anualmente o cuando el MME así lo determine.
PAR.—El plan indicativo a que se refiere este artículo será elaborado por la UPME con base en los lineamientos que, para el efecto, determine el MME.
*(Nota: Modificado por el Decreto 2345 de 2015 artículo 4° del Ministerio de Minas y Energía)
(D. 2100/2011, art. 17)
ART. 2.2.2.2.29.—(Modificado).* Inversiones para asegurar la confiabilidad del servicio. Los agentes operacionales podrán incluir dentro de su plan de inversiones aquellas que se requieran para asegurar la confiabilidad en la prestación del servicio público de gas natural.
*(Nota: Modificado por el Decreto 2345 de 2015 artículo 5° del Ministerio de Minas y Energía)
(D. 2100/2011, art. 18)
ART. 2.2.2.2.30.—Almacenamiento subterráneo en campos de hidrocarburos. El MME y la ANH evaluarán conjuntamente la viabilidad de la utilización de campos de hidrocarburos con fines de almacenamiento de gas natural como alternativa para asegurar la confiabilidad del servicio público
(D. 2100/2011, art. 19)
ART. 2.2.2.2.31.—Alcance de los servicios que prestará un gestor de los mecanismos de comercialización y de la información. La CREG, en desarrollo de su función de expedir el reglamento de operación del mercado mayorista de gas natural de que trata el literal c) del artículo 74.1 de la Ley 142 de 1994, establecerá el alcance de los servicios que prestará un gestor de los mecanismos de comercialización y de la información, las reglas para la selección de este gestor y las condiciones de prestación de sus servicios. Estas reglas y condiciones deberán asegurar la neutralidad, transparencia, objetividad e independencia del gestor, así como su experiencia comprobada en las actividades a desarrollar. Así mismo, la CREG determinará la forma y remuneración de los servicios del gestor.
PAR.—La CREG seleccionará al gestor del mercado mediante un concurso sujeto a los principios de transparencia y selección objetiva que garanticen la libre concurrencia.
(D. 2100/2011, art. 20, modificado por el D. 1710/2013, art. 2º)
ART. 2.2.2.2.32.—Protocolos y acuerdos operativos. Cuando la CREG lo solicite, el CNOG expedirá los acuerdos y protocolos operativos que se requieran con el fin de establecer los procedimientos, definiciones y parámetros básicos que deben regir para: (i) la operación del SNT; (ii) la programación de mantenimientos y/o intervenciones a la infraestructura de suministro y transporte de gas natural, que impliquen suspensión o pongan en riesgo la continuidad del servicio público; y, (iii) la coordinación de los agentes que utilicen el SNT 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.
El CNOG, por su propia iniciativa, podrá someter a consideración de la CREG los protocolos y acuerdos operativos que considere necesarios para lograr una operación segura, confiable y económica del SNT. La CREG contará con noventa (90) días para pronunciarse y, si es pertinente, adoptarlo mediante acto administrativo.
(D. 2100/2011, art. 21)
ART. 2.2.2.2.33.—Naturaleza de las exportaciones e importaciones de gas. Las actividades de exportación de gas, la importación de gas para usos distintos al servicio público domiciliario y la importación de gas en tránsito no constituyen actividades complementarias al servicio público domiciliario de gas combustible.
Los mecanismos y procedimientos de comercialización de que trata el artículo 2.2.2.2.11 de este decreto, no se aplican a las actividades aquí señaladas.
PAR.—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.
(D. 2100/2011, art. 22)
ART. 2.2.2.2.34.—Libertad de precios. El precio del gas natural destinado a la importación o exportación será pactado libremente entre las partes: no obstante, si para realizar los respectivos suministros se utilizan tramos de gasoducto o gasoductos que hagan parte del SNT, este servicio se remunerará de acuerdo con los cargos aprobados por la CREG.
(D. 2100/2011, art. 23)
ART. 2.2.2.2.35.—De las interconexiones internacionales de gas natural. Los agentes exportadores o importadores podrán construir, administrar, operar y mantener las interconexiones internacionales de gas natural que se requieran para transportar el gas natural destinado a la exportación o importación; así mismo, podrán disponer de la capacidad de transporte de las interconexiones internacionales de gas natural.
PAR.—Si para realizar la exportación o importación de gas natural se utilizan tramos de gasoducto o gasoductos que hagan parte del SNT, deberá cumplirse respecto de dichos tramos de gasoductos o gasoductos con lo previsto en el reglamento único de transporte, RUT.
(D. 2100/2011, art. 24)
ART. 2.2.2.2.36.—Acceso a las interconexiones internacionales de gas natural. Los propietarios y/o transportadores en las interconexiones internacionales de gas natural están en la obligación de dar acceso a otros agentes que requieran de dicha infraestructura para efectuar intercambios comerciales internacionales de gas, siempre y cuando, ello sea técnica y económicamente viable.
PAR. 1º—Las condiciones técnicas y económicas para el acceso a la interconexión internacional de gas natural serán acordadas libremente entre las partes.
PAR. 2º—Cuando las partes no lleguen a un acuerdo sobre el acceso a dicha infraestructura el asunto se someterá a la decisión del MME o de la CREG, según sus competencias.
(D. 2100/2011, art. 25)
ART. 2.2.2.2.37.—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.
PAR. 1º—(Modificado).* El MME 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. Para este efecto, diseñará un indicador que considere, entre otros aspectos, las reservas de gas natural, el comportamiento de la demanda, las exportaciones y las importaciones de gas. Dicho indicador será calculado y publicado por el MME en julio 30 de cada año.
*(Nota: Modificado por el Decreto 2345 de 2015 artículo 6° del Ministerio de Minas y Energía)
PAR. 2º—Mientras se mantengan las condiciones que den lugar a la limitación prevista en el parágrafo 1º 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.
(D. 2100/2011, art. 26)
ART. 2.2.2.2.38.—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.
(D. 2100/2011, art. 27)
ART. 2.2.2.2.39.—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.
(D. 2100/2011, art. 28)
ART. 2.2.2.2.40.—Acceso a la capacidad de la infraestructura de regasificación. Los agentes propietarios y/u operadores de la infraestructura de regasificación deberán permitir el acceso a la capacidad no utilizada y/o no comprometida a los agentes que la requieran, siempre y cuando, se cumplan las siguientes condiciones: (i) se cuente con capacidad disponible para ser contratada, y (ii) no se interfiera ni se ponga en riesgo el cumplimiento de los contratos vigentes por asumir nuevos compromisos contractuales.
PAR. 1º—Los agentes solo podrán ejercer el derecho de acceso a la capacidad de la infraestructura de regasificación mediante la celebración del contrato respectivo con el propietario y/u operador.
PAR. 2º—Cuando las partes no lleguen a un acuerdo sobre el acceso, el asunto se someterá a la decisión del MME. Para este efecto, el ministerio podrá solicitar concepto a la CREG.
(D. 2100/2011, art. 29)
ART. 2.2.2.2.41.—Incentivos para la importación de gas natural. La CREG podrá implementar mecanismos para incentivar la importación de gas natural con el fin de promover el abastecimiento de este energético.
(D. 2100/2011, art. 30)
ART. 2.2.2.2.42.—Funcionamiento del mercado mayorista. Al expedir el reglamento de operación mediante el cual se regula el funcionamiento del mercado mayorista de gas natural, la Comisión de Regulación de Energía y Gas podrá:
a) Establecer los lineamientos y las condiciones de participación en el mercado mayorista, las modalidades y requisitos mínimos de ofertas y contratos, los procedimientos y los demás aspectos que requieran los mecanismos de comercialización de gas natural y de su transporte en el mercado mayorista.
b) Señalar la información que será declarada por los participantes del mercado y establecer los mecanismos y procedimientos para obtener, organizar, revisar y divulgar dicha información en forma oportuna para el funcionamiento del mercado mayorista de gas natural.
(D. 1710/2013, art. 1º)
ART. 2.2.2.2.43.—(Nota: Adicionado por el Decreto 2345 de 2015 artículo 7° del Ministerio de Minas y Energía)
ART. 2.2.2.2.44.—(Nota: Adicionado por el Decreto 2345 de 2015 artículo 7° del Ministerio de Minas y Energía)
Transporte de gas natural
ART. 2.2.2.3.1.—Conformación del Consejo Nacional de Operación de Gas Natural, CNO. El Consejo Nacional de Operación de Gas Natural, CNO, estará conformado por:
1. Un (1) representante del Ministro de Minas y Energía con voz y voto, quien lo preside.
2. Cuatro (4) representantes de los productores con voz y voto a razón de 1 por cada 25% de la producción total de gas del país.
3. Cuatro (4) representantes de los remitentes con voz y voto a razón de 1 por cada 25% de la demanda total de gas del país. (2 de estos deberán representar el sector termoeléctrico).
4. Un (1) representante del centro nacional de despacho eléctrico con voz y voto.
5. los representantes de los sistemas de transporte de gas natural con voz y voto que tengan capacidad superior a 50 Mpcd.
PAR. 1º—Los representantes de los productores a razón de uno (1) por cada 25% de la producción total de gas del país, serán seleccionados de la siguiente manera:
1. Los productores podrán ser asociados y/o operadores.
2. Se tomará en cuenta la producción total de gas natural, tal y como se definió en el capítulo I del presente título.
3. Se contabilizarán las participaciones de cada productor en la producción total así especificada, independientemente de quien haya comercializado la producción respectiva y se ordenará el porcentaje de mayor a menor.
4. Una vez ordenados, serán representantes los cuatro (4) primeros productores.
PAR. 3º—Los cuatro (4) representantes de los remitentes, a razón de uno (1) por cada 25% de la demanda total del país, dos (2) de ellos representantes del sector termoeléctrico, serán seleccionados de la siguiente manera:
1. Se tomará en cuenta la demanda total de cada remitente, definida de acuerdo con el capítulo I del presente título y se ordenará de mayor a menor.
2. Una vez ordenados, los dos primeros remitentes que sean simultáneamente generadores térmicos serán los representantes del sector térmico. Si el segundo generador en este orden pertenece a la misma área de influencia del primero, se tomará al siguiente mayor generador en la lista perteneciente a un área de influencia diferente a la del primer representante del sector termoeléctrico.
3. Los dos representantes de los remitentes restantes corresponderán a los dos primeros remitentes que no son a su vez generadores térmicos, ordenados de acuerdo con el numeral 1º de este artículo. Si el segundo remitente pertenece a la misma área de influencia del primero, se tomará el siguiente mayor remitente perteneciente a otra área de influencia.
PAR.—4º—El representante del centro nacional de despacho eléctrico, o la entidad equivalente, será el director de dicha entidad o quien haga sus veces.
PAR.—5º—Los representantes del sistema nacional de transporte serán seleccionados de la siguiente forma:
1. Participarán todos aquellos representantes del sistema nacional de transporte que tengan capacidad superior a 50 millones de pies cúbicos diarios.
2. Únicamente serán representantes de los sistemas de transporte los prestadores del servicio de transporte o transportadores, definidos en capítulo I del presente título.
3. La Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, certificará, a más tardar el 1º de marzo de cada año, cuáles sistemas de transporte tienen capacidad superior a 50 millones de pies cúbicos diarios.
PAR. 7º—Ningún agente podrá representar simultáneamente a varias actividades en el Consejo Nacional de Operación de Gas Natural, CNO.
PAR. 8º—Una vez notificados los representantes seleccionados, deben expresar mediante comunicación escrita a la UPME, dentro de los 5 días calendario posteriores, su aceptación o rechazo a la participación en el CNO para el período correspondiente. En caso de no haber aceptación, la UPME procederá a nombrar un reemplazo, conforme al orden de la lista.
PAR. 9º—En caso de que alguno de los representantes de los productores o de los remitentes en el Consejo Nacional de Operación de Gas Natural, CNO comunique por escrito a la secretaría técnica que no desea continuar participando en el CNO, esta secretaría notificará a la UPME, con el fin de que proceda a señalar su reemplazo conforme al orden de la lista, dentro de los siguientes quince (15) días calendario.
(D. 2225/2000, art. 2º; par. 5º Modificado por el D. 2282/2001, art. 2º; pars. 8º y 9º adicionados por el D. 2282/2001, art. 3º)
ART. 2.2.2.3.2.—Funciones del Consejo Nacional de Operación de Gas Natural, CNO. Serán funciones del Consejo Nacional de Operación de Gas Natural, CNO, las contenidas en la Ley 401 de 1997, en el Decreto 1175 de 1999, la Resolución 71 del 3 de diciembre de 1999 de la CREG y demás normas que regulen la materia.
(D. 2225/2000, art. 3º)
ART. 2.2.2.3.3.—Quórum deliberatorio y decisorio. El CON podrá deliberar con las dos terceras partes de sus miembros y sus decisiones deberán ser tomadas por mayoría que incluya el voto favorable de por lo menos dos (2) de los representantes de los productores, dos (2) de los representantes de los remitentes y dos (2) de los representantes de los transportadores. En caso de empate, el voto del representante del Ministro de Minas y Energía se contará doblemente.
(D. 2225/2000, art. 4º; modificado por el D. 2282/2001, art. 4º)
ART. 2.2.2.3.4.—Secretaría técnica. La secretaría técnica del Consejo Nacional de Operación de Gas Natural, CNO, y su financiamiento, serán establecidos en el estatuto interno de funcionamiento del mismo.
PAR.—El Ministerio de Minas y Energía no participará en la financiación del Consejo Nacional de Operación de Gas Natural, CNO.
(D. 2225/2000, art. 6º)
ART. 2.2.2.3.5.—Definición de las participaciones. La UPME con base en las cifras de producción, demanda, y capacidad del año inmediatamente anterior comprendido entre el 1º de enero y el 31 de diciembre, determinará la participación de los miembros representantes ante el Consejo Nacional de Operación de Gas Natural, CNO. Dicho estudio debe ser publicado antes del 1º de marzo del año en consideración. La nueva conformación del CNO iniciará sus atribuciones a partir del 30 de abril del año en consideración.
(D. 2225/2000, art. 7º)
ART. 2.2.2.3.6.—Requisito para personas jurídicas extranjeras para la celebración de contratos de transporte de importación o exportación de hidrocarburos. Si el transportador en las interconexiones internacionales es una persona jurídica extranjera con asiento principal de negocios en algún país extranjero, para establecerse en Colombia y celebrar contratos de transporte para la importación o exportación de hidrocarburos, deberá constituir y domiciliar en el país una casa o sucursal, llenando las formalidades del Código de Comercio, casa que será considerada como colombiana para los efectos nacionales e internacionales, en relación con los contratos y los bienes, derechos y acciones que sobre ellos recaen.
Corresponde al Ministerio de Minas y Energía, antes de la autorización del inicio de la construcción de la interconexión internacional de gas natural, declarar cumplidos por las personas jurídicas extranjeras los requisitos de que trata esta disposición, previa solicitud del transportador en las interconexiones internacionales, acompañada de los documentos correspondientes de acuerdo con lo señalado en el artículo 3º de la Ley 10 de 1961, en concordancia con el artículo 76 de la Ley 962 de 2005.
PAR.—Si el transportador en las interconexiones internacionales decidiere encomendar la construcción, operación, administración y/o mantenimiento de dicha infraestructura a terceros que sean personas jurídicas extranjeras, a estas también les obliga lo previsto en este artículo.
(D. 2400/2006, art. 2º)
ART. 2.2.2.3.7.—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 ecotopográfico 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.
PAR.—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 7º 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.
(D. 2400/2006, art. 3º)
ART. 2.2.2.3.8.—Acreditación del transportador de interconexiones internacionales como operador idóneo. El transportador en interconexiones internacionales será considerado por el Ministerio de Minas y Energía como Operador Idóneo cuando acredite suficientemente: (i) su capacidad técnica en construcción, operación, administración y mantenimiento de infraestructura energética, principalmente en sistemas de transporte de hidrocarburos por ductos, así como, (ii) su capacidad financiera para adelantar el proyecto.
PAR. 1º—Para acreditar la capacidad técnica el transportador en interconexiones internacionales podrá invocar no sólo sus propios méritos, sino también los de (i) las sociedades controladas por él, y/o (ii) las sociedades que lo controlen.
La capacidad financiera deberá estar soportada en los estados financieros correspondientes al último ejercicio anual auditado.
Para efectos del presente parágrafo se entenderá que el transportador en interconexiones internacionales es controlado por aquel que, junto con sus controlados o controlantes, (i) sea el mayor accionista individual de la misma, y (ii) tenga una participación en el capital de la misma no menor de treinta y cinco por ciento (35%).
PAR. 2º—Para acreditar la capacidad técnica, el transportador en las interconexiones internacionales deberá presentar las certificaciones expedidas por los auditores externos de todas y cada una de las sociedades respecto de las cuales invoque méritos. En estos certificados se deberá demostrar no sólo la capacidad técnica en construcción, operación, administración y mantenimiento de infraestructura energética, principalmente en sistemas de transporte de hidrocarburos por ductos, sino también que se presenta la situación de control en los términos anteriormente definidos.
(D. 2400/2006, art. 4º)
ART. 2.2.2.3.9.—Término 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.
PAR. 1º—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.
PAR. 2º—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.
Si 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.
(D. 2400/2006, art. 5º)
ART. 2.2.2.3.10.—Oportunidad para acogerse a los beneficios de utilidad pública. Sólo cuando el Ministerio de Minas y Energía autorice la construcción de la interconexión internacional de gas natural, el transportador podrá acogerse a los beneficios de utilidad pública, de conformidad con lo dispuesto en el artículo 4º del Decreto 1056 de 1953, Código de Petróleos.
(D. 2400/2006, art. 6º)
ART. 2.2.2.3.11.—Inoponibilidad e Indemnización para propietarios de terrenos. Ningún propietario de terrenos podrá oponerse a que se lleven a cabo en su propiedad los estudios a que haya lugar para la construcción de una interconexión internacional de gas natural, pero los transportadores en dicha infraestructura deberán indemnizarlos de todos los perjuicios que puedan causarles con tales estudios.
(D. 2400/2006, art. 7º)
ART. 2.2.2.3.12.—Construcción de interconexiones internacionales que se requieran para transportar gas natural con destino a la exportación o importación. Los productores nacionales que comercialicen gas natural podrán construir interconexiones internacionales que se requieran para transportar el gas natural con destino a la exportación o importación, sin la autorización previa del Ministerio de Minas y Energía para la construcción de dicha infraestructura. En todo caso deberán cumplir lo exigido en el parágrafo 2º del artículo 2.2.2.3.9 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 artículo 2.2.2.3.7 del presente decreto.
(D. 2400/2006, art. 8º)
ART. 2.2.2.3.13.—Término de presentación de planos definitivos de ruta construcción de la interconexión internacional de gas natural. Dentro de los tres (3) meses siguientes a la terminación de la construcción de la interconexión internacional de gas natural el transportador y/o productor deberá presentar al Ministerio de Minas y Energía, los planos definitivos de la ruta de que tratan los numerales 3.4 y 3.5 del artículo 2.2.2.3.7 de este decreto, con la correspondiente memoria técnica del proyecto, la cual debe incluir las especificaciones técnicas de la infraestructura, las aprobaciones de modificación de las licencias ambientales, cuando haya lugar a ello, así como la inversión efectivamente realizada para la ejecución del proyecto.
(D. 2400/2006, art. 9º)
ART. 2.2.2.3.14.—Obligaciones de los transportadores y/o productores. En todo momento, desde que se inicia la construcción de interconexiones internacionales de gas natural los transportadores y/o productores a los que se refiere este decreto, deberán cumplir con las siguientes obligaciones:
1. Mantener vigentes las licencias, permisos o autorizaciones expedidas por las autoridades ambientales competentes.
2. Adquirir y mantener vigente una póliza de responsabilidad civil extracontractual, para asegurar los perjuicios patrimoniales que se causen a terceras personas en desarrollo de las actividades normales por daños a bienes, lesiones o muerte de personas. De acuerdo con las condiciones generales de la póliza y la ley colombiana, esta deberá incluir una cláusula de restablecimiento automático del valor asegurado, cuando quiera que por ocurrencia de siniestros, el valor asegurado mínimo disminuya. El valor asegurado no será inferior a siete mil quinientos (7.500) salarios mínimos legales mensuales vigentes. Se deberá enviar copia de esta póliza al Ministerio de Minas y Energía y anexar copia del recibo de pago de prima sobre los montos establecidos.
3. Suministrar toda la información que exija el Ministerio de Minas y Energía, en el momento, con la oportunidad y el detalle que sea requerida.
(D. 2400/2006, art. 10)
ART. 2.2.2.4.1.—Procedencia de la contratación. Por motivos de interés social y con el propósito de que la cobertura del servicio público domiciliario de distribución de gas combustible por red se pueda extender a las personas de menores ingresos, el Ministerio de Minas y Energía, de conformidad con los artículos 40 y 174 de la Ley 142 de 1994, podrá contratar mediante invitación pública la distribución domiciliaria de gas combustible por red de tubería en un área geográfica, incorporando cláusulas de exclusividad, en la cual ninguna persona podrá prestar los mismos servicios, conforme con los criterios que por vía general adopte la Comisión de Regulación de Energía y Gas.
(D. 1359/96, art. 1º)
ART. 2.2.2.4.2.—Objeto del contrato. El contrato tiene por objeto asegurar que un concesionario por su cuenta y riesgo preste el servicio público domiciliario de distribución de algún tipo de gas combustible por red de tubería, en condiciones de exclusividad en el área concedida, incluyendo dentro de sus usuarios un número considerable y creciente de personas de menores ingresos.
(D. 1359/96, art. 2º)
ART. 2.2.2.4.3.—Procesos previos al trámite. Cuando el Ministerio de Minas y Energía considere que es procedente la celebración de contratos de concesión para la prestación del servicio público de distribución de gas combustible por red de tubería con exclusividad, solicitará el pronunciamiento de la Comisión de Regulación de Energía y Gas de acuerdo con el parágrafo 1º del artículo 40 de la Ley 142 de 1994.
Una vez obtenido el pronunciamiento favorable de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, el Ministerio de Minas y Energía ordenará la apertura del proceso para la contratación de las áreas exclusivas de gas mediante resolución, e invitará públicamente a participar a quienes cumplan con los requisitos y condiciones establecidos en los términos de referencia, mediante la publicación de dos avisos en fechas diferentes en un diario de amplia circulación nacional, tomando como fecha límite para la última publicación quince días calendario anteriores a la fecha de inicio de venta de los términos de referencia fijada en los mismos.
(D. 1359/96, art. 3º)
ART. 2.2.2.4.4.—Contenido de los avisos. El aviso contendrá como mínimo: el área geográfica en la cual se concederá la prestación exclusiva del servicio, la duración de la exclusividad; la fecha y sitio donde se podrán adquirir los términos de referencia, su valor y el plazo para presentar las propuestas.
(D. 1359/96, art. 4º)
ART. 2.2.2.4.5.—Contenido de los términos de referencia. El Ministerio de Minas y Energía elaborará los términos de referencia para la presentación de propuestas, los cuales contendrán como mínimo la información general sobre el área geográfica que se va a otorgar en concesión y, en forma clara, expresa y detallada, las condiciones técnicas mínimas que deberá reunir la prestación del servicio; la duración de la exclusividad; la obligación de los proponentes de incluir programas de masificación y extensión del servicio; los requisitos de elegibilidad de los proponentes relacionados con la capacidad legal financiera y de experiencia para la correspondiente actividad; la idoneidad de los proponentes para la celebración y ejecución del contrato y demás factores objetivos de evaluación de las propuestas; la minuta del contrato; las garantías y cauciones que habrán de presentarse con la oferta, señalando las bases y los porcentajes de las mismas; las inhabilidades se incompatibilidad es a que se refieren la Ley 80 de 1993 y la Ley 142 de 1994; la fecha límite para compra de los términos de referencia, y todas las demás circunstancias de tiempo, modo y lugar que se consideren indispensables para que el Ministerio de Minas y Energía realice la selección objetiva del contratista.
(D. 1359/96, art. 5º)
ART. 2.2.2.4.6.—Audiencia de aclaración de los términos de referencia. En los términos de referencia se fijará la fecha y hora de la audiencia para que los futuros proponentes puedan solicitar las aclaraciones sobre los términos de referencia. Si el Ministerio de Minas y Energía lo considera conveniente o necesario podrá, mediante adendo, determinar la realización de otra audiencia.
De cada una de estas audiencias se levantará un acta sucinta en que conste quiénes asistieron, tanto por parte de quienes compraron términos de referencia, como por parte de los funcionarios del ministerio, las aclaraciones solicitadas y las respuestas que el ministerio haya dado verbalmente a las mismas. El ministerio podrá reservarse el derecho de dar posteriormente respuesta por escrito a las preguntas formuladas.
Si de estas reuniones se estima necesario por parte del ministerio aclarar los términos de referencia, procederá a hacerlo mediante adendos, enviando por escrito las modificaciones a quienes hayan comprado términos de referencia y si lo considera necesario ampliará el término para la presentación de las propuestas.
(D. 1359/96, art. 6º)
ART. 2.2.2.4.7.—Del contenido y presentación de las propuestas. Dentro del plazo señalado en los términos de referencia, que se iniciará a partir de la realización de la última audiencia programada, los interesados en la celebración de los contratos, deberán presentar personalmente, o a través de su representante legal o apoderado, en la dependencia del Ministerio de Minas y Energía que se señale en los términos de referencia su propuesta, con sujeción a las siguientes reglas:
1. Manifestación expresa del compromiso de constituirse en empresa de servicios públicos o de tener tal calidad, en el evento de resultar favorecida su propuesta.
Las compañías extranjeras, además, deberán someterse a cumplir con los requisitos exigidos por el Código de Comercio.
2. Las propuestas deberán sujetarse a todos y cada uno de los puntos contenidos en los términos de referencia, incluyendo los formatos de presentación, cuando ello sea necesario para la selección objetiva del contratista.
3. Con la sola presentación y firma de la propuesta se entenderá prestado el juramento del proponente de no hallarse incurso en las inhabilidades e incompatibilidades contempladas en la Constitución y en las leyes 80 de 1993 y 142 de 1994.
4. El proponente deberá acreditar la capacidad económica, financiera y técnica para la ejecución del contrato de acuerdo con lo que se defina en los términos de referencia.
5. El proponente deberá acreditar la experiencia en la prestación del servicio según se defina en los términos de referencia.
6. El proponente deberá presentar garantía de seriedad de la propuesta en las condiciones que se definan en los términos de referencia.
(D. 1359/96, art. 7º)
ART. 2.2.2.4.8.—Término del proceso precontractual. El Ministerio de Minas y Energía fijará en los términos de referencia los plazos para la presentación y evaluación de las propuestas. Estos términos podrán prorrogarse hasta por la mitad del inicialmente fijado, en el primer caso cuando lo soliciten más de la mitad de los proponentes y en ambos casos cuando a juicio del Ministerio de Minas y Energía sea necesario o conveniente.
(D. 1359/96, art. 8º)
ART. 2.2.2.4.9.—Apertura de las propuestas. La urna se abrirá el día y hora indicados en los términos de referencia, en acto público que será presidido por el secretario general del Ministerio o su delegado, y contará con la participación del jefe de la oficina jurídica y el director general de hidrocarburos.
De dicha diligencia se levantará un acta que será suscrita por quienes intervinieron en la misma, en la que deberá constar como mínimo el número de propuestas y la identificación de quienes las presenten.
(D. 1359/96, art. 9º)
ART. 2.2.2.4.10.—Aclaraciones a las propuestas. El Ministerio de Minas y Energía, podrá solicitar por escrito las aclaraciones o explicaciones que estime convenientes sobre las propuestas presentadas y para su respuesta fijará un plazo prudencial que se incluirá en los términos de referencia.
Las respuestas a las aclaraciones y explicaciones no podrán contener adiciones o modificaciones a la propuesta. En el evento en que se presenten adiciones o modificaciones a la propuesta o no se dé respuesta a las aclaraciones o explicaciones solicitadas por el ministerio y estas fueren indispensables para determinar la elegibilidad del proponente o la calificación de la propuesta, la oferta no será tenida en cuenta.
(D. 1359/96, art. 10)
ART. 2.2.2.4.11.—Comités evaluadores. Las propuestas serán evaluadas por los comités evaluadores técnico, jurídico y económico que integre, mediante resolución el Ministro de Minas y Energía y tendrán a su cargo la evaluación económica, técnica y jurídica de las propuestas de acuerdo con la metodología establecida en los términos de referencia. Estos comités podrán contar con la asesoría externa de expertos en el objeto de la contratación. El comité podrá contar con la asesoría de los demás comités la presentación de un informe final, que contengan los fundamentos y resultados de la evaluación y las recomendaciones pertinentes.
(D. 1359/96, art. 11)
ART. 2.2.2.4.12.—Factores de evaluación. La elegibilidad de los proponentes y la evaluación de las propuestas se basarán en los elementos objetivos que se terminen en los términos de referencia y de acuerdo con la metodología que se fije en los mismos.
(D. 1359/96, art. 12)
ART. 2.2.2.4.13.—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.
(D. 1359/96, art. 13)
ART. 2.2.2.4.14.—Empate en el proceso de calificación. Se entenderá que hay empate total en el proceso de calificación cuando dos o más ofertas presenten un margen de diferencia que será definido en los términos de referencia. En caso de empate, este será dirimido con la metodología que se fije en los términos de referencia.
(D. 1359/96, art. 14)
ART. 2.2.2.4.15.—Adjudicación del contrato. El Ministro de Minas y Energía dentro de los quince (15) días siguientes a la terminación del plazo a que se refiere el artículo 2.2.2.4.13 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.
PAR. 1º—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.
PAR. 2º—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.
(D. 1359/96, art. 15)
ART. 2.2.2.4.16.—Cláusulas del contrato. Además de las estipulaciones relativas a la identificación de las partes, objeto, duración, en él se pactará como mínimo de manera clara y precisa las estipulaciones necesarias acerca de los siguientes puntos: determinación geográfica del área; obligaciones del concesionario y su remuneración; término de duración de la exclusividad compromisos de precios y ajustes de los mismos, estableciendo claramente las fórmulas tarifarias generales; cobertura; manejo de contribuciones y subsidios dentro del área; interventorías; restablecimiento del equilibrio contractual; plazos; aspectos sobre el régimen de ejecución del contrato referente a normas ambientales y permisos municipales; protección de personas y bienes; condiciones de extensión del servicio; planes de expansión; mantenimiento y renovación de obras y bienes; condiciones de prestación del servicio; indicadores de gestión; contratos con terceros; informes; garantías y, en general, las previsiones contractuales necesarias para garantizar la calidad de la prestación oportuna y eficiente del servicio.
No se incluirán en estos contratos las cláusulas excepcionales de modificación e interpretación unilaterales, pero deberán incluirse las cláusulas determinación unilateral y cláusula de caducidad que en su aplicación se regirán por las normas de la Ley 80 de 1993, sin perjuicio de pactar causales de terminación anticipada por las partes.
Cuando por causa imputable al proponente favorecido el contrato no pueda suscribirse, el Ministerio de Minas y Energía podrá celebrar el contrato con el proponente que quedó en segundo lugar o con el proponente siguiente, según el orden de elegibilidad y siempre que cumpla con las condiciones de los términos de referencia.
(D. 1359/96, art. 16)
ART. 2.2.2.4.17.—Perfeccionamiento y ejecución. El contrato se entenderá perfeccionado con la firma del Ministro de Minas y Energía en nombre de la Nación y del concesionario y podrá comenzar su ejecución una vez se hayan pagado los derechos de publicación en el Diario Oficial, el impuesto de timbre y se encuentren aprobadas las garantías del contrato por parte del Ministerio de Minas y Energía.
(D. 1359/96, art. 17)
ART. 2.2.2.4.18.—Garantías. El Ministerio de Minas y Energía determinará lo relativo a las garantías del contrato en los términos de referencia.
(D. 1359/96, art. 18)
ART. 2.2.2.4.19.—Duración del contrato. El término del contrato para prestar el servicio con exclusividad será el que se determine en cada caso particular en los términos de referencia y en el contrato, de conformidad con la ley.
(D. 1359/96, art. 19)
ART. 2.2.2.4.20.—Iniciación de la prestación del servicio. El contrato señalará la fecha de iniciación de la prestación del servicio. El Ministerio de Minas Energía y el concesionario podrán modificar la fecha de iniciación cuando se presenten hechos o circunstancias que impidan iniciar la prestación del servicio en la fecha prevista.
(D. 1359/96, art. 20)
ART. 2.2.2.4.21.—Expiración de la exclusividad. Al expirar el término de exclusividad por la finalización del plazo contractual, el contratista podrá seguir prestando el servicio público de distribución domiciliaria de gas combustible sin exclusividad o podrá disponer de la infraestructura montada para el efecto.
(D. 1359/96, art. 21)
ART. 2.2.2.4.22.—Vigilancia y control del contrato. El Ministerio de Minas y Energía ejercerá la vigilancia y el control del desarrollo del contrato, sin perjuicio de las atribuciones conferidas por la ley a otras autoridades sobre el concesionario.
(D. 1359/96, art. 22)
ART. 2.2.2.4.23.—Regulaciones proferidas en el proceso de selección del contratista. Cuando en el curso del proceso de selección de contratista y antes del vencimiento del plazo para presentar ofertas el Congreso, el gobierno o la Comisión de Regulación de Energía y Gas profieran regulaciones que modifiquen o alteren las condiciones para contratar, el Ministerio de Minas y Energía, ajustará los términos de referencia, y si fuere del caso concederá a los proponentes un término prudencial adicional para presentar propuestas.
Si el anterior evento ocurre después de presentadas las propuestas, el Ministerio de Minas y Energía podrá declarar desierta la invitación.
(D. 1359/96, art. 23)
ART. 2.2.2.4.24.—Demanda en las áreas de servicio exclusivo. Para mantener el equilibrio económico contractual, los contratos de distribución en las áreas de servicio exclusivo podrán incluir acuerdos sobre demanda en volumen de gas. Los acuerdos no excederán el estimativo del consumo de los usuarios residenciales del área sobre los cuales se pacte la expansión del servicio y su vigencia estará condicionada al cumplimiento de lo pactado en el contrato en materia de expansión, precios y prestación del servicio.
(D. 1359/96, art. 24)
Fondo Especial Cuota de Fomento de Gas Natural
ART. 2.2.2.5.1.—Naturaleza del Fondo Especial Cuota de Fomento de Gas Natural. El Fondo Especial Cuota de Fomento de Gas Natural creado por el artículo 15 de la Ley 401 de 1997, modificado por las leyes 887 de 2004, 1151 de 2007 y la Ley 1450 de 2011, es un fondo especial, sin personería jurídica, administrado y manejado por el Ministerio de Minas y Energía, el cual para efectos de dicha administración hace parte del presupuesto de ingresos y gastos de la Nación - Ministerio de Minas y Energía con destinación específica de acuerdo con la ley, sujeto a las normas vigentes aplicables.
(D. 3531/2004, art. 2º; modificado por el D. 1718/2008, art. 2º)
ART. 2.2.2.5.2.—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 tarifaria 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 artículo 87 de la Ley 142 de 1994 en virtud de la expedición de la Ley 1151 de 2007.
(D. 3531/2004, art. 3º; lits. a) y d) modificados por el D. 1718/2008, art. 3º)
ART. 2.2.2.5.3.—Naturaleza de los recursos del Fondo Especial Cuota de Fomento. Los recursos del Fondo Especial Cuota de Fomento son públicos, por lo tanto, quienes estén a cargo de su administración y/o recaudo serán patrimonialmente responsables por los mismos.
(D. 3531/2004, art. 4º)
ART. 2.2.2.5.4.—Recaudo de la cuota de fomento. Las empresas prestadoras del servicio público de transporte de gas natural por red recaudarán la cuota de fomento pagada por los remitentes y la consignarán mensualmente al Fondo Especial Cuota de Fomento de Gas Natural, dentro de los 5 primeros días del mes siguiente a aquél en que se efectúe el recaudo, en la cuenta bancaria indicada para el efecto por el Ministerio de Minas y Energía.
PAR. 1º—Los recursos recaudados por las empresas prestadoras del servicio público de transporte de gas natural por red por concepto de la cuota de fomento serán registrados en cuentas separadas y no harán parte de sus balances contables.
PAR. 2º—Si realizada la debida gestión de facturación y cobro de la cuota de fomento existieran sumas pendientes de recaudo, las empresas transportadoras de gas deberán reportar al administrador del fondo dicha información en forma detallada, indicando el remitente y el valor pendiente de pago, sin perjuicio de su obligación de recaudo.
(D. 3531/2004, art. 5º; modificado por el D. 1718/2008, art. 4º)
ART. 2.2.2.5.5.—Presentación de informes de recaudo. Es deber de los recaudadores informar mensualmente al administrador del Fondo Especial Cuota de Fomento acerca de los recaudos efectuados.
(D. 3531/2004, art. 6º)
ART. 2.2.2.5.6.—Administración del Fondo Especial Cuota de Fomento de Gas Natural. El Fondo Especial Cuota de Fomento de Gas Natural será administrado por el Ministerio de Minas y Energía en el presupuesto de ingresos y gastos del ministerio, con plena observancia de lo previsto en este decreto y en el numeral 87.9 del artículo 87 de la Ley 142 de 1994 o las normas que lo modifiquen, sustituyan o adicionen, teniendo en cuenta su destinación específica.
PAR. 1º—Corresponde al Ministerio de Minas y Energía definir el reglamento interno para la aprobación, ejecución y giro de los recursos del fondo.
PAR. 2º—La inversión temporal de los recursos y rendimientos provenientes del Fondo Especial Cuota de Fomento de Gas Natural estará a cargo de la Dirección General de Crédito Público y del Tesoro Nacional del Ministerio de Hacienda y Crédito Público. Para tales efectos, los recursos del fondo deberán ser girados por el Ministerio de Minas y Energía a la cuenta que determine la mencionada dirección.
Los recursos y rendimientos provenientes del Fondo Especial Cuota de Fomento de Gas Natural serán manejados por la Dirección General de Crédito Público y del Tesoro Nacional del Ministerio de Hacienda y Crédito Público en cuentas independientes de los demás recursos que administre la dirección, teniendo en cuenta la normatividad aplicable para la inversión de dichos recursos.
PAR. 3º—De conformidad con lo establecido en la Ley 887 de 2004 y en la Ley 1151 de 2007, el Ministerio de Minas y Energía recibirá como contraprestación por la administración del Fondo Especial Cuota de Fomento de Gas Natural un dos por ciento (2%) calculado sobre el recaudo de la cuota de fomento del año inmediatamente anterior, el cual se destinará a cubrir los gastos que genere la administración de dicho fondo.
(D. 3531/2004, art. 7º; modificado por el D. 1718/2008, art. 5º)
ART. 2.2.2.5.7.—Formulación de los proyectos. Las solicitudes de cofinanciación de proyectos de infraestructura deberán ser presentadas por el Solicitante a la Unidad de Planeación Minero-Energética, UPME, la cual verificará el cumplimiento de lo establecido en el artículo 2.2.2.5.12 de este decreto.
PAR. 1º—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.
PAR. 2º—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.
PAR. 3º—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 2º del artículo 2.2.2.5.14 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 tarifaria 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.
(D. 3531/2004, art. 8º; par. 3º modificado por el D. 1718/2008, art. 6º)
ART. 2.2.2.5.8.—Evaluación de los proyectos. La Unidad de Planeación Minero-Energética, UPME, evaluará los proyectos de infraestructura sometidos a su consideración y emitirá concepto debidamente motivado sobre la elegibilidad de los mismos, teniendo en cuenta lo establecido en este decreto.
(D. 3531/2004, art. 9º)
ART. 2.2.2.5.9.—Priorización de proyectos elegibles. La Unidad de Planeación Minero-Energética, UPME, establecerá el orden de prioridad de los proyectos elegibles para que estos puedan acceder a la cofinanciación con recursos provenientes del Fondo Especial Cuota de Fomento, con base en lo establecido en el artículo 2.2.2.5.13 del presente decreto.
PAR.—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.
(D. 3531/2004, art. 10)
ART. 2.2.2.5.10.—Obligaciones del evaluador. La Unidad de Planeación Minero-Energética, UPME, deberá:
a) Adoptar todas las medidas y procedimientos necesarios para que los recursos del Fondo Especial Cuota de Fomento se asignen para los fines y en los términos legalmente previstos;
b) Establecer y adoptar todos los procedimientos y metodologías necesarios para el cabal cumplimiento de sus obligaciones;
c) Evaluar y rendir al administrador del fondo concepto debidamente motivado sobre los proyectos sometidos a su evaluación;
d) Recomendar el orden de prioridad de los proyectos elegibles de acuerdo con el artículo 2.2.2.5.13 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.
(D. 3531/2004, art. 11)
ART. 2.2.2.5.11.—Aprobación de la cofinanciación de proyectos. El administrador del Fondo Especial Cuota de Fomento, con base en el orden de prioridad de los proyectos elegibles establecido por la Unidad de Planeación Minero-Energética, UPME, aprobará las solicitudes de cofinanciación con sujeción a los parámetros establecidos en el artículo 2.2.2.5.14 del presente decreto y ordenará el giro de los recursos.
(D. 3531/2004, art. 12)
ART. 2.2.2.5.12.—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.
PAR. 1º—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 tarifarias 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 tarifarias 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.
PAR. 2º—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.
(D. 3531/2004, art. 13)
ART. 2.2.2.5.13.—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.
PAR.—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.
(D. 3531/2004, art. 14)
ART. 2.2.2.5.14.—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.
PAR. 1º—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.
PAR. 2º—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.
(D. 3531/2004, art. 15, modificado por el D. 1718/2008, art. 7º)
ART. 2.2.2.5.15.—Obligaciones de los solicitantes. Los Solicitantes tendrán las siguientes obligaciones:
1. Son responsables de la ejecución, supervisión y control de la utilización de los recursos del Fondo Especial Cuota de Fomento aprobados para la cofinanciación de los proyectos de infraestructura.
2. Los recursos del Fondo Especial Cuota de Fomento en ningún caso podrán destinarse a cubrir, directa o indirectamente, gastos ordinarios de funcionamiento de cualquier entidad vinculada al desarrollo del proyecto o a la interventoría del mismo.
3. Las empresas prestadoras del servicio de transporte o de distribución de gas natural por redes, según sea el caso, deberán reflejar en la facturación a sus usuarios el valor no cobrado en las tarifas por concepto de los aportes con recursos de cofinanciación del fondo para efectos de lo previsto en el numeral 87.9 del artículo 87 de la Ley 142 de 1994, modificado por el artículo 143 de la Ley 1151 de 2007.
4. Las empresas prestadoras del servicio de transporte o de distribución de gas natural por redes, según corresponda, deberán suministrar al administrador del fondo la información que este requiera para efectos de lo previsto en el literal d) del artículo 2.2.2.5.2 de este decreto.
PAR. 1º—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.
PAR. 2º—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.
(D. 3531/2004, art. 16º; nums. 3º y 4º modificados por el D. 1718/2008, art. 8º)
ART. 2.2.2.5.16.—Aporte de los recursos a la prestación del servicio público. Los recursos aprobados para cofinanciar los proyectos de infraestructura serán aportados a la Empresa de Servicios Públicos comprometida con el proyecto en los términos establecidos en el numeral 87.9 del artículo 87 de la Ley 142 de 1994 modificado por el artículo 143 de la Ley 1151 de 2007 y, con sujeción a dicha norma, el aporte deberá figurar en el presupuesto de la Nación - Ministerio de Minas y Energía - Fondo Especial Cuota de Fomento de Gas Natural, si así lo establece el estatuto orgánico de presupuesto.
(D. 3531/2004, art. 17; modificado por el D. 1718/2008, art. 9º)
ART. 2.2.2.5.17.—Propiedad de la infraestructura. La propiedad de la infraestructura cofinanciada con recursos del fondo estará en cabeza de la Nación - Ministerio de Minas y Energía en proporción directa al aporte de recursos de cofinanciación del Fondo, mientras no se efectúe la reposición de dicha infraestructura por parte de la empresa prestadora del servicio público de transporte o de distribución de gas natural por redes, según corresponda. No será objeto de remuneración vía tarifaria la proporción de la inversión realizada con recursos de cofinanciación del fondo respecto de los usuarios, con sujeción a lo previsto en el numeral 87.9 del artículo 87 de la Ley 142 de 1994, modificado por el artículo 143 de la Ley 1151 de 2007.
(D. 3531/2004, art. 18; modificado por el D. 1718/2008, art. 10)
Comercialización de gas natural
ART. 2.2.2.6.1.—Incorporación de usuarios. Una vez se determine que la actividad de comercialización de gas natural desarrollada por los productores y los agentes importadores es competida, los comercializadores entrantes a los mercados de comercialización deberán incorporar a su base de clientes un número mínimo de usuarios residenciales de forma tal que, anualmente, se equilibren en un 90%, los subsidios a los usuarios de los estratos socioeconómicos 1, 2 y 3 con las contribuciones de los usuarios regulados que serán atendidos por estos. Lo anterior, sin perjuicio de lo establecido en la sección correspondiente a la “Liquidación, cobro, recaudo y manejo de las contribuciones de solidaridad y de los subsidios en materia de servicios públicos de energía eléctrica y gas combustible distribuido por red física”, del título III del presente decreto.
(D. 3429/2003, art. 4º)
ART. 2.2.2.6.2.—Vigilancia y control. La Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios vigilará y controlará el cumplimiento de lo dispuesto en el artículo anterior.
(D. 3429/2003, art. 5º)
SECCIÓN 1º
Comercialización gas natural comprimido vehicular
SUBSECCIÓN 1.1
ART. 2.2.2.6.1.1.1.1.—Objeto. La presente sección tiene por objeto definir el esquema de vigilancia y control al que están sometidas las actividades relacionadas con el gas natural comprimido para uso vehicular, GNCV.
(D. 1605/2002, art. 1º)
ART. 2.2.2.6.1.1.1.2.—Campo de aplicación. El presente decreto se aplica a las actividades que a continuación se relacionan:
1. Montaje y operación de estaciones de servicio de GNCV o mixtas, caso en el cual el presente decreto se aplica únicamente a las instalaciones relacionadas con el suministro de GNCV.
2. Montaje y operación de talleres para conversión de vehículos automotores a GNCV.
3. Instalación de componentes del sistema de combustible para vehículos que funcionan con GNCV.
4. Fabricación, importación y suministro de equipos completos para conversión a GNCV, o sus componentes.
5. Fabricación, importación y suministro de equipos para estaciones de servicio de GNCV, o sus componentes.
6. Fabricación e importación de vehículos impulsados con GNCV.
(D. 1605/2002, art. 2º)
ART. 2.2.2.6.1.1.1.3.—Definiciones. Se deberán tener en cuenta las definiciones establecidas en el presente decreto así como en las resoluciones de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, y aquellas que las adicionen o modifiquen y además las siguientes:
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.
(D. 1471/2014, art. 7º, num. 2º)
Autoridad ambiental competente: De acuerdo con la Ley 99 de 1993 y el Decreto Reglamentario Único del Sector Ambiente, son el Ministerio del Medio Ambiente, las corporaciones autónomas regionales y, en los distritos y municipios con una población superior a un (1) millón de habitantes, los alcaldes o dependencias de la administración distrital o municipal dotadas de esa atribución.
(D. 1605/2002, art. 3º)
Certificación. 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.
(D. 1471/2014, art. 7º, num. 13)
Certificado de conformidad. 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.
(D. 1472(sic)/2014, art. 7º, num. 15)
Comercializador de gas natural. Persona jurídica cuya actividad es la comercialización de gas natural;
(D. 802/2004, art. 1º)
Comercializador de GNCV. Persona natural o jurídica que suministra gas natural comprimido para uso Vehicular, GNCV, a través de estaciones de servicio. Para todos los efectos, en donde la reglamentación vigente se refiera a distribuidor de combustibles gaseosos a través de estaciones de servicio, deberá entenderse este como comercializador de GNCV;
Condiciones comerciales especiales. Son aquellas diseñadas para incentivar el consumo del gas natural comprimido para uso vehicular, GNCV;
Estación de servicio mixta: Es la estación de servicio destinada a la distribución tanto de combustibles líquidos derivados del petróleo como de combustibles gaseosos.
Evaluación de la conformidad: 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.
(D. 1471/2014, art. 7º, num. 32)
Expendedor: Persona natural o jurídica que suministra o provee bienes para los distintos agentes a los que se refiere el presente decreto.
Fabricantes de vehículos para GNCV: Persona natural o jurídica que produce vehículos destinados a utilizar gas natural comprimido GNC como combustible de su motor, ya sea para uso dedicado, para uso dual o para uso biocombustible —combustible líquido y GNC—. Para todos los efectos, se reputan fabricantes los ensambladores.
Gas natural comprimido para uso vehicular (GNCV): Es una mezcla de hidrocarburos, principalmente metano, cuya presión se aumenta a través de un proceso de compresión y se almacena en recipientes cilíndricos de alta resistencia, para ser utilizados en vehículos automotores.
(D. 1605/2002, art. 3º, definición subrogada por el D. 802/2004, art. 1º)
Ministerio competente: Es el Ministerio de Minas y Energía o quien haga sus veces, para el montaje y operación de las estaciones de servicio que suministran gas natural comprimido para uso vehicular; y, el Ministerio de Desarrollo Económico o quien haga sus veces, para las demás actividades referidas en el artículo 2.2.2.6.1.1.1.2 del presente decreto.
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.
(D. 1471/2014, art. 7º, num. 74)
Organismo de inspección acreditado: De conformidad con los literales o) y p) del Decreto 2269 de 1993, es un organismo que ejecuta servicios de inspección a nombre de un organismo de certificación y que ha sido reconocido por el organismo de acreditación.
Productor de equipos completos de GNCV y partes para equipos completos de GNCV: Toda persona natural o jurídica que elabore, procese, transforme o utilice equipos y partes con el propósito de obtener equipos completos de GNCV para ser instalados en vehículos automotores por talleres de conversión. Los importadores se reputan productores respecto de los equipos completos de GNCV y sus partes que introduzcan al mercado nacional.
Productor de equipos y partes para la instalación de estaciones de servicio de GNCV: Toda persona natural o jurídica que elabore, procese, transforme o utilice bienes con el propósito de obtener equipos y partes para la instalación de estaciones de servicio de GNCV. Los importadores se reputan productores respecto de los equipos y partes que para tal fin introduzcan al mercado nacional.
Taller de conversión de vehículos a GNCV: Toda persona natural o jurídica que realiza la instalación y/o mantenimiento de equipos completos de GNCV y/o sus partes.
Sistema de transporte terrestre masivo de pasajeros, STTMP: Conjunto de infraestructura, equipos, sistemas, señales, paraderos, vehículos, estaciones e infraestructura vial destinadas y utilizadas para la eficiente y continua prestación del servicio público de transporte de pasajeros en un área específica.
(D. 802/2004, art. 1º, Definición de sistema de transporte terrestre masivo de pasajeros adicionada por el D. 1008/2006, art. 1º)
Usuario final de gas natural comprimido vehicular. Persona que utiliza gas natural comprimido como combustible en vehículos automotores.
Vehículo automotor: Es todo vehículo provisto de un dispositivo mecánico de autopropulsión, utilizado normalmente para el transporte de personas o mercancías por vía terrestre y que no marche sobre rieles o conectado a un conductor eléctrico. Se consideran vehículos automotores los montacargas y vehículos similares en el sector transporte.
ART. 2.2.2.6.1.1.1.4.—Incentivos comerciales para el uso del gas natural comprimido vehicular. Los productores, transportadores, distribuidores, comercializadores de gas natural y comercializadores de GNCV ofrecerán condiciones comerciales especiales para beneficio de las personas que utilizan gas natural comprimido como combustible en vehículos automotores, absteniéndose de ejecutar cualquier actuación que pueda conducir a discriminación indebida o a trato preferente en perjuicio de otros.
Los comercializadores de GNCV velarán porque los incentivos obtenidos de los diferentes agentes de la cadena de gas lleguen hasta los usuarios finales del servicio.
(D. 802/2004, art. 2º)
ART. 2.2.2.6.1.1.1.5.—Incentivo tarifario en la regulación de la actividad de distribución de gas natural por redes. En orden a impulsar la utilización del GNCV en los sistemas de transporte terrestre masivo de pasajeros se requiere la introducción de un incentivo tarifario en la regulación de la actividad de distribución de gas natural por redes.
(D. 1008/2006, art. 2º)
SUBSECCIÓN 1.2
Requisitos para iniciar la prestación del servicio
ART. 2.2.2.6.1.1.2.1.—Autorizaciones y licencias. Las estaciones de servicio y talleres de conversión interesados en iniciar operaciones deberán haber tramitado las correspondientes licencias ante las autoridades que a continuación se mencionan, so pena de las sanciones previstas en la subsección 6.1 de la presente sección.
•Autoridad distrital, municipal, o del departamento especial de San Andrés, Providencia y Santa Catalina.
• Curador urbano.
• Autoridad ambiental competente.
(D. 1605/2002, art. 4º)
ART. 2.2.2.6.1.1.2.2.—Aviso a las diferentes autoridades. Los interesados en iniciar la operación de estaciones de servicio y/o talleres de conversión deberán informarlo previamente al ministerio competente y a la Superintendencia de Industria y Comercio, mediante comunicación escrita en la que indique localización, dirección y fecha a partir de la cual entrará en operación, anexando copia simple de las pólizas de seguros establecidas en el numeral 2º del artículo siguiente, según corresponda.
(D. 1605/2002, art. 5º)
SUBSECCIÓN 1.3
ART. 2.2.2.6.1.1.3.1.—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 80582 de 1996, modificada por la Resolución 181386 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.
(D. 1605/2002, art. 6º)
SUBSECCIÓN 1.4
Requisitos técnicos y verificación de la conformidad
ART. 2.2.2.6.1.1.4.1.—Expedición de reglamentos técnicos. Los ministerios competentes para reglamentar las diferentes actividades relacionadas con el gas natural comprimido para uso vehicular, expedirán los reglamentos técnicos respectivos y determinarán los requisitos obligatorios que deben cumplirse en cada una de ellas.
PAR.—Hasta tanto no se expidan los reglamentos técnicos pertinentes, seguirá vigente la resolución (80582/96 modificada por la Res. 181386/2005) expedida por el Ministerio de Minas y Energía, en aquellas partes que no sean contrarias a las disposiciones contenidas en este decreto.
(D. 1605/2002, art. 7º, par. ha perdido vigencia)
ART. 2.2.2.6.1.1.4.2.—Procedimiento para verificar el cumplimiento de los requisitos técnicos. Los oferentes de servicios y productos de GNCV deberán asegurar el cumplimiento de los requisitos, procedimientos, pruebas y ensayos establecidos en los reglamentos técnicos y deberán obtener los certificados de conformidad a que haya lugar, debidamente expedidos por un organismo de certificación acreditado, conforme a lo dispuesto en los títulos IV y V de la Circular Única de la Superintendencia de Industria y Comercio - Circular Externa 10 de 2001.
(D. 1605/2002, art. 8º)
ART. 2.2.2.6.1.1.4.3.—Organismos de certificación acreditados. Los organismos de certificación acreditados expedirán los certificados de conformidad a que hace referencia el presente decreto. En lo pertinente, se aplicarán a estos organismos las disposiciones contenidas en el Decreto 2269 de 1993, el Decreto Reglamentario Único del Sector Comercio Industria y Turismo, en los títulos IV y V de la Circular Única de la Superintendencia de Industria y Comercio —Circular Externa 10 de 2001— y las normas que deroguen, modifiquen, aclaren, adicionen o reglamenten estas disposiciones.
(D. 1605/2002, art. 9º)
ART. 2.2.2.6.1.1.4.4.—Organismos de inspección. Los organismos de inspección acreditados por la Superintendencia de Industria y Comercio o quien haga sus veces ejecutarán los servicios de inspección a nombre del organismo de certificación acreditado que los solicite, quien será el único responsable ante la Superintendencia de Industria y Comercio. En lo pertinente, se aplicarán a estos organismos las disposiciones contenidas en el Decreto 2269 de 1993, el Decreto Reglamentario Único del Sector Comercio Industria y Turismo, en el título V de la Circular Única de la Superintendencia de Industria y Comercio —Circular Externa 10 de 2001— y las normas que modifiquen, aclaren, adicionen o reglamenten estas disposiciones.
(D. 1605/2002, art. 10)
ART. 2.2.2.6.1.1.4.5.—Vigilancia y control de los reglamentos técnicos. Se asigna a la Superintendencia de Industria y Comercio el control del cumplimiento de los reglamentos técnicos para garantizar la seguridad y calidad en el ejercicio de las actividades relacionadas con el uso del gas natural comprimido para uso Vehicular, GNCV.
(D. 1605/2002, art. 11)
SUBSECCIÓN 1.5
Reglas sobre libre competencia
ART. 2.2.2.6.1.1.5.1.—Funciones de la Superintendencia de Industria y Comercio. La Superintendencia de Industria y Comercio vigilará a las empresas con el fin de investigar y sancionar, si fuere del caso, las prácticas que puedan constituir restricciones indebidas a la libre competencia en los términos del Decreto 2153 de 1992, en particular los artículos 46 a 52, y las normas que lo complementen, modifiquen o adicionen. De conformidad con lo dispuesto en dicho decreto los productores, transportadores, distribuidores y comercializadores de gas natural se abstendrán de cualquier actuación que pueda conducir a discriminar indebidamente o dar trato preferente a algunos comercializadores de gas natural comprimido vehicular en perjuicio de otros.
(D. 1605/2002, art. 12)
ART. 2.2.2.6.1.1.5.2.—Publicidad de los precios del GNCV. Con el propósito de asegurar que los precios reflejen las condiciones de un mercado competitivo, las estaciones de servicio para suministro de gas natural comprimido vehicular divulgarán sus precios al público en aviso ubicado en un sitio claramente visible de la estación de servicio, sin perjuicio de las facultades atribuidas en esta materia a la Superintendencia de Industria y Comercio en el la Ley 1480 de 2011 y demás normas concordantes.
(D. 1605/2002, art. 13)
SUBSECCIÓN 1.6
ART. 2.2.2.6.1.1.6.1.—Sanciones. En el evento en que las estaciones de servicio y los talleres de conversión incumplan las obligaciones previstas en el artículo 2.2.2.6.1.1.3.1 del presente decreto, les serán impuestas por las autoridades competentes para el efecto las sanciones previstas en los artículos subsiguientes.
(D. 1605/2002, art. 14)
ART. 2.2.2.6.1.1.6.2.—Sanciones urbanísticas. Las Autoridades Distritales o Municipales aplicarán las sanciones establecidas en la Ley 388 de 1997 y en las normas que la modifiquen, aclaren, adicionen o reglamenten, en lo que se refiere al incumplimiento de normas urbanísticas en cada Distrito o Municipio.
(D. 1605/2002, art. 15)
ART. 2.2.2.6.1.1.6.3.—Sanciones ambientales. Las autoridades ambientales aplicarán las sanciones establecidas en la Ley 99 de 1993 y en las normas que la modifiquen, aclaren, adicionen o reglamenten, en lo que se refiere al incumplimiento de normas de protección ambiental.
(D. 1605/2002, art. 16)
ART. 2.2.2.6.1.1.6.4.—Sanciones por incumplimiento de los reglamentos técnicos. El incumplimiento de las disposiciones contenidas en los reglamentos técnicos será sancionado por la Superintendencia de Industria y Comercio de conformidad con lo previsto la Ley 1480 de 2011 y demás normas concordantes.
(D. 1605/2002, art. 17)
Del abastecimiento de gas licuado del petróleo (GLP)
(Nota: Adicionado por el Decreto 2251 de 2015 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)
ART. 2.2.2.7.1.—(Nota: Adicionado por el Decreto 2251 de 2015 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)
ART. 2.2.2.7.2.—(Nota: Adicionado por el Decreto 2251 de 2015 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)
ART. 2.2.2.7.3.—(Nota: Adicionado por el Decreto 2251 de 2015 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)
ART. 2.2.2.7.4.—(Nota: Adicionado por el Decreto 2251 de 2015 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)
ART. 2.2.2.7.5.—(Nota: Adicionado por el Decreto 2251 de 2015 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)
ART. 2.2.2.7.6.—.(Nota: Adicionado por el Decreto 2251 de 2015 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)
Costos de las redes internas y otros gastos asociados a la conexión del servicio de gas combustible por redes.
(Nota: Adicionado por el Decreto 2140 de 2016 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)
ART. 2.2.2.8.1.—(Nota: Adicionado por el Decreto 2140 de 2016 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)
ART. 2.2.2.8.2.—(Nota: Adicionado por el Decreto 2140 de 2016 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)
ART. 2.2.2.8.3.—(Nota: Adicionado por el Decreto 2140 de 2016 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)
ART. 2.2.2.8.4.—(Nota: Adicionado por el Decreto 2140 de 2016 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

References: artículo 15
 artículo 1
 artículo 2
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 Resolución 
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 artículo 3
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 artículo 8
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 artículo 4
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 artículo 74
 artículo 2
 artículo 6
 artículo 7
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 Resolución 
 artículo 3
 artículo 76
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 artículo 4
 artículo 2
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 artículo 40
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 artículo 15
 artículo 87
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 artículo 2
 artículo 2
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 artículo 87
 artículo 143
 artículo 2
 artículo 87
 artículo 143
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 Resolución 
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 artículo 2
 artículo 1
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