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COMPILACIÓN DE NORMAS GENERALES SOBRE

COMERCIALIZACIÓN DE GAS NATURAL

APÉNDICE DE LA TERCERA EDICIÓN

PARTE II

OTRAS NORMAS GENERALES SOBRE


ÍNDICE

1. Decreto 2100 de Junio 15 de 2011, “Por el cual se establecen mecanismos para promover el aseguramiento del abastecimiento nacional de gas natural y se dictan otras disposiciones.” - Insertado dentro de este: 1.1. Decreto 1710 de Agosto 12 de 2013, “Por el cual se establecen lineamientos sobre el mercado mayorista de gas natural y se dictan otras disposiciones.” 1.2. Decreto 1372 de Julio 23 de 2014, “Por el cual se toman medidas para incentivar la producción y exportación de gas natural”

2. Ley 1450 de Junio 16 de 2011, “Por la cual se expide el Plan Nacional de Desarrollo, 2010-2014.” - Insertado dentro de esta: 2.1. Decreto 4956 de Diciembre 30 de 2011, “Por el cual se reglamenta el artículo 102 de la Ley 1450 de 2011.”

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3. Resolución Ministerio de Minas y Energía 18-1014 de Junio 20 de 2011, “Por la cual se efectúa una designación a la Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG.” 4. Resolución Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG 106 de Agosto 19 de 2011, “Por la cual se define una opción con gas natural importado para respaldar Obligaciones de Energía Firme del Cargo por Confiabilidad y se adoptan otras disposiciones.” - Insertado dentro de esta:

4.1. Resolución Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG 142 de Octubre 22 de 2014, “Por la cual se adiciona un parágrafo al Artículo 6 de la Resolución CREG 106 de 2011.” 5. Resolución Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG 169 de Diciembre 1º de 2011, “Por la cual se complementa y adiciona el Reglamento Único de Transporte de Gas Natural, RUT.” 6. Resolución Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG 171 de Diciembre 1º de 2011, “Por la cual se modifica el numeral 2.1.1 del RUT.” 7. Resolución Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG 135 de Noviembre 16 de 2012, “Por la cual se adoptan normas aplicables al servicio público domiciliario de gas combustible con Biogás.” 8. Resolución Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG 041 de Abril 5 de 2013, “Por la cual se establece la metodología para calcular el costo de oportunidad del gas natural dejado de exportar.” 9. Resolución Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG 062 de Mayo 29 de 2013, “Por la cual se establece un ingreso regulado por el uso de Gas Natural Importado en generaciones de seguridad.” - Insertada dentro de esta: 9.1. Resolución Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG 152 de Octubre 31 de 2013, “Por la cual se modifica la Resolución 062 de 2013 “Por medio de la cual se establece un ingreso regulado por el uso de Gas Natural Importado en generaciones de seguridad.”

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10. Resolución Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG 088 de Agosto 14 de 2013, “Por la cual se libera el precio del gas natural puesto en Punto de Entrada al Sistema Nacional de Transporte.” 11. Resolución Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG 123 de Septiembre 20 de 2013, “Por la cual se establece el reglamento de comercialización del servicio público de gas natural, como parte del reglamento de operación de gas natural.” - Insertada dentro de esta: 11.1. Decreto 1710 de Agosto 12 de 2013, “Por el cual se establecen lineamientos sobre el mercado mayorista de gas natural y se dictan otras disposiciones.” 12. Resolución Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG 136 de Septiembre 19 de 2014, “Por la cual se reglamentan aspectos comerciales aplicables a la compraventa de gas natural mediante contratos firmes bimestrales en el mercado mayorista de gas natural, como parte del reglamento de operación de gas natural.” - Insertada dentro de esta: 12.1. Resolución Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG 050 de Abril 23 de 2015, “Por la cual se modifica el plazo establecido en el numeral 2 del artículo 9 de la Resolución CREG 136 de 2014.” 13. Decreto 2041 de Octubre 15 de 2014, “Por el cual se reglamenta el Título VIII de la Ley 99 de 1993 sobre licencias ambientales.” 14. Decreto 1073 de Mayo 26 de 2015, “Por medio del cual se expide el Decreto Único Reglamentario del Sector Administrativo de Minas y Energía.”

15. Ley 1753 de Junio 9 de 2015, “Por la cual se expide el Plan Nacional de Desarrollo, 2014 - 2018.”

16. Resolución Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG 114 de Agosto 3 de 2015, “Por la cual se dictan disposiciones para la comercialización de gas natural en el año 2015.”

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Comentarios:

1. El presente Decreto 2100 de 2011, fue compilado en el Decreto 1073 de Mayo 26 de 2015, “Por medio del cual se expide el Decreto Único Reglamentario del Sector Administrativo de Minas y Energía” que se transcribe parcialmente en esta Parte II. Es de resaltar el artículo 3.1.1. del mismo que señala:

“Artículo 3.1.1. Decreto 1073 de 2015. Derogatoria

Integral. Este decreto regula íntegramente las materias

contempladas en él. Por consiguiente, de conformidad con el artículo 3° de la Ley 153 de 1887, quedan derogadas todas las disposiciones de naturaleza reglamentaria relativas al Sector de Minas y Energía que versan sobre las mismas materias, con excepción, exclusivamente, de los siguientes asuntos:” … (Subrayado fuera de texto)

2. Sin embargo, de una lectura cuidadosa del nuevo Decreto 1073 de 2015, no se desprende que toda la normatividad prevista en el Decreto 2100 de 2011 hubiere quedado todo compilado, como por ejemplo los artículos 16 y 32, lo cual se prestará para diferentes interpretaciones.

DECRETO 2100 DE 2011

(Junio 15)

- Por el cual se establecen mecanismos para promover el

aseguramiento del abastecimiento nacional de gas natural y se

dictan otras disposiciones -

EL PRESIDENTE DE LA REPÚBLICA DE COLOMBIA

En ejercicio de sus facultades constitucionales y legales, en especial las previstas en los Artículos 189 Numeral 11, 333, 334, 365 y 370 de la Constitución Política y

de conformidad con la Ley 142 de 1994, en especial los Artículos 2, 3 y 8; y,

CONSIDERANDO: Que el Artículo 365 de la Constitución Política establece que los servicios públicos

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son inherentes a la finalidad social del Estado y es deber de éste asegurar su prestación eficiente a todos los habitantes del territorio nacional. Que el Decreto Ley 1056 de 1953 -Código de Petróleos- en su Artículo 7°, sustituido por el Artículo 4º. de la Ley 10 de 1961, prevé que las personas que se dediquen a la industria del petróleo en cualquiera de sus ramas, suministrarán al Gobierno los datos de carácter científico, técnico, económico y estadístico. Que, de conformidad con lo previsto en los Artículos 1, 2 y 4 de la Ley 142 de 1994, la distribución de gas combustible y sus actividades complementarias constituyen servicios públicos esenciales y el Estado intervendrá en los mismos a fin de, entre otros, garantizar la calidad del bien y su disposición final para asegurar el mejoramiento de la calidad de vida de los usuarios, así como su prestación continua, ininterrumpida y eficiente. Que el Ministerio de Minas y Energía, con base en los estudios elaborados por la Comisión de Regulación de Energía y Gas. - CREG y la Unidad de Planeación Minero Energética - UPME, ha determinado la conveniencia de incentivar la importación de gas natural y el desarrollo de nuevas fuentes de suministro. Que para estimular la autosuficiencia de gas natural, a través del incremento ,de las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos, se hace necesario promover las exportaciones de este energético, así como establecer instrumentos que garanticen el abastecimiento nacional de este combustible, respetando los contratos existentes. Que los hidrocarburos no convencionales, como el gas en esquistos y el gas metano en depósitos de carbón, entre otros, tienen características particulares en su proceso de exploración y explotación que requieren reglamentación y esquemas comerciales que incentiven su desarrollo en el país. Que se ha identificado la necesidad de introducir reformas al sector de gas en orden a incentivar el desarrollo oportuno de infraestructura de suministro y/o transporte de gas natural, contar con nuevas fuentes de suministro, promover una mayor confiabilidad y propender por un uso más eficiente de la infraestructura de suministro y transporte de gas. Que en cumplimiento de lo previsto en el Artículo 7 de la Ley 1340 de 2009 el proyecto de este decreto fue sometido a consideración de la Superintendencia de Industria y Comercio, entidad que mediante oficio radicado 2011024254 del 12 de mayo de 2011 formuló sus comentarios al respecto y manifestó que la norma objeto de estudio “no tiene incidencias en la libre competencia y que por el contrario busca la ampliación del mercado, permitiendo la nueva entrada de

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nuevos agentes a éste”.

DECRETA:

CAPÍTULO I

Siglas, definiciones y ámbito de aplicación

Artículo 1º.- Decreto 2100 de 2011. Siglas. Para efectos del presente

Decreto se tendrán en cuenta las siguientes siglas: ANH: Agencia Nacional de Hidrocarburos. CIOV: 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. UPME: Unidad de Planeación Minero Energética.

Artículo 2º.- Decreto 2100 de 2011. Definiciones. Para la adecuada

interpretación de las expresiones empleadas en este Decreto se tendrán en cuenta las definiciones de la Ley 142 de 1994 y las de las normas expedidas por la CREG y el MME hasta la fecha de expedición de este Decreto, a menos que un

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significado diferente sea expresamente atribuido a los mismos en las definiciones que se incluyen en este Artículo o en otra parte de este Decreto: 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. Campos Menores: Campos productores de hidrocarburos cuyo PP es igual o inferior a 30 MPCD.

Comentario: La normatividad anterior - Decretos 2730 y 2807 de 2010 - determinaba Campos de Gas con Capacidad de Producción igual o superior a 50 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. Comercializador de GNCV: Persona natural o jurídica que suministra GNCV a través de estaciones de servicio automotriz. 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

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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. Demanda Esencial: 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. 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. 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. 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. 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. 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

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de gas por productores establecido en el Artículo 8 de este Decreto. 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 período 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. 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. 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. 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.

Artículo 3º.- Decreto 2100 de 2011. Ámbito de aplicación. Este

Decreto 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.

CAPÍTULO II

Del abastecimiento de gas y confiabilidad del servicio

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Artículo 4º.- Decreto 2100 de 2011. 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 1 del Artículo 26 de este Decreto.

Parágrafo.- Los Agentes Exportadores atenderán prioritariamente la demanda

de gas natural para consumo interno cuando se presenten Insalvables Restricciones en la Oferta de Gas Natural o Situaciones de Grave Emergencia Transitorias y No Transitorias o Racionamiento Programado de gas natural de que trata el Decreto 880 de 2007, modificado por el Decreto 4500 de 2009 o aquél que lo modifique o sustituya. 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 27 de este Decreto.

Comentario: El Decreto 880 de 2007 y sus modificatorios Decreto 4500 de 2009, pueden ser consultados en la página 992 de la Compilación, Tercera Edición de DINAGAS. Este Decreto 880 de 2007 también quedó compilado en el Decreto 1073 de 2015, que se publica parcialmente más adelante.

Artículo 5º.- Decreto 2100 de 2011. 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 8 de este Decreto y que se destinen para la atención de la demanda de gas natural para las refinerías tendrán el tratamiento de contratadas para los efectos de este Artículo.

Parágrafo 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 trata el Decreto 880 de 2007, o el que lo modifique o sustituya 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.

Parágrafo 2º.- La CREG, siguiendo los lineamientos establecidos en el Artículo

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13 de este Decreto, definirá los mecanismos que permitan a los Agentes que atiendan a la Demanda Esencial tener acceso a los contratos de suministro y/o transporte de gas natural a que se refiere este Artículo.

Parágrafo 3º.- Sin perjuicio de lo previsto en la Resolución CREG 100 de 2003

o aquélla 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.

Artículo 6º.- Decreto 2100 de 2011. Administración del Gas Natural

de Propiedad del Estado y de las Participaciones de la ANH. En la

celebración de contratos u 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, deberá tener en cuenta los siguientes lineamientos: 1. Que dichos contratos u operaciones 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 del 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. 4. Que el Gas Natural de Propiedad del Estado y de las Participaciones de la ANH se destine prioritariamente

a la atención de la demanda interna de este combustible para el aseguramiento del abastecimiento nacional.

Parágrafo.- Los contratos u operaciones de cualquier naturaleza a los que se refiere este Artículo que se

encuentren vigentes en la fecha de expedición del presente Decreto 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 Artículo.

Comentario: Modificado mediante el Decreto 1372 del 23 de Julio 2014, “Por el cual se toman medidas para incentivar la producción y exportación de gas natural”, así:

Artículo 1°. Decreto 1372 de 2014. Modifíquese el artículo 6° del

Decreto 2100 de 2011, el cual quedará así:

Artículo 6°. 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

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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.

Artículo 2°. Decreto 1372 de 2014. Los contratos u operaciones de

cualquier naturaleza a los que se refiere el Artículo 1º del presente Decreto y que se encontraban vigentes en la fecha de expedición del Decreto 2100 de 2011 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.

Artículo 3°. Decreto 1372 de 2014. El presente Decreto rige a partir

de la fecha de su publicación en el Diario.

Artículo 7º.- Decreto 2100 de 2011. 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

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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.

Concordancia. Artículo 17.- Resolución CREG 089 de 2013. Vendedores de gas natural. Artículo 21.- Resolución CREG 089 de 2013. Mecanismos de comercialización.

Artículo 8º.- Decreto 2100 de 2011. Consumo de gas natural por

productores. El productor o productor-comercializador declarará en los términos

previstos en el Artículo 9 de este Decreto las cantidades diarias promedio mes de gas natural, medidas en GBTUD, de las que sea propietario y que sean destinadas para su propio consumo.

Parágrafo.- 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, éstas se someterán a los mecanismos y procedimientos de comercialización de que trata el Artículo 11 de este Decreto.

Artículo 9º.- Decreto 2100 de 2011. Declaración de producción. Los

productores y los productores comercializadores de gas natural declararán al MME o a quien éste 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 y 8 del presente Decreto. Así mismo, el productor que sea el operador del campo declarará: (i) el PP de cada campo, y (ii) el porcentaje de participación de los productores y el Estado en la producción de hidrocarburos de dicho campo o de aquellos de explotación integrada. Tal declaración deberá presentarse desagregada mensualmente, a más tardar, el 31 de marzo de cada año o cuando así lo determine el MME para un período de diez (10) años contados a partir de la fecha en el cual se elabora. En el caso de que un productor no cuente con PTDV, así deberá declararlo, motivando y documentando suficientemente esta condición. El productor comercializador o comercializador que, de conformidad con lo señalado del Artículo 6 del presente Decreto, comercialice el Gas Natural de Propiedad del Estado proveniente de Regalías y/o de las Participaciones de la ANH deberá declararlo en los términos del presente Artículo.

Parágrafo 1º.- Toda la información declarada al MME o a quien éste determine

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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 sólo 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.

Parágrafo 2º-. La primera declaración de los productores y de los productores-

comercializadores de gas natural se efectuará dentro de los quince (15) días siguientes a la fecha de expedición del acto administrativo de que trata el Artículo 31 de este Decreto.

Parágrafo 3º.- 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.

Parágrafo 4º.- Los comercializadores de gas importado declararán las CIDV en

los términos previstos en este Artículo.

Artículo 10º.- Decreto 2100 de 2011. 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.

Artículo 11º.- Decreto 2100 de 2011. 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 9 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.

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Parágrafo 1º.- Mientras la CREG expide los mecanismos y procedimientos de

comercialización de que trata este Artículo, se aplicará lo previsto en los Artículos 31 y 32 de este Decreto para el período de transición.

Comentario: El mecanismo de comercialización fue expedido en principio mediante la Resolución CREG 095 de 2008, posteriormente por la Resolución CREG 118 del 25 de agosto de 2011, derogada por la Resolución CREG 089 de 2013, que se publica en este apéndice.

Artículo 12º.- Decreto 2100 de 2011. Excepciones a los

mecanismos y procedimientos de Comercialización de la PTDV. Los

mecanismos y procedimientos de comercialización de que trata el Artículo 11 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.

Parágrafo.- 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.

Artículo 13º.- Decreto 2100 de 2011. 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 11 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.

Artículo 14º.- Decreto 2100 de 2011. 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

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CREG establecerá los requisitos mínimos para cada una de las modalidades de contratos previstos en la regulación.

Parágrafo.- Los contratos de suministro y/o transporte que a la fecha de

expedición de este Decreto 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.

Concordancia: Artículo 31.- Resolución CREG 089 de 2013. Modalidades de contratos permitidos.

Artículo 15º.- Decreto 2100 de 2011. 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.

Parágrafo 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.

Artículo 16º.- Decreto 2100 de 2011. Reglamentación técnica y

reglamento de contratación para la exploración y explotación de

yacimientos de gas natural no convencionales. El MME, en un plazo no

mayor a tres (3) meses siguientes a la entrada en vigencia del presente Decreto, expedirá las normas técnicas para la exploración y explotación de yacimientos de gas natural no convencionales y las reglas de coexistencia con actividades mineras, considerando la especificidad técnica y operativa de estas actividades. Así mismo, la ANH en un plazo no mayor a seis (6) meses, transcurridos a partir de la entrada en vigencia del presente Decreto, adoptará un reglamento para la contratación de áreas para la exploración y explotación de yacimientos de gas natural no convencionales, incluyendo un modelo de contrato específico para esta actividad.

Artículo 17º.- Decreto 2100 de 2011. Plan indicativo de

abastecimiento. Con el objeto de orientar las decisiones de los Agentes y que

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las autoridades competentes cuenten con mejores elementos para la adopción oportuna de las decisiones necesarias para el asegurar 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 7, 8, 9 y el Parágrafo 1 del Artículo 26 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.

Parágrafo.- 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.

Artículo 18º.- Decreto 2100 de 2011. 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. Con el fin de incentivar el desarrollo de las mejores alternativas técnicas, analizadas desde un punto de vista de costo beneficio, la CREG, dentro del término de seis (6) meses, contados a partir de la expedición de este Decreto, establecerá los criterios de confiabilidad que deberán asegurarse para el cubrimiento de la demanda de los usuarios del servicio público de gas natural y fijará las reglas para la evaluación y remuneración de los proyectos de inversión que para el efecto presenten los Agentes Operacionales.

Artículo 19º.- Decreto 2100 de 2011. Almacenamiento subterráneo

en campos de hidrocarburos. En un plazo no superior a un (1) año, 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.

Comentario: A la fecha aún no ha sido expedida esta reglamentación.

Artículo 20º.- Decreto 2100 de 2011. Gestión de la información

operativa y comercial del sector de gas natural. La CREG evaluará la

necesidad de implementar la prestación del servicio de gestión de la información operativa y comercial del sector de gas natural, con el objeto de propender por un uso más eficiente de la infraestructura de suministro y transporte de gas natural y, por ende, un mejor desempeño y coordinación entre los Agentes Operacionales, Parágrafo.- En el evento de que la CREG decida que se requiere contar con la prestación del servicio a que

se refiere este Artículo, establecerá la metodología para seleccionar y remunerar dichos servicios, asegurando la neutralidad, la transparencia, la objetividad y la total independencia del prestador de los mismos, así como

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la experiencia comprobada en las actividades a desarrollar.

Comentario: Modificado por el Decreto 1710 de 2013, así:

Artículo 2°.- Decreto 1710 de 2013.- Modifíquese el artículo 20 del

Decreto 2100 de 2011 el cual quedará así: 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.

Parágrafo. La CREG seleccionará al gestor del mercado mediante un

concurso sujeto a los principios de transparencia y selección objetiva que garanticen la libre concurrencia. Comentario: Normas relacionadas con el Gestor del Mercado: Resolución CREG 123 de 2013; Resolución CREG 124 de 2013; Resolución CREG 200 de 2013; Resolución CREG 021 de 2014; Resolución CREG 090 de 2014; Resolución CREG 094 de 2014.

Artículo 21º.- Decreto 2100 de 2011. 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 trata el Decreto 880 de 2007. 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.

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Comentario: El Decreto 880 de 2007 y sus modificatorios Decreto 4500 de 2009 pueden ser consultados en la página 992 de la Compilación, Tercera Edición. Este Decreto 880 de 2007 también quedó compilado en el Decreto 1073 de 2015, que se publica más adelante.

CAPÍTULO III

De las exportaciones e importaciones de gas combustible

Artículo 22º.- Decreto 2100 de 2011. 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 11 de este Decreto, no se aplican a las actividades aquí señaladas.

Parágrafo.- La comercialización del gas importado con destino al servicio

público domiciliario deberá someterse a las mismas disposiciones expedidas por la CREG para la actividad de comercialización del gas de producción nacional.

Artículo 23º.- Decreto 2100 de 2011. 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.

Concordancia: Resolución Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG 088 de Agosto 14 de 2013, “Por la cual se libera el precio del gas natural puesto en Punto de Entrada al Sistema Nacional de Transporte.”

Artículo 24º.- Decreto 2100 de 2011. 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

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capacidad de transporte de las Interconexiones Internacionales de Gas Natural.

Parágrafo.- 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.

Artículo 25º.- Decreto 2100 de 2011. 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.

Parágrafo 1º.- Las condiciones técnicas y económicas para el acceso a la

Interconexión Internacional de Gas Natural serán acordadas libremente entre las partes.

Parágrafo 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.

Artículo 26º.- Decreto 2100 de 2011. 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 11 y 14 de este Decreto.

Parágrafo 1º.- 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 el julio 30 de cada año.

Parágrafo 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

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contratos de exportación o incrementar las cantidades de gas natural inicialmente acordadas en los contratos de exportación ya existentes.

Artículo 27º.- Decreto 2100 de 2011. 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.

Artículo 28º.- Decreto 2100 de 2011. 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.

Artículo 29º.- Decreto 2100 de 2011. 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

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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.

Parágrafo 1º.- Los Agentes sólo podrán ejercer el derecho de acceso a Ia

capacidad de la infraestructura de regasificación mediante la celebración del contrato respectivo con el propietario y/u operador.

Parágrafo 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.

Artículo 30º.- Decreto 2100 de 2011. 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.

CAPÍTULO IV

Disposiciones finales

Artículo 31º.- Decreto 2100 de 2011. Transición para la

comercialización de la PTDV de campos con precios libres. Durante el

período comprendido entre la fecha de expedición de este Decreto y el 31 de diciembre de 2011, para efectos de la comercialización del gas de campos con precios libres, se aplicará el procedimiento de comercialización establecido en la Resolución CREG 095 de 2008, modificada por la Resoluciones CREG 045 y 147 de 2009. Dicho procedimiento deberá ser ajustado por la CREG, dentro de los quince (15) días siguientes a la expedición del presente Decreto teniendo en cuenta (i) las derogatorias previstas en el Artículo 33 de este mismo Decreto, (ii) los lineamientos del artículo 13 del presente cuerpo normativo, (iii) y en especial, los que a continuación se señalan: 1. Deberá reducir la incertidumbre respecto de la contratación del suministro en el corto y mediano plazo, considerando las condiciones actuales del sector en este aspecto. 2. Deberá reemplazarse el concepto de Producción Disponible para Ofertar en Firme - PDOF - por las cantidades que se ofrecerán por los productores o

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productores comercializadores bajo Contrato Firme de la PTDV y/o la CIDV, según corresponda. 3. Deberá asegurar que los Agentes que sean adjudicatarios de la PTDV y/o la CIDV para la atención de la demanda para consumo interno de gas natural no puedan suscribir compromisos de suministro con destino a la exportación. 4. Deberá prever que los productores-comercializadores podrán asumir compromisos de exportación de gas natural conforme a lo previsto en este Decreto y sin sujeción al procedimiento de comercialización aplicable durante el período de transición.

Comentario: El mecanismo de comercialización fue expedido en principio mediante la Resolución CREG 095 de 2008, posteriormente por la Resolución CREG 118 del 25 de agosto de 2011, derogada por la Resolución CREG 089 de 2013, que se publica en este apéndice. Concordancia: Resolución Ministerio de Minas y Energía 18-1014 de Junio 20 de 2011, “Por la cual se efectúa una designación a la Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG.” Mediante la cual se delega en la CREG para fijar las fechas para que los productores y productores comercializadores de los campos con precios máximos regulados, ofrezcan para la venta las cantidades a contratar bajo modalidad Firme de la PTDV.

Artículo 32º.- Decreto 2100 de 2011. Transición para la

comercialización de la PTDV de campos con precios máximos

regulados. Durante el período comprendido entre la fecha de expedición del acto administrativo de que

trata el Artículo 31 de este Decreto y el 31 de diciembre de 2011, los productores comercializadores de los

campos con precios máximos regulados deberán ofrecer para la venta, en la fecha y términos que establezca el Ministerio de Minas y Energía o quien éste designe, las cantidades a contratar bajo modalidad Firme de la PTVO de dichos campos y asignarla conforme al siguiente orden: 1. En primera instancia, a los transportadores que requieran el gas natural para la operación de las estaciones compresoras del SNT. 2. En segundo lugar, a los Distribuidores que requieran el gas natural para la atención directa de sus usuarios residenciales y pequeños usuarios comerciales inmersos en su red de distribución y que tengan vigentes contratos de suministro desde los campos con precios máximos regulados.

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3. En tercer lugar, a los Distribuidores que requieran el gas natural para la atención directa de sus usuarios industriales regulados y que tengan vigentes contratos de suministro desde los campos con precios máximos regulados. 4. En cuarto lugar, a los demás Distribuidores que requieran el gas natural para la atención directa de sus usuarios residenciales y pequeños usuarios comerciales inmersos en su red de distribución. 5. En quinto lugar, a los demás Distribuidores que requieran el gas natural para la atención directa de sus usuarios industriales regulados. 6. En sexto lugar, a los Agentes que requieran el gas natural para la atención de la demanda de las refinerías. 7. En séptimo lugar, a los Agentes que tengan vigentes contratos de suministro y que requieran el gas para la atención de la demanda de GNCV. 8. En octavo lugar, a los Agentes que tengan vigentes contratos de suministro y que requieran el gas para la atención de la demanda industrial no regulada. 9. En noveno lugar, a los Agentes que tengan vigentes contratos de suministro y que requieran el gas para la demanda de las plantas termoeléctricas a base de gas. 10. En décimo lugar, a los agentes que no tengan contratos de suministro desde los campos con precios máximos regulados y que requieran el gas para: (i) la atención de la demanda de GNCV, (ii) la demanda industrial no regulada, y (iii) para las plantas termoeléctricas a base de gas. 11. En undécimo lugar, a los Agentes que requieran el gas con destino a la exportación.

Parágrafo.- Los agentes a los que se asigne gas durante el periodo previsto en

el presente artículo para la atención de la demanda para consumo interno no podrán suscribir compromisos de suministro con destino a la exportación.

Concordancia: Resolución Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG 088 de Agosto 14 de 2013, “Por la cual se libera el precio del gas natural puesto en Punto de Entrada al Sistema Nacional de Transporte.”

Artículo 33º.- Decreto 2100 de 2011. Vigencias y derogatorias. El

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presente Decreto rige a partir de la fecha de su publicación y deroga especialmente: (i) el Decreto 3428 de 2003; (ii) las siguientes disposiciones del Decreto 2687 de 2008: Artículo 1 modificado por el Artículo 1 del Decreto 1514 de 2010, Artículos 2, 3, 4, 5, 8, 9, 10,11, 12, 13 y 14 y los Parágrafos 1 y 2 del Artículo 6 modificado por el Artículo 1º. del Decreto 4670 de 2008; (iii) los Parágrafos 1, 2 y 3 del Artículo 1 y los Artículos 2º., 3º., 4º. y 5º. del Decreto 4670 de 2008; (iv) el Artículo 2 del Decreto 1514 de 2010; (v) el Decreto 2730 de 2010; (vi) el Decreto 2807 de 2010; y (vii) las demás que resulten contrarias. El Artículo 6 modificado por el Artículo 1º. del Decreto 4670 de 2008 y el Artículo 7 del Decreto 2687 de 2008; así como el Artículo 1º. del Decreto 4670 de 2008 conservarán su vigencia hasta el 31 de diciembre de 2011 y se entenderán derogados a partir del 1° de enero de 2012. PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE.

Comentario: Las normas derogadas pueden ser consultadas en la Compilación de DINAGAS del año 2010.

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Concordancia: Ley 1753 de Junio 9 de 2015, “Por la cual se expide el Plan Nacional de Desarrollo, 2014 - 2018.” Que se publica parcialmente más adelante.

LEY 1450 DE 2011

(Junio 16)

- Por la cual se expide el Plan Nacional de Desarrollo, 2010-

2014 -

El Congreso de Colombia

DECRETA:

TÍTULO I

DISPOSICIONES GENERALES

Artículo 1°.- Ley 1450 de 2011. Plan Nacional de Desarrollo y Plan

de Inversiones 2011-2014. El Plan Nacional de Desarrollo 2011-2014:

Prosperidad para Todos, que se expide por medio de la presente ley, tiene como objetivo consolidar la seguridad con la meta de alcanzar la paz, dar un gran salto de progreso social, lograr un dinamismo económico regional que permita desarrollo sostenible y crecimiento sostenido, más empleo formal y menor pobreza y, en definitiva, mayor prosperidad para toda la población.

Artículo 2°.- Ley 1450 de 2011. Parte integrante de esta ley.

Apruébese como parte integrante de la Parte General del Plan Nacional de Desarrollo e incorpórese como anexo de la presente ley, el documento “Bases del Plan Nacional de Desarrollo 2010-2014 Prosperidad para Todos”, elaborado por el Gobierno Nacional con la participación del Consejo Superior de la Judicatura y del Consejo Nacional de Planeación, con las modificaciones realizadas en el trámite legislativo. El documento que se incorpora a la presente ley corresponde al publicado en la Gaceta del Congreso de la República como anexo a la ponencia para segundo debate.

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Artículo 3°.- Ley 1450 de 2011. Propósitos del Estado y el pueblo

colombiano. Durante el cuatrienio 2010-2014 se incorporarán los siguientes

ejes transversales en todas las esferas del quehacer nacional con el fin de obtener la Prosperidad para Todos: • Innovación en las actividades productivas nuevas y existentes, en los procesos sociales de colaboración entre el sector público y el sector privado y, en el diseño y el desarrollo institucional del Estado. • Buen Gobierno como principio rector en la ejecución de las políticas públicas, y en la relación entre la Administración y el ciudadano. • Un mayor y mejor posicionamiento internacional de Colombia en los mercados internacionales, en las relaciones internacionales, y en la agenda multilateral del desarrollo y de la cooperación para alcanzar la relevancia internacional propuesta. • Una sociedad para la cual la sostenibilidad ambiental, la adaptación al cambio climático, el acceso a las tecnologías de la información y las comunicaciones y el desarrollo cultural sean una prioridad y una práctica como elemento esencial del bienestar y como principio de equidad con las futuras generaciones. Con base en los anteriores ejes transversales, el camino a la Prosperidad Democrática, a la Prosperidad para Todos, debe basarse en tres pilares: 1. Una estrategia de crecimiento sostenido basado en una economía más competitiva, más productiva y más innovadora, y con sectores dinámicos que jalonen el crecimiento. 2. Una estrategia de igualdad de oportunidades que nivele el terreno de juego, que garantice que cada colombiano tenga acceso a las herramientas fundamentales que le permitirán labrar su propio destino, independientemente de su género, etnia, posición social o lugar de origen. 3. Una estrategia para consolidar la paz en todo el territorio, con el fortalecimiento de la seguridad, la plena vigencia de los Derechos Humanos y el funcionamiento eficaz de la Justicia. El Plan Nacional de Desarrollo parte de la base de que el camino hacia la Prosperidad para Todos pasa, necesariamente, por una reducción de las desigualdades regionales, de las brechas de oportunidades entre las regiones de Colombia, es decir, por una mayor convergencia regional. La Prosperidad debe

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llegar a cada uno de los colombianos, y a cada uno de los municipios, distritos, departamentos y regiones donde viven.

“(…) 2.5 Desarrollo minero y expansión energética.

Artículo 98.- Ley 1450 de 2011. Administración cuota de fomento

de gas natural. La Cuota de Fomento de Gas Natural a que se refiere el

artículo 15 de la Ley 401 de 1997, modificado por el artículo 1° de la Ley 887 de 2004, será del 3% sobre el valor de la tarifa que se cobre por el gas objeto del transporte, efectivamente realizado. El Fondo continuará siendo administrado por el Ministerio de Minas y Energía y sus recursos por el Ministerio de Hacienda y Crédito Público.

Comentario: La Ley 401 de 1997 y sus modificatorias pueden ser consultadas en la página 194 de la Compilación Tercera Edición.

Este Fondo, además del objeto establecido en el artículo 15 de la Ley 401 de 1997, podrá promover y cofinanciar la red interna necesaria para el uso del gas natural en los municipios y en el sector rural prioritariamente dentro del área de influencia de los gasoductos troncales, de los usuarios pertenecientes a los estratos 1 y 2.

Artículo 99.- Ley 1450 de 2011. Aportes a las empresas de

servicios públicos. El numeral 87.9 del artículo 87 de la Ley 142 de 1994,

quedará así: “87.9 Las Entidades públicas podrán aportar bienes o derechos a las empresas de servicios públicos domiciliarios, siempre y cuando su valor no se incluya en el cálculo de las tarifas que hayan de cobrarse a los usuarios y que en el presupuesto de la entidad que autorice el aporte figure este valor. Las Comisiones de Regulación establecerán los mecanismos necesarios para garantizar la reposición y mantenimiento de estos bienes. Lo dispuesto en el presente artículo no es aplicable cuando se realice enajenación o capitalización de dichos bienes o derechos”.

Comentario: La referida norma puede ser consultada en la Compilación Tercera Edición, en la página 134.

“(…)

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Artículo 102.- Ley 1450 de 2011. Contribuciones por parte de los

usuarios industriales de gas natural domiciliario. A partir del año 2012,

los usuarios industriales de gas natural domiciliario no serán objeto del cobro de la contribución de que trata el numeral 89.5 del artículo 89 de la Ley 142 de 1994.

Parágrafo.- Para efectos de lo previsto en el presente artículo, el Gobierno

Nacional reglamentará las condiciones necesarias para que los prestadores del servicio de gas natural domiciliario realicen un adecuado control entre las distintas clases de usuarios. El Gobierno Nacional apropiará en el PGN anualmente los recursos presupuestales necesarios en su totalidad para pagar en forma oportuna y en primer orden los subsidios de los estratos 1 y 2 para los usuarios de gas natural domiciliario.

Comentarios: 1. El artículo 89 numeral 89.5 de la Ley 142 de 1994, puede ser consultada en la Compilación Tercera Edición en la página 137. 2. Esto fue un alivio para los industriales que ya no tienen que pagar el 8.9% de exceso, en la tarifa del gas natural.

3. Este artículo fue reglamento mediante el Decreto 4956 de 2011, así:


(Diciembre 30)

- Por el cual se reglamenta el artículo 102 de la Ley 1450 de

2011 -

El Presidente de la República de Colombia, en uso de sus facultades constitucionales y legales, en especial de las conferidas en el numeral 11 del artículo 189 de la Constitución Política y en desarrollo del parágrafo del artículo 102 de la Ley 1450 de 2011, y

CONSIDERANDO:

Que el artículo 102 de la Ley 1450 de 2011 establece que, a partir del año 2012, los usuarios industriales de gas natural domiciliario no serán objeto

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del cobro de la contribución de que trata el numeral 89.5 del artículo 89 de la Ley 142 de 1994; Que dicha norma establece además que, para efectos de lo previsto en la misma el Gobierno Nacional reglamentará las condiciones necesarias para que los prestadores del servicio de gas natural domiciliario realicen un adecuado control entre las distintas clases de usuarios; Que en mérito de lo expuesto,

DECRETA:

Artículo 1°.- Decreto 4956 de 2011. Usuarios Industriales

beneficiarios de la exención prevista en el artículo 102 de

la Ley 1450 de 2011. Tienen derecho a la exención de la contribución

especial de que trata el numeral 89.5 del artículo 89 de la Ley 142 de 1994, los usuarios industriales de gas natural domiciliario cuya actividad económica principal se encuentre registrada en el Registro Único Tributario - RUT - a 31 de diciembre de 2011, en los códigos 011 a 456 de la Resolución 00432 de 2008 o la que la modifique o sustituya, expedida por la Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales. Así mismo, aplica para aquellos usuarios industriales que con posterioridad al 31 de diciembre de 2011, tengan o modifiquen su actividad económica principal según los Códigos antes señalados.

Parágrafo. El tratamiento tributario previsto en el presente decreto

comenzará a regir a partir del año 2012 y solo aplica respecto de la actividad económica principal que realice el usuario industrial. Si esta se ejecuta en varios inmuebles, tal tratamiento se aplicará en todos aquellos en los que se realice dicha actividad.

Artículo 2°.- Decreto 4956 de 2011. Modificaciones en la

actividad económica principal que dan lugar al beneficio

tributario. Los usuarios industriales que con posterioridad al 31 de

diciembre de 2011 modifiquen en el Registro Único Tributario -RUT-, su actividad económica principal a los códigos 011 a 456 de la Resolución 00432 de 2008 o la que modifique o sustituya, expedida por la Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales, deberán informar esta circunstancia a la empresa prestadora del servicio público de gas natural domiciliario, con el fin de que la misma efectúe las verificaciones pertinentes y

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actualice la clasificación del usuario, en los términos de la Ley 142 de 1994. En caso de que la empresa prestadora del servicio público de gas natural domiciliario encuentre que la actividad económica que se actualizó en el RUT no corresponde a los códigos mencionados, no efectuará la clasificación y dicho usuario no será sujeto de la exención establecida en el artículo 102 de la Ley 1450 de 2011. Adicionalmente, informará en forma inmediata a la Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales -DIAN-, para que adopte las medidas pertinentes.

Parágrafo. Todas las modificaciones de inclusión o de retiro de registros

de Número de Identificación del Usuario - NIU debe solicitarlas el respectivo usuario, adjuntando el Registro Único Tributario - RUT, el cual debe incluir la información necesaria que identifique las sedes del mismo, así como certificación en la que conste la relación de los NIU de las sedes en las que se desarrolla la actividad principal del usuario solicitante, la cual debe corresponder a las actividades previstas en el artículo primero de este decreto. El RUT que sirva de soporte debe haber sido expedido con una anterioridad no mayor a treinta (30) días calendario a la fecha de la solicitud.

Artículo 3°.- Decreto 4956 de 2011. Modificaciones en la

actividad económica principal que dan lugar a la pérdida de

la exención. Las modificaciones de la actividad económica principal del

usuario industrial que den lugar a la pérdida de la exención a que se refiere el artículo 1° del presente decreto, deben ser objeto de actualización en el Registro Único Tributario - RUT - y reportadas a la empresa prestadora del servicio público para efectos de la reclasificación del usuario y del cobro de la contribución. Cuando no se informe la modificación y la entidad prestadora del servicio la verifique, esta última deberá cobrar la contribución de conformidad con el cambio, sin perjuicio de las sanciones a que hubiere lugar.

Artículo 4°.- Decreto 4956 de 2011. Requisitos para la

solicitud de la exención de la sobretasa. Para la aplicación de la

exención prevista en artículo 102 de la Ley 1450 de 2011, el usuario industrial debe radicar la respectiva solicitud ante la empresa prestadora del servicio de gas natural domiciliario, la cual debe reportar esta información a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios de

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conformidad con los formularios que se establezcan para tales efectos, anexando el Registro Único Tributario - RUT - y el o los números de identificación del usuario -NIU-.

Parágrafo 1°. La solicitud del beneficio tributario debe presentarse por

escrito ante el prestador del servicio público de gas natural domiciliario, adjuntando el Registro Único Tributario - RUT, que debe incluir la información necesaria que identifique las sedes del mismo, así como certificación en la que conste la relación de los NIU de las sedes en las que se desarrolla la actividad principal del usuario solicitante, la cual debe corresponder con los códigos 011 a 456 de la Resolución DIAN 432 de 2008 o aquélla que la modifique. El RUT debe haber sido expedido con una anterioridad no mayor a treinta (30) días calendario a la fecha de la solicitud.

Parágrafo 2°. La solicitud que se presente para obtener el beneficio

tributario de que trata este Decreto, deberá resolverse en el término previsto en el artículo 153 de la Ley 142 de 1994, es decir, en el término de quince (15) días hábiles.

Artículo 5°.- Decreto 4956 de 2011. Control por parte de la

Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y de

las empresas prestadoras del servicio público de gas

natural domiciliario. Las empresas prestadoras del servicio público

de gas natural domiciliario deben suministrar trimestralmente a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios a través del Sistema Único de Información, la relación de los usuarios industriales a quienes les hayan facturado el servicio, basados en las solicitudes y las modificaciones requeridas por los suscriptores para los inmuebles donde se desarrolle la actividad principal correspondiente a los códigos 011 a 456 relacionada previstos en la Resolución DIAN 432 de 2008 o aquella que la modifique o sustituya. Corresponde a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios definir los formatos a través de los cuales las empresas prestadoras del servicio público de gas natural domiciliario deben suministrar la información a la que se refiere el presente decreto. Las empresas prestadoras del servicio público de gas natural domiciliario son responsables por la calidad de la información que suministren a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.

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Parágrafo 1°. En todos los casos, el prestador del servicio público debe

implementar controles al proceso de clasificación de los usuarios industriales, entendiéndose que para ello debe verificar que el código de la actividad principal del RUT presentado por el usuario industrial solicitante del beneficio tributario, corresponda con la clasificación señalada en el presente decreto. También verificará que la relación de los NIU presentados en la respectiva solicitud corresponda con inmuebles a cargo del usuario solicitante, con base en los registros de las sedes previstas en el RUT.

Parágrafo 2°. Con el fin de determinar la continuidad en la aplicación de

la exención los usuarios deberán presentar cada seis meses ante la empresa prestadora del servicio el RUT actualizado. En caso de que el prestador del servicio evidencie que la actividad económica principal registrada en el RUT no corresponde a la efectivamente desarrollada por el usuario, informará en forma inmediata a la Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales – DIAN, para que adopte las medidas pertinentes.

Parágrafo 3°. La DIAN deberá adelantar las acciones pertinentes a

efectos de corroborar el desarrollo de las actividades económicas en las sedes registradas por el suscriptor en el RUT.

Artículo 6°.- Decreto 4956 de 2011. Vigencia. El presente

decreto rige a partir de la fecha de su publicación. Publíquese y cúmplase.

“(…)

Artículo 276.- Ley 1450 de 2011. Vigencias y derogatorias. La

presente ley rige a partir de la fecha de su publicación y deroga todas las disposiciones que le sean contrarias. “(…)

34

RESOLUCIÓN MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA 18-1014 DE 2011

(Junio 20)

- Por la cual se efectúa una designación a la Comisión de

Regulación de Energía y Gas CREG -

EL MINISTRO DE MINAS Y ENERGÍA

En ejercicio de sus facultades legales conferidas en el artículo 3, numeral 1, en el artículo 5, numeral 1, del Decreto 070 de 2001 y en el artículo 9 de la Ley 489 de

1998.

CONSIDERANDO: Que de conformidad con lo previsto en los Artículos 1, 2 y 4 de la Ley 142 de 1994, la distribución de gas combustible y sus actividades complementarias constituyen servicios públicos domiciliarios esenciales y el Estado intervendrá en los mismos a fin de, entre otros, garantizar la calidad del bien y su disposición final para asegurar el mejoramiento de la calidad de vida de los usuarios, así como su prestación continua, interrumpida y eficiente. Que el Artículo 8.2 de la Ley 142 de 1994 establece que es competencia privativa de la Nación asignar y gestionar el uso del gas combustible en cuanto sea económica y técnicamente posible, a través de empresas oficiales, mixtas o privadas. Que de conformidad con el Numeral 74.1 del Artículo 74 de la Ley 142 de 1994, es función de la CREG regular el ejercicio de las actividades de los sectores de energía y gas combustible para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente y establecer el reglamento de operación para realizar el planeamiento y la coordinación de la operación del Sistema Interconectado Nacional y para regular el funcionamiento del mercado mayorista de energía y gas combustible. Que el Decreto 2100 de 2011 “Por el cual se establecen mecanismos para promover el aseguramiento del abastecimiento nacional de gas natural y se dictan otras disposiciones”, en su Artículo 31 dispone que desde la fecha de expedición de este Decreto y hasta el 30 de diciembre de 2011, se aplicará el procedimiento de comercialización establecido en la Resolución CREG 095 de 2008, modificada por la Resoluciones CREG 045 y 147 de 2009 o aquella que la modifique o sustituya. Así mismo, establece que dicho procedimiento deberá ser ajustado por la Comisión de Regulación de Energía y Gas dentro de los quince (15) días

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siguientes a la expedición del mencionado decreto, de conformidad a los lineamientos allí determinados. Que el mismo Decreto en su Artículo 32, señala que los productores comercializadores de los campos con precios máximos regulados deberán ofrecer para la venta, en la fecha y términos que establezca el Ministerio de Minas y Energía o quien éste designe, las cantidades a contratar bajo modalidad firme de la PTDV de dichos campos y define su orden de asignación. Que con el objeto de coordinar el procedimiento de comercialización de gas que trata el Artículo 31 del Decreto 2100 de 2011 y la asignación de gas en campos con precio máximo regulado a que se refiere el Artículo 32 del mismo Decreto, resulta necesario unificar las fechas y términos de ambos procesos, para obtener mejores eficiencias durante el periodo de transición. Que con base en las anteriores consideraciones,

RESUELVE:

Artículo 1o.

- Resolución Minminas 18-1014 de 2011. Designar a la

Comisión de Regulación de Energía y gas CREG, para que determine la fecha y términos en que los productores y productores comercializadores de los campos con precios máximos regulados, ofrezcan para la venta las cantidades a contratar bajo modalidad Firme de la PTDV de dichos campos y asignarla de acuerdo al orden de prioridad establecido en el artículo 32 del Decreto 2100 de 2011.

Artículo 2o.

- Resolución Minminas 18-1014 de 2011. La presente

resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial.

PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE.

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RESOLUCIÓN COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

CREG 106 DE 2011

(Agosto 19)

- Por la cual se define una opción con gas natural importado para

respaldar Obligaciones de Energía Firme del Cargo por

Confiabilidad y se adoptan otras disposiciones -

LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

En ejercicio de sus atribuciones constitucionales y legales, en especial las conferidas

por las Leyes 142 y 143 de 1994, y en desarrollo de los Decretos 1524 y 2253 de 1994.

C O N S I D E R A N D O Q U E:

La Ley 143 de 1994, artículo 20, definió como objetivo fundamental de la Regulación en el sector eléctrico, asegurar una adecuada prestación del servicio mediante el aprovechamiento eficiente de los diferentes recursos energéticos, en beneficio del usuario en términos de calidad, oportunidad y costo del servicio. Para el cumplimiento del objetivo señalado, la Ley 143 de 1994, artículo 23, le atribuyó a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, entre otras, las siguientes funciones: - Crear las condiciones para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente capaz de abastecer la demanda bajo criterios sociales, económicos, ambientales y de viabilidad financiera, promover y preservar la competencia en el sector eléctrico, para lo cual debe tener en cuenta la capacidad de generación de respaldo. - Valorar la capacidad de generación de respaldo de la oferta eficiente. - Definir y hacer operativos los criterios técnicos de calidad, confiabilidad y seguridad del servicio de energía. - Establecer el Reglamento de Operación para realizar el planeamiento y la coordinación de la operación del Sistema Interconectado Nacional.

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- Determinar las condiciones para la liberación gradual del mercado hacia la libre competencia. De acuerdo con el artículo 74.1 de la Ley 142 de 1994, la Comisión de Regulación de Energía y Gas tiene dentro de sus funciones generales la de regular el ejercicio de las actividades del sector de gas combustible para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente. El literal c del artículo 74.1 mencionado indica que corresponde a la CREG establecer el Reglamento de Operación, para regular el funcionamiento del mercado mayorista de energía y de gas combustible. Según el artículo 4 de la Ley 401 de 1997, el CNO gas tiene entre otras funciones hacer recomendaciones que busquen que la operación integrada del Sistema Nacional de Transporte de Gas Natural sea segura, confiable y económica. La CREG mediante Resolución CREG 071 de 2006, adoptó la metodología para la remuneración del Cargo por Confiabilidad en el Mercado Mayorista de Energía. La CREG expidió la Resolución 085 de 2007 mediante la cual, entre otros, se definieron reglas para participar en la asignación de Obligaciones de Energía Firme con plantas o unidades térmicas que utilicen combustible líquido. La CREG mediante convenio con la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, y la Financiera Energética Nacional, FEN, adelantó un estudio de confiabilidad de la prestación del servicio de gas natural con el consorcio Itansuca y Freyre & Asociados S.A. La CREG ha encontrado que el abastecimiento con gas importado es una opción que se viene aplicando en diferentes partes del mundo y más recientemente en países de Sur América. Así mismo ha determinado que el suministro de gas para respaldar ENFICC de plantas térmicas requiere de alta flexibilidad en el suministro y que la conexión a un mercado líquido como el de Gas Natural Licuado, GNL, es una opción que puede ajustarse a esa condición. La CREG expidió la Resolución 182 de 2010 “Por la cual se ordena hacer público un proyecto de resolución de carácter general, ‘Por la cual se define una opción de gas natural importado para respaldar Obligaciones e Energía Firme del Cargo por Confiabilidad.’” La CREG publicó una nueva propuesta para comentarios de la industria contenida en la Resolución 001 de 2011 “Por la cual se ordena hacer público un proyecto de resolución de carácter general ‘Por la cual se define una opción con gas natural

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importado para respaldar Obligaciones de Energía Firme del Cargo por Confiabilidad.’” En el Documento CREG 001 de 2011 se analizaron los comentarios y sugerencias remitidas por los agentes a la propuesta de la Resolución CREG 182 de 2010. Dentro del plazo señalado en la Resolución 01 de 2011 se recibieron comentarios de: POLIOBRAS E.S.P., radicado E-2011-001741, TERMOTASAJERO E.S.P., radicado E-2011-001651, COLINVERSIONES E.S.P., radicado E-2011-001655, EMGESA E.S.P., radicado E-2011-001617, TERMOCANDELARIA E.S.P., radicado E-2011-001704, EPSA E.S.P., radicado E-2011-001660, EPM E.S.P., radicado E-2011-001665, ISAGEN E.S.P., radicado E-2011-001666, GECELCA E.S.P., radicado E-2011-001689, PROMIGAS E.S.P., radicado E-2011-001709, GAS NATURAL E.S.P., radicado E-2011-001631, ECOPETROL, radicado E-2011-001690, NATURGAS, radicado E-2011-001609, CNO-Gas, radicado E-2011-001610, ASOCIACIÓN COLOMBIANA DEL PETRÓLEO, radicado E-2011-001622, ANDEG, radicado E-2011-001656, ACOLGEN, radicado E-2011-001654, XM E.S.P., radicado E-2011-001669, UNIDAD DE PLANEACIÓN MINERO-ENERGÉTICA, radicado E-2011-001707 y CONSEJO NACIONAL DE OPERACIÓN, radicado E-2011-001742. El Documento CREG 084 de 2011 contiene los análisis y la respuesta a los comentarios formulados por los agentes. En cumplimiento de lo establecido en la Ley 1340 de 2009 y del Decreto 2879 de 2010 la CREG informó a la Superintendencia de Industria y Comercio sobre el proyecto de resolución. Mediante comunicación 11-83242-2-0, radicado CREG E-2011-007007 la Superintendencia de Industria y Comercio manifestó: “En conclusión, esta Superintendencia considera que la regulación vigente establecida por la CREG permite que las OPACGNI incentivarán la competencia y, a su vez, contribuirá a brindar una mayor seguridad en el abastecimiento de largo plazo de gas natural.” La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su Sesión 495 del 19 de agosto de 2011, acordó expedir esta resolución.

R E S U E L V E:

CAPÍTULO I

Artículo 1º.- Resolución CREG 106 de 2011. Definiciones. Para la

interpretación y aplicación de esta resolución se tendrá en cuenta, además de la

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definiciones establecidas en las Leyes 142 y 143 de 1994 y en las resoluciones vigentes de la CREG, las siguientes: Gas Natural Importado: Gas Natural que se produce fuera del territorio nacional. Incumplimiento Calificado de Cronograma: Incumplimiento, certificado por el auditor de que trata esta resolución, del cronograma de construcción o puesta en operación de la Nueva infraestructura para importación de gas natural, que permite prever que la puesta en operación de la misma ocurrirá después del IPVO. Mercado Líquido de Gas Natural: Mercado de Gas Natural en donde participan compradores y vendedores de diferentes países generando un alto volumen de comercio. Nueva infraestructura o Nueva infraestructura para importación de gas natural: Es el conjunto de todos los elementos y equipos que es necesario construir e instalar para realizar la importación de gas natural en estado líquido. No se considera como nueva infraestructura la adición o ampliación a infraestructura existente. Período de Riesgo de Desabastecimiento: Período de tiempo en el cual existe riesgo de desatención de la demanda de energía eléctrica del Sistema Interconectado Nacional por limitación en la oferta de energía.

CAPÍTULO II

PARTICIPACIÓN EN LA SUBASTA O EN EL MECANISMO DE

ASIGNACIÓN DE OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME CON GAS

NATURAL IMPORTADO

Artículo 2º.- Resolución CREG 106 de 2011. Opción para participar

en las asignaciones del Cargo por Confiabilidad con plantas y/o

unidades térmicas que utilicen gas natural importado, OPACGNI.

Quienes aspiren a participar en asignaciones de Obligaciones de Energía Firme del Cargo por Confiabilidad con plantas y/o unidades térmicas podrán utilizar gas natural importado desde un mercado líquido para respaldar su ENFICC, para lo cual deberán cumplir las disposiciones contenidas en esta resolución.

Artículo 3º.- Resolución CREG 106 de 2011. Requisitos para

acogerse a la OPACGNI. Para acogerse a la OPACGNI el representante de la

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planta y/o unidad de generación térmica deberá manifestarlo por escrito a la CREG en la oportunidad que se establezca en el cronograma que defina la Comisión en cumplimiento del artículo 18 de la Resolución CREG 071 de 2006, indicando por lo menos la siguiente información y cumpliendo las siguientes reglas: a. Deberá presentar una declaración de que cumplirá las condiciones establecidas en el artículo 4 de esta resolución en caso de que se requiera nueva infraestructura para importar gas natural. b. Deberá señalar las cantidades de gas a respaldar con gas importado para lo cual se deberán utilizar los formatos del Anexo 5 de la Resolución CREG 071 de 2006. c. Deberá indicar el año o años de vigencia de la Obligación de Energía Firme que va a respaldar.

Parágrafo.- Quienes se acojan a la OPACGNI para cubrir parcialmente las OEF

deberán cumplir con la regulación vigente en lo que respecta a las garantías y entrega de contratos de suministro y transporte para la parte que no se respalde con gas natural importado.

Artículo 4º.- Resolución CREG 106 de 2011. Condiciones para

respaldar las OEF con gas natural importado cuando se requiera

nueva infraestructura de importación. Si para la importación del gas

natural con el que se respaldará la OEF se requiere nueva infraestructura de importación, el o los generadores deberán cumplir los siguientes requisitos en las fechas que defina la regulación: i. Organización. Entregar un esquema de organización y el cronograma detallado por actividades del proceso a seguir para obtener gas natural importado. ii. Esquema de selección. Entregar un documento en el que conste el esquema para seleccionar el constructor y operador de la infraestructura de importación. iii. Construcción y operación de la infraestructura de importación. Entregar, auditados, como se señala más adelante, los contratos de construcción y operación de la infraestructura, la curva S y el cronograma de construcción. La auditoría deberá verificar, utilizando las mejores prácticas de ingeniería, que el cronograma de construcción de la infraestructura de importación permita establecer que ésta estará en operación antes del inicio del período de vigencia de

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las OEF. Adicionalmente, el auditor verificará que la capacidad contratada sea suficiente para garantizar las OEF asignadas. El cronograma de construcción, la curva S y el informe del auditor deberán ser entregados a la CREG en la misma fecha de los contratos de construcción y operación. iv. Contratos de suministro y transporte de gas. Entregar, un año antes del inicio de cada año del Período de Vigencia de la Obligación de Energía Firme, debidamente auditado, el contrato para el suministro de gas natural importado desde un mercado líquido. Entregar, debidamente auditado, el contrato de transporte en el Sistema Nacional de Transporte de Gas, SNT, con capacidad en firme que garantice el transporte del gas importado hasta la planta. El contrato deberá entregarse al menos un año antes del inicio de cada año del Período de Vigencia de la Obligación de Energía Firme. La auditoría deberá verificar que el suministro de gas y la capacidad de transporte contratados sean suficientes para garantizar las OEF asignadas y respaldadas con este combustible. El incumplimiento de cualquiera de los requisitos anteriormente señalados en los plazos que se definan dará lugar, según corresponda, a que el agente no pueda participar en la subasta o el mecanismo de asignación o, si se trata de requisitos que se deban cumplir con posterioridad a la subasta o el mecanismo de asignación, a la pérdida de la totalidad de la Obligación de Energía Firme respaldada parcial o totalmente con gas natural importado.

Parágrafo 1º.- El auditor será contratado por el (los) agente(s) generador(es)

que se acoja(n) a la OPACGNI, observando lo dispuesto en el numeral 6.1 del Anexo 6 de la Resolución CREG 071 de 2006, seleccionándolo de una lista de auditores publicada por el CNO gas. El CNO gas publicará la lista en un plazo de seis (6) meses contados a partir de la vigencia de la presente resolución. El CNO gas podrá actualizar la lista cuando lo considere conveniente.

Parágrafo 2º.- Quienes para respaldar las OEF con gas natural importado

requieran nueva infraestructura de importación de gas natural deberán entregar la garantía de suministro combustible definida en el Capítulo 5 de la Resolución CREG 061 de 2007 en la fecha definida para entrega de garantías, según el

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cronograma que defina la Comisión en cumplimiento del artículo 18 de la Resolución CREG 071 de 2006.

Parágrafo 3º.- Para el cálculo de los índices TCR e IMM de que trata el Anexo 3

de la Resolución CREG 071 de 2006 se aplicará lo siguiente: i. Para el cálculo del índice TCR se aplicará lo definido en el Anexo 3 de la Resolución CREG 071 de 2006. ii. Para el cálculo del índice IMM la CREG utilizará la capacidad de la infraestructura de importación, asimilándola a la capacidad de producción del campo, y los contratos para el uso de esa infraestructura.

Parágrafo 4º.- El gas natural importado que entre al SNT deberá cumplir las

disposiciones establecidas en el Reglamento Único de Transporte o aquellas disposiciones que lo modifiquen, adicionen o complementen.

Artículo 5º.- Resolución CREG 106 de 2011. Auditoría de

construcción de Nueva infraestructura para importación de gas

natural para la OPACGNI. Los agentes generadores que se acojan a la

OPACGNI con la construcción de la infraestructura nueva para importación de gas natural de un mercado líquido deberán adoptar las medidas necesarias para garantizar que se realice una auditoría durante el proceso de construcción para cada Nueva infraestructura que deberá cumplir los siguientes requisitos: 1. Será contratada por el ASIC observando lo dispuesto en el numeral 6.1 del Anexo 6 de la Resolución CREG 071 de 2006, seleccionándolo de una lista de auditores publicada por el CNO gas. 2. El costo de auditoría será pagado por la(s) planta(s) y/o unidad(es) térmica(s) que se hayan acogido a la OPACGNI con la misma Nueva infraestructura, en proporción a la cantidad respaldada con esta opción. 3. El Auditor designado para verificar el cumplimiento del cronograma de construcción, la curva S y la puesta en operación de la infraestructura, deberá entregar cada trimestre al Ministerio de Minas y Energía, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, la Unidad de Planeación Minero Energética y al Centro Nacional de Despacho un informe de avance del proyecto y un informe final a su culminación.

43

4. El Auditor deberá observar las condiciones definidas en los numerales 4, 5, 6, 7 y 9 del numeral 1.5 del Anexo 1 de la Resolución CREG 071 de 2006. 5. Cuando sea del caso, el Auditor será el responsable de informar al ASIC el número de días de retraso de entrada en operación de la infraestructura de importación con relación a la curva S entregada por el agente a la CREG.

Artículo 6º.- Resolución CREG 106 de 2011. Incumplimiento en el

cronograma de construcción. El retraso en el cronograma de construcción

de la Nueva infraestructura de importación frente al Inicio del Período de Vigencia de la Obligación, IPVO, que no constituya incumplimiento grave e insalvable dará lugar a las siguientes obligaciones: i) Obligación de el o los agentes de garantizar el cumplimiento de la Obligación de Energía Firme asignada mediante alguno de los Anillos de Seguridad, y ii) Obligación de el o los agentes de constituir y entregar garantía de construcción de la Nueva infraestructura de gas importado por todas la OEF respaldadas con dicha infraestructura, que cumpla con las condiciones definidas en el Anexo de esta Resolución, teniendo en cuenta el ajuste por incumplimiento de cronograma. Las anteriores obligaciones se deberán cumplir en los quince (15) días hábiles siguientes a la entrega del informe de que trata el artículo 5 de esta Resolución. Habrá lugar a la pérdida de las asignaciones de las Obligaciones de Energía Firme y a la ejecución de la garantía, si es del caso. El retraso en el cronograma de construcción de la infraestructura de la importación frente al IPVO, que constituya incumplimiento grave e insalvable, entendido como aquél mayor a un año, dará lugar a la pérdida de la asignación de las Obligaciones de Energía Firme que hayan sido respaldadas parcial o totalmente con gas natural importado y a la ejecución de la garantía, si es del caso, cuando no se cumpla con las obligaciones antes descritas en los plazos señalados.

Comentario: Adicionado un parágrafo mediante la Resolución CREG 142 de 2014, así:

Parágrafo.- Si en la fecha de presentación de los contratos de

construcción y operación de la infraestructura, la curva S y el cronograma de construcción, hay un retraso en la entrada en operación de la nueva infraestructura de importación frente al Inicio del Período de Vigencia de la Obligación, IPVO, dentro del tiempo que no constituya incumplimiento grave e insalvable, se da la opción para que a más tardar el 1 de diciembre de 2014, presenten la constitución, verificada por el auditor, de las obligaciones i) y ii) contempladas en el inciso primero del presente artículo.

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En relación con la constitución de la garantía de construcción de la Nueva Infraestructura de Gas Importado, la misma puede ser constituida ya sea por el representante legal de la empresa o por un tercero interesado en el proyecto”.

Artículo 7º.- Resolución CREG 106 de 2011. Asignación de

Obligaciones de Energía Firme del Cargo por Confiabilidad a

plantas térmicas que se acojan a la OPACGNI con Nueva

infraestructura de importación de gas natural. Las plantas y/o unidades

térmicas que se acojan a la OPACGNI con nueva infraestructura de importación podrán seleccionar el Período de Vigencia de la Obligación, según defina la CREG en la resolución que expida en cumplimiento del artículo 18 de la Resolución CREG 071 de 2006, siempre que el gas natural importado con el que se respalde la obligación represente por lo menos el 50% del combustible requerido para la ENFICC de la planta y/o unidad. En caso de que la cantidad de gas natural importado sea inferior al porcentaje anteriormente señalado, la asignación será de un (1) año.

Artículo 8º.- Resolución CREG 106 de 2011. Condiciones para

respaldar las OEF con gas importado haciendo uso de

infraestructura existente de importación de gas natural de un

mercado líquido. En caso de contar con infraestructura existente para importar

el gas natural de un mercado líquido y con el acceso a la misma, los representantes de las plantas y/o unidades de generación térmica que deseen acogerse a la OPACGNI deberán cumplir los siguientes requisitos: 1. Entregar, en la fecha de la declaración, debidamente auditado, el contrato celebrado con el propietario o representante de la infraestructura de importación. En el contrato deberá señalarse expresamente la capacidad en firme contratada. 2. Entregar, un año antes del inicio de cada año del Período de Vigencia de la Obligación de Energía Firme, debidamente auditado, el contrato celebrado con comercializador de gas natural importado de un mercado líquido para el suministro de gas. 3. Entregar, debidamente auditado, el contrato de transporte en el Sistema Nacional de Transporte de Gas, SNT, con capacidad en firme hasta la planta, al

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menos un año antes del inicio de cada año del Período de Vigencia de la Obligación de Energía Firme. La auditoría deberá verificar que las cantidades de gas y de capacidad de transporte contratadas sean suficientes para garantizar las OEF asignadas. El incumplimiento en la entrega oportuna de alguno de los documentos definidos en este artículo dará lugar a la pérdida de los derechos a la asignación de la Obligación de Energía Firme que hayan sido respaldadas total o parcialmente con gas importado.

Parágrafo 1º.- A quienes se acojan a la OPACGNI haciendo uso de

infraestructura existente de importación de gas natural, no les aplicará lo definido en el Reglamento de Garantías para el Cargo por Confiabilidad adoptado mediante la Resolución CREG 061 de 2007, específicamente en los siguientes aspectos: i) Garantía para amparar la disponibilidad de contratos de combustible durante el período de planeación, ii) Garantía para amparar la continuidad de contratos de combustible cuando su duración sea inferior al período de vigencia de la obligación.

Parágrafo 2º.- Para el cálculo de los índices TCR e IMM de que trata el Anexo 3

de la Resolución CREG 071 de 2006 se aplicará lo siguiente: i. Para el cálculo del índice TCR se aplicará lo definido en el Anexo 3 de la Resolución CREG 071 de 2006.

ii. Para el cálculo del índice IMM la CREG utilizará la capacidad de la infraestructura de importación, asimilándola a la capacidad de producción del campo, y los contratos para el uso de esa infraestructura.

Parágrafo 3º.- El gas natural importado que entre al Sistema Nacional de

Transporte deberá cumplir las disposiciones establecidas en el Reglamento Único de Transporte o aquellas disposiciones que lo modifiquen, adicionen o complementen.

Artículo 9º.- Resolución CREG 106 de 2011. Combustible para las

pruebas de disponibilidad de plantas térmicas que utilizan gas

natural importado. Las plantas de generación térmica que declaren gas

natural importado como único combustible para respaldar Obligaciones de Energía Firme, podrán optar por hacer las pruebas de que tratan las Resoluciones CREG

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085 de 2007 y CREG 177 de 2008, y las que las modifiquen o adicionen, con un combustible alterno al gas natural importado. Las plantas o unidades de generación que declaren gas natural importado y otro combustible, podrán hacer las pruebas con este último combustible.

Artículo 10º.- Resolución CREG 106 de 2011. Verificación de

cumplimiento de Obligaciones de Energía Firme de plantas

térmicas con gas natural importado. Las plantas y/o unidades de

generación térmica que respalden las OEF con gas natural importado en una cantidad de por lo menos el 50% del combustible requerido para la ENFICC de la planta, podrán generar con un combustible alterno para la verificación del cumplimiento de las Obligaciones de Energía Firme durante los períodos fuera del Período de Riesgo de Desabastecimiento, para lo cual se aplicarán las siguiente reglas: i. Se determina el factor k como la relación entre la Capacidad Efectiva Neta con el combustible alterno y la Capacidad Efectiva Neta con gas natural importado, factor este que multiplicará, siempre que sea menor que uno (1), las Obligaciones Diarias de Energía Firme. ii. La Remuneración Real Individual Diaria RRID, de la Obligación de Energía Firme respaldada por la planta o unidad de generación i en el día d del mes m (RRID i,d,m) se calculará de acuerdo con la siguiente fórmula:

mimdi

mdimdi

h

mdhi

mdi PCCODEFRVCPkODEFR

DC

RRID ,,,

,,,,

24

1

,,,

,, **,1min

Donde: DCi,h,d,m: Disponibilidad Comercial de la planta i en la hora h del día d del mes m, expresado en kilovatios (kW), sin considerar la indisponibilidad respaldada mediante contratos de respaldo, declaraciones de respaldo o cualquier otro anillo de seguridad. Este respaldo debió registrarse previamente ante el ASIC. Cuando el precio de bolsa sea mayor que el precio de escasez se considerarán las cantidades despachadas de estos tipos de cubrimiento. Cuando no se cumpla la condición anterior, se considerará la cantidad registrada de estos tipos de cubrimiento.

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El cálculo de esta componente se realizará de la siguiente forma:

24

1

24

1

24

1

,,

,,

,,

24

1

,,

24

1

,,,

,*minh h h

dhi

mdi

mdi

h

dhi

h

mdhi

malDispComNorCENCENkODEFR

CCR

malDispComNorDC

Donde: CCRi,d,m: Compras en contratos de respaldo o en declaraciones de respaldo para la planta o unidad de generación i vigentes el día d del mes m. DispComNormali,h,d: Disponibilidad Comercial Normal calculada según la metodología definida en la Resolución CREG-024 de 1995 para la planta o unidad de generación i en la hora h del día d. CEN: Capacidad Efectiva Neta de la planta o unidad de generación i en la hora h. ODEFRi,d,m: Obligación Diaria de Energía Firme respaldada por la planta o unidad de generación i en el día d del mes m, expresada en kilovatios-hora (kWh). VCPi,d,m: Ventas en contratos de respaldado o en declaraciones de respaldo con la planta o unidad de generación i vigentes el día d del mes m. PCCi,m: Precio Promedio Ponderado del Cargo por Confiabilidad de la Obligación de Energía Firme respaldada por la planta o unidad de generación i vigente en el mes m, expresado en dólares por kilovatio-hora (US$/kWh), que se calculará de acuerdo con la siguiente expresión:

s

smi

s

smismi

miODEFR

ODEFRP

PCC,,

,,,,

,

*

Donde: Pi,m,s: Precio al cual fue asignada la Obligación de Energía Firme asociada a la planta y/o unidad de generación i vigente en el mes m, asignada en la subasta s o en el mecanismo que haga sus veces, expresado en dólares por kilovatio hora (US$/kWh).

48

ODEFRi,m,s: Obligación Diaria de Energía Firme respaldada por la planta o unidad de generación i en el mes m, asignada en la subasta s o el mecanismo que haga sus veces. s: Subasta para la asignación de Obligaciones de Energía Firme, mecanismo que haga sus veces o Subasta de Reconfiguración. El valor de PCCi,m se convertirá a pesos por kilovatio hora ($/kWh), utilizando la TRM correspondiente al último día del mes liquidado, publicada por la Superintendencia Financiera. La Remuneración Real Total Mensual para el mes m (RRTm) se obtendrá aplicando la siguiente fórmula:

k

i

n

d

mdim RRIDRRT1 1

,,

Donde: RRIDi,d,m: Remuneración Real Individual Diaria de la Obligación de Energía Firme respaldada por la planta y/o unidad de generación i en el día d del mes m. n: Número de días del mes m. k: Número de plantas y/o unidades de generación. iii. En el numeral 3.4.1 del Anexo 3 de la Resolución CREG 071 de 2006, la variable de Obligación Diaria de Energía Firme, ODEFR, utilizada en el denominador de la ecuación de cálculo de la capacidad disponible equivalente durante la hora h, CDeh, se le multiplicará por el factor k determinado en el numeral i.

Artículo 11º.- Resolución CREG 106 de 2011. Comercialización de

excedentes de gas natural importado. La comercialización de gas natural

importado a usuarios diferentes a los agentes generadores térmicos que se acojan a la OPACGNI se hará a través de los mecanismos regulados por la CREG para la comercialización de gas natural.

CAPÍTULO III

TRASLADO DE PLANTAS

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Artículo 12º.- Resolución CREG 106 de 2011. Opción de Traslado

de plantas de generación térmica. Aquellos agentes que, con el fin de

garantizar el abastecimiento de combustibles para participar en la asignación de Obligaciones de Energía Firme, requieran realizar el traslado de una planta de generación en operación comercial de la ubicación en la que se encuentre al momento de asignación de la OEF a otro sitio del Sistema Interconectado Nacional, SIN, podrán seleccionar el Período de Vigencia de la Obligación entre uno (1) y tres (3) años, contados a partir de la fecha de finalización del Período de Planeación de la asignación. Para acogerse a la opción planteada en este artículo, al agente generador deberá entregar los siguientes documentos e información: 1. Comunicación suscrita por el representante de la planta en la cual manifiesta acogerse a la opción y selecciona el Período de Vigencia de la Obligación. 2. Garantía de construcción para amparar el traslado de la planta, tal como se define la garantía prevista en el Capítulo 4 del Reglamento de Garantías para el Cargo por Confiabilidad contenido en la Resolución CREG 061 de 2007. El cumplimiento del traslado se dará a partir de la fecha en que la planta se encuentre localizada en su nueva ubicación y que una firma auditora de la lista definida por el CNO eléctrico para la auditoría de construcción de las plantas de generación, contratada por el generador, haga la auditoria de los parámetros declarados para el Cargo por Confiabilidad y cumpla lo definido en la Resolución CREG 071 de 2006. 3. Cronograma de traslado, cuya duración no podrá ser superior a un período de cargo, es decir de diciembre de año t a noviembre del año t+1. 4. Curva S. Adicionalmente, cuando el traslado se haga durante un Período de Vigencia de la Obligación, la planta deberá cubrir sus OEF con contratos en el Mercado Secundario o cualquier otro Anillo de Seguridad. En este caso la variable CmttP, de que trata el artículo 7 de la Resolución CREG 148 de 2010, podrá ser igual al máximo valor entre los contratos registrados para cubrir las OEF y el cálculo definido para esta variable en el citado artículo. Los anteriores documentos e información se deberán entregar en la fecha establecida para entrega de los contratos de acuerdo con el cronograma que para

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tal efecto defina la CREG en cumplimiento del artículo 18 de la Resolución CREG 071 de 2006 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan. La omisión en la entrega oportuna de anteriores los documentos e información, impedirá la participación en la asignación de la Obligación de Energía Firme.

Artículo 13º.- Resolución CREG 106 de 2011. Vigencia. Esta resolución

rige a partir de su publicación en el Diario Oficial y deroga las normas que le sean contrarias. PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE.

Concordancia: Artículo 9º.- Decreto 2100 de 2011. Declaración de producción. Resolución Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG 041 de Abril 5 de 2013, “Por la cual se establece la metodología para calcular el costo de oportunidad del gas natural dejado de exportar.”

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ANEXO

RESOLUCIÓN CREG 106 DE 2011

GARANTÍA PARA AMPARAR LA CONSTRUCCIÓN Y PUESTA EN

OPERACIÓN DE LA INFRAESTRUCTURA DE IMPORTACIÓN DE GAS

NATURAL QUE RESPALDE OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME

La garantía de construcción de infraestructura de importación de que trata el artículo 6 de esta Resolución deberá cumplir lo dispuesto en los siguientes artículos:

Artículo 1º.- Anexo Resolución CREG 106 de 2011. Reglas

generales. La garantía de construcción de infraestructura de que trata el artículo

6 de esta resolución deberá cumplir con los principios definidos en el artículo 3 del Reglamento de Garantías para el Cargo por Confiabilidad definido la Resolución CREG 061 de 2007. La ejecución de la garantía y el manejo y disposición de los recursos resultantes se realizarán según lo dispuesto en los artículos 7 y 8 de la Resolución CREG 061 de 2007.

Artículo 2º.- Anexo Resolución CREG 106 de 2011. Obligaciones a

garantizar. Deberá garantizar, mediante los instrumentos previstos en el

Capítulo 2 del Reglamento de Garantías para el Cargo por Confiabilidad definido en la Resolución CREG 061 de 2007, el cumplimiento de las siguientes obligaciones:

i. El inicio de la operación comercial de la nueva infraestructura para la importación de gas natural con el cual el o los generadores van a respaldar la Obligación de Energía Firme, a más tardar en la fecha de Inicio del Período de Vigencia de la Obligación, con una capacidad de importación igual o mayor a la requerida para importar el gas que respalda la OEF.

ii. La entrega al ASIC de la copia de los documentos en los que conste el pago de la auditoría de la que trata el artículo 5 de esta resolución. El pago se deberá realizar dentro de los primeros quince (15) días calendario de cada uno de los períodos para los cuales se requiera el informe del auditor. El primero de los períodos se contará desde la fecha de inicio del cronograma de construcción de la

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infraestructura de importación y para cada uno de los períodos subsiguientes al primero, se contará desde el día calendario siguiente a la fecha en que se termine el anterior período. Estas obligaciones se entenderán cumplidas cuando durante su vigencia no se haya presentado alguno de los Eventos de Incumplimiento del que trata el artículo 4 de este Anexo y además con el recibo en el ASIC de los siguientes documentos: a. La certificación de la firma auditora contratada por el ASIC, respecto del inicio de la operación comercial de la infraestructura de importación. b. Copia de los documentos que acrediten el pago oportuno del valor de la auditoría de que trata artículo 5 de esta resolución, la cual deberá ser presentada ante el ASIC, a más tardar dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a su pago.

Artículo 3º.- Anexo Resolución CREG 106 de 2011. Vigencia de la

garantía. El o Agentes Generadores deberán mantener vigentes las garantías

constituidas para amparar las obligaciones señaladas en el presente Anexo, desde la fecha de presentación de la garantía, prevista en esta resolución y hasta trece (13) meses después de la fecha inicial programada de puesta en operación de la infraestructura de importación, según lo declarado en el cronograma de construcción. En el evento en que, de acuerdo con la información entregada por el auditor, se prevea que la fecha de inicio de puesta en operación de la infraestructura de importación sea posterior a la fecha inicial de que trata el inciso anterior, el o los agentes generadores deberán mantener vigente la garantía hasta trece (13) meses después de la nueva fecha de puesta en operación de la infraestructura de importación. La reposición o ajuste de la garantía deberá ser realizada de acuerdo con lo establecido en el artículo 8 de este Anexo.

Artículo 4º.- Anexo Resolución CREG 106 de 2011. Eventos de

incumplimiento. Constituyen eventos de incumplimiento grave e insalvable los

siguientes: a. Incumplimiento Calificado de Cronograma que implique que la puesta en operación de la infraestructura de importación ocurrirá en un plazo superior a un (1) año contado a partir del IPVO.

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b. Incumplimiento Calificado de Cronograma, que implique que la puesta en operación de la infraestructura de importación ocurrirá en un plazo inferior a un (1) año, contado a partir del IPVO, y el o los Agentes Generadores no garanticen el cumplimiento de la Obligación de Energía Firme mediante uno de los anillos de seguridad.

c. Puesta en operación de la infraestructura de importación con una capacidad de importación inferior a la requerida para respaldar la Obligación de Energía Firme asignada.

d. El o los Agentes Generadores no acredite ante la ASIC el ajuste o reposición de las garantías conforme a lo establecido en este Anexo. e. El o los Agentes Generadores no acrediten ante el ASIC el pago de los honorarios del Auditor designado para verificar el cumplimiento del cronograma de construcción o de puesta en operación de la infraestructura de importación.

Artículo 5º.- Anexo Resolución CREG 106 de 2011. Terminación de

la Obligación de Energía Firme. Los eventos de incumplimiento de que trata

el artículo anterior darán lugar a la pérdida de la asignación de la Obligación de Energía Firme y de la remuneración asociada, a partir de la fecha en que se configure el respectivo evento de incumplimiento.

Artículo 6º.- Anexo Resolución CREG 106 de 2011. Valor de

cobertura. El valor de cobertura de la garantía de que trata este anexo, será

calculado y actualizado por el ASIC para cada planta o unidad de generación como se indica a continuación:

A

GGNInnGNIn

IPP

IPPFMICOEFPPAVOEFP *** ,,

Donde: VOEFPn,GNI: Corresponde al Valor de la garantía asociada a la Obligación de Energía Firme respaldadas con la construcción de nueva infraestructura de importación de gas natural para el año n. Esta variable es expresada en Pesos. n: Año en el que la o las plantas o unidades de generación tengan asignadas Obligaciones de Energía Firme. PAn: Precio con el que se hizo la asignación de las Obligaciones de Energía Firme objeto de garantía a la o las plantas o unidades de generación para el año n, expresado en $/kWh, calculado en pesos colombianos usando la tasa de cambio

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representativa del mercado vigente el lunes de la semana anterior a la fecha prevista en el artículo 6 de esta resolución para la entrega de las garantías o a la fecha en que se calcule el valor de la actualización de las garantías. OEFPn,GNI: Obligación de Energía Firme objeto de garantía de la o las plantas o unidades de generación para el año n que respaldan con nueva infraestructura de importación de gas natural, conforme lo establecido en el artículo 2 del presente Anexo. Esta variable es expresada en kWh. FMIC: Factor definido en el Artículo 7 de este Anexo. IPPG: Último índice de Precios al Productor de los Estados Unidos de América correspondiente a bienes de capital, disponible el lunes de la semana anterior a la fecha prevista para la presentación de las garantías prevista en el artículo 6 de esta resolución o a la fecha en que se calcule el valor de la actualización de las garantías, reportado por la Oficina de Estadísticas Laborales del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos (Serie ID: WPSSOP3200). IPPA: Índice de Precios al Productor de los Estados Unidos de América correspondiente a bienes de capital, para el mes en que se realizó la asignación de Obligaciones de Energía Firme objeto de garantía, reportado por la Oficina de Estadísticas Laborales del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos (Serie ID: WPSSOP3200). Si este índice no se encuentra disponible la relación IPPG / IPPA se toma igual a uno (1).

Parágrafo.- El valor de la cobertura de que trata el presente artículo, se

actualizará en los siguientes eventos: 1. Cuando se presente un cambio en el factor FMIC. 2. Cada vez que la tasa de cambio representativa del mercado presente variaciones mayores al diez por ciento (10%) del valor con que fue calculada la garantía vigente. 3. Cada vez que se deban ajustar o reponer las garantías, acorde con lo establecido en el artículo 8 de este Anexo.

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Artículo 7º.- Anexo Resolución CREG 106 de 2011. Valor de

cobertura ante incumplimiento de cronogramas. Cuando se presente

incumplimiento calificado de cronograma de construcción de la nueva infraestructura para importación de gas natural, la variable VOEFPn,GNI del artículo anterior, se calculará usando el siguiente factor:

365*21

DRFMIC

Donde: FMIC: Factor de multiplicación por incumplimiento del cronograma. DR: Días de retraso de entrada en operación de la infraestructura de importación, posteriores al IPVO. Cada vez que el Auditor certifique los días de retraso indicados en el presente artículo, se recalculará el valor de la cobertura.

Parágrafo 1º.- El Auditor designado para verificar el cumplimiento del

cronograma de construcción de la infraestructura de importación y la puesta en operación de la misma, será el responsable de informar al ASIC el número de días de retraso de entrada en operación.

Parágrafo 2º.- El o los Agente Generadores podrán solicitar auditorías con una

periodicidad inferior a la establecida en la Regulación para actualizar el número de días de retraso de entrada en operación de sus plantas o unidades de generación, las cuales serán realizadas por la misma firma que realiza la auditoría. El o los Agentes Generadores deberán pagar el costo de la auditoría adicional, previamente a la ejecución de la misma.

Parágrafo 3º.- En caso de que la garantía presentada por el o los Agentes

Generadores deba ser ajustada, se dará cumplimiento a los plazos y procedimientos establecidos en el artículo 8 del presente Anexo.

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Artículo 8º.- Anexo Resolución CREG 106 de 2011. Ajuste y

Reposición de Garantías. Cuando la calidad crediticia de la entidad otorgante

de la garantía disminuya por debajo de la calificación límite establecida en el artículo 3 del Reglamento de Garantías para el Cargo por Confiabilidad o las garantías disminuyan su valor por debajo de los montos exigidos, o el valor de la cobertura deba ser ajustado conforme a lo previsto en el presente Anexo, el o los Agentes Generadores deberán proceder a efectuar el ajuste o reposición respectivos en un plazo de quince (15) días hábiles contados a partir de la ocurrencia del hecho que da lugar al ajuste y/o reposición. Cuando la vigencia de las garantías deba ser prorrogada, el o los Agentes Generadores deberán proceder a efectuar el ajuste o reposición respectivos en un plazo de quince (15) días hábiles previos a la fecha en que termina la vigencia de la garantía. En caso de iniciarse un proceso concursal, de toma de posesión o de liquidación a la entidad garante, administradora o emisora de la garantía, el o los Agentes Generadores que presenten la garantía deberán sustituirla en un plazo máximo de quince (15) días hábiles, a partir del inicio de cualquiera de los procesos indicados. Si transcurridos los plazos indicados en este Anexo el o los Agentes Generadores no reponen la garantía o no ajustan el monto de la misma, se entiende, a partir de la fecha en que se configure el incumplimiento, terminada la Obligación de Energía Firme garantizada y perdida la remuneración asociada a la misma, en los términos establecidos en esta Resolución, sin perjuicio de la ejecución de la garantía respectiva.

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Comentario: Sin perjuicio que en este Apéndice no se actualiza el RUT, es relevante la publicación de las Resoluciones CREG 169 y 171, que están directamente relacionadas con el tema de comercialización de gas natural, pues con éstos actos administrativos ya no se permite el libre acceso a las redes de transporte y distribución, sin la previa autorización del Distribuidor de la zona, que en la práctica no va a dar su consentimiento y por ende estas normas hacen que cada vez sea más difícil (o nula), la actividad del comercializador independiente o puro.


CREG 169 DE 2011

(Diciembre 1)

- Por la cual se complementa y adiciona el Reglamento Único de

Transporte de Gas Natural, RUT -


En ejercicio de las atribuciones legales, en especial las conferidas por la Ley 142

de 1994, y en desarrollo de los decretos 1524 y 2253 de 1994, y

C O N S I D E R A N D O Q U E: La Carta Política determina en su artículo 333 que la actividad económica se encuentra limitada por el bien común y en su artículo 334 establece que el Estado intervendrá, por mandato de la ley, entre otros, en los servicios públicos. Conforme al artículo 365 de la Constitución Política, los servicios públicos son inherentes a la finalidad social del Estado y que es deber de éste asegurar su prestación eficiente a todos los habitantes del territorio nacional. Además, determina que los servicios públicos están sometidos al régimen jurídico que fije la ley. De acuerdo con lo establecido en el artículo 14 de la Ley 142 de 1994, la actividad de transporte de gas natural es una actividad complementaria del servicio público domiciliario de gas natural. Según lo dispuesto en el artículo 28 de la Ley 142 de 1994 la construcción y operación de redes para el transporte y distribución de gas se regirá

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exclusivamente por esta Ley y por las normas ambientales, sanitarias y municipales a las que se alude en los Artículos 25 y 26 de la misma Ley. Conforme se establece en el artículo 28 de la Ley 142 de 1994, las comisiones de regulación pueden exigir que haya posibilidad de interconexión y de homologación técnica de las redes, cuando sea indispensable para proteger a los usuarios, para garantizar la calidad del servicio o para promover la competencia. El numeral 4 del artículo 39 de la Ley 142 de 1994 establece que para los efectos de la gestión de los servicios públicos se autoriza la celebración de los contratos en virtud de los cuales dos o más entidades prestadoras de servicios públicos o éstas con grandes proveedores o usuarios, regulan el acceso compartido o de interconexión de bienes indispensables para la prestación de servicios públicos, mediante el pago de remuneración o peaje razonable y que este contrato puede celebrarse también entre una empresa de servicios públicos y cualquiera de sus grandes proveedores o usuarios. Así mismo, el numeral 4 del artículo 39 de la Ley 142 de 1994, dispone que si las partes no se convienen, en virtud de esta Ley la comisión de regulación podrá imponer una servidumbre de acceso o de interconexión a quien tenga el uso del bien. Según lo dispuesto en el artículo 73 de la Ley 142 de 1994, corresponde a las Comisiones de Regulación regular los monopolios en la prestación de los servicios públicos, cuando la competencia no sea, de hecho, posible; y, en los demás casos, la de promover la competencia entre quienes prestan servicios públicos, para que las operaciones de los monopolistas o de los competidores sean económicamente eficientes, no impliquen abuso de posición dominante, y produzcan servicios de calidad. Según lo dispuesto por el artículo 73.8 de la Ley 142 de 1994, corresponde a las comisiones de regulación resolver, a petición de cualquiera de las partes, los conflictos que surjan entre empresas, por razón de los contratos o servidumbres que existan entre ellas y que no corresponda decidir a otras autoridades administrativas. De acuerdo con lo establecido en el artículo 74 de la Ley 142 de 1994, es función de la Comisión de Regulación de Energía y Gas regular el ejercicio de las actividades de los sectores de energía y gas combustible para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente, propiciar la competencia en el sector de minas y energía y proponer la adopción de las medidas necesarias para impedir abusos de posición dominante y buscar la liberación gradual de los mercados hacia la libre competencia.

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De acuerdo con el artículo 88.1 de la Ley 142 de 1994, la Comisión de Regulación de Energía y Gas puede establecer topes máximos y mínimos de tarifas de obligatorio cumplimiento para las empresas. De acuerdo con lo establecido en el artículo 58 de la Constitución Política, cuando de la aplicación de una norma expedida por motivo de utilidad pública o de interés social resultaren en conflicto los derechos de los particulares con la necesidad por ella reconocida, el interés privado deberá ceder al interés público o social. De acuerdo con lo establecido en el artículo 978 del Código de Comercio, cuando la prestación de un servicio público esté regulada por el Gobierno, las condiciones de los contratos deberán sujetarse a los respectivos reglamentos. La Resolución CREG 071 de 1999 estableció el Reglamento Único de Transporte de Gas Natural- (RUT) y reglamentó el acceso al Sistema Nacional de Transporte y sus servicios, así como la responsabilidad y propiedad de la conexión y de los puntos de entrada y salida. El numeral 2.1 del RUT (Resolución CREG 071 de 1999) desarrolla el acceso al Sistema Nacional de Transporte y sus servicios. El numeral 5.3.2 del RUT (Resolución CREG 071 de 1999) establece que “Los Agentes podrán adquirir los Sistemas de Medición al Transportador o a terceros; en todos los casos los equipos cumplirán con lo previsto en las Normas Técnicas Colombianas o las homologadas por la autoridad competente”. La Resolución CREG 041 de 2008, “Por la cual se modifica y complementa el Reglamento Único de Transporte de Gas Natural - RUT “, modificó algunas definiciones contenidas en la Resolución CREG 071 de 1999 e introdujo unas nuevas que se relacionan con el acceso a los sistemas de transporte. La Resolución CREG 041 de 2008 define la Conexión como el “Tramo de gasoducto que permite conectar al Sistema Nacional de Transporte, desde los Puntos de Entrada o Puntos de Salida, las Estaciones para Transferencia de Custodia”. La Resolución CREG 041 de 2008 define Punto de Entrada como el “Punto en el cual se inyecta el gas al Sistema de Transporte desde la Conexión del respectivo Agente. El Punto de Entrada incluye la válvula de conexión y la “T” u otro accesorio de derivación”.

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La Resolución CREG 041 de 2008 define Punto de Salida como el “Punto en el cual el Transportador inyecta el gas a la Conexión del respectivo Agente. El Punto de Salida incluye la válvula de conexión y la “T” u otro accesorio de derivación”.

Comentario: Las resoluciones de la CREG mencionadas en los incisos anteriores, pueden ser consultadas en la Compilación de DINAGAS S.A. ESP. del año 2010, en cuyo índice con respecto al RUT se lee:

14. Resolución de la Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG 071 de diciembre 3 de 1999, “Por la cual se establece el Reglamento Único de Transporte de Gas Natural - (RUT).” - Insertada dentro de esta: 14.1. Resolución de la Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG 054 de junio 21 de 2007, “Por la cual se complementan las especificaciones de calidad del gas natural inyectado al Sistema Nacional de Transporte, definidas en la Resolución CREG 071 de 1999.” 14.2. Resolución de la Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG 041 de abril 23 de 2008, “Por la cual se modifica y complementa el Reglamento Único de Transporte de Gas Natural - RUT -” 14.3. Resolución de la Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG 84 de noviembre 20 de 2000, “Por la cual se incluyen nuevas definiciones a la Resolución CREG-071 de 1999.” 14.4. Resolución de la Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG 154 de diciembre 5 de 2008, “Por la cual se modifican los numerales 4.5.1 y 4.5.2 del Anexo General de la Resolución CREG 071 de 1999.” 14.5. Resolución de la Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG 077 de julio 10 de 2008, “Por la cual se modifica el numeral 4.6.2 del RUT y el literal i) del Artículo 2 de la Resolución CREG 063 de 2000.” 14.6. Resolución de la Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG 131 de octubre 6 de 2009, “Por la cual se modifica el numeral

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6.3.2 del Reglamento Único de Transporte de Gas Natural, modificado mediante la Resolución CREG 054 de 2007.” 14.7. Resolución de la Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG 077 de julio 10 de 2008, “Por la cual se modifica el numeral 4.6.2 del RUT y el literal i) del Artículo 2 de la Resolución CREG 063 de 2000.” 14.8. Resolución de la Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG 033 de marzo 27 de 2008, “Por la cual se modifica el artículo 3° de la Resolución CREG 054 de 2007.” 14.9. Resolución de la Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG 187 de diciembre 18 de 2009, “Por la cual se complementa el numeral 6.3 del RUT, modificado mediante la Resolución CREG 054 de 2007.” 14.10. Resolución de la Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG 028 de febrero 28 de 2001, “Por la cual se amplían y se fijan plazos establecidos en el Reglamento Único de Transporte de Gas Natural- (RUT).” 14.11. Resolución de la Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG 102 de julio 17 de 2001, “Por la cual se amplían plazos establecidos en el Reglamento Único de Transporte de Gas Natural - (RUT) y en la Resolución CREG-028 de 2001.”

Comentario: Algunas otras normas relacionadas con la modificación del RUT, son entre otras las siguientes Resoluciones CREG:

Resolución 28 de 2001, “Por la cual se amplían y se fijan plazos establecidos en el Reglamento Único de Transporte de Gas Natural (RUT).”

Resolución 14 de 2003, “Por la cual se modifican los numerales 4.5.1 y 4.5.2 de la Resolución CREG-071 de 1999.”

Resolución 169 de 2011, “Por la cual se complementa y adiciona el Reglamento Único de Transporte de Gas Natural, RUT.”

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Resolución 187 de 2011, “Por la cual se complementa el numeral 6.3 del RUT, modificado mediante la Resolución CREG 054 de 2007.”

Resolución 78 de 2013, “Por la cual se incorporan nuevas definiciones y se aclaran disposiciones del numeral 2.2.3 del RUT.”

Resolución 089 de Agosto 14 de 2013, “Por la cual se reglamentan aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, que hacen parte del reglamento de operación de gas natural.” La cual modificó: Las siguientes definiciones del numeral 1.1 del RUT: capacidad disponible primaria, capacidad disponible secundaria, capacidad firme, capacidad interrumpible, capacidad liberada, comercialización de gas combustible, comercializador, liberación de capacidad, mercado secundario, remitente, remitente remplazante y variación de salida; El parágrafo del numeral 2.2.2 y los numerales 2.5 y 4.7.1 del RUT; Los dos (2) últimos incisos del numeral 2.2.3 del RUT.

Resolución 123 de Septiembre 20 de 2013, “Por la cual se establece el reglamento de comercialización del servicio público de gas natural, como parte del reglamento de operación de gas natural.” Derogó el numeral 5.7 del RUT.

Resolución 126 de 2013, “Por la cual se modifica el Reglamento Único de Transporte de Gas Natural -RUT- adoptado mediante Resolución CREG 071 de 1999.”

Resolución 052 de 2014, “Por la cual se modifica el numeral 6.4 y el numeral i) del numeral 6.5 de la Resolución CREG 202 de 2013.”

Mediante la Ley 401 de 1997 se creó el Consejo Nacional de Operación de Gas Natural, CNO-Gas, como un cuerpo asesor, cuyas funciones de asesoría se definen en el numeral 1.4 del RUT. En el numeral 1.3 del RUT se establece que “La iniciativa para la reforma del Reglamento también será de la Comisión si esta estima que debe adecuarse a la evolución de la industria, que contraría las regulaciones generales sobre el servicio, que va en detrimento de mayor concurrencia entre oferentes y

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demandantes del suministro o del libre acceso y uso del servicio de transporte y otros servicios asociados”. La Comisión de Regulación de Energía y Gas contrató en el año 2004 con la firma ITANSUCA Proyectos de Ingeniería Ltda., una asesoría para determinar costos eficientes de suministro, construcción y puesta en marcha de puntos de entrada y puntos de salida a gasoductos de sistemas de transporte y sistemas de distribución. El Ministerio de Minas y Energía a través de comunicación escrita radicada en la CREG con el número E-2009-006370, le solicitó a la Comisión modificar la regulación vigente teniendo en cuenta que los costos de los puntos de salida se han venido incrementando en forma excesiva y por lo tanto se han visto afectados aquellos proyectos de expansión del servicio de gas combustible financiados con recursos públicos. Tal y como lo ha señalado la Jurisprudencia de la H. Corte Constitucional en sentencia C 150-03, la función de regulación puede materializarse mediante actos administrativos de carácter general, como por medio de actos administrativos de carácter particular. Con base en los análisis internos de la CREG, cuyos resultados están contenidos en el Documento CREG-038 de 2010, la Comisión elaboró la propuesta regulatoria que se publicó para comentarios de los agentes e interesados a través de la Resolución CREG 045 de 2010 en cumplimiento de lo dispuesto en el Decreto 2696 de 2004. Se recibieron comentarios de los siguientes agentes: Madigas Ingenieros S.A. ESP (E-2010-004149), Gas Natural S.A. ESP (E-2010-004859); Naturgas (E-2010-004862); Transmetano S.A. ESP (E-2010-004868); Gases del Caribe S.A. ESP (E-2010-004873); EPM (E-2010-004878); Surtigas S.A. ESP (E-2010-004881); Ecopetrol (E-2010-004893); TGI S.A. ESP (E-2010-004901); Gecelca S.A. ESP (E-2010-004935); Alcanos de Colombia S.A. ESP (E-2010-004942); CNO-Gas (E-2010-004948 y E-2010-005509); y Pacific Rubiales Energy (E-2010-005036). En el numeral 3.1 literal e) del RUT se establece que “(…) el Transportador deberá cumplir con las normas técnicas y de seguridad establecidas por la autoridad competente, y no podrá negarse a construir un Punto de Entrada o de Salida siempre que la construcción de dichos puntos sea técnicamente factible”. En cumplimiento de lo dispuesto en el Decreto 2696 de 2004, a través de la Resolución CREG 100 de 2010, la Comisión publicó para consulta de la industria e interesados, una propuesta de adición del Reglamento Único de Transporte de

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Gas Natural, RUT, con el objeto de precisar el concepto de “factibilidad técnica” para la construcción de Puntos de Entrada y de Salida en el SNT, tal como se describe en detalle en el Documento CREG 074 de 2010. En este proceso de consulta, se recibieron comentarios de los siguientes agentes: CNO-Gas (E-2010-006841); Ecopetrol (E-2010-006853); EPM (E-2010-006849); Gecelca S.A. ESP (E-2010-006839); Isagen S.A. ESP (E-2010-006914); Madigas Ingenieros S.A. ESP (E-2010-006834); TGI S.A. ESP (E-2010-006861). El Ministerio de Minas y Energía expidió el Decreto 2100 de 2011 que en su artículo 5 estableció la obligación para los agentes que atiendan Demanda Esencial contratar el suministro y el transporte de gas para la atención de dicha demanda con Agentes que cuenten con Respaldo Físico.

Comentario: El Decreto 2100 de 2011, fue compilado en el Decreto 1073 de Mayo 26 de 2015, “Por medio del cual se expide el Decreto Único Reglamentario del Sector Administrativo de Minas y Energía”

La Comisión analizó los comentarios y sugerencias recibidas y las respectivas respuestas se encuentran en el Documento CREG 135 de 2011. Conforme al Decreto 2897 de 2010 y la Resolución SIC 44649 de 2010, la Comisión de Regulación de Energía y Gas dio respuesta al cuestionario adoptado por la Superintendencia de Industria y Comercio para la evaluación de la incidencia sobre la libre competencia del presente acto administrativo, el cual se encuentra en el Documento CREG-135 de 2011. Conforme a lo anterior, el presente acto administrativo no requiere ser remitido a la Superintendencia de Industria y Comercio por no tener incidencia sobre la libre competencia. La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión No. 507 del 1 de diciembre de 2011, acordó expedir esta resolución.

R E S U E L V E:

Artículo 1º.- Resolución CREG 169 de 2011. OBJETO. La presente

Resolución tiene por objeto complementar y adicionar el Reglamento Único de Transporte, RUT, en lo relacionado con la regulación de acceso abierto a los gasoductos del Sistema Nacional de Transporte (SNT) de gas natural.

Artículo 2º.- Resolución CREG 169 de 2011. NUEVAS

DEFINICIONES. Para la interpretación y aplicación de esta Resolución se

tendrán en cuenta, además de las definiciones contenidas en la Ley 142 de 1994,

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las Resoluciones CREG 071 de 1999 y 041 de 2008 o aquellas que la modifiquen, aclaren o sustituyan y demás resoluciones vigentes de la CREG, las siguientes:

ACCESO FÍSICO AL SISTEMA NACIONAL DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL: Es la conexión por parte de productores-comercializadores, transportadores, comercializadores, usuarios no regulados, usuarios regulados atendidos a través de un distribuidor-comercializador, y en general de cualquier Agente a los gasoductos de transporte de gas combustible, con los derechos y deberes establecidos en la presente resolución. CAPACIDAD DE TRANSPORTE DEMANDADA (CTD): Corresponde a la capacidad máxima de transporte que proyecta utilizar el Remitente Potencial para efectos de atender sus necesidades de consumo de gas natural.

Artículo 3º.- Resolución CREG 169 de 2011. MODIFICACIONES. Se

modifican los numerales 3.1 y 3.2 del Capítulo 3 (Conexiones) del Anexo General de la Resolución CREG 071 de 1999 (RUT), los cuales quedarán así:

3. CONEXIONES

3.1. RESPONSABILIDAD Y PROPIEDAD DE LA CONEXIÓN, Y DE LOS PUNTOS DE ENTRADA Y SALIDA Las responsabilidades de las partes con respecto a las Conexiones, Puntos de Entrada y Puntos de Salida al Sistema Nacional de Transporte serán las siguientes: Con respecto a los Puntos de Entrada y Salida: a) Los transportadores serán los propietarios de los Puntos de Entrada y

Puntos de Salida y serán responsables por su construcción. b) Los transportadores serán responsables por la adquisición de los terrenos y

derechos, si es del caso, y la obtención de las respectivas licencias y permisos requeridos para la construcción y operación de los Puntos de Entrada y de Salida.

c) Los transportadores serán responsables de la operación y mantenimiento

de los Puntos de Entrada y Puntos de Salida. d) Los transportadores deberán cumplir con las normas técnicas y de

seguridad establecidas por la autoridad competente, y no podrán negarse a

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construir un Punto de Entrada o de Salida siempre que la construcción de dichos puntos sea técnicamente factible. La construcción de Puntos de Salida sobre un tramo de gasoducto del SNT es técnicamente factible si cumple con los siguientes requisitos: i) Se ajusta a los requerimientos de normas técnicas, ambientales y de

seguridad aplicables; ii) Incluye válvula de operación remota compatible con el sistema de

comunicaciones del respectivo sistema de transporte, en aquellos casos en los cuales se requiera su instalación de acuerdo con lo establecido en el Anexo 1.

iii) La Capacidad Disponible Primaria es superior o igual a la Capacidad

de Transporte Demandada (CTD) por el remitente potencial. Si la capacidad CTD es mayor que la Capacidad Disponible Primaria, el nuevo Punto de Salida se podrá construir cuando se amplíe la capacidad máxima de tal manera que exista Capacidad Disponible Primaria suficiente para atender la solicitud. Para la ampliación de la capacidad máxima del sistema se puede seguir el procedimiento del numeral 2.2 de este Reglamento. Para obtener la capacidad máxima del tramo el transportador debe calcular la Capacidad Máxima de Mediano Plazo del respectivo sistema, CMMP, utilizada para efectos del cálculo de cargos regulados de transporte. El cálculo se debe hacer con base en el procedimiento adoptado por la CREG en la metodología vigente de remuneración de la actividad de transporte de gas natural.

iv) La demanda del Remitente Potencial no pueda ser atendida por el distribuidor que le presta o le puede prestar el servicio, como consecuencia de condiciones técnicas o de seguridad, de acuerdo con la regulación desarrollada al respecto en resolución independiente.

v) Si el Remitente Potencial es un usuario que hace parte de la Demanda Esencial, según lo establecido en el Decreto 2100 de 2011, además de solicitar el acceso deberá suscribir un contrato de transporte en firme.

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La construcción de Puntos de Entrada sobre un tramo de gasoducto del SNT es técnicamente factible si: i) Se ajusta a los requerimientos de normas técnicas, ambientales y de

seguridad aplicables e; ii) Incluye válvula de operación remota compatible con el sistema de

comunicaciones del respectivo sistema de transporte, en aquellos casos en los cuales se requiera su instalación de acuerdo con lo establecido en el Anexo 1 de la presente resolución.

e) Los perjuicios ocasionados por intervenciones en los Puntos de Entrada y

Salida, que configuren falla en la prestación del servicio serán responsabilidad de los transportadores, sin perjuicio de la obligación de dar aviso amplio y oportuno a los Agentes involucrados.

f) El Remitente Potencial deberá pagar al transportador los costos eficientes

por la construcción, operación y mantenimiento de los Puntos de Entrada y Salida, y como máximo los valores calculados de conformidad con el Anexo 1 de la presente resolución.

Con respecto a la Conexión: a) El Remitente Potencial será el responsable por la construcción de la

Conexión. Cuando la Conexión para un Usuario No Regulado esté construida sobre espacios públicos, el Transportador será el responsable y encargado de la operación y el mantenimiento de la misma.

b) El Remitente Potencial será responsable por la adquisición de los terrenos,

y derechos, así como por la obtención de las respectivas licencias y permisos requeridos para la construcción y operación de la Conexión.

c) El Remitente Potencial será responsable de la operación y mantenimiento

de la Conexión, y deberá presentar al Transportador un Programa anual de Mantenimiento. Se exceptúa esta condición cuando el Remitente Potencial sea un Distribuidor.

d) Los perjuicios ocasionados por reparaciones técnicas o mantenimientos

periódicos de la Conexión serán responsabilidad del Remitente Potencial o del Transportador en los casos en que éste sea el operador de la Conexión, sin perjuicio de la obligación de dar aviso amplio y oportuno a los Agentes involucrados.

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e) El transportador no estará obligado a proporcionar el Servicio de Transporte hasta tanto las Instalaciones del Remitente Potencial cumplan con los requerimientos de las normas técnicas y de seguridad vigentes del RUT.

f) En el caso de que la Conexión sea construida por un tercero distinto al

Transportador, para efectos de verificar el cumplimiento de las especificaciones de calidad y seguridad existirán las siguientes alternativas: i) que el transportador adelante la interventoría a costa del propietario; o ii) que el remitente contrate una entidad Certificadora debidamente acreditada por la autoridad competente.

g) El Remitente Potencial está obligado a realizar el mantenimiento de la

Conexión y las labores de coordinación con el Plan de Contingencias del transportador. Para lo anterior podrá contratar al transportador o un tercero especializado en estas labores dando cumplimiento a las normas de las autoridades respectivas con respecto a la atención de emergencias y desastres.

h) El propietario deberá suministrar un equipo de medición que sea compatible

con los sistemas de telemetría del Transportador. Los activos de los Puntos de Entrada y Salida no serán incluidos en la base de activos para definir los cargos regulados para remunerar la actividad de transporte, con excepción de aquellos que hayan sido incluidos por la CREG en la Base de Activos a la fecha de expedición de la presente Resolución.

3.2. SOLICITUD DE COTIZACIÓN DE PUNTOS DE ENTRADA Y PUNTOS DE SALIDA

El procedimiento aplicable para solicitar el acceso físico a los gasoductos del Sistema Nacional de Transporte, será el siguiente:

(i) El Remitente Potencial presentará al transportador la solicitud de acceso y la

cotización del Punto de Entrada o de Salida la cual deberá contener como mínimo lo siguiente: a. Condiciones técnicas bajo las cuales la requiere; b. Información que permita al Transportador evaluar los efectos técnicos y

operacionales de la Conexión a su Sistema de Transporte, incluyendo, entre otros, la ubicación de la Conexión, la localización y especificaciones del medidor y de otros equipos del Agente.

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(ii) El transportador analizará la factibilidad técnica de otorgar el acceso y en un plazo de cinco (5) días hábiles deberá señalar si es factible o no atender la solicitud de acceso. El transportador deberá informar al Remitente Potencial si su solicitud infringe cualquier norma de carácter técnico que no le permita presentar una oferta sobre la misma. El análisis de factibilidad técnica incluye la verificación de que existe Capacidad Disponible Primaria para atender la solicitud del Remitente Potencial.

(iii) Una vez confirmada la factibilidad, el transportador deberá presentar una cotización de la construcción de Punto de Entrada y Punto de Salida a su Sistema de Transporte en un plazo máximo de quince (15) días hábiles contados a partir de la confirmación de la factibilidad de construcción de Puntos de de Entrada o Puntos de Salida. La cotización de la construcción del Punto de Entrada o de Salida por parte del transportador contendrá como mínimo los siguientes aspectos: a. El costo que será aplicable si se acepta la propuesta y la fecha en la cual

se terminarán las obras, si hubiere lugar a ellas. b. La presión de entrega en los Puntos de Salida y de recibo en los Puntos

de Entrada. c. La presión de Máxima de Operación Permisible que debe considerar para

el diseño de la conexión. d. Las condiciones comerciales que se asemejen a la práctica mercantil de

presentación de ofertas.

(iv) El Remitente Potencial deberá informar al transportador si acepta o rechaza la oferta de acceso físico dentro de los quince (15) días hábiles siguientes a la recepción de la comunicación del transportador. Si no hay respuesta formal, expresa y escrita por parte del Remitente Potencial se entenderá que desiste de la solicitud.

(v) El acceso definitivo debe estar construido y habilitado plenamente en un plazo máximo de cuatro (4) meses contados a partir del recibo de confirmación del remitente potencial y después de que exista un acuerdo de pago entre las partes, plazo que solo podrá ser extendido antes de su vencimiento, bajo una razón debidamente sustentada enviada por escrito al remitente, cuya copia deberá ser enviada a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.

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El costo máximo que un transportador puede cobrar por la construcción, operación y mantenimiento de un Punto de Entrada o un Punto de Salida será el que resulte de aplicar las disposiciones establecidas en el Anexo 1 de la presente resolución. Cuando el acceso no sea factible por razones técnicas o de seguridad, se podrá rechazar la solicitud, no obstante en la respuesta del transportador deberá especificarse si se tiene previsto un Plan de Expansión que permita ofrecer servicios de transporte y en qué plazo estimado estaría disponible. La justificación del análisis de factibilidad técnica deberá ser entregado al Remitente Potencial como anexo a la respuesta de la solicitud de acceso y deberá enviarse una copia del mismo a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios. Lo anterior solo aplica para las solicitudes de acceso a través de Puntos de Salida. Con excepción de lo establecido en el numeral 3.1, literal d, numeral v) de esta Resolución, el transportador no podrá condicionar el acceso físico de un Remitente Potencial a la celebración de contratos de servicios de transporte, a menos que para conceder el acceso se requiera la expansión del gasoducto porque al momento de la solicitud de acceso no existe la factibilidad técnica para otorgarlo. Cuando la naturaleza del equipo de gas del Remitente pueda ocasionar contrapresión o succión, u otros efectos que sean nocivos al Sistema, tales como pulsaciones, vibración y caídas de presión en el Sistema, el Remitente deberá suministrar, instalar y mantener dispositivos protectores apropiados que eviten las posibles fallas, o mitiguen sus efectos a niveles aceptados internacionalmente, los cuales estarán sujetos a inspección y aprobación por parte del transportador, quien respetará el principio de neutralidad en tales procedimientos. Los perjuicios que por esta causa se puedan presentar en un Sistema de Transporte serán a cargo del Remitente. Si una vez detectados los daños, éstos persisten, el transportador suspenderá el servicio. La oferta que presente el transportador al Remitente Potencial se asimilará para todos los efectos a una oferta mercantil de conformidad con lo establecido en el Código de Comercio.

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Artículo 4º.- Resolución CREG 169 de 2011. ADICIONES. Se adiciona

un nuevo numeral al Capítulo 3 del Anexo General de la Resolución CREG 071 de 1999 (RUT), así:

3.6. COSTOS MÁXIMOS DE CONSTRUCCIÓN, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE PUNTOS DE ENTRADA Y SALIDA

El valor máximo que un transportador puede cobrar por la construcción, operación y mantenimiento de un Punto de Entrada o un Punto de Salida será el que resulte de aplicar la metodología del Anexo 1 de la presente resolución.

Los costos máximos están calculados a precios de diciembre de 2010. Para efectos de su aplicación en el momento requerido, deberán actualizarse con los índices del IPP e IPC publicados por el DANE respectivos a los valores del último mes disponible a la fecha de cotización y de acuerdo con la fórmula contenida en el Anexo 1. Los valores máximos de construcción, operación y mantenimiento de Puntos de Entrada y Salida definidos conforme a la metodología definida en la presente Resolución, también serán aplicables para el acceso físico a gasoductos dedicados. El período para recuperar el valor eficiente de la inversión en los Puntos de Entrada y Salida será acordado entre las partes, de acuerdo con las negociaciones que adelanten. La vida útil de los activos de Puntos de Entrada y Salida será de treinta (30) años, con excepción de la unidad constructiva válvula de corte (UCVAL). Para la válvula de corte (UCVAL), las condiciones de reposición serán acordadas entre las partes y en todo caso el período de vida útil no será menor a diez (10) años. Durante estos tiempos, todos los componentes del Punto de Entrada o Salida que deban ser sustituidos serán asumidos por el transportador sin cargo alguno para el Remitente. Después de finalizada la vida útil respectiva, los cambios serán a cargo de los Remitentes teniendo en cuenta los costos dispuestos en la presente resolución.

Parágrafo. Las disposiciones de costos máximos del presente artículo serán

aplicables a los propietarios de los Gasoductos Dedicados.

Artículo 5º.- Resolución CREG 169 de 2011. IMPOSICIÓN DE

ACCESO FÍSICO A LOS SISTEMAS DE TRANSPORTE. Si transcurridos

quince (15) días hábiles a partir del recibo de la solicitud de acceso, el

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transportador no ha respondido dicha solicitud o si transcurrido un (1) mes a partir del recibo de la misma no se ha llegado a ningún acuerdo con quien o quienes han solicitado el acceso, la Comisión podrá imponer, a petición de cualquier interesado, por la vía administrativa, el acceso a quien tenga derecho al uso de la red, conforme a las disposiciones previstas en la Ley 142 de 1994 y demás normas concordantes. Al adoptar la decisión de imponer el acceso del solicitante al Sistema de Transporte, la Comisión definirá, entre otros aspectos, lo siguiente: (i) El beneficiario en cuyo favor se impone. (ii) La empresa transportadora a la cual se impone el acceso. En todo caso, la Comisión podrá solicitar a las entidades competentes investigar si la renuencia del transportador implica un incumplimiento de los deberes legales relacionados con el acceso o interconexión, o una conducta contraria a la libre competencia. La imposición de acceso no excluye la aplicación de las sanciones que fueren procedentes, conforme a las disposiciones contenidas en la Ley 142 de 1994 y demás normas aplicables.

Artículo 6º.- Resolución CREG 169 de 2011. VIGENCIA DE LA

PRESENTE RESOLUCIÓN. La presente resolución rige a partir de la fecha de

su publicación en el Diario Oficial, y deroga todas las disposiciones que le sean contrarias. PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE.

Comentario: Se omite la transcripción de los Anexos.

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CREG 171 DE 2011

(Diciembre 1)

- Por la cual se modifica el numeral 2.1.1 del RUT -


En ejercicio de las atribuciones legales, en especial las conferidas por la Ley 142

de 1994, y en desarrollo de los decretos 1524 y 2253 de 1994, y


De conformidad con el Artículo 1° de la Constitución Política, Colombia es un Estado Social de Derecho fundado en el respeto de la dignidad humana, en el trabajo y la solidaridad de las personas que integran la Nación y en la prevalencia del interés general. La Carta Política determina en su artículo 333 que la actividad económica se encuentra limitada por el bien común y en su artículo 334 establece que el Estado intervendrá, por mandato de la ley, entre otros, en los servicios públicos. Conforme al artículo 365 de la Constitución Política, los servicios públicos son inherentes a la finalidad social del Estado y que es deber de éste asegurar su prestación eficiente a todos los habitantes del territorio nacional. Además, determina que los servicios públicos están sometidos al régimen jurídico que fije la ley.

El artículo 2 de la Ley 142 de 1994 dispone que son fines de la intervención del Estado en los servicios públicos, la ampliación permanente de la cobertura, la prestación eficiente y la obtención de economías de escala comprobables.

La Ley 142 de 1994 en su numeral 9.3 establece como derechos de los usuarios “Obtener los bienes y servicios ofrecidos en calidad o cantidad superior a las proporcionadas de manera masiva, siempre que ello no perjudique a terceros y que el usuario asuma los costos correspondientes”. Conforme al artículo 11 numeral 11.6 de la Ley 142 de 1994, es obligación de las entidades que presten servicios públicos “Facilitar el acceso e interconexión de otras empresas o entidades que prestan servicios públicos, o que sean grandes

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usuarios de ellos, a los bienes empleados para la organización y prestación de los servicios”. De acuerdo con lo establecido en el artículo 14 de la Ley 142 de 1994, el servicio público domiciliario de gas combustible es el conjunto de actividades ordenadas a la distribución de gas combustible, por tubería u otro medio, desde un sitio de acopio de grandes volúmenes o desde un gasoducto central hasta la instalación de un consumidor final, incluyendo su conexión y medición y la actividad de transporte de gas natural es una actividad complementaria del servicio público domiciliario de gas natural. Según lo dispuesto en el artículo 28 de la Ley 142 de 1994, todas las empresas tienen el derecho a construir, operar y modificar sus redes e instalaciones para prestar los servicios públicos, así como la obligación de efectuar el mantenimiento y reparación de las redes locales, cuyos costos serán a cargo de ellas. La misma norma establece que las comisiones de regulación pueden exigir que haya posibilidad de interconexión y de homologación técnica de las redes, cuando sea indispensable para proteger a los usuarios, para garantizar la calidad del servicio o para promover la competencia y que la construcción y operación de redes para el transporte y distribución de gas, así como el señalamiento de las tarifas por su uso, se regirá exclusivamente por la Ley 142 de 1994 y por las normas sanitarias y municipales a las que se alude en los Artículos 25 y 26 de la misma Ley. El numeral 4 del artículo 39 de la Ley 142 de 1994 establece que para los efectos de la gestión de los servicios públicos se autoriza la celebración, entre otros, de los contratos en virtud de los cuales dos o más entidades prestadoras de servicios públicos o éstas con grandes proveedores o usuarios, regulan el acceso compartido o de interconexión de bienes indispensables para la prestación de servicios públicos, mediante el pago de remuneración o peaje razonable, y que si las partes no se convienen, en virtud de esta Ley la comisión de regulación podrá imponer una servidumbre de acceso o de interconexión a quien tenga el uso del bien. Según lo dispuesto en el artículo 73 de la Ley 142 de 1994, corresponde a las Comisiones regular los monopolios en la prestación de los servicios públicos, cuando la competencia no sea, de hecho, posible; y, en los demás casos, la de promover la competencia entre quienes prestan servicios públicos, para que las operaciones de los monopolistas o de los competidores sean económicamente eficientes, no impliquen abuso de posición dominante, y produzcan servicios de calidad.

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Según el numeral 73.22 del Artículo 73 de la Ley 142 de 1994, corresponde a las comisiones de regulación, “establecer los requisitos generales a los que deben someterse las empresas de servicios públicos para utilizar las redes existentes y acceder a las redes públicas de interconexión; así mismo, establecer las fórmulas tarifarias para cobrar por el transporte e interconexión a las redes de acuerdo con las reglas de esta Ley”. De acuerdo con lo establecido en el artículo 74.1 de la Ley 142 de 1994, es función de la Comisión de Regulación de Energía y Gas regular el ejercicio de las actividades de los sectores de energía y gas combustible para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente, propiciar la competencia en el sector de minas y energía y proponer la adopción de las medidas necesarias para impedir abusos de posición dominante y buscar la liberación gradual de los mercados hacia la libre competencia. El artículo 3 de la Ley 401 de 1997 determina que corresponde a la CREG establecer las condiciones operativas que debe cumplir toda la infraestructura del Sistema Nacional de Transporte a través del Reglamento Único de Transporte RUT. La Resolución CREG 67 de 1995 estableció el Código de Distribución de Gas Combustible por Redes y determinó en su capítulo IV el conjunto de normas básicas para la conexión al sistema de distribución, las cuales serán las mismas para todos los usuarios. La Resolución CREG 071 de 1999 estableció el Reglamento Único de Transporte de Gas Natural, RUT, y reglamentó el acceso al Sistema Nacional de Transporte y sus servicios, así como la responsabilidad y propiedad de la conexión y de los puntos de entrada y salida. Los numerales 2.1 y 3 del RUT desarrollan el acceso y conexiones al Sistema Nacional de Transporte. De acuerdo con el numeral 1.3 del RUT la Comisión puede tomar la iniciativa de reformar el RUT cuando se estime que, entre otros aspectos, ello es necesario para adecuarse a la evolución de la industria. La Resolución CREG 011 de 2003 establece los criterios generales para remunerar las actividades de distribución y comercialización de gas combustible, y las fórmulas generales para la prestación del servicio público domiciliario de gas combustible por redes de tubería.

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El artículo 1 de la Resolución CREG 011 de 2003, define sistema de distribución como: “el conjunto de gasoductos que transporta gas combustible desde una Estación Reguladora de Puerta de Ciudad o desde otro Sistema de Distribución hasta el punto de derivación de las acometidas de los inmuebles, sin incluir su conexión y medición”. El artículo 7.7.2 de la Resolución CREG 11 de 2003, determina en su literal a que el primero (1) de enero de cada año del Período Tarifario y a la entrada en vigencia de los cargos aprobados, el Distribuidor publicará, de acuerdo con lo establecido en el artículo 39 de dicha Resolución, los rangos de consumo que aplicará a sus usuarios. De acuerdo con lo establecido en el artículo 978 del Código de Comercio, cuando la prestación de un servicio público esté regulada por el Gobierno, las condiciones de los contratos deberán sujetarse a los respectivos reglamentos. Tal y como lo ha señalado la Jurisprudencia de la H. Corte Constitucional en sentencia C-150 de 2003, la función de regulación puede materializarse mediante actos administrativos de carácter general, como por medio de actos administrativos de carácter particular. Con el propósito de definir las metodologías tarifarias que remuneran estas dos actividades, la Comisión tiene en cuenta las características propias de cada uno de los sistemas de transporte y distribución y, tal y como ha sido establecido en el artículo 88 de la Ley 142 de 1994 las metodologías tarifarias aplicables a cada una de estas actividades, deben cumplir los criterios del régimen tarifario, esto es, los criterios de eficiencia económica, neutralidad, solidaridad y redistribución, suficiencia financiera, simplicidad y transparencia. Los sistemas de distribución y los sistemas de transporte tienen la característica de ser monopolios naturales, considerando que presentan grandes economías de escala y que requieren altos costos de capital. La posibilidad de la migración de demandas de usuarios conectados a sistemas de distribución a sistemas de transporte puede llevar a la ineficiencia económica, debido a que se puede presentar: (i) duplicidad en inversiones para una misma demanda; (ii) subutilización de las redes y (iii) ineficiencia en inversiones; con el consecuente detrimento económico para el mercado medio y los respectivos incrementos tarifarios para los usuarios. Además de poner en riesgo la seguridad requerida en la entrega de un combustible a los usuarios finales. Por lo anterior, la CREG, con el propósito de promover la prestación eficiente del servicio de gas natural, las condiciones de seguridad involucradas en ésta, y la obtención de economías de escala comprobables, ha considerado conveniente

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regular el acceso a las redes de transporte de gas natural por parte de los usuarios conectados o que puedan conectarse a sistemas de distribución y, en consecuencia, modificar el numeral 2.1.1 del RUT. Mediante la Resolución CREG 058 de 2011, la CREG ordenó hacer público un proyecto de resolución de carácter general, “Por la cual se modifica el numeral 2.1.1 del RUT ”. Se recibieron comentarios de la propuesta en consulta de los siguientes agentes: ANDI - E-2011-005628, CNO GAS - E-2011-006341; ECOPETROL - E-2011-006413; EMPRESAS PÚBLICAS DE MEDELLÍN E.S.P. - E-2011-006676, TGI S.A. E.S.P. - E-2011-006755, ANDI - E-2011-006768, GAZEL - E-2011-006769 y GAS MERIDIONAL - E-2011-006773.

Conforme al Decreto 2897 de 2010, la Comisión procedió a evaluar la posible incidencia de las disposiciones contenidas en este acto administrativo sobre la libre competencia con base en el cuestionario que adoptó la Superintendencia de Industria y Comercio mediante Resolución 44649 de 2010, cuya respuesta se encuentra contenida en el documento CREG-134 de 2011. Conforme al análisis efectuado, no se requiere la remisión del presente acto administrativo a la Superintendencia de Industria y Comercio para los efectos establecidos en el artículo 7 de la Ley 1340 de 2009, por no tener incidencia sobre la libre competencia. El documento CREG 134 de 2011 contiene la respuesta a los comentarios recibidos durante el período de consulta. La Comisión de Regulación de Energía y Gas, discutió la presente Resolución y la aprobó en su sesión N° 507 de fecha 1 de diciembre de 2011.

R E S U E L V E:

Artículo 1º.- Resolución CREG 171 de 2011. Modificar el numeral 2.1.1.

del RUT, el cual quedará así: “2.1.1 Compromiso de Acceso a. Todo Transportador debe garantizar el acceso a los Sistemas de Transporte y

a los servicios de transporte, de forma no discriminatoria y de acuerdo con lo establecido en el presente RUT.

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Los Transportadores de Gas Natural por tubería permitirán el acceso a los gasoductos, de su propiedad o que se encuentren bajo su control, a cualquier Productor-comercializador, Distribuidor, Usuario No Regulado, Usuario Regulado (no localizado en áreas de servicio exclusivo) atendido a través de un Comercializador, Almacenador, y en general a cualquier Agente que lo solicite. Dicho acceso deberá ofrecerse a cualquier Agente en las mismas condiciones de calidad y seguridad establecidas en las disposiciones legales y reglamentarias aplicables a esta materia, así como en el RUT y demás disposiciones que expida la Comisión.

b. Condiciones para autorizar el acceso a los sistemas de transporte por parte de

usuarios conectados o que puedan conectarse a sistemas de distribución:

Los Transportadores de gas natural por tubería no podrán autorizar el acceso a los gasoductos de su propiedad o que se encuentran bajo su control, a cualquier Usuario Regulado o Usuario No Regulado, que en el momento de la solicitud de conexión se encuentre conectado a un Sistema de Distribución o pueda conectarse a un Sistema de Distribución. Los Transportadores sólo podrán aceptar el acceso de un Usuario Regulado atendido a través de un comercializador o de un Usuario No Regulado conectado previamente a un Sistema de Distribución o que se pueda conectar a un Sistema de Distribución, cuando como consecuencia de condiciones técnicas (flujo, presión, volumen, calidad del gas, entre otras) o de seguridad, la demanda de dicho Usuario no pueda ser atendida por el distribuidor que le presta o le puede prestar el servicio. El Usuario que esté conectado o se pueda conectar a un Sistema de Distribución y que por las razones antes señaladas solicite el acceso al Transportador deberá presentarle a éste un documento expedido por el Distribuidor en donde se indiquen las razones técnicas del por qué no le es posible prestarle el servicio a dicho Usuario.

Para los efectos del literal b de este artículo, cuando se hace referencia al acceso a un Sistema de Distribución por parte de un Usuario No Regulado, se debe entender que esta expresión no incluye a los “Distribuidores-Comercializadores”. Las disposiciones del literal b de este artículo se aplican a las conexiones de inmuebles o predios, sin importar cualquier modificación relativa a la propiedad, posesión, tenencia, usufructo, administración o similares que pueda ocurrir en relación con éstos”.

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Comentario: De acuerdo con lo establecido en las resoluciones CREG 169 y 171 de 2011 para poder tener acceso a un sistema de transporte se debe anexar una comunicación del Representante Legal del Distribuidor de la zona en la cual se confirme que mediante la conexión solicitada no se dará una migración de clientes del sistema de distribución a la red de transporte, o en su defecto que no existe un sistema de distribución en la zona que pueda prestarle el servicio, de darse alguno de estos casos se requiere un documento expedido por el Distribuidor correspondiente donde se indiquen las razones técnicas del porque no le es posible prestarle el servicio, lo cual implica que casi siempre será imposible que el servicio sea prestado por un Comercializador Puro.

Artículo 2º.- Resolución CREG 171 de 2011. VIGENCIA Y

DEROGATORIAS. La presente resolución rige a partir de la fecha de su

publicación en el Diario Oficial, y deroga todas las disposiciones que le sean contrarias.


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RESOLUCIÓN COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y

GAS CREG 135 DE 2012

(Noviembre 16)

- Por la cual se adoptan normas aplicables al servicio público

domiciliario de gas combustible con Biogás -


En ejercicio de sus atribuciones legales, en especial las conferidas por la Ley 142 de 1994 y de acuerdo con los Decretos 1524 y 2253 de 1994 y,


Según lo dispuesto en el artículo 73 de la Ley 142 de 1994, corresponde a esta Comisión regular los monopolios en la prestación del servicio público domiciliario de gas combustible, cuando la competencia no sea, de hecho, posible; y, en los demás casos, promover la competencia entre quienes prestan dicho servicio, para que las operaciones de los monopolistas o de los competidores sean económicamente eficientes, no impliquen abuso de posición dominante, y produzcan servicios de calidad.

De acuerdo con el artículo 74.1, literal a, de la Ley 142 de 1994, es función especial de la Comisión de Regulación de Energía y Gas “regular el ejercicio de las actividades de los sectores de energía y gas combustible para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente, propiciar la competencia en el sector de minas y energía y proponer la adopción de las medidas necesarias para impedir abusos de posición dominante y buscar la liberación gradual de los mercados hacia la libre competencia. La comisión podrá adoptar reglas de comportamiento diferencial, según la posición de las empresas en el mercado”.

El artículo 14.11 de la Ley 142 de 1994 definió el régimen tarifario de Libertad Vigilada como el “régimen de tarifas mediante el cual las empresas de servicios públicos domiciliarios pueden determinar libremente las tarifas de venta a medianos y pequeños consumidores, con la obligación de informar por escrito a las comisiones de regulación, sobre las decisiones tomadas sobre esta materia”.

El artículo 14.28 de la Ley 142 de 1994 define el servicio público domiciliario de gas combustible como “el conjunto de actividades ordenadas a la distribución de

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gas combustible, por tubería u otro medio, desde un sitio de acopio de grandes volúmenes o desde un gasoducto central hasta la instalación de un consumidor final, incluyendo su conexión y medición. También se aplicará esta Ley a las actividades complementarias de comercialización desde la producción y transporte de gas por un gasoducto principal, o por otros medios, desde el sitio de generación hasta aquel en donde se conecte a una red secundaria”. El artículo 11 de la Ley 401 de 1997, determina que “con el propósito de asegurar una prestación eficiente del servicio público de gas, combustible que se transporte por red física a todos los usuarios del territorio nacional, las actividades distintas a su exploración, explotación y su procesamiento, se regirán por las disposiciones contenidas en la Ley 142 de 1994”.

El régimen tarifario del servicio público domiciliario de gas combustible incluye reglas relativas al régimen de regulación o de libertad, tal como está previsto en el artículo 86 de la ley 142 de 1994. De conformidad con lo dispuesto en el numeral 2 del artículo 88 de la Ley 142 de 1994, las empresas tendrán libertad para fijar tarifas cuando no tengan una posición dominante en su mercado, según análisis que hará la comisión respectiva, con base en los criterios y definiciones de dicha ley. La mezcla de gases resultante del proceso de descomposición anaeróbica de la materia orgánica o biodegradable, cuyos componentes principales son el metano(CH4), dióxido de carbono (CO2) y monóxido de carbono (CO), reacciona con el oxígeno del aire y produce energía térmica dentro de un proceso de combustión.

Esta mezcla de gases se denomina Biogás y generalmente se encuentra en la primera (1ª) familia de los gases combustibles; igualmente, así lo clasifica la definición establecida en la Norma Técnica Colombiana NTC-3527.

Excepcionalmente, en casos especiales el Biogás no alcanza a clasificarse dentro de la 1ª familia de gases combustibles. La regulación vigente expedida por la CREG (i.e. régimen de precios del producto, regulación de redes y calidad del servicio y del producto) para el servicio público domiciliario de gas combustible aplica para el gas natural (2ª familia) y el gas licuado del petróleo -GLP- (3ª familia). Existe interés por parte de algunas empresas para desarrollar iniciativas tendientes a aprovechar el Biogás de algunos rellenos sanitarios del país.

http://es.wikipedia.org/wiki/Di%C3%B3xido_de_carbono

http://es.wikipedia.org/wiki/Mon%C3%B3xido_de_carbono

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Los usuarios industriales tienen la dirección y el control de sus equipos y las posibilidades técnicas para utilizar Biogás en sus procesos de producción, así como poder de negociación frente a comercializadores de diferentes combustibles. El Biogás puede contener elementos que afectan la integridad de los sistemas de transporte y distribución de gas natural y los equipos de los usuarios. El Biogás técnicamente sólo se puede mezclar con el gas natural en las redes de transporte y distribución, cuando recibe un tratamiento tal que su calidad es compatible con la calidad del gas natural. Actualmente no existen estándares de calidad internacionalmente aceptados para inyectar el Biogás a redes de distribución y transporte de gas natural. Los usuarios residenciales son altamente dependientes de las condiciones de calidad y seguridad que establezca la CREG (e.g. poder calorífico, continuidad, índice de odorización, etc.).

El Biogás puede contener elementos patógenos y otros que afectan la salud de las personas, los animales y las plantas. Por esto, la calidad del Biogás es un aspecto crítico cuando se trata de consumos a gran escala. Según la información disponible, los eventuales desarrollos de Biogás con fines de prestación del servicio público domiciliario de gas natural en el país están en etapa incipiente y las potenciales cantidades de Biogás que se pueden explotar con fines comerciales son pequeñas con respecto a la demanda nacional de gas natural. Por razones técnicas de calidad y de seguridad del servicio, así como de orden económico, se considera necesario adoptar normas para regular la prestación del servicio público domiciliario de gas combustible con Biogás. En cumplimento del Decreto 2696 de 2004, mediante la Resolución CREG 066 de 2009 se ordenó hacer público un proyecto de resolución de carácter general que pretende adoptar la Comisión, “Por la cual se adoptan normas aplicables al servicio público domiciliario de gas combustible con Biogás”. Con lo anterior se dio cumplimiento a lo establecido en el numeral 8 del artículo 8 de la Ley 1437 de 2011. Mediante las comunicaciones con radicados internos CREG E-2009-006190 y E-2009-006351 las empresas Gas Natural S.A. E.S.P. y Biogás Doña Juana S.A. E.S.P., respectivamente, presentaron sus comentarios a la propuesta publicada con la Resolución CREG 066 de 2009.

83

En el Documento CREG 079 del 16 de noviembre de 2012 se presenta el análisis de los comentarios recibidos y la propuesta definitiva. Conforme al Decreto 2897 de 2010, la Comisión procedió a evaluar la posible incidencia de las disposiciones contenidas en este acto administrativo sobre la libre competencia con base en el cuestionario que adoptó la Superintendencia de Industria y Comercio mediante Resolución 44649 de 2010, cuya respuesta se encuentra contenida en el documento CREG-079 de 2012. De acuerdo con el análisis efectuado, no se requiere la remisión del presente acto administrativo a la Superintendencia de Industria y Comercio para los efectos establecidos en el artículo 7 de la Ley 1340 de 2009, por no tener incidencia sobre la libre competencia. La Comisión de Regulación de Energía y Gas en su sesión No. 541 del 16 de noviembre de 2012 aprobó la presente Resolución.

R E S U E L V E:

Artículo 1º.- Resolución CREG 135 de 2012. Ámbito de aplicación.

Esta Resolución aplica a las actividades de comercialización desde la producción, transporte, distribución y comercialización del servicio público domiciliario de gas combustible con Biogás que realice cualquiera de las personas autorizadas por el artículo 15 de la ley 142 de 1994.

Artículo 2º.- Resolución CREG 135 de 2012. Definiciones. Para

efectos de la presente Resolución se aplicarán las siguientes definiciones: Biogás. Mezcla de gases producto del proceso de descomposición anaeróbica de materia orgánica o biodegradable, cuyos componentes principales son metano (CH4), dióxido de carbono (CO2) y monóxido de carbono (CO). El biogás también tiene otros compuestos en menor medida que los anteriores.

Biometano. Se refiere al Biogás que se ha sometido a procesos de tratamiento para lograr concentraciones de metano iguales o superiores al 95% y la eliminación de componentes tóxicos. Para los efectos de la presente resolución, la referencia al Biogás se hace extensible al Biometano.

Biogás por Redes de Gas Natural. Biogás que se inyecta en redes que transportan o distribuyen gas natural para prestar el servicio público domiciliario de gas combustible. Solamente se podrá inyectar a estas redes el Biogás que haya recibido un tratamiento tal que su calidad técnica y ambiental sea compatible con

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la del gas natural y, por tanto, susceptible de mezclarse con los otros gases en condiciones técnicas y ambientales adecuadas.

Libertad Vigilada. Régimen de tarifas mediante el cual las empresas de servicios públicos domiciliarios pueden determinar libremente las tarifas de venta a medianos y pequeños consumidores, con la obligación de informar por escrito a las comisiones de regulación, sobre las decisiones tomadas sobre esta materia.

Redes Aisladas para Biogás. Conjunto de tuberías y activos asociados encaminados a distribuir Biogás de manera exclusiva, sin mezclarse con otros combustibles, desde el sitio de generación hasta el domicilio de los usuarios, y que no hacen parte de los activos del Sistema Nacional de Transporte –SNT- o de las redes de distribución de gas natural.

Servicio Público Domiciliario de Gas Combustible con Biogás. Es el conjunto de actividades ordenadas a la distribución de Biogás, por tubería u otro medio, desde un sitio de acopio de grandes volúmenes o desde un gasoducto central hasta la instalación de un consumidor final, incluyendo su conexión y medición. Abarca las actividades complementarias de comercialización desde la producción y transporte de Biogás por un gasoducto principal, o por otros medios, desde el sitio de generación hasta aquel en donde se conecte a una red secundaria.

Artículo 3º.- Resolución CREG 135 de 2012. Régimen para el

Servicio Público Domiciliario de Gas Combustible con Biogás a

través de Redes Aisladas, para atender Usuarios Industriales no

regulados. El servicio público domiciliario de gas combustible con Biogás a

través de Redes Aisladas para atender usuarios industriales no regulados, se prestará bajo el régimen de Libertad Vigilada. Los prestadores de este servicio deberán: i) Dar tratamiento neutral a todos aquellos usuarios que utilicen o deseen

utilizar el servicio público domiciliario de gas combustible con Biogás a través de Redes Aisladas, absteniéndose de cualquier actuación que pueda conducir a discriminaciones, prácticas restrictivas de la competencia, competencia desleal o abuso de posición de dominio;

ii) Informar a sus usuarios, con la periodicidad que acuerden en los respectivos

contratos, la cual en todo caso no será inferior a un año, las propiedades (e.g. poder calorífico, número de Wobbe, densidad) y composición (e.g. cantidad de metano, dióxido de carbono, amoniaco, hongos, bacterias, patógenos, etc.) del biogás comercializado.

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iii) Informar a la CREG y a la Superintendencia de Servicios Públicos

Domiciliarios inmediatamente celebren un contrato para atender usuarios industriales con Biogás a través de Redes Aisladas, las tarifas que determinen según el régimen de Libertad Vigilada, así como la forma en que éstas serán actualizadas. En todo caso, estarán obligados a informar las tarifas cada vez que se produzca una modificación en ellas.

iv) Acordar con los usuarios industriales en el contrato de prestación del servicio de gas combustible con Biogás, las condiciones de entrega y de recibo del gas, las condiciones y características de las instalaciones receptoras, y las responsabilidades que en relación con éstos y los riesgos asociados al uso del combustible deberán asumir cada una de ellas.

En todo caso, quien tenga a cargo la operación y el mantenimiento de la red será responsable por el adecuado funcionamiento y operación de la misma.

Parágrafo 1º.- Las empresas que presten el servicio público domiciliario de gas

combustible con Biogás a través de Redes Aisladas deberán cumplir las normas técnicas y ambientales que sobre la materia hayan adoptado o llegaren a adoptar las autoridades competentes.

Parágrafo 2º.- Las personas que deseen prestar el servicio público domiciliario

de gas combustible con Biogás a través de Redes Aisladas a usuarios industriales no regulados, deberán constituirse como una Empresa de Servicios Públicos Domiciliarios E.S.P. en los términos establecidos en el Título I de la Ley 142 de 1994.

Artículo 4º.- Resolución CREG 135 de 2012. Régimen para el

Servicio Público Domiciliario de Gas Combustible con Biogás a

través de Redes Aisladas, para atender Usuarios Residenciales,

usuarios regulados o con destino al GNV. Hasta tanto la CREG no

adopte las condiciones de calidad y seguridad aplicables a este servicio, no se podrá prestar el servicio público domiciliario de gas combustible con Biogás por Redes Aisladas a usuarios residenciales, a usuarios regulados, ni con destino al GNV. Otros aspectos regulatorios aplicables a la comercialización de Biogás en Redes Aisladas a usuarios residenciales, a usuarios regulados o con destino al GNV, tales como la regulación de precios, se definirá cuando se adopten las condiciones de calidad o cuando la CREG a partir de los análisis correspondientes así lo considere.

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Artículo 5º.- Resolución CREG 135 de 2012. Inyección de Biogás

en Redes de Gas Combustible. El Biogás únicamente se podrá mezclar con

el gas natural en redes de transporte o distribución a partir del momento en que la CREG adopte los estándares de calidad aplicables al Biogás que se inyecte en redes de gas natural. Otros aspectos regulatorios aplicables al Biogás que se inyecta a redes de gas natural, tales como la regulación de precios, se definirá cuando se adopten las condiciones de calidad o cuando la CREG a partir de los análisis correspondientes así lo considere.

Artículo 6º.- Resolución CREG 135 de 2012. Integración Vertical.

Las personas interesadas en prestar el servicio público domiciliario de gas combustible con Biogás por Redes Aisladas, podrán realizar de manera integrada las actividades de comercialización desde la producción, transporte, distribución y comercialización de este servicio, pero en todo caso deberán llevar contabilidad separada para cada una de estas actividades y garantizar el libre acceso a las Redes Aisladas a todos aquellos usuarios industriales no regulados que lo soliciten. Lo anterior sin perjuicio de que la Comisión, en ejercicio de sus funciones, pueda adoptar una decisión diferente, teniendo en cuenta, entre otros aspectos, los resultados de los estudios que se adelanten sobre la materia.

Artículo 7º.- Resolución CREG 135 de 2012. Vigencia y

Derogatorias. La presente resolución rige a partir de su publicación en el Diario

Oficial y deroga las disposiciones que le sean contrarias. PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE.

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CREG 041 DE 2013

(Abril 5)

- Por la cual se establece la metodología para calcular el costo de

oportunidad del gas natural dejado de exportar -


En ejercicio de sus facultades legales, en especial de las conferidas por la Ley 142 de 1994 y en desarrollo de los Decretos 1524, 2253 de 1994 y

C O N S I D E R A N D O Q U E: En junio de 2011, el Gobierno Nacional expidió el Decreto 2100 “por el cual se establecen mecanismos para promover el aseguramiento del abastecimiento nacional de gas natural y se dictan otras disposiciones”, motivado entre otros por la necesidad de promover las exportaciones de gas natural y establecer instrumentos que garanticen el abastecimiento nacional de gas natural. El artículo 2 del Decreto 2100 de 2011, define el concepto Agente Exportador de Gas como la “Persona jurídica que exporta gas”. Esta norma determinó en su artículo 4 la obligación de atención prioritaria de la demanda de gas para consumo interno, y en el parágrafo del citado artículo señaló que “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 trata el Decreto 880 de 2007, modificado por el Decreto 4500 de 2009 o aquél que lo modifique o sustituya. 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 27 de este Decreto”.

Comentario: El Decreto 2100 de 2011 y 880 de 2007, fueron compilados en el Decreto 1073 de Mayo 26 de 2015, “Por medio del cual se expide el Decreto Único Reglamentario del Sector Administrativo de Minas y Energía” que se transcribe parcialmente en esta Parte II.

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Así mismo, el Decreto 2100 de 2011 definió el concepto de demanda esencial y determinó en el parágrafo 1 de su artículo 5 que 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 trata el Decreto 880 de 2007, modificado por el Decreto 4500 de 2009 o aquél que lo modifique o sustituya y los Agentes que atiendan la Demanda Esencial no cuenten con contratos Firmes o que Garanticen Firmeza asumirán directamente los costos en que incurran los Agentes que por ello resulten afectados. El Decreto 2100 de 2011 estableció en sus artículos 22 y 23 que la actividad de exportación de gas no constituye una actividad complementaria al servicio público domiciliario de gas combustible y que el precio del gas destinado a la exportación será pactado libremente entre las partes. El referido Decreto determina en su artículo 27 que “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”. El citado artículo indica igualmente que 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 y que 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. El mismo artículo 27 del Decreto 2100 de 2011 indica que la CREG determinará, adicionalmente, “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”.

Comentario: El Decreto 2100 de 2011, fue compilado en el Decreto 1073 de Mayo 26 de 2015, “Por medio del cual se expide el Decreto

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Único Reglamentario del Sector Administrativo de Minas y Energía” que se transcribe parcialmente en esta Parte II.

Mediante Resolución CREG 077 de 2012, la Comisión hizo público el proyecto de Resolución “Por la cual se establece la metodología para calcular el costo de oportunidad del gas natural dejado de exportar”. Durante el período de consulta se recibieron comentarios de las siguientes empresas y gremios: EMGESA -E-2012-008493, ASOCIACIÓN COLOMBIANA DE GAS NATURAL -NATURGAS -E-2012-008567, EMPRESAS PÚBLICAS DE MEDELLÍN E.S.P -E-2012-008574, ASOCIACIÓN NACIONAL DE EMPRESAS GENERADORAS -ANDEG -E-2012-008584, GECELCA S.A. E.S.P -E-2012-008586, ASOCIACIÓN NACIONAL DE EMPRESAS DE SERVICIOS Y COMUNICACIONES -ANDESCO -E-2012-008591, ARCTAS COLOMBIA S.A.S -E-2012-008595, ASOCIACIÓN COLOMBIANA DEL PETRÓLEO –ACP -E-2012-008601, GAS NATURAL FENOSA -E-2012-008606, ECOPETROL -E-2012-008616, TGI -E-2012-008625, LLANOGAS -E-2012-008634, ASOCIACIÓN COLOMBIANA DE GENERADORES DE ENERGÍA ELÉCTRICA -E-2012-008638, ASOCIACIÓN NACIONAL DE EMPRESARIOS DE COLOMBIA -ANDI E-2012-008863. Estos comentarios fueron analizados, estudiados y se responden en su integridad en el documento CREG 026 de 2013. En cumplimiento de lo establecido en la Ley 1340 de 2009, el artículo 8 del Decreto 2897 de 2010 y la Resolución SIC 44649 de 2010, la CREG procedió a dar respuesta al cuestionario expedido por la Superintendencia de Industria y Comercio SIC, encontrando que el presente acto no requiere ser remitido a la SIC por no tener incidencia en la libre competencia. Según lo previsto en el artículo 9° del Decreto 2696 de 2004, concordante con el artículo 8 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo, la regulación que mediante la presente resolución se adopta ha surtido el proceso de publicidad previo correspondiente según las normas vigentes, garantizándose de esta manera la participación de todos los agentes del sector y demás interesados. La Comisión de Regulación de Energía y Gas en su sesión No. 553 del 5 de abril de 2013 acordó expedir esta Resolución.

R E S U E L V E:

Capítulo 1

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Disposiciones Generales

Artículo 1º.- Resolución CREG 041 de 2013. Determinación del

Costo de Oportunidad del gas natural dejado de exportar (CODE): El

CODE se determinará de acuerdo con la siguiente fórmula:

Donde:

: Precio de Exportación en US$/MBTU

: Costo de compensaciones pactado en el contrato en US$/MBTU

Artículo 2º.- Resolución CREG 041 de 2013.Precio de Exportación

: Será el precio pactado en el contrato por millón de BTU (MBTU) referido a un

lugar de entrega en el momento de la interrupción del suministro.

Artículo 3º.- Resolución CREG 041 de 2013. Costo de

Compensación CComp: será la compensación pactada en el contrato de

exportación por MBTU, por no entrega del producto al momento de la interrupción del suministro, por todas las causas posibles atribuibles al Agente Exportador. Se excluyen las situaciones que tengan como origen causas de fuerza mayor y/o caso fortuito.

Artículo 4º.- Resolución CREG 041 de 2013. Aplicación del Costo

de Oportunidad del gas natural dejado de Exportar - CODE. El Agente

Exportador calculará el CODE de manera individual por cada contrato de exportación dando aplicación a lo establecido en el Artículo 1 de esta Resolución.

Artículo 5º.- Resolución CREG 041 de 2013. Publicación de

información. El Agente Exportador, para cada contrato de exportación que se

suscriba, deberá publicar en su página web la información de cada una de las variables que componen el CODE para conocimiento de todos los interesados.

Artículo 6º.- Resolución CREG 041 de 2013. Mecanismo de pago. En

resolución aparte la CREG determinará el mecanismo mediante el cual se realizará el pago del Costo de Oportunidad del Gas dejado de exportar – CODE.

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Artículo 7º.- Resolución CREG 041 de 2013. Vigencia y

derogaciones. La presente Resolución rige a partir de la fecha de su

publicación en el Diario Oficial y deroga las normas que le sean contrarias.

PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE Comentarios: El Ministerio de Minas y Energía mediante la Resolución 4-0324 de marzo 12 de 2015, “Por la cual se establecen medidas en materia de producción y comercialización de gas natural” derogó la Resolución 9-0814 del 30 de julio de 2014, la cual establecía que los productores comercializadores que manejaran gas de regalías por volúmenes superiores a los 15 millones de Pies Cúbicos Diarios, tenían la obligación de destinar el 50% de dicho volumen con fines de exportación para las contrataciones a realizarse a partir del año 2018 y hasta por un término de veinte años. Resolución que con el mayor respeto no tenía sentido alguno y con mayor razón con la declinación abrupta de los Campos de la Guajira.

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(Mayo 29)

- Por la cual se establece un ingreso regulado por el uso de Gas

Natural Importado en generaciones de seguridad -

LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS En ejercicio de las atribuciones legales, en especial las conferidas por las Leyes 142 y 143 de 1994, y en desarrollo de los decretos 1524 y 2253 de 1994, y

C O N S I D E R A N D O Q U E: El inciso tercero del artículo 333 de la Constitución Política establece que “(e)l Estado, por mandato de la ley, impedirá que se obstruya o se restrinja la libertad económica y evitará o controlará cualquier abuso que personas o empresas hagan de su posición dominante en el mercado nacional”. El artículo 334 de la Constitución Política establece que “(l)a dirección general de la economía estará a cargo del Estado. Este intervendrá, por mandato de la ley, en la explotación de los recursos naturales, en el uso del suelo, en la producción, distribución, utilización y consumo de los bienes, y en los servicios públicos y privados, para racionalizar la economía con el fin de conseguir en el plano nacional y territorial, en un marco de sostenibilidad fiscal, el mejoramiento de la calidad de vida de los habitantes, la distribución equitativa de las oportunidades y los beneficios del desarrollo y la preservación de un ambiente sano (…)”. El artículo 365 de la Constitución Política establece que “(l)os servicios públicos son inherentes a la finalidad social del Estado. Es deber del Estado asegurar su prestación eficiente a todos los habitantes del territorio nacional. Los servicios públicos estarán sometidos al régimen jurídico que fije la ley, podrán ser prestados por el Estado, directa o indirectamente, por comunidades organizadas, o por particulares. En todo caso, el Estado mantendrá la regulación, el control y la vigilancia de dichos servicios. Si por razones de soberanía o de interés social, el Estado, mediante ley aprobada por la mayoría de los miembros de una y otra cámara, por iniciativa del gobierno decide reservarse determinadas actividades estratégicas o servicios públicos, deberá indemnizar previa y

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plenamente a las personas que en virtud de dicha ley, queden privadas del ejercicio de una actividad lícita”. En la Ley 142 de 1994 se desarrollaron los fines de la intervención del Estado en la prestación de los servicios públicos domiciliarios para alcanzar los objetivos de: una garantía en la calidad del bien objeto del servicio; su disposición al usuario para garantizar el mejoramiento de la calidad de vida de las personas; una ampliación permanente en la cobertura aplicando sistemas de compensación en la insuficiencia de la capacidad de pago de los usuarios; darle prioridad en la atención a las necesidades básicas insatisfechas en materia de agua potable y saneamiento básico; prestación continua e ininterrumpida, libertad de competencia y la prohibición al abuso de la posición de dominio; prestación eficiente y la obtención de economías de escala, garantizar a los usuarios el acceso a los servicios y su participación en la gestión y fiscalización de su prestación; establecer un régimen tarifario proporcional para los sectores de bajos ingresos de acuerdo con los preceptos de equidad y solidaridad. Conforme a lo anterior y al artículo 11 de la mencionada ley, uno de los fines de la intervención en los servicios públicos es la prestación eficiente, continua e ininterrumpida de éstos. La Ley 142 de 1994 aplica a los servicios públicos domiciliarios de, entre otros, energía eléctrica y gas combustible, a las actividades que realicen las personas prestadoras de servicios públicos de que trata el artículo 15 de la mencionada Ley, y a las actividades complementarias definidas en el Capítulo II del presente título y a los otros servicios previstos en normas especiales de esta Ley. De acuerdo con el numeral 14.28 del artículo 14 de la Ley 142 de 1994, el servicio público domiciliario de gas combustible es el conjunto de actividades ordenadas a la distribución de gas combustible, por tubería u otro medio, desde un sitio de acopio de grandes volúmenes o desde un gasoducto central hasta la instalación de un consumidor final, incluyendo su conexión y medición. También se aplicará esta ley a las actividades complementarias de comercialización desde la producción y transporte de gas por un gasoducto principal, o por otros medios, desde el sitio de generación hasta aquel en donde se conecte a una red secundaria. Según lo dispuesto en el artículo 73 de la Ley 142 de 1994, corresponde a las comisiones regular los monopolios en la prestación de los servicios públicos, cuando la competencia no sea, de hecho, posible y, en los demás casos, la de promover la competencia entre quienes prestan servicios públicos, para que las operaciones de los monopolistas o de los competidores sean económicamente

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eficientes, no impliquen abuso de posición dominante y produzcan servicios de calidad. De acuerdo con lo establecido en el literal a) del artículo 74.1 de la Ley 142 de 1994, es función de la CREG, regular el ejercicio de las actividades de los sectores de energía y gas combustible para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente, propiciar la competencia en el sector de minas y energía, proponer la adopción de las medidas necesarias para impedir abusos de posición dominante y buscar la liberación gradual de los mercados hacia la libre competencia. De acuerdo con lo establecido en el literal c) del artículo 74.1 de la Ley 142 de 1994, es función de la CREG establecer el reglamento de operación para realizar el planeamiento y la coordinación de la operación del sistema interconectado nacional y para regular el funcionamiento del mercado mayorista de energía y gas combustible. Conforme a la Ley 143 de 1994, al Estado le corresponde en relación con el servicio de electricidad: promover la libre competencia en las actividades del sector, impedir prácticas que constituyan competencia desleal o abuso de posición dominante en el mercado, regular aquellas situaciones en que por razones de monopolio natural, la libre competencia no garantice su prestación eficiente en términos económicos, asegurar la protección de los derechos de los usuarios y el cumplimiento de sus deberes, asegurar la adecuada incorporación de los aspectos ambientales en la planeación y gestión de las actividades del sector, alcanzar una cobertura en los servicios de electricidad a las diferentes regiones y sectores del país, que garantice la satisfacción de las necesidades básicas de los usuarios de los estratos I, II y III y los de menores recursos del área rural, a través de los diversos agentes públicos y privados que presten el servicio, asegurar la disponibilidad de los recursos necesarios para cubrir los subsidios otorgados a los usuarios de los estratos I,II y III y los de menores ingresos del área rural, para atender sus necesidades básicas de electricidad. Así mismo, en relación con el servicio de electricidad el Estado tiene los objetivos de: abastecer la demanda de electricidad de la comunidad bajo criterios económicos y de viabilidad financiera, asegurando su cubrimiento en un marco de uso racional y eficiente de los diferentes recursos energéticos del país, asegurar una operación eficiente, segura y confiable en las actividades del sector, mantener y operar sus instalaciones preservando la integridad de las personas, de los bienes y del medio ambiente y manteniendo los niveles de calidad y seguridad establecidos.

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Según el artículo 5 de la Ley 143 de 1994, “(l)a generación, interconexión transmisión, distribución y comercialización de electricidad están destinadas a satisfacer necesidades colectivas primordiales en forma permanente; por esta razón, son consideradas servicios públicos de carácter esencial, obligatorio y solidario, y de utilidad pública”. Que la Ley 143 de 1994, Artículo 6o., dispuso que las actividades relacionadas con el servicio de electricidad se regirán, entre otros principios, por el de eficiencia, el cual “obliga a la correcta asignación y utilización de los recursos de tal forma que se garantice la prestación del servicio al menor costo económico”;

Que según el mandato contenido en el Artículo 33 de la Ley 143 de 1994, “la operación del sistema interconectado se hará procurando atender la demanda en forma confiable, segura y con calidad del servicio mediante la utilización de los recursos disponibles en forma económica y conveniente para el país”. En los artículos 16 de la Ley 143 de 1994 y los Decretos 1683 de 1997 y 255 de 2004 se determinan las funciones de la UPME. Conforme a lo anterior, la UPME tiene como objetivo planear en forma integral, indicativa, permanente y coordinada con las entidades del sector minero energético, tanto entidades públicas como privadas, el desarrollo y aprovechamiento de los recursos energéticos y mineros, así como producir y divulgar la información minero energética requerida. La Ley 401 de 1997 dispuso en el parágrafo 2 de su artículo 11, que “las competencias previstas en la Ley 142 de 1994 en lo relacionado con el servicio público domiciliario, comercial e industrial de gas combustible, solo se predicarán en los casos en que el gas se utilice efectivamente como combustible y no como materia prima de procesos industriales petroquímicos”. Por otra parte, de acuerdo con lo establecido en el artículo 978 del Código de Comercio, cuando la prestación de un servicio público está regulada por el gobierno, las condiciones de los contratos deberán sujetarse a los respectivos reglamentos. Conforme a la Ley 143 de 1994, mediante Resolución 024 de 1995, la comisión reglamentó los aspectos comerciales del mercado mayorista de energía en el sistema interconectado nacional, que hacen parte del reglamento de operación. Mediante Resolución 034 de 2001, la CREG dictó normas sobre funcionamiento del mercado mayorista de energía, entre otras, el pago de las reconciliaciones positivas a los generadores térmicos.

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En junio de 2011, el Ministerio de Minas y Energía expidió el Decreto 2100, “por el cual se establecen mecanismos para promover el aseguramiento del abastecimiento nacional de gas natural y se dictan otras disposiciones” y derogó los Decretos 2687 de 2008 y 2730 de 2010.

El artículo 2 del Decreto 2100 de 2011, define agente importador de gas como la “(p)ersona jurídica que importa gas” y determina que “(c)uando el agente importador vende el gas importado para la atención del servicio público domiciliario de gas combustible, es un comercializador”.

Así mismo, el artículo 2 del Decreto 2100 de 2011, define agentes operacionales como las “(p)ersonas 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 (…)”.

Los generadores térmicos de electricidad son usuarios no regulados del servicio público domiciliario de gas natural.

El Capítulo II del Decreto 2100 de 2011 establece disposiciones relativas al abastecimiento de gas y a la confiabilidad del servicio.

El Decreto 2100 de 2011, en su artículo 11, dispone que la CREG establecerá los mecanismos y procedimientos de comercialización de la producción total disponible para la venta, PTDV, y de las cantidades importadas disponibles para la venta, CIDV, conforme a los lineamientos establecidos en dicha norma. En el artículo 13 del Decreto 2100 de 2011 se establecen los lineamientos para la expedición de los mecanismos y procedimientos de comercialización, determinándose que la CREG “(…) 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”. Según el parágrafo del artículo 22 del Decreto 2100 de 2011, 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.

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Según lo dispuesto por el artículo 23 del Decreto 2100 de 2011, relacionado con la 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 Sistema Nacional de Transporte - SNT, este servicio se remunerará de acuerdo con los cargos aprobados por la CREG”. Según lo dispuesto por el artículo 30 del Decreto 2100 de 2011, la CREG tiene la facultad de implementar los mecanismos para incentivar la importación de gas natural con el fin de promover el abastecimiento de este energético.

Comentario: El Decreto 2100 de 2011, fue compilado en el Decreto 1073 de Mayo 26 de 2015, “Por medio del cual se expide el Decreto Único Reglamentario del Sector Administrativo de Minas y Energía” que se transcribe parcialmente en esta Parte II.

La CREG conforme a las Resoluciones 106, 139 y 182 de 2011, creó los incentivos para que los generadores térmicos a gas, respalden sus obligaciones en firme con GNI. Mediante Resolución 054 de 2012, la CREG hizo público un proyecto de resolución de carácter general “Por la cual se establecen los criterios de confiabilidad, se fijan las reglas para la evaluación y la remuneración de los proyectos de inversión en confiabilidad del servicio público de gas natural”. Mediante Resolución CREG 113 de 2012, la CREG hizo pública la propuesta regulatoria cuyo propósito es reglamentar los aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, que hacen parte del reglamento de operación de gas natural. Según los análisis efectuados antes y durante el periodo de consulta por la comisión con posterioridad a la publicación de la propuesta regulatoria relativa a la confiabilidad del servicio público de gas natural contenida en la Resolución CREG 054 de 2012, se evidenció que es necesario dar incentivos económicos para la prestación del servicio de gas natural importado – GNI, para el sector termoeléctrico, con el objeto de poder proveer generaciones de seguridad con este combustible. Teniendo en cuenta lo anterior, es necesario que la UPME, en cumplimiento del objetivo para el cual se creó, así como las funciones que vía las diferentes normativas se le han establecido, determine para las áreas operativas, definidas en el artículo 1º de la Resolución 63 de 2000, las probables generaciones de

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seguridad a ser suministradas por las plantas térmicas a gas en operación y que se requieran en cada uno de los años de periodo de análisis. En este orden de ideas y con el propósito de asegurar la continuidad y eficiencia en la prestación del servicio de energía eléctrica, se considera que una vez la UPME efectúe las definiciones mencionadas en el considerando anterior, podrá realizar unas evaluaciones económicas del beneficio, del uso de GNI frente a la posibilidad actual o futura de que dichas plantas térmicas usen otros combustibles sustitutos en el caso de las generaciones de seguridad. Conforme los resultados económicos aplicados a los estudios previos realizados por el operador del sistema eléctrico, la CREG propuso los incentivos económicos para el uso de GNI en generaciones de seguridad, en caso de que las evaluaciones de la UPME determinen el beneficio económico por el uso de dicho combustible. Para facilitar la importación y comercialización del gas natural licuado - GNL en el mercado nacional, la CREG dentro de sus competencias determinadas por la Ley 143 de 1994 y el artículo 30 del decreto 2100 de 2011, establecerá a través de un mecanismo de procedimiento de competencia a la entrada, el cual garantice dentro del principio de eficiencia del mercado, un ingreso regulado que le garantice a los generadores térmicos contar con los servicios de infraestructura portuaria, para la importación del GNL, su almacenamiento y regasificación para colocarlo en un punto de entrada al SNT a fin de poder proveer las generaciones de seguridad con GNI. La CREG dentro de sus competencias determinadas por la Ley 142 de 1994 y conforme lo dispuesto en el literal b. del numeral iv. del artículo 13 de la Resolución CREG 139 de 2011 o aquella que la modifique, adicione o sustituya, exigirá a los generadores térmicos contar con los servicios de un comercializador de gas importado - AC en los términos del Decreto 2100 de 2011. Comercializador que debe cumplir con lo establecido en el artículo 5º de la Resolución CREG 57 de 1996, modificado por la Resolución CREG 127 de 1996. Mediante Resolución CREG 023 de 2013, la Comisión hizo público el proyecto de Resolución “.Por la cual se establece un ingreso regulado por el uso de gas natural importado en generaciones de seguridad fuera de mérito”. Durante el período de consulta se recibieron comentarios de las siguientes empresas y gremios: E-2012-006756 ASOCIACIÓN NACIONAL DE EMPRESAS DE SERVICIOS PÚBLICOS DOMICILIARIOS Y ACTIVIDADES COMPLEMENTARIAS E

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INHERENTES -ANDESCO-, E-2012-006876 EMPRESA GLOBAL PROYECTOS DE INGENIERÍA - EGPI, E-2012-006718 GASES DEL LLANO S.A. EMPRESA DE SERVICIOS PÚBLICOS -LLANOGAS S.A. E.S.P., E-20013-002981 ISAGEN S.A. E.S.P. - ISAGEN, E-20013-003004 CHIVOR S.A. E.S.P., E-20013-003008 CODENSA S.A. E.S.P., E-2013-003009 TERMOCALENDARIA SOCIEDAD EN COMANDITA POR ACCIONES E.S.P., E-2013-003011 GAS NATURAL FENOSA, E-2013-003012 CERRITO CAPITAL S.A., E-2013-003015 ASOCIACIÓN COLOMBIANA DE GAS NATURAL - NATURGAS, E-2013-003017 ASOCIACIÓN COLOMBIANA DEL PETRÓLEO, E-2013-003025 ASOCIACIÓN COLOMBIANA DE DISTRIBUIDORES DE ENERGÍA ELÉCTRICA - ASOCODIS, E-2013-003026 CELSIA S.A. E.S.P., E-2013-003027 EMGESA S.A. E.S.P., E-2013-003029 ASOCIACIÓN COLOMBIANA DE INDUSTRIALES - ANDI, E-2013-003030 ASOCIACIÓN NACIONAL DE EMPRESAS GENERADORAS - ANDEG, E-2013-003033 EMPRESAS PÚBLICAS DE MEDELLÍN E.S.P. - EEPP MEDELLÍN, E-2013-003034 XM COMPAÑÍA DE EXPERTOS EN MERCADOS S.A. E.S.P., E-2013-003035 TRANSPORTADORA DE GAS INTERNACIONAL S.A. E.S.P. - TGI, E-2013-003037 ASOCIACIÓN COLOMBIANA DE GENERADORES DE ENERGÍA ELÉCTRICA - ACOLGEN, E-2013-003038 UNIDAD DE PLANEACIÓN MINERO ENERGÉTICA - UPME, E-2013-003039, GENERADORA Y COMERCIALIZADORA DE ENERGÍA DEL CARIBE – GECELCA, E-2013-003040 CONSEJO NACIONAL DE OPERACIÓN - CON, E-2013-003041 ECOPETROL, E-2013-003042 TERMOBARRANQUILLA S.A. E.S.P. – TEPSA, E-2013-003043 EMPRESA DE ENERGÍA DEL PACIFICO S.A. E.S.P. – EPSA, E-2013-003044 PROMIGAS S.A. E.S.P. y E-2013-003045 ASOCIACIÓN NACIONAL DE EMPRESAS DE SERVICIOS PÚBLICOS DOMICILIARIOS Y ACTIVIDADES COMPLEMENTARIAS E INHERENTES - ANDESCO Estos comentarios fueron analizados, estudiados y se responden en su integridad en el documento CREG 042 de 2013. En cumplimiento de lo establecido en la Ley 1340 de 2009, el artículo 8 del Decreto 2897 de 2010 y la Resolución SIC 44649 de 2010, la CREG procedió a dar respuesta al cuestionario expedido por la Superintendencia de Industria y Comercio SIC, encontrando que el presente acto no requiere ser remitido a la SIC por no tener incidencia en la libre competencia. Según lo previsto en el artículo 9° del Decreto 2696 de 2004, concordante con el artículo 8 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo, la regulación que mediante la presente resolución se adopta ha surtido el proceso de publicidad previo correspondiente según las normas vigentes, garantizándose de esta manera la participación de todos los agentes del sector y demás interesados.

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La Comisión de Regulación de Energía y Gas en su sesión No. 560 del 29 de mayo de 2013 acordó expedir esta Resolución.

R E S U E L V E:

Artículo 1º.- Resolución CREG 062 de 2013. Definiciones. Para los

efectos de la presente resolución y sus anexos, se deberán tener en cuenta las siguientes definiciones: Agente de infraestructura - AI.- Persona jurídica contratada, mediante proceso de selección objetivo y competitivo adelantado por parte del Grupo de Generadores Térmicos - GT, encargada de la prestación del servicio de infraestructura para importar GNL de los mercados internacionales, almacenarlo y regasificarlo para colocarlo en un punto de entrada al Sistema Nacional de Transporte - SNT. Para la atención del servicio público domiciliario de gas combustible, con gas natural colocado en un punto de entrada al SNT este agente deberá dar cumplimiento a la normativa referente al Reglamento Único de Transporte - RUT. Este agente, en todo caso, deberá cumplir con los requerimientos de otras autoridades como la Agencia Nacional de Infraestructura y los reglamentos contemplados en la normativa vigente para los prestadores del servicio portuario. Agente comercializador - importador de Gas Natural Importado – AC.- Persona jurídica importadora de

gas natural, constituida o contratada, en todo caso como una sociedad S.A. E.S.P, por parte del Grupo de Generadores Térmicos – GT, y cuyo objeto social principal consistirá en efectuar las operaciones de compra de GNL de los mercados internacionales y destinado a la atención de demandas contingentes que se requieran y que se presten a través del AI. Cuando el AC vende el gas natural importado – GNI para la atención del servicio público domiciliario de gas combustible, es un comercializador de gas importado. Este agente deberá cumplir con los mismos requerimientos que se establecen para los comercializadores al momento de su constitución y entrada al mercado. Contratos de servicio de la infraestructura de importación.- Acuerdo de voluntades celebrado entre el

proponente seleccionado AI y el Grupo de Generadores Térmicos - GT, cuyo objeto principal consiste en garantizar la disponibilidad permanente de la infraestructura para recibo de importaciones de GNL, almacenarlo, regasificarlo y colocarlo en el punto de entrada al SNT. Infraestructura que debe contar con la capacidad de almacenamiento y regasificación que permitan la disponibilidad del suministro de GNI en las cantidades y oportunidad requeridas para garantizar la prestación del servicio de suministro de gas natural importado. Por parte del prestador del servicio se debe proveer la infraestructura portuaria, de almacenamiento, regasificación y conexión al punto de entrada del SNT y el Grupo de Generadores Térmicos - GT debe pagar lo correspondiente al valor de adjudicación del contrato de servicio. Contrato de suministro de gas natural importado.- Acuerdo de voluntades celebrado entre el AC y el GT,

el cual establecerá la formación de precios del GNI a través de la utilización de agregadores de oferta y demanda de GNL en el mercado internacional, en donde se contemplarán las condiciones dentro de las cuales se efectuará el suministro de GNL. Dichos contratos, deberán establecer entre otras condiciones, la condición de suministro y formación de precios del GNL mediante un proceso de selección objetiva realizada por el agregador o los agregadores.

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Demandas Contingentes.- Para los efectos de la presente resolución, entiéndase por demandas contingentes de gas del sector térmico, todos aquellos requerimientos de suministro de Gas Natural, por cualquiera de las siguientes dos causales: i) Para ofertar en el Mercado de Energía Mayorista (MEM); ii) Por generaciones de seguridad conforme lo establezca el operador del mercado. Se entenderá por demandas contingentes del sector no térmico aquellas que se producen por salidas programadas o no programadas de transporte o producción, que impiden al productor y/o transportador contar con el suministro y/o transporte continuo con quien tiene contratos firmes. Para estos eventos, la demanda podrá contar con contratos de soporte con fuentes alternas de suministro solo para la atención de este tipo de situaciones. Grupo de Generadores Térmicos – GT.- Grupo de generadores térmicos, organizados mediante el vehículo

jurídico que consideren y que respaldan sus obligaciones de energía firme – OEF, con GNI, conforme a lo dispuesto por las Resoluciones CREG 106, 139 y 182 de 2011 o aquella (s) que la (s) modifique (n), adicione (n) o sustituya (n) y que puedan y acepten proveer las generaciones de seguridad con GNI de acuerdo con lo definido por la UPME.

Ingreso regulado. Ingreso fijo anual que remunera parte de los costos de inversión, gastos de administración, operación, mantenimiento y los demás relacionados con la infraestructura de importación, almacenamiento, regasificación y conexión al SNT para el suministro de GNI al GT. Infraestructura que debe contar con la capacidad de almacenamiento y regasificación que permitan la disponibilidad del suministro de GNI en las cantidades y oportunidades requeridas en el momento en que se presenten generaciones de seguridad. Producer Price Index - PPI: Es el índice de precios al productor de los Estados Unidos de América, correspondiente a bienes de capital, reportado por la Oficina de Estadísticas Laborales del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos (Serie ID: WPSSOP3200).

Comentario: Modificado parcialmente este artículo mediante la Resolución CREG 152 de 2013, así:

Artículo 1º.- Resolución CREG 152 de 2013. Modificar el

Artículo 1 - Definiciones, de la Resolución 062 de mayo 29 de 2013, así: Agente comercializador - importador de Gas Natural Importado - AC.- Persona jurídica importadora de gas natural, seleccionada o constituida, en todo caso como una sociedad S.A. E.S.P, por parte del Grupo de Generadores Térmicos - GT, y cuyo objeto social principal consistirá en efectuar las operaciones de compra de GNL de los

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mercados internacionales y destinado a la atención de demandas contingentes que se requieran y que se presten a través del AI, de conformidad con los contratos que celebre con del Grupo de Generadores Térmicos - GT o sus miembros individualmente considerados. Cuando el AC vende el gas natural importado - GNI para la atención del servicio público domiciliario de gas combustible, es un comercializador de gas importado. Este agente deberá cumplir con los mismos requerimientos que se establecen para los comercializadores al momento de su constitución y entrada al mercado. Contratos de servicio de la infraestructura de importación.- Acuerdo de voluntades celebrado entre el proponente seleccionado AI y el Grupo de Generadores Térmicos - GT o sus miembros individualmente considerados, cuyo objeto principal consiste en garantizar la disponibilidad permanente de la infraestructura para recibo de importaciones de GNL, almacenarlo, regasificarlo y colocarlo en el punto de entrada al SNT. Infraestructura que debe contar con la capacidad de almacenamiento y regasificación que permitan la disponibilidad del suministro de GNI en las cantidades y oportunidad requeridas para garantizar la prestación del servicio de suministro de gas natural importado. Por parte del prestador del servicio se debe proveer la infraestructura portuaria, de almacenamiento, regasificación y conexión al punto de entrada del SNT y los del Grupo de Generadores Térmicos - GT o sus miembros individualmente considerados deben pagar en la proporción correspondiente al valor de adjudicación del contrato de servicio. Contrato de suministro de gas natural importado.- Acuerdo de voluntades celebrado entre el AC y el Grupo de Generadores Térmicos - GT o sus miembros individualmente considerados, el cual establecerá la formación de precios del GNI a través de la utilización de agregadores de oferta y demanda de GNL en el mercado internacional, en donde se contemplarán las condiciones dentro de las cuales se efectuará el suministro de GNL. Dichos contratos, deberán establecer entre otras condiciones, la condición de suministro y formación de precios del GNL mediante un proceso de selección objetiva realizada por el agregador o los agregadores. Grupo de Generadores Térmicos -GT- Grupo de generadores térmicos, organizados mediante el vehículo jurídico que consideren y que respaldan sus obligaciones de energía firme – OEF, con GNI, conforme a lo dispuesto por las Resoluciones CREG 106, 139 y 182 de 2011 o aquella (s) que la (s) modifique (n), adicione (n) o sustituya (n) y

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que puedan y acepten proveer las generaciones de seguridad con GNI de acuerdo con lo definido por la UPME. La existencia de este grupo se encuentra condicionada al recibo a satisfacción y puesta en operación la infraestructura de regasificación por parte del AI y a la selección o constitución en debida forma del Agente Comercializador de GNI – AC.

Parágrafo.- Las demás definiciones contenidas en el artículo 1 de la

Resolución 062 de 2013 y no modificadas con el presente artículo, permanecerán vigentes.

Artículo 2º.- Resolución CREG 062 de 2013. Objetivo. El objetivo de la

presente resolución es definir la metodología para establecer el ingreso regulado a un GT que utilice el GNI para cubrir generaciones de seguridad conforme los requerimientos del Centro Nacional de Despacho - CND.

Parágrafo.- En caso de que la generación de seguridad sea fuera de mérito el

costo del GNI suministrado a los Generadores Térmicos, requeridos en esta situación, se reconocerá conforme a lo que se establece en el anexo 1 de la presente resolución.

Artículo 3º.- Resolución CREG 062 de 2013. Determinación del

Ingreso Regulado. El ingreso regulado se establece conforme a la metodología

definida en el Anexo No. 1 de la presente resolución.

Artículo 4º.- Resolución CREG 062 de 2013. La presente resolución rige

desde su publicación en el Diario Oficial y deroga las disposiciones que le sean contrarias.


Comentarios: No se publica el anexo, el cual también fue modificado parcialmente mediante la Resolución CREG 152 de 2013. Concordancias: 1. Resolución CREG 110 de 2013, “Por el cual se establece el esquema de participación en los mecanismos definidos en las Resoluciones 139 de 2011 y 062 de 2013.” 2. Resolución CREG 025 de 2014, “Por la cual se define nuevo plazo para acogerse a la opción para asignaciones del cargo por

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confiabilidad con gas natural importado (OPACGNI) para el período 2015-2016 para las plantas del grupo térmico.” 3. Resolución CREG 009 de 30 de enero de 2014, “Por la cual se modifica la fecha de entrega de contratos y documento de logística de combustibles líquidos del período 2015-2016 para las plantas del grupo térmico.” 4. Resolución CREG 139 de 2011, “Por la cual se modifica la Resolución CREG 071 de 2006 y se dictan algunas disposiciones sobre la subasta para la asignación de Obligaciones de Energía Firme del Cargo por Confiabilidad” las cuales se omite su transcripción.

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(Agosto 14)

- Por la cual se libera el precio del gas natural puesto en Punto de

Entrada al Sistema Nacional de Transporte -


En ejercicio de las atribuciones legales, en especial las conferidas por la Ley 142 de 1994, y en desarrollo del Decreto 2253 de 1994, y

C O N S I D E R A N D O Q U E: La Comisión de Regulación de Energía y Gas, de acuerdo con lo dispuesto por el artículo 73 de la Ley 142 de 1994, tiene la función de regular los monopolios en la prestación del servicio público domiciliario de gas, cuando la competencia no sea, de hecho, posible; y, en los demás casos, la de promover la competencia entre quienes presten servicios públicos, para que las operaciones de los monopolistas o de los competidores sean económicamente eficientes, no impliquen abuso de la posición dominante, y produzcan servicios de calidad.

La actividad de comercialización de gas natural desde la producción es una actividad complementaria al servicio público domiciliario de gas combustible, tal y como lo establece el artículo 14, numeral 28, de la Ley 142 de 1994.

Conforme al artículo 11 de la Ley 401 de 1997, la comercialización de gas natural desde la producción se rige por las disposiciones contenidas en la Ley 142 de 1994. El artículo 87 de la Ley 142 de 1994 establece los criterios bajo los cuales se debe definir el régimen tarifario.

Los numerales 2 y 3 del artículo 88 de la Ley 142 de 1994 prevén lo siguiente:

“88.2.- Las empresas tendrán libertad para fijar tarifas cuando no tengan una posición dominante en su mercado, según análisis que hará la comisión respectiva, con base en los criterios y definiciones de esta ley.

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88.3.- Las empresas tendrán libertad para fijar tarifas, cuando exista competencia entre proveedores. Corresponde a las comisiones de regulación, periódicamente, determinar cuándo se dan estas condiciones, con base en los criterios y definiciones de esta ley.”

Mediante la Resolución CREG 029 de 1995 se reguló la actividad de comercialización de gas natural en el mercado mayorista y se reguló el precio máximo de entrega en gasoducto troncal. La Resolución CREG 057 de 1996, en su Capítulo III “DE LA ACTIVIDAD DE PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL”, reguló el precio máximo para el gas puesto en gasoducto troncal. La Resolución CREG 081 de 1997 precisó el método para calcular el precio de gas en boca de pozo a partir de la Resolución MME-0061 de 1983. En el año 2000 la Comisión expidió la Resolución 023 “Por la cual se establecen los Precios Máximos Regulados para el gas natural colocado en Punto de Entrada al Sistema Nacional de Transporte, y se dictan otras disposiciones para la comercialización de gas natural en el país”, estableciendo en su artículo 3 los Precios Máximos Regulados para el Gas Natural colocado en los Puntos de Entrada a los Sistemas de Transporte. La Resolución CREG 018 de 2002 modificó el Numeral 3) del artículo 3° y el artículo 4° de la Resolución CREG-023 de 2000, relativos al Precio Máximo Regulado para el Gas Natural Asociado producido en Cusiana y Cupiagua y a la Actualización de los Precios Máximos Regulados, respectivamente.

La Resolución CREG 088 de 2005 derogó el parágrafo 2 del artículo 3 de la Resolución CREG 023 de 2000 y dispuso en su artículo 2º que: “Los precios regulados dispuestos en la Resolución CREG 023 de 2000, tendrán una vigencia de cinco años. Lo anterior, sin perjuicio de que se ejerzan las competencias que la Ley asigna a la CREG en los Artículos 88.2 y 88.3 de la Ley 142 de 1994”.

Mediante Resolución CREG 119 de 2005 se sustituyó el artículo 3 de la Resolución CREG 023 de 2000, estableciendo la fórmula para determinar el precio máximo regulado aplicable al gas natural libre producido en los campos de la Guajira y Opón y el precio máximo regulado para el gas natural asociado producido en Cusiana y Cupiagua, en condiciones de ser inyectado en los Puntos de Entrada al Sistema Nacional de Transporte. Mediante Resolución CREG 187 de 2010 se modificó la descripción de la variable

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ÍNDICE contenida en el Artículo 1 de la Resolución CREG 119 de 2005 aplicable a la fórmula para determinar el precio máximo regulado aplicable al gas natural producido en los campos de la Guajira y Opón, adoptando el índice Platts US Gulf Coast Residual Fuel No.6 1.0% sulfur fuel oil. Mediante Resolución CREG 199 de 2011 se modificó la Resolución CREG 187 de 2010, así:

“Modificación de la descripción de la variable ÍNDICE contenida en el Artículo 1 de la Resolución CREG - 119 de 2005. Modificar la descripción de la variable ÍNDICE contenida en el Artículo 1 de la Resolución CREG 119 de 2005, la cual quedará así: “ÍNDICE = Platts US Gulf Coast Residual Fuel No.6 1.0% sulfur fuel oil, precio de cierre”

El Ministerio de Minas y Energía expidió en junio de 2011 el Decreto 2100, “Por el cual se establecen mecanismos para promover el aseguramiento del abastecimiento nacional de gas natural y se dictan otras disposiciones”, y la Resolución 181014 de 2011, “Por la cual se efectúa una designación a la Comisión de Regulación de Energía y Gas - CREG”.


La Comisión de Regulación de Energía y Gas expidió la Resolución 118 de 2011, “Por la cual se ajusta la Resolución CREG 095 de 2008, modificada por las Resoluciones CREG 045 y 147 de 2009, conforme a lo establecido en el Decreto 2100 de 2011, y se dictan otras disposiciones”, la cual fue modificada y precisada por las resoluciones CREG 134, 140, 162 y 168 de 2011. Con base en las disposiciones contenidas en los actos administrativos citados en el considerando anterior, se implementó y desarrolló la comercialización del gas natural para el período de atención que se extiende hasta el 31 de diciembre de 2013. La Comisión de Regulación de Energía y Gas efectuó los análisis que fundamentan las medidas que se adoptan en esta Resolución relacionadas con el precio del gas natural, los cuales están contenidos en el Documento CREG-054 de 2012.

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La liberación de precios en boca de pozo ha sido anunciada por la CREG como una posibilidad desde 1995. El precio del gas en el mercado no constituye un elemento del Contrato de Asociación Guajira; adicionalmente, las partes pactaron previsiones relacionadas con fluctuaciones del precio del gas, con lo cual éstas en ejercicio del principio de la autonomía de la voluntad previeron en esta modificación las consecuencias de fluctuaciones de los precios del gas, tanto hacia arriba como hacia abajo, asumiendo los riesgos correspondientes. Cuando un solo agente tiene el derecho único de explotación de todos los reservorios en un mercado, se afirma que hay un monopolio de stock. Aun así, el precio bajo una estructura de mercado monopólica no necesariamente es más alto que bajo un mercado en competencia. En la medida en que la firma en un ambiente de competencia agota más rápido el stock de reservas el costo de oportunidad de producción aumenta. En el largo plazo el monopolista venderá un mayor volumen en la medida en que debe compensar por los menores niveles de producción al inicio de la etapa de producción. Este aplanamiento de la senda de precio en el largo plazo es por efecto de la elasticidad de la demanda. En el largo plazo la demanda que enfrenta el monopolista es elástica. En Colombia no hay condiciones de mercado monopólico. El marco institucional definido en el Decreto 1760 de 2003 cambió la estructura del mercado upstream (por su denominación en inglés) y la entrada de nuevos agentes puede generar competencia en el mediano plazo. Ecopetrol ha incursionado en la bolsa de Nueva York y coloca acciones en el mercado, lo cual conlleva a contar con contratos de venta de gas en firme para activar las reservas actuales, mantener un esfuerzo exploratorio para reposición de reservas y mantener el flujo de caja de la compañía. Esto conforme a la teoría económica de recursos agotables y no renovables expuesta en el documento CREG 054 de 2012 y el comportamiento de la industria a nivel mundial limitan su posición dominante en el mercado Colombiano. Mediante Resolución CREG 097 de 2012, la Comisión hizo público el proyecto de Resolución “Por la cual se libera el precio para el gas natural colocado en Punto de Entrada al Sistema Nacional de Transporte”. Durante el período de consulta se recibieron comentarios de las siguientes empresas y gremios:

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E-2012-009049 DE ACP, E-2012-009036 DE ALFAGRES, E-2012-009057 Y E-2012-009197 DE ALUMINA, E-2012-009370 DE ANDEG, E-2012-009050 DE ANDESCO, E-2012-009091 DE ANDI, E-2012-009080 DE CRISTAR, E-2012-009224 DE ECOPETROL, E-2012-009054 DE EMGESA, E-2012-009099 DE EPM, E-2012-009079 Y E-2012-009231 DE FAMILIA, E-2012-009063 DE GAS NATURAL, E-2012-009140 DE GECELCA, E-2012-009200 DE GOODYEAR, E-2012-008940 DE ISAGEN, E-2012-008877 DE NATURGAS, E-2012-009081 DE CRISTALERÍA PELDAR, E-2012-009094 Y E-2012-009041 DE "SIDERÚRGICA DEL NORTE SIDUNOR S.A.", E-2012-009107 DE SIGRA, E-2012-009104 DE TGI, E-2012-009090 DE DIANCO, E-2012-009088 DE CELSIA, E-2012-009087 DE PAPELSA, E-2012-009086 DE INDUSTRIAS DEL MAÍZ Y E-2012-009025 DE GYPTEC. Estos comentarios fueron analizados, estudiados y se responden en su integridad en el documento CREG 062 de 2013. En cumplimiento de lo establecido en la Ley 1340 de 2009, el artículo 8 del Decreto 2897 de 2010 y la Resolución SIC 44649 de 2010, la CREG procedió a dar respuesta al cuestionario expedido por la Superintendencia de Industria y Comercio SIC, encontrando que el presente acto no requiere ser remitido a la SIC por no tener incidencia en la libre competencia. Según lo previsto en el artículo 9° del Decreto 2696 de 2004, concordante con el artículo 8 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo, la regulación que mediante la presente resolución se adopta ha surtido el proceso de publicidad previo correspondiente según las normas vigentes, garantizándose de esta manera la participación de todos los agentes del sector y demás interesados. La Comisión de Regulación de Energía y Gas en su sesión No. 568 del 14 de agosto de 2013 acordó expedir esta Resolución.

R E S U E L V E:

Artículo 1º.- RESOLUCIÓN CREG 088 de 2013. LIBERACIÓN DEL

PRECIO DEL GAS NATURAL PUESTO EN PUNTO DE ENTRADA AL

SISTEMA NACIONAL DE TRANSPORTE. A partir de la entrada en vigencia

de la presente Resolución el precio del gas natural puesto en cualquier Punto de Entrada al Sistema Nacional de Transporte será libre.

110

Parágrafo 1º- La comercialización del gas natural se efectuará conforme a las

reglas que la Comisión establezca para el mercado mayorista de gas natural.

Parágrafo 2º- Las disposiciones contenidas en el presente artículo no aplican

para el gas del campo de Opón, teniendo en cuenta el volumen de producción contractualmente referenciado a él.

Parágrafo 3º- Los contratos con cláusula de renegociación en el evento de un

cambio regulatorio que se afecten con la liberación del precio de gas natural, tendrán las siguientes alternativas: ajuste a lo dispuesto en la Resolución CREG 89 de 2013, en el sentido de que las cantidades asociadas a estos contratos se negociarán directamente en los tiempos y formas allí establecidos; en caso de no cumplirse el postulado anterior, las partes podrán liquidarlo de mutuo acuerdo y sí no se logra lo anterior, el precio será el promedio ponderado de los precios que se establezcan para el campo Guajira.

En el caso de aquellos contratos, que cuenten con precio de referencia el del campo Guajira, se tendrá lo siguiente: el Gestor del mercado calculará el precio promedio del gas del Campo Guajira y mientras entra a operar, la figura antes mencionada, este precio lo calculará la CREG como entidad y lo publicará en su página web.

Comentarios: Sin perjuicio de la liberación de precios y debido a un aumento del 25% de los precios del Gas de la Guajira, en las “libres negociaciones” del año 2014 el Gobierno Nacional dando una mala señal de inversión y precios, dictó las siguientes Resoluciones:

1. Resolución Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG 183 de Diciembre 29 de 2014, “Por la cual se establece una opción para que las partes de los contratos de suministro de gas natural en las modalidades firmes, de firmeza condicionada y de opción de compra, acuerden modificar el precio de los contratos de un (1) año suscritos en 2014 y modificar la ecuación de actualización de los precios de los contratos de cinco (5) años suscritos en 2013.”

111

2. Resolución Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG 017 de Febrero 27 de 2015, “Por la cual se establece una opción para que las partes de los contratos de suministro de gas natural en las modalidades firmes, de firmeza condicionada y de opción de compra, acuerden modificar el precio de los contratos suscritos en 2014 y modificar la ecuación de actualización de los precios de los contratos de más de un (1) año suscritos en 2013 y 2014.” 3. Resolución Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG 045 de Abril 23 de 2015, “Por la cual se modifica el plazo establecido en el artículo 6 de la Resolución 017 de 2015.”

Concordancia: Normas relacionadas con el Gestor del Mercado: Resolución CREG 123 de 2013; Resolución CREG 200 de 2013; Resolución CREG 021 de 2014; Resolución CREG 090 de 2014; Resolución CREG 094 de 2014, que se publican en este apéndice en la Parte III.

Artículo 2º.- RESOLUCIÓN CREG 088 de 2013. VIGENCIA Y

DEROGACIONES. La presente Resolución rige una vez se encuentre en firme

la Resolución CREG 89 de 2013 y deroga todas las disposiciones que le sean contrarias.


Concordancias y antecedentes de resoluciones de precios:

Resolución del Ministerio de Minas y Energía 8-0027 de enero 13 de 1998, “Por la cual se establece el régimen de libertad de los precios del gas natural que utilice la industria petroquímica en el país.”

Resolución de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG 008 de febrero 8 de 1998, “Por la cual se determina el Régimen para el Gas Natural Comprimido Vehicular (GNCV)”

Decreto 1001 de abril 8 de 1997, “por el cual se reglamentan los artículos 616-1, 616-2 del Estatuto Tributario y se dictan otras disposiciones.” Artículos 2, 14 y 19.

Resolución de la Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG 023 de abril 11 de 2000, “Por la cual se establecen los

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Precios Máximos Regulados para el gas natural colocado en Punto de Entrada al Sistema Nacional de Transporte, y se dictan otras disposiciones para la comercialización de gas natural en el país.”

Resolución de la Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG 119 de diciembre 7 de 2005, “Por la cual se sustituye el Artículo 3 de la Resolución CREG 023 de 2000.”

Resolución de la Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG 050 de julio 11 de 2002, “Por la cual se modifica parcialmente la Resolución CREG-018 de 2002.”

Resolución de la Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG 070 de octubre 3 de 2006, “Por la cual se derogan algunas disposiciones de la Resolución CREG 023 de 2000 y se dictan otras disposiciones para la contratación de suministro de gas natural.”

Resolución de la Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG 019 de marzo 6 de 2007, “Por la cual se modifica lo establecido en la regulación vigente en relación con la aplicación del Índice de Precios al Productor (IPP) en la actualización de componentes de las fórmulas tarifarias de los servicios de Energía Eléctrica y Gas Combustible.”

Resolución de la Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG 010 de febrero 11 de 2009, “Por la cual se modifica lo establecido en la regulación vigente en relación con la aplicación del Índice de Precios al Consumidor (IPC) en la actualización de componentes de las fórmulas tarifarias de los servicios de Energía Eléctrica y Gas Combustible.”

Las cuales se encuentran publicadas en la Tercera Edición de la Compilación de Normas de Gas de DINAGAS S.A. ESP.

113



(Septiembre 20)

- Por la cual se establece el reglamento de comercialización del

servicio público de gas natural, como parte del reglamento de

operación de gas natural -


En ejercicio de sus facultades legales, en especial de las conferidas por la Ley 142

de 1994, y en desarrollo del Decreto 2253 de 1994, y

CONSIDERANDO QUE:

El artículo 333 de la Constitución Política de Colombia señala que la actividad económica y la iniciativa privada son libres dentro de los límites del bien común, que la libre competencia económica es un derecho de todos que supone responsabilidades y que la ley delimitará el alcance de la libertad económica. Según lo previsto en el artículo 334 de la Constitución Política de Colombia, el Estado intervendrá en los servicios públicos y privados para racionalizar la economía con el fin de conseguir el mejoramiento de la calidad de vida de los habitantes, la distribución equitativa de oportunidades y los beneficios del desarrollo y la preservación de un ambiente sano. Los artículos 1, 2, 3 y 4 de la Ley 142 de 1994 establecen que los servicios públicos domiciliarios son esenciales y que la intervención del Estado está encaminada, entre otros fines, a conseguir su prestación eficiente, asegurar su calidad, ampliar su cobertura, permitir la libre competencia y evitar el abuso de la posición dominante. Esto mediante diversos instrumentos expresados, entre otros, en las funciones y atribuciones asignadas a las entidades, en especial las regulaciones de las comisiones, relativas a diferentes materias como la gestión y obtención de recursos para la prestación de servicios, la fijación de metas de eficiencia, cobertura, calidad y su evaluación, la definición del régimen tarifario, la organización de sistemas de información, la neutralidad de la prestación de los servicios, entre otras.

114

La Ley 142 de 1994, artículo 9, señaló como uno de los derechos de los usuarios la libre elección del prestador del servicio y del proveedor de los bienes para su obtención o utilización. El artículo 10 y 22 de la Ley 142 de 1994 disponen que es derecho de todas las personas organizar y operar empresas que tengan por objeto la prestación de los servicios públicos, dentro de los límites de la Constitución y la Ley. Los artículos 14.18 y 69 de la Ley 142 de 1994 prevén a cargo de las comisiones de regulación la atribución de regular el servicio público respectivo con sujeción a la ley y a los decretos reglamentarios como una función de intervención sobre la base de lo que las normas superiores dispongan para asegurar que quienes presten los servicios públicos se sujeten a sus mandatos. Dicha atribución consiste en la facultad de dictar normas de carácter general o particular en los términos de la Constitución y la ley, para someter la conducta de las personas que presten los servicios públicos domiciliarios y sus actividades complementarias a las reglas, normas, principios y deberes establecidos por la ley y los reglamentos. El artículo 22 de la Ley 142 de 1994 establece que las empresas de servicios públicos debidamente constituidas y organizadas no requieren permiso para desarrollar su objeto social. El artículo 34 de la Ley 142 de 1994 dispone que “las empresas de servicios públicos, en todos sus actos y contratos, deben evitar privilegios y discriminaciones injustificadas, y abstenerse de toda práctica que tenga la capacidad, el propósito o el efecto de generar competencia desleal o de restringir en forma indebida la competencia”, estableciendo para el efecto, entre otras, qué prácticas son consideradas como restricción indebida a la competencia, dentro de las que se destaca la establecida en su numeral 34.6, que estipula como una de ellas, “el abuso de la posición dominante al que se refiere el artículo 133 de esta Ley, cualquiera que sea la otra parte contratante y en cualquier clase de contratos”. Según lo dispuesto en el artículo 73 de la Ley 142 de 1994, corresponde a las comisiones regular los monopolios en la prestación de los servicios públicos, cuando la competencia no sea, de hecho, posible y, en los demás casos, la de promover la competencia entre quienes prestan servicios públicos, para que las operaciones de los monopolistas o de los competidores sean económicamente eficientes, no impliquen abuso de posición dominante y produzcan servicios de calidad. De acuerdo con lo establecido en el literal a) del artículo 74.1 de la Ley 142 de 1994, es función de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, regular

115

el ejercicio de las actividades de los sectores de energía y gas combustible para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente, propiciar la competencia en el sector de minas y energía, proponer la adopción de las medidas necesarias para impedir abusos de posición dominante y buscar la liberación gradual de los mercados hacia la libre competencia. El literal b) del artículo 74.1 de la Ley 142 de 1994 determina que corresponde a la CREG expedir regulaciones específicas para el uso eficiente del gas combustible por parte de los consumidores. De acuerdo con lo establecido en el literal c) del artículo 74.1 de la Ley 142 de 1994, es función de la CREG establecer el reglamento de operación para regular el funcionamiento del mercado mayorista de energía y gas combustible. El artículo 136 de la Ley 142 de 1994 establece que la prestación continua de un servicio de buena calidad, es la obligación principal de la empresa en el contrato de servicios públicos y que el incumplimiento en la prestación continua del servicio se denomina falla en la prestación del servicio. La Ley 401 de 1997 dispuso en el parágrafo 2 de su artículo 11 que “las competencias previstas en la Ley 142 de 1994 en lo relacionado con el servicio público domiciliario, comercial e industrial de gas combustible, sólo se predicarán en los casos en que el gas se utilice efectivamente como combustible y no como materia prima de procesos industriales petroquímicos”. La potestad normativa atribuida a las comisiones de regulación es una manifestación de la intervención del Estado en la economía expresada en la regulación con la finalidad de corregir las fallas del mercado, delimitar la libertad de empresa, preservar la competencia económica, mejorar la prestación de los servicios públicos y proteger los derechos de los usuarios. El Decreto 2100 de 2011 establece mecanismos para asegurar el abastecimiento nacional de gas natural. En el artículo 2 del Decreto 3429 de 2003 se estableció que “(p)ara efectos del artículo 65 de la Ley 812 de 2003 y, en aras de proteger el mercado y asegurar la prestación del servicio público domiciliario de gas natural, la Comercialización de Gas Natural a usuarios regulados seguirá siendo desarrollada únicamente por los Distribuidores de gas natural hasta que en el país la actividad de Comercialización de Gas Natural desarrollada por los Productores y los Agentes Importadores se considere competida, conforme con lo establecido en el artículo 30 del presente Decreto”.

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En sentencia del 16 de febrero de 2012 el Consejo de Estado, Sala de lo Contencioso Administrativo, Sección Primera, declaró la nulidad del artículo 2 del Decreto 3429 de 2003, proferido por el Gobierno Nacional. Conforme al artículo 4 del Decreto 1260 de 2013 corresponde a la CREG establecer la metodología para seleccionar y remunerar los servicios del gestor del mercado de gas natural, asegurando la neutralidad, la transparencia, la objetividad y la total independencia del prestador de los mismos, así como la experiencia comprobada en las actividades a desarrollar. También corresponde a la CREG definir el alcance de los servicios a cargo del gestor del mercado de gas natural, responsable de facilitar las negociaciones y de recopilar y publicar información operativa y transaccional del mercado de gas natural. El artículo 2 del Decreto 1710 de 2013 modificó el artículo 20 del Decreto 2100 de 2011 y dispuso que “(l)a 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”. También dispuso que “(l)a CREG seleccionará al gestor del mercado mediante un concurso sujeto a los principios de transparencia y selección objetiva que garanticen la libre concurrencia”.


De acuerdo con lo establecido en el artículo 978 del Código de Comercio, cuando la prestación de un servicio público está regulada por el Gobierno, las condiciones de los contratos deberán sujetarse a los respectivos reglamentos La Ley 527 de 1999 definió y reglamentó el acceso y uso de los mensajes de datos, del comercio electrónico y de las firmas digitales, y estableció las entidades de certificación, entre otras disposiciones. La Ley 689 de 2001 modificó parcialmente la Ley 142 de 1994.

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La Resolución CREG 067 de 1995 estableció el código de distribución de gas combustible por redes. La Resolución CREG 108 de 1997 estableció los criterios generales sobre protección de los derechos de los usuarios de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible por red física, en relación con la facturación, comercialización y demás asuntos relativos a la relación entre la empresa y el usuario, y dictó otras disposiciones. La Resolución CREG 071 de 1999 estableció el reglamento único de transporte de gas natural, RUT. La CREG ha expedido normas sobre los límites de integración horizontal y vertical en las actividades del servicio público domiciliario de gas natural contenidas en las resoluciones CREG 057 de 1996, 071 de 1998, 112 de 2007 y 089 de 2013. La Resolución CREG 011 de 2003 estableció los criterios generales para remunerar las actividades de distribución y comercialización de gas combustible, y las fórmulas generales para la prestación del servicio público domiciliario de gas combustible por redes de tubería. La Resolución CREG 126 de 2010 estableció los criterios generales para la remuneración del servicio de transporte de gas natural y el esquema general de cargos del sistema nacional de transporte, SNT, y se dictan otras disposiciones en materia de gas natural. Mediante la Resolución 089 de 2013 la CREG reglamentó aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, estableciendo entre otros las condiciones que deben cumplir los agentes en el mercado mayorista de gas natural para comprar, vender y reportar información. La Comisión consideró necesario adoptar el reglamento de comercialización del servicio público de gas natural, como parte del reglamento de operación del sector para complementar y ajustar el marco regulatorio de la actividad de comercialización de gas natural, con el objeto de promover que las transacciones o actividades comerciales entre los agentes del sector se realicen de manera más armónica y eficiente y garantizar la prestación del servicio a los usuarios finales. Para tal efecto, mediante la Resolución CREG 003 de 2013 la Comisión sometió a consulta el proyecto de resolución de carácter general, “por la cual se establece el reglamento de comercialización del servicio público de gas natural, como parte del Reglamento de operación de gas natural”.

118

En el Documento CREG-085 de 2013, el cual soporta esta Resolución, se presenta el análisis de los comentarios recibidos a la propuesta regulatoria sometida a consulta mediante la Resolución CREG 003 de 2013. En cumplimiento de lo establecido en la Ley 1340 de 2009 y el Decreto 2897 de 2010 la Comisión dio respuesta al cuestionario establecido por la Superintendencia de Industria y Comercio mediante la Resolución 44649 de 2010 y encontró que el presente acto no debe ser remitido a dicha Superintendencia por no tener incidencia en la libre competencia. El cuestionario se encuentra respondido en el Documento CREG-085 de 2013. Según lo previsto en el artículo 9 del Decreto 2696 de 2004, concordante con el artículo 8 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo, la regulación que mediante la presente resolución se adopta ha surtido el proceso de consulta y publicidad previo correspondiente, también conforme a las normas vigentes y al numeral 7.5 de código de distribución, garantizándose de esta manera la participación de todos los agentes del sector y demás interesados. La Comisión de Regulación de Energía y Gas aprobó el presente acto administrativo en su sesión 574 del 20 de septiembre de 2013.

R E S U E L V E:

Comentario: Mediante el Decreto 1710 de 2013, se estableció:

Artículo 1°. Decreto 1710 de 2013. 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.

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Capítulo I

Disposiciones generales

Artículo 1º.- Resolución CREG 123 de 2013. Objeto. Mediante esta

Resolución se adopta el reglamento de comercialización del servicio público de gas natural, como parte del reglamento de operación de gas natural. Esta Resolución contiene el conjunto de disposiciones que regulan los derechos y obligaciones de los comercializadores, así como los derechos y obligaciones de los usuarios no regulados cuando participan directamente en el mercado mayorista de gas natural.


Este reglamento aplica a las empresas que realizan la actividad de comercialización en el mercado mayorista de gas natural y a los participantes del mercado, usuarios potenciales y usuarios con quienes aquellos interactúan en el desarrollo de la actividad de comercialización.


interpretación y aplicación de esta Resolución se tendrán en cuenta las siguientes definiciones, además de las contenidas en la Ley 142 de 1994, los decretos del Gobierno Nacional y las resoluciones de la CREG, en especial aquellas contenidas en la Resolución CREG 089 de 2013: Centros principales de control, CPC: centros pertenecientes a los diferentes gasoductos (sistemas de transporte) que hagan parte del sistema nacional de transporte, SNT, encargados de adelantar los procesos definidos en el RUT. Código de distribución de gas natural: se refiere a la Resolución CREG 067 de 1995, sus modificaciones y adiciones. Mercado minorista de gas natural: conjunto de transacciones de intermediación comercial de la compra, transporte y distribución de gas natural y su venta a usuarios finales. Número de identificación del usuario o NIU: se refiere al número de identificación que el transportador y/o distribuidor asigna a cada uno de los usuarios conectados a su sistema.

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Usuario potencial: persona natural o jurídica que ha iniciado consultas para convertirse en usuario del servicio público domiciliario de gas natural.

Capítulo II

Requisitos para desarrollar la actividad de comercialización en el

mercado mayorista de gas natural

Artículo 4º.- Resolución CREG 123 de 2013. Requisitos para

realizar la actividad de comercialización en el mercado mayorista

de gas natural. Los requisitos que una empresa deberá cumplir para participar

como comercializador en el mercado mayorista de gas natural son: 1. Ser comercializador de gas natural, de acuerdo con lo establecido en el

artículo 5 de esta Resolución.

2. Dar aviso del inicio de sus actividades como comercializador de gas natural, de acuerdo con lo establecido en el artículo 6 de esta Resolución.

3. Registrarse como comercializador de gas natural ante el gestor del mercado, de acuerdo con lo establecido en el artículo 7 de esta Resolución.

Artículo 5º.- Resolución CREG 123 de 2013. Requisitos para ser

comercializador de gas natural. Los requisitos que una empresa deberá

cumplir para ser comercializador de gas natural son los siguientes: 1. Ser empresa de servicios públicos domiciliarios o cualquier otro agente

económico a los que se refiere el artículo 15 de la Ley 142 de 1994.

2. Tener contabilidad para la actividad de comercialización separada de la contabilidad de las demás actividades que realice, de acuerdo con las normas expedidas por la Comisión de Regulación de Energía y Gas, y por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, de conformidad con lo establecido en el artículo 18 de la Ley 142 de 1994.

3. Definir y publicar las condiciones uniformes de los contratos que ofrece, si la empresa tiene como objeto la atención de usuarios regulados.

121

4. Constituir la oficina de peticiones, quejas y recursos de que trata el artículo 153 de la Ley 142 de 1994, cuando pretenda prestar el servicio a usuarios, entendidos éstos en los términos del artículo 14.33 de la Ley 142 de 1994.

Artículo 6º.- Resolución CREG 123 de 2013. Aviso del inicio de

actividades. El comercializador de gas natural deberá dar aviso del inicio de

actividades a las siguientes autoridades: 1. A la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, de conformidad

con el artículo 11.8 de la Ley 142 de 1994. Para ello deberá cumplir los requisitos que defina la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios para la inscripción en el Sistema Único de Información, SUI.

2. A la Comisión de Regulación de Energía y Gas, de conformidad con el artículo 11.8 de la Ley 142 de 1994 y de acuerdo con los requisitos definidos por la CREG en el artículo 4 de la Resolución CREG 057 de 1996 o aquella que la modifique o sustituya.

3. Al Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos del Ministerio de Minas y Energía, cuando pretenda prestar el servicio a usuarios. Para ello deberá cumplir los requisitos definidos por el Ministerio de Minas y Energía.

Artículo 7º.- Resolución CREG 123 de 2013. Registro ante el gestor

del mercado. Para el registro ante el gestor del mercado, el interesado deberá

acreditar ante él el cumplimiento de los siguientes requisitos:

1. Haber dado aviso del inicio de actividades como comercializador, en los términos del artículo 6 de esta Resolución.

2. Presentar el formato de registro definido por el gestor del mercado,

debidamente diligenciado.

3. Declarar al gestor del mercado, a través del medio y del formato definidos por éste, que conoce, acepta y se somete a los términos de la regulación aplicable a la actividad de comercialización y a cualquier modificación que ésta sufra. En la declaración deberá expresar claramente que entiende y acepta que el gestor del mercado no será parte en las negociaciones que el interesado realice en el mercado mayorista de gas natural y por ende que no

122

le cabe responsabilidad alguna de las posibles consecuencias o perjuicios que se deriven de éstas.

4. Presentar el certificado de existencia y representación legal expedido por la Cámara de Comercio, o el acto de creación y sus estatutos en el caso de las empresas oficiales.

5. Inscribir ante el gestor del mercado un número de cuenta bancaria a nombre del interesado.

6. Presentar la declaración de origen de bienes y de los fondos para el desarrollo de su actividad como participante del mercado de gas natural, haciendo uso del formato definido por el gestor del mercado.

Dentro de los diez (10) días hábiles siguientes al día en que se reciba la solicitud de registro por parte del gestor del mercado, éste verificará el cumplimiento de estos requisitos y realizará el registro correspondiente, cuando sea procedente. El gestor del mercado informará al interesado que ha quedado registrado, cuando sea del caso. En caso contrario, informará las razones por las cuales no realizó el registro con el fin de que el interesado implemente las correcciones a que haya lugar y pueda presentar una nueva solicitud de registro. Todos los participantes del mercado que estén registrados ante el gestor del mercado deberán actualizar su registro cada vez que tengan modificaciones a la información reportada en el mismo, en lo que respecta a los numerales 2 y 4 de este artículo.

Parágrafo 1. Para efectos del registro de que trata el artículo 43 de la

Resolución CREG 089 de 2013, los participantes del mercado distintos a los comercializadores deberán dar cumplimiento a lo establecido en este artículo, con excepción de lo dispuesto en el numeral 1.

Parágrafo 2. El usuario no regulado deberá registrarse ante el gestor del

mercado cuando prevea participar directamente en el mercado mayorista de gas natural y actúe como: i) comprador en el mercado primario; o ii) comprador o vendedor de contratos con interrupciones en el mercado secundario. Para estos efectos el usuario no regulado deberá dar cumplimiento a lo establecido en este artículo, con excepción de lo dispuesto en el numeral 1.

Parágrafo 3. Un generador térmico, además de participar en el mercado

mayorista de energía eléctrica, también actuará como comercializador en el

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mercado mayorista de gas natural cuando realice la venta de gas natural y/o de capacidad de transporte en: i) el mercado secundario a través de los mecanismos establecidos en la Resolución CREG 089 de 2013 diferentes a los definidos en los artículos 44, 45 y 46 de la misma resolución; o ii) el mercado minorista de gas natural, a usuarios regulados o no regulados. En cualquiera de estos casos el generador térmico deberá registrarse ante el gestor del mercado, para lo cual deberá dar cumplimiento a lo establecido en este artículo.

Parágrafo 4. El requisito establecido en este artículo será exigible a partir del

inicio del período de vigencia de la obligación de prestación del servicio del gestor del mercado, en los términos de la Resolución CREG 124 de 2013.

Comentario: Normas relacionadas con el Gestor del Mercado: Resolución CREG 123 de 2013; Resolución CREG 124 de 2013; Resolución CREG 200 de 2013; Resolución CREG 021 de 2014; Resolución CREG 090 de 2014; Resolución CREG 094 de 2014.

Capítulo III

Obligaciones generales del comercializador

Artículo 8º.- Resolución CREG 123 de 2013. Obligaciones generales

del comercializador. El comercializador de gas natural deberá cumplir las

siguientes obligaciones generales: 1. Llevar contabilidad para la actividad de comercialización separada de la

contabilidad de las demás actividades que realice, de acuerdo con las normas expedidas por la Comisión de Regulación de Energía y Gas y por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, de conformidad con lo establecido en el artículo 18 de la Ley 142 de 1994.

2. Entregar la información que soliciten la Comisión de Regulación de Energía y

Gas, de conformidad con lo establecido en el artículo 73 de la Ley 142 de 1994, y la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, en ejercicio de lo dispuesto en el artículo 14 de la Ley 689 de 2001.

3. No incurrir en prácticas contrarias a la libre competencia de que tratan los

artículos 34 y 98 de la Ley 142 de 1994 y demás normas aplicables.

124

4. Pagar a la Comisión de Regulación de Energía y Gas y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios las contribuciones establecidas en el artículo 85 de la Ley 142 de 1994.

5. Declarar al gestor del mercado de gas natural la información de que trata la

Resolución CREG 089 de 2013, o aquella que la modifique o sustituya. 6. Realizar las negociaciones de gas natural y de capacidad de transporte de

gas natural conforme a lo establecido en la Resolución CREG 089 de 2013, o aquella que la modifique o sustituya.

7. Cumplir las disposiciones sobre medición contenidas en el RUT y en el

código de distribución de gas natural, o aquellas normas que los modifiquen o sustituyan.

8. Cumplir las normas de integración vertical y horizontal que se encuentren

vigentes. 9. Atender las solicitudes de prestación del servicio de gas natural de los

usuarios potenciales regulados y de los usuarios regulados en los mercados relevantes de comercialización en donde atiendan usuarios de este tipo, siempre que éstas sean viables técnicamente. La negación de la prestación del servicio deberá ser plenamente justificada por la empresa y contra ella procederán los recursos previstos en la ley.

10. Verificar previamente que los usuarios no regulados que deseen atender

cumplan con la definición de usuario no regulado que se encuentre vigente. 11. Verificar que los usuarios tengan sistemas individuales de medición de

conformidad con la normativa vigente. 12. Asegurar que se cumplan las condiciones operativas y de medición

establecidas en el RUT, o en aquella resolución que lo modifique o sustituya, cuando se trate de usuarios conectados directamente al SNT.

13. Asegurar que se cumplan las condiciones establecidas en el código de

distribución, o en aquella resolución que lo modifique o sustituya. 14. Desagregar en las facturas de los usuarios los costos de los distintos

componentes de la prestación del servicio, las contribuciones y subsidios a que haya lugar, y los demás cobros permitidos según las normas que rigen la materia.

125

15. Recaudar y transferir los dineros correspondientes a las contribuciones de solidaridad en los plazos y condiciones que establecen las normas que reglamentan el fondo de solidaridad para subsidios y redistribución de ingresos.

16. Cobrar las tarifas del servicio de gas natural a los usuarios y pagar los

montos correspondientes al resto de agentes de la cadena, oportunamente y de acuerdo con lo establecido en la ley y la regulación.

17. Observar las normas sobre protección de los derechos del usuario, en

relación con las facturas y todos los actos que se generen o deriven del contrato de servicios públicos, de acuerdo con lo establecido en la Ley 142 de 1994 y en la Resolución CREG 108 de 1997 o aquellas que las modifiquen o sustituyan.

18. Definir e informar los mecanismos de comunicación para la atención de

todos aquellos trámites que los demás participantes del mercado deban realizar ante él.

19. Declarar información veraz y oportuna al Sistema Único de Información, SUI,

en los formatos, tiempos y condiciones que para el efecto establezca la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios. Se considerará que hay incumplimiento a la regulación y a lo establecido en el parágrafo 1 del artículo 14 de la Ley 689 de 2001 cuando el comercializador reporte información al SUI que sea inoportuna, incompleta o inexacta, y podrá ser sancionado por la autoridad competente.

20. Sujetarse a las asignaciones de cantidades y capacidad de transporte de gas

natural, y a las demás obligaciones, resultantes de aplicar el Decreto 880 de 2007, modificado por el Decreto 4500 de 2009, o aquella norma que lo modifique o sustituya.

21. Sujetarse a las obligaciones contenidas en el Decreto 2100 de 2011 relativas

a la atención de la demanda esencial. 22. Demostrar su capacidad financiera para la realización de transacciones en el

mercado mayorista de gas natural, de conformidad con la regulación que para los efectos defina la CREG.

23. Pagar las compensaciones a que haya lugar cuando usuarios atendidos por

el comercializador, que hayan recibido notificación de suspender su consumo de gas en aplicación del Decreto 880 de 2007, o aquella norma que lo modifique o sustituya, no suspendan el consumo de gas. Lo anterior sin

126

perjuicio de que el comercializador cobre el valor de dichas compensaciones a los usuarios que debieron suspender su consumo de gas y no lo hicieron.

24. Las demás obligaciones que impongan la ley, los reglamentos y la

regulación.

Parágrafo 1. Las compensaciones de que trata el numeral 23 del presente

artículo se establecerán en resolución aparte.

Parágrafo 2. Las disposiciones de los numerales 3, 5, 6, 7, 12, 13, 20 y 23 del

presente artículo también serán aplicables a los usuarios no regulados que participen directamente en el mercado primario.

Capítulo IV

Obligaciones del comercializador en el mercado mayorista de gas

natural

Artículo 9º.- Resolución CREG 123 de 2013. Obligaciones generales

del comercializador con los participantes del mercado primario de

gas natural. El comercializador de gas natural deberá cumplir las siguientes

obligaciones cuando participe en el mercado primario de gas natural:

1. Someterse a las reglas previstas en el RUT para efectos de la construcción de conexiones y puntos de salida en el SNT cuando el usuario lo autorice expresamente para representarlo ante el transportador.

2. Constituir los mecanismos de cubrimiento que acuerde con los vendedores a que hacen referencia los artículos 17 y 19 de la Resolución CREG 089 de 2013, cuando las transacciones de gas natural o de capacidad de transporte se realicen según lo previsto en los artículos 21 y 30 de la misma resolución, respectivamente.

3. Constituir los mecanismos de cubrimiento señalados en el numeral 5.13 del

anexo 5 de la Resolución CREG 089 de 2013, cuando las negociaciones de gas natural se realicen según lo previsto en el artículo 27 de la misma resolución.

127

4. Someterse a la asignación de las cantidades resultantes del proceso de subasta de que trata el anexo 5 de la Resolución CREG 089 de 2013, y celebrar los contratos que se deriven de este proceso.

5. Someterse a la asignación de las cantidades de gas resultantes de aplicar lo

establecido en el artículo 50 de la Resolución CREG 089 de 2013, y celebrar los contratos que se deriven de aplicar lo dispuesto en ese artículo.

6. Realizar las nominaciones de suministro y de capacidad de transporte de gas de acuerdo con lo establecido en el RUT o en aquella resolución que lo modifique o sustituya.

7. Atender la liquidación que hagan los vendedores a que hacen referencia los artículos 17 y 19 de la Resolución CREG 089 de 2013, observando las disposiciones que sobre la materia se establecen en los artículos 0 al 0 de esta Resolución.

8. Realizar los pagos por variaciones de salida a que haya lugar de acuerdo con lo establecido en el artículo 54 de la Resolución CREG 089 de 2013.

9. Pagar los desbalances a que haya lugar de acuerdo con lo establecido en el RUT, o aquella resolución que lo modifique o sustituya.

10. Pagar oportunamente las facturas de los servicios prestados en el mercado primario de gas natural, de acuerdo con lo establecido en el artículo 0 de esta Resolución.


regulación.

Parágrafo. Las disposiciones de los numerales 1 a 10 del presente artículo

también serán aplicables a los usuarios no regulados que participen directamente en el mercado primario. Lo dispuesto en el numeral 11 de este artículo le será aplicable a los usuarios no regulados según corresponda.

Artículo 10º.- Resolución CREG 123 de 2013. Obligaciones

generales del comercializador con los participantes del mercado

secundario de gas natural. El comercializador de gas natural deberá cumplir

las siguientes obligaciones cuando participe en el mercado secundario de gas

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natural: 1. Someterse a la asignación de capacidad de transporte resultante del proceso

úselo o véndalo de que trata el artículo 44 de la Resolución CREG 089 de 2013, y celebrar los contratos que se deriven de este proceso.

2. Someterse a la asignación de las cantidades de gas y de capacidad de transporte resultantes de los procesos úselo o véndalo de que tratan los artículos 45 y 46 de la Resolución CREG 089 de 2013, y celebrar los contratos que se deriven de estos procesos.

3. Someterse a la asignación de las cantidades de gas resultantes de aplicar lo establecido en el artículo 50 de la Resolución CREG 089 de 2013, y celebrar los contratos que se deriven de aplicar lo dispuesto en ese artículo.

4. Realizar las nominaciones de suministro y de capacidad de transporte de gas de acuerdo con lo establecido en el RUT o en aquella resolución que lo modifique o sustituya cuando actúe como vendedor adjudicatario en los términos previstos en los artículos 44, 45 y 46 de la Resolución CREG 089 de 2013.

5. Realizar las nominaciones de suministro y de capacidad de transporte de gas

de acuerdo con lo establecido en el RUT o en aquella resolución que lo modifique o sustituya cuando venda gas natural y/o capacidad de transporte de gas de acuerdo con lo establecido en los artículos 41 y 42 de la Resolución CREG 089 de 2013.

6. Constituir los mecanismos de cubrimiento que acuerden con los vendedores

a que hacen referencia los artículos 34 y 36 de la Resolución CREG 089 de 2013, cuando las transacciones de gas natural o de capacidad de transporte se realicen según lo previsto en los artículos 41, 42, 44, 45 y 46 de la misma resolución.

7. Atender la liquidación que hagan los vendedores a que hacen referencia los

artículos 34 y 36 de la Resolución CREG 089 de 2013, observando las disposiciones que sobre la materia se establecen en los artículos 0 al 0 de esta Resolución.

8. Someterse a los puntos estándar de entrega establecidos en el artículo 33 de

la Resolución CREG 089 de 2013 para efectos de realizar transacciones en el mercado secundario.

129

9. Acoger los acuerdos de balance que rijan entre los compradores del mercado primario y los vendedores de dicho mercado cuando realicen transacciones en el mercado secundario.

10. Pagar los valores por variaciones de salida, cuando sea el causante de éstas

y superen los límites establecidos en el artículo 54 de la Resolución CREG 089 de 2013, al remitente responsable de la nominación.

11. Pagar oportunamente las facturas de los servicios prestados en el mercado secundario de gas natural, de acuerdo con lo establecido en el artículo 0 de esta Resolución.


regulación.

Parágrafo. Las disposiciones de los anteriores numerales del presente artículo,

con excepción de las de los numerales 5, 6 y 8, también serán aplicables a los usuarios no regulados que participen directamente en el mercado secundario. Lo dispuesto en los numerales 9, 10 y 11 de este artículo le será aplicable a los usuarios no regulados únicamente cuando participen como compradores en el mercado secundario, esto es cuando participen como compradores de contratos con interrupciones. Lo dispuesto en el numeral 12 de este artículo le será aplicable a los usuarios no regulados según corresponda.

Capítulo V

Relación entre el comercializador y el distribuidor


generales del distribuidor de gas con el comercializador. El

distribuidor de gas natural tendrá las siguientes obligaciones con el comercializador de gas natural que preste el servicio en su mercado relevante: 1. Garantizar el libre acceso a sus redes conforme a lo señalado en la Ley 142

de 1994 y la regulación vigente.

2. Notificar la suspensión o corte del servicio que haya efectuado por causales distintas a la falta de pago y al mutuo acuerdo entre el usuario y el comercializador conforme al código de distribución.

130

3. Notificar la programación de interrupciones originadas por las causales establecidas en los artículos 139, 140 y 141 de Ley 142 de 1994, o aquellos que los modifiquen o sustituyan, y por la conexión de nuevos usuarios, con una antelación no inferior a veinticuatro (24) horas adicionales al término señalado en el parágrafo 1 del artículo 3 de la Resolución CREG 100 de 2003, o aquella que la modifique o sustituya.

4. Notificar la suspensión o corte del servicio cuando resulte de la actividad de revisión periódica de las instalaciones internas de los usuarios; lo anterior conforme a la Resolución CREG 059 de 2012 y al reglamento técnico aplicable, o aquellas normas que los modifiquen o sustituyan.

5. Definir e informar los mecanismos de comunicación para la atención de todos

aquellos trámites que deba realizar ante el distribuidor de gas natural.

6. Establecer un medio de comunicación, disponible las 24 horas, para intercambio de información con el comercializador y con el usuario no regulado sobre la evolución de las solicitudes de servicio y la atención de daños en los sistemas de distribución.

7. Publicar los costos eficientes en que pueda incurrir y que pueda llegar a

cobrar al comercializador, o al usuario no regulado, en cumplimiento de los artículos 22 y 23 de esta Resolución.

8. Remitir dentro de los cinco (5) primeros días calendario de cada mes la información sobre duración de interrupciones de que trata el numeral 3.1 del artículo 3 de la Resolución CREG 100 de 2003, o aquella que la modifique o sustituya, correspondientes al mes anterior.

9. Aplicar las compensaciones o los pagos a los que haya lugar en la facturación de los cargos de distribución de acuerdo con el esquema de calidad del servicio definido en la Resolución CREG 100 de 2003, o aquella que la modifique o sustituya.

10. Atender las solicitudes de suspensión, corte, reconexión y reinstalación del

servicio, de acuerdo con lo dispuesto en el Capítulo VII de la presente Resolución.

11. Atender las solicitudes de nuevas conexiones de acuerdo con lo establecido

en el código de distribución.

12. Las demás obligaciones que impongan la ley, los reglamentos y la regulación.

131

Parágrafo 1. El distribuidor de gas natural también tendrá las obligaciones

establecidas en los numerales 1 a 11 del presente artículo con el usuario no regulado que actúe directamente frente a él. Lo dispuesto en el numeral 12 de este artículo le será aplicable al distribuidor en relación con el usuario no regulado según corresponda.

Parágrafo 2. De conformidad con lo establecido en el código de distribución, en

especial en sus numerales 3.13, 4.13 y 4.23, el distribuidor será el responsable de la instalación, operación y mantenimiento de los medidores.


generales del comercializador con el distribuidor de gas natural. El

comercializador de gas natural tendrá las siguientes obligaciones con el distribuidor de gas natural a cuya red se encuentren conectados los usuarios a quienes presta el servicio:

1. Someterse a las condiciones de conexión previstas en el código de distribución de gas combustible para efectos de nuevas conexiones en el sistema de distribución cuando el usuario lo autorice expresamente para representarlo ante el distribuidor.

2. Informar al distribuidor de gas natural cuando se detecte la existencia de una posible irregularidad o de irregularidades en el sistema de medición, en las acometidas o instalaciones en general, y denunciarlas ante las autoridades correspondientes.

3. Constituir los mecanismos de cubrimiento para el pago de las obligaciones que se puedan generar por el uso del sistema de distribución de gas natural, conforme a criterios y condiciones que establezca la CREG.

4. Atender la liquidación que haga el distribuidor de los cargos de distribución de gas natural, observando las disposiciones que sobre la materia se establecen en el artículo 16 de esta Resolución.

5. Pagar oportunamente las facturas de los cargos de distribución de gas natural, de acuerdo con lo establecido en el artículo 21 de esta Resolución.

6. Instruir al usuario sobre su obligación de permitir al distribuidor de gas

132

natural el acceso al sistema de medida.

7. Cumplir con las disposiciones aplicables en materia de medición.

8. Presentar al distribuidor de gas natural las solicitudes de suspensión, corte, reconexión y reinstalación en los términos establecidos en los artículos 0 y 0 de esta Resolución.

9. Presentar al distribuidor de gas natural las solicitudes de conexión cuando

represente a un usuario potencial, de acuerdo con lo establecido en el código de distribución.

10. Incluir en la factura toda aquella información que requiera el distribuidor para

el cumplimiento de las disposiciones contenidas en el código de distribución relativas a las revisiones periódicas y al uso seguro del gas. En caso de que el comercializador omita efectuar estas inclusiones, será el responsable de las consecuencias que se deriven, incluida la posible vulneración al debido proceso al usuario.

11. Remitir inmediatamente al distribuidor, para los fines establecidos en la

Resolución CREG 059 de 2012, o aquella que la modifique o sustituya, el certificado de conformidad de las instalaciones internas cuando el usuario lo entregue o envíe por error al comercializador.


regulación.

Parágrafo 1. Las disposiciones de los anteriores numerales del presente

artículo, con excepción de las de los numerales 8, 9, 10 y 11, también serán aplicables a los usuarios no regulados que actúan directamente frente al distribuidor.

Capítulo VI

Liquidación y facturación del suministro, del transporte y de la

distribución de gas natural

Artículo 13º.- Resolución CREG 123 de 2013. Información base

para la liquidación del suministro y del transporte de gas natural

contratados en el mercado primario de gas natural. El productor-

133

comercializador, el comercializador de gas importado y el transportador de gas natural tendrán en cuenta la siguiente información para la liquidación del suministro y del transporte de gas natural, según corresponda: 1. Los precios resultantes de: i) las negociaciones mediante los mecanismos de

subastas de que tratan los artículos 27 y 50 de la Resolución CREG 089 de 2013, o aquella que la modifique o sustituya; y ii) las negociaciones directas de que tratan los artículos 22 y 25 de la Resolución CREG 089 de 2013, o aquella que la modifique o sustituya.

2. Los valores de los cargos de transporte correspondientes, de conformidad con el artículo 30 de la Resolución CREG 089 de 2013, o aquella que la modifique o sustituya.

3. Cantidades de gas contratadas bajo las modalidades contractuales previstas en el artículo 9 de la Resolución CREG 089 de 2013, o aquella que la modifique o sustituya. En el caso de los contratos de opción de compra de gas, los contratos de opción de compra de gas contra exportaciones, los contratos de suministro de contingencia y los contratos con interrupciones, también se tendrá en cuenta la cantidad entregada bajo esas modalidades contractuales.

4. Capacidades de transporte contratadas bajo las modalidades contractuales previstas en el artículo 9 de la Resolución CREG 089 de 2013, o aquella que la modifique o sustituya. En el caso de los contratos firmes cuando las partes hayan pactado un cargo variable distinto de cero (0) para la remuneración de costos de inversión, los contratos de opción de compra de transporte, los contratos de transporte de contingencia y los contratos con interrupciones, también se tendrá en cuenta el equivalente volumétrico de la cantidad de energía autorizada en el punto de entrada y que haya sido entregada bajo esas modalidades contractuales.

5. Los valores por concepto de pérdidas de gas en el sistema de transporte de acuerdo con lo previsto en el numeral 4.9 del RUT o aquella resolución que lo modifique o sustituya. Así mismo, los valores a que haya lugar por concepto de desbalances de gas en el SNT de acuerdo con lo previsto en los numerales 4.6.4 y 4.6.5 del RUT o aquella resolución que lo modifique o sustituya.

6. Las compensaciones que se deban aplicar de acuerdo con lo previsto en el artículo 15 de la Resolución CREG 089 de 2012. (sic)

134

7. Las compensaciones por variaciones de salida de acuerdo con lo establecido en el artículo 54 de la Resolución CREG 089 de 2013.

Parágrafo. Los precios resultantes de las negociaciones de contratos de

transporte con interrupciones estarán sujetos a las disposiciones establecidas en el artículo 28 de la Resolución CREG 126 de 2010, o aquella que lo modifique o sustituya.


para la liquidación del suministro y del transporte de gas natural

contratados en el mercado secundario de gas natural. El productor-

comercializador, el comercializador de gas importado, el comercializador y el usuario no regulado, este último cuando actúa como vendedor en el mercado secundario en los términos de la Resolución CREG 089 de 2013, tendrán en cuenta la siguiente información para la liquidación del suministro y del transporte de gas natural, según corresponda: 1. Los precios resultantes de las negociaciones directas de que tratan los

artículos 41 y 42 de la Resolución CREG 089 de 2013, o aquella que la modifique o sustituya.

2. Los precios resultantes de las negociaciones a través de los procesos úselo o véndalo de que tratan los artículos 44, 45 y 46 de la Resolución CREG 089 de 2013, o aquella que la modifique o sustituya.

3. Cantidades de gas contratadas bajo las modalidades contractuales previstas

en el artículo 31 de la Resolución CREG 089 de 2013, o aquella que la modifique o sustituya. En el caso de los contratos de opción de compra de gas, los contratos de opción de compra de gas contra exportaciones, los contratos de suministro de contingencia y los contratos con interrupciones, también se tendrá en cuenta la cantidad entregada bajo esas modalidades contractuales.

4. Capacidades de transporte contratadas bajo las modalidades contractuales

previstas en el artículo 31 de la Resolución CREG 089 de 2013, o aquella que la modifique o sustituya. En el caso de los contratos firmes cuando las partes hayan pactado un cargo variable distinto de cero (0) para la remuneración de costos de inversión, los contratos de opción de compra de transporte, los contratos de transporte de contingencia y los contratos con interrupciones, también se tendrá en cuenta el equivalente volumétrico de la cantidad de energía autorizada en el punto de inicio y que haya sido entregada bajo esas modalidades contractuales.

135

5. Los valores por concepto de pérdidas de gas en el sistema de transporte de

acuerdo con lo previsto en el numeral 4.9 del RUT o aquella resolución que lo modifique o sustituya. Así mismo los valores a que haya lugar por concepto de desbalances de gas en el SNT de acuerdo con lo previsto en los numerales 4.6.4 y 4.6.5 del RUT o aquella resolución que lo modifique o sustituya.

6. Las compensaciones que se deban aplicar de acuerdo con lo previsto en el

artículo 15 de la Resolución CREG 089 de 2013, o aquella que la modifique o sustituya.

7. Las compensaciones por variaciones de salida de acuerdo con lo establecido

en el artículo 54 de la Resolución CREG 089 de 2013, o aquella que la modifique o sustituya.


para la liquidación de la distribución de gas natural. El distribuidor de

gas natural tendrá en cuenta la siguiente información para la liquidación de la distribución de gas natural. 1. Los valores de los cargos de distribución establecidos de conformidad con la

Resolución CREG 011 de 2003, o aquella que la modifique o sustituya. Para áreas de servicio exclusivo se considerarán los valores de los cargos de distribución establecidos en los respectivos contratos de concesión.

2. Cantidades de gas distribuidas a través del sistema de distribución.

3. Los valores por concepto de pérdidas y desbalances de gas en el sistema de

distribución según la regulación aplicable.

4. Los valores por concepto de conexión, corte, suspensión, reconexión y reinstalación según la regulación aplicable.

5. Las compensaciones por concepto de variaciones de acuerdo con lo

establecido en el parágrafo 5 del artículo 54 de la Resolución CREG 089 de 2013, o aquella que la modifique o sustituya.

6. Las compensaciones que se deban aplicar de acuerdo con lo previsto en la

Resolución CREG 100 de 2003 o aquella resolución que la modifique o sustituya.

136

Artículo 16º.- Resolución CREG 123 de 2013. Liquidación del

suministro, del transporte y de la distribución de gas natural. El

productor-comercializador, el comercializador de gas importado, el transportador, el usuario no regulado cuando actúa como vendedor en el mercado secundario en los términos de la Resolución CREG 089 de 2013, el distribuidor y/o el comercializador, según corresponda, deberán entregar al comercializador la liquidación del suministro, del transporte y de la distribución para la atención de usuarios regulados a más tardar el octavo día hábil siguiente al último día del mes calendario de prestación del respectivo servicio. Se entenderá por liquidación la estimación de los valores a pagar por el suministro, el transporte y la distribución de gas natural, en la cual se desagregará la información de que tratan los artículos 13, 14 y 15 de esta Resolución según corresponda. La liquidación podrá ser entregada mediante correo, fax o un medio electrónico. Se entenderá como fecha de entrega de la liquidación la que conste en recibos de correo, reportes de fax o de un medio electrónico.

Parágrafo 1. El transportador y/o el distribuidor deberán incluir en la liquidación

las obligaciones del comercializador generadas en cumplimiento de: i) los numerales 14 y 23 del Artículo 8; ii) los numerales 1, 8 y 9 del Artículo 9; iii) los numerales 9 y 10 del Artículo 10; iv) los numerales 9, 10 y 11 del Artículo 11; y v) los numerales 1, 8 y 9 del Artículo 12 de esta Resolución.

Parágrafo 2. El productor-comercializador, el comercializador de gas importado,

el transportador, el usuario no regulado cuando actúa como vendedor en el mercado secundario en los términos de la Resolución CREG 089 de 2013, el distribuidor y/o el comercializador, según corresponda, deberán entregar al usuario no regulado la liquidación del suministro, del transporte y de la distribución en la fecha que prevean en los respectivos contratos. En todo caso, al momento de la suscripción del contrato correspondiente, el usuario no regulado podrá acogerse al plazo establecido en este artículo para el caso del comercializador que atiende usuarios regulados.

Artículo 17º.- Resolución CREG 123 de 2013. Objeciones y

solicitudes de aclaración sobre la liquidación. Si el comercializador o el

usuario no regulado tiene objeciones o requiere aclaraciones sobre la liquidación del suministro, del transporte y de la distribución de gas natural podrá presentarlas por escrito al respectivo agente dentro del día hábil siguiente al recibo de la misma.

137

Artículo 18º.- Resolución CREG 123 de 2013. Facturación del

suministro, del transporte y de la distribución de gas natural. El

productor-comercializador, el comercializador de gas importado, el transportador, el usuario no regulado cuando actúa como vendedor en el mercado secundario en los términos de la Resolución CREG 089 de 2013, el distribuidor y/o el comercializador, según corresponda, deberán facturar mensualmente el suministro, el transporte y la distribución de gas natural. Para ello deberán contestar las objeciones y solicitudes de aclaración presentadas por el comercializador o el usuario no regulado a la liquidación e incorporar las correcciones correspondientes en la facturación. A más tardar el segundo día hábil siguiente al vencimiento del plazo para objeciones y solicitudes de aclaración a la liquidación el respectivo participante del mercado deberá entregar al comercializador la factura original o la factura electrónica que cumpla con lo dispuesto en las normas vigentes sobre este tipo de documentos.

Parágrafo 1. El transportador y/o el distribuidor deberán incluir en la factura las

obligaciones del comercializador generadas en cumplimiento de: i) los numerales 14 y 23 del Artículo 8; ii) los numerales 1, 8 y 9 del Artículo 9 ; iii) los numerales 9 y 10 del Artículo 10; iv) los numerales 9, 10 y 11 del Artículo 11; y v) los numerales 1, 8 y 9 del Artículo 12 de la presente Resolución.

Parágrafo 2. Si después de entregada la factura al comercializador un

participante del mercado identifica valores adeudados no incluidos en la factura, este participante podrá incluir dichos valores en la factura del siguiente mes calendario.

Parágrafo 3. El transportador deberá indicar en la factura, en forma

independiente, los cargos asociados al servicio de transporte, al servicio de parqueo y los demás especificados en el parágrafo 1 de este artículo. Así mismo, el transportador y el remitente mantendrán disponibles las lecturas y gráficas, y los archivos magnéticos pertinentes para verificar la exactitud de cualquier estado de cuenta, factura o cómputo. El transportador deberá incluir en la factura, como mínimo, la siguiente información: 1. Nombre de la empresa responsable de la prestación del servicio.

138

2. Nombre del remitente y puntos de inicio del servicio y puntos de terminación del servicio.

3. NIU del usuario conectado directamente al sistema de transporte atendido por el comercializador y para el cual se factura el servicio.

4. Período de facturación por el cual se cobra el servicio de transporte.

5. El equivalente volumétrico de la cantidad de energía autorizada en el punto de inicio del servicio referido a condiciones estándar.

6. Poder calorífico del gas natural.

7. Fecha máxima de pago oportuno, fecha de suspensión y/o corte del servicio.

8. Valor total de la factura.

9. Los cargos autorizados por la Comisión.

10. Valor de las deudas atrasadas.

Parágrafo 4. Cuando un participante del mercado facture más de una vez

montos superiores al valor real de las obligaciones adeudadas por un comercializador o usuario no regulado, la autoridad competente podrá considerar esta conducta como una práctica contraria a la libre competencia.

Parágrafo 5. El productor-comercializador, el comercializador de gas importado,

el transportador, el usuario no regulado cuando actúa como vendedor en el mercado secundario en los términos de la Resolución CREG 089 de 2013, el distribuidor y/o el comercializador, según corresponda, deberán facturar el suministro, el transporte y la distribución de gas natural al usuario no regulado con la periodicidad que prevean en los respectivos contratos. En todo caso, al momento de la suscripción del contrato correspondiente, el usuario no regulado podrá acogerse al plazo establecido en este artículo para el caso del comercializador que atiende usuarios regulados.

Artículo 19º.- Resolución CREG 123 de 2013. Objeción a la factura.

El comercializador o el usuario no regulado podrá objetar facturas de suministro, de transporte y de la distribución de gas natural, mediante comunicación escrita debidamente soportada, dentro de los dos (2) días hábiles siguientes a la fecha de recibo de la factura.

139

La objeción procederá cuando se presenten errores aritméticos, valores incorrectos, fecha de vencimiento incorrecta o cobro de conceptos no autorizados por la regulación. En estos casos se podrá glosar la factura, indicando claramente el valor objetado y el motivo. Presentada formal y oportunamente la objeción, el correspondiente participante del mercado deberá responderla y entregar al comercializador o al usuario no regulado una nueva factura respecto de la parte que haya sido objetada, en original o mediante factura electrónica que cumpla lo dispuesto en la reglamentación vigente sobre este tipo de documentos. La factura deberá ser pagada por el comercializador o el usuario no regulado dentro de los términos previstos en esta Resolución.

Artículo 20º.- Resolución CREG 123 de 2013. Rechazo de la

factura. El comercializador o el usuario no regulado podrá rechazar facturas de

suministro, de transporte y de distribución de gas natural, mediante comunicación escrita debidamente soportada, dentro del día hábil siguiente a la fecha de recibo de la factura. El rechazo procederá cuando se presenten glosas superiores al 50% del valor de la factura o en los casos de tachaduras o enmendaduras. En estos casos se indicará claramente el valor objetado y el motivo. Presentado formal y oportunamente el rechazo, el correspondiente participante del mercado deberá responderlo y entregar al comercializador o al usuario no regulado una nueva factura, en original o mediante factura electrónica que cumpla lo dispuesto en las normas vigentes sobre este tipo de documentos. La factura deberá ser pagada por el comercializador o el usuario no regulado dentro de los términos previstos en esta Resolución.

Artículo 21º.- Resolución CREG 123 de 2013. Pago de la factura. El

vencimiento de la factura será el cuarto día hábil posterior a la entrega de la misma, siempre y cuando ésta se emita una vez se haya agotado el procedimiento establecido en los artículos anteriores de este capítulo. Para el efecto, al finalizar el día del vencimiento el respectivo participante del mercado deberá tener disponibles y efectivos los recursos de los pagos efectuados por el comercializador; en caso contrario se entenderá que el comercializador no ha realizado el pago. El comercializador o el usuario no regulado deberá utilizar los procedimientos de pago que indique el respectivo participante del mercado y suministrar vía fax,

140

correo o medio electrónico, la información completa del pago efectuado, a más tardar el día hábil siguiente a la fecha de pago. Si el pago no se realiza dentro del plazo estipulado, el comercializador o el usuario no regulado incurrirá en incumplimiento de sus obligaciones y el respectivo participante del mercado podrá ejecutar los mecanismos de cubrimiento pactados con el comercializador o el usuario no regulado. Cuando estos mecanismos de cubrimiento no sean suficientes para pagar las obligaciones de los servicios prestados en el mercado de gas natural, el respectivo participante del mercado podrá cobrar la tasa de interés de mora sobre los montos faltantes. El comercializador o el usuario no regulado deberá pagar, dentro del plazo de la factura expedida según lo dispuesto en el Artículo 18 de esta Resolución, las sumas que no son motivo de objeción o, de lo contrario, el respectivo participante del mercado podrá hacer efectivos los mecanismos de cubrimiento pactados con el comercializador o el usuario no regulado hasta por el valor correspondiente a las sumas que no son objetadas. Una vez el participante del mercado que prestó el servicio resuelve la diferencia que motiva la objeción, y si existieran valores faltantes, el comercializador o el usuario no regulado deberán cancelarlos reconociendo la tasa de interés de mora si la objeción no es aceptada. En caso contrario, la DTF vigente al momento del vencimiento de la factura expedida según lo dispuesto en el Artículo 18 de esta Resolución.

Los pagos que realicen los comercializadores y los usuarios no regulados se aplicarán primero a la cancelación de intereses de mora y luego al valor de capital, considerando la antigüedad de los vencimientos, de conformidad con el artículo 881 del Código de Comercio.

Parágrafo 1. El retraso en la emisión de la factura por parte de un participante

del mercado no afectará la vigencia o los valores de los mecanismos de cubrimiento para el pago del suministro, del transporte o de la distribución presentados por el comercializador o el usuario no regulado ante el correspondiente participante del mercado.

Parágrafo 2. El vencimiento de las facturas al usuario no regulado será el que

prevean en los respectivos contratos. En todo caso, al momento de la suscripción del contrato correspondiente, el usuario no regulado podrá acogerse al plazo establecido en este artículo para el caso del comercializador que atiende usuarios regulados.

141

Capítulo VII

Suspensión, corte, reconexión y reinstalación del servicio

Artículo 22º.- Resolución CREG 123 de 2013. Suspensión y corte

del servicio. El comercializador será el único responsable por las decisiones de

suspensión y de corte del servicio al usuario que atiende derivadas de la falta de pago o del mutuo acuerdo con el usuario, para lo cual se deberán observar las siguientes disposiciones: 1. El comercializador no podrá realizar maniobras de suspensión o de corte del

servicio. Cuando requiera que se realicen estas maniobras lo deberá solicitar por escrito al transportador o al distribuidor de gas natural.

2. Para la suspensión o el corte del servicio, el transportador o el distribuidor de

gas natural deberá considerar que: a) Las maniobras de suspensión o de corte deberán ser programadas y

realizadas dentro de los tres (3) días hábiles siguientes al recibo de la solicitud escrita del comercializador, salvo que el comercializador solicite la cancelación de las mismas mediante comunicación escrita.

b) Si transcurrido el plazo del literal anterior el transportador o el

distribuidor de gas natural no ha realizado la suspensión o el corte del servicio, se hará responsable por los consumos de gas del usuario desde el vencimiento del plazo.

c) El comercializador será responsable de los perjuicios que se lleguen a

causar como resultado de la suspensión o del corte por parte del transportador o del distribuidor cuando la solicitud del comercializador sea improcedente.

Parágrafo 1. Cuando el usuario no permita el acceso del transportador o del

distribuidor de gas natural a sus instalaciones para realizar la suspensión o el corte, en al menos dos ocasiones entre las cuales medie un término de al menos veinticuatro (24) horas, se entenderá que hay un incumplimiento del contrato de prestación del servicio en materia que afecta gravemente al comercializador o a terceros, caso en el cual el transportador o el distribuidor de gas natural procederá a solicitarle al comercializador la instrucción de corte del servicio. Si el comercializador no imparte esta instrucción el día hábil siguiente al recibo de la mencionada solicitud, el comercializador se hará responsable por los consumos de

142

gas natural del usuario desde el vencimiento de este nuevo plazo.

Parágrafo 2. En los eventos en que, por solicitud del comercializador, el

transportador o el distribuidor de gas natural realice la suspensión o el corte del servicio a un usuario, el comercializador asumirá los costos eficientes en que incurra el distribuidor o el transportador de gas natural. Lo anterior sin perjuicio de que el comercializador traslade dichos costos al usuario que corresponda.

Parágrafo 3. El distribuidor o el transportador será el único responsable por las

decisiones de suspensión o corte del servicio al usuario que atiende, derivadas de las demás causales de suspensión o corte del servicio, para lo cual se deberán observar las disposiciones establecidas en el código de distribución y en el RUT, según corresponda.

Artículo 23º.- Resolución CREG 123 de 2013. Reconexión y

reinstalación del servicio. El comercializador será el único responsable por

las decisiones de reconexión y de reinstalación del servicio al usuario al que se le haya suspendido o cortado el servicio en los términos del Artículo 22 de la presente Resolución. Las decisiones de reconexión y de reinstalación a que haya lugar como consecuencia de la actividad de revisiones periódicas serán responsabilidad del distribuidor, conforme a lo establecido en el código de distribución. En los demás casos será responsabilidad del transportador o del distribuidor, según corresponda. Para la reconexión o la reinstalación del servicio se deberán observar las siguientes disposiciones: 1. El comercializador no podrá realizar maniobras de reconexión o de

reinstalación del servicio. Cuando requiera que se realicen estas maniobras lo deberá solicitar por escrito al transportador o al distribuidor de gas natural.

2. El comercializador será responsable de los perjuicios que se lleguen a causar como resultado de la demora en la solicitud de reconexión o de reinstalación del servicio al usuario al que se le haya suspendido o cortado el servicio en los términos del 0 de la presente Resolución.

3. Las maniobras de reconexión deberán ser programadas y realizadas en el

plazo señalado en el artículo 42 del Decreto Ley 19 de 2012 o la norma que lo modifique o sustituya. Si transcurrido el plazo establecido en este decreto el transportador o el distribuidor de gas natural no ha realizado la reconexión del servicio, se considerará como falla del servicio, de acuerdo con el artículo 142 de la Ley 142 de 1994, y el transportador o el distribuidor de gas natural

143

deberá pagar las respectivas compensaciones establecidas en la Resolución CREG 100 de 2003 o aquella que la modifique o sustituya.

4. Las maniobras de reinstalación deberán ser realizadas dentro de los siete (7)

días hábiles siguientes a la fecha de recibo de la solicitud del comercializador. Si transcurrido el plazo establecido en este numeral el transportador o el distribuidor de gas natural no ha realizado la reinstalación del servicio, se considerará como falla del servicio, de acuerdo con el artículo 142 de la Ley 142 de 1994, y el transportador o el distribuidor de gas natural deberá pagar las respectivas compensaciones establecidas en la Resolución CREG 100 de 2003 o aquella que la modifique o sustituya.

Parágrafo. En los eventos en que, por solicitud del comercializador, el

transportador o el distribuidor realice la reconexión o la reinstalación del servicio a un usuario, el comercializador asumirá los costos eficientes en que incurra el transportador o el distribuidor. Lo anterior sin perjuicio de que el comercializador traslade dichos costos al usuario que corresponda.

Capítulo VIII

Relación del comercializador con otro comercializador

Artículo 24º.- Resolución CREG 123 de 2013. Información para el

usuario. El comercializador deberá incluir en su página web un enlace en el que

únicamente se publique información actualizada sobre el proceso de cambio de comercializador, que incluya por lo menos: 1. Un enunciado claro y conciso que informe sobre el derecho que le asiste al

usuario a elegir libremente su comercializador, haciendo hincapié en la diferencia entre la figura del comercializador y la del distribuidor de gas natural.

2. El número de comercializadores que prestan el servicio en cada mercado

relevante de comercialización que atiende. 3. El costo unitario resultante de aplicar la fórmula tarifaria vigente aplicable a

usuarios regulados que ha cobrado en cada mercado relevante de comercialización durante el mes correspondiente y cada uno de los doce (12) meses anteriores.

144

4. Información sobre las clases de contratos ofrecidos por la empresa a cada tipo de usuario.

5. Información detallada sobre los requisitos y el procedimiento para el cambio

de comercializador, los cuales deberán estar acordes con la regulación vigente.

El comercializador deberá indicar en la factura la página web en la que se publica esta información.

Parágrafo. El gestor del mercado de gas natural deberá publicar en su página

web la lista de aquellos comercializadores que en el último mes calendario han registrado contratos celebrados en el mercado mayorista de gas natural.

Artículo 25º.- Resolución CREG 123 de 2013. Requisitos para el

cambio de comercializador. Para el cambio de comercializador, el nuevo

comercializador verificará que el usuario que le ha solicitado el servicio cumpla los siguientes requisitos: 1. Haber cumplido los tiempos de permanencia mínima con el comercializador

que le presta el servicio, de acuerdo con lo establecido en la regulación vigente.

2. Estar a paz y salvo con el comercializador que le presta el servicio. 3. Haber garantizado el pago de que trata el artículo 28 de esta Resolución. 4. Tener sistema individual de telemetría de conformidad con lo establecido en

la regulación vigente.

Artículo 26º.- Resolución CREG 123 de 2013. Solicitud de

prestación del servicio que implique cambio de comercializador. El

usuario interesado contactará al comercializador que haya elegido como nuevo prestador del servicio y lo habilitará expresamente para gestionar el cambio de comercializador. El comercializador que le presta el servicio al usuario no podrá hacer exigible la participación del mismo en el proceso de cambio de comercializador y se entenderá directamente con el nuevo prestador del servicio.

Artículo 27º.- Resolución CREG 123 de 2013. Paz y salvo. Para la

145

expedición del paz y salvo que se requiere para el cambio de comercializador, se deberán observar las siguientes reglas: 1. El usuario, directamente o a través del nuevo comercializador, le solicitará al

comercializador que le presta el servicio un documento que certifique que se encuentra a paz y salvo por conceptos relacionados directamente con la prestación del servicio.

2. El paz y salvo corresponderá a los consumos facturados al usuario. Por

consiguiente no se requerirá paz y salvo por consumos no facturados al usuario por parte del comercializador que le presta el servicio.

3. El comercializador que le presta el servicio deberá dar respuesta a la

solicitud de paz y salvo dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes al día en que se hace la solicitud. En caso de que este comercializador no de respuesta dentro del término establecido se podrá realizar el cambio de comercializador sin que sea exigible este requisito.

En la respuesta se deberá indicar claramente si el usuario está o no a paz y salvo por conceptos relacionados directamente con la prestación del servicio público domiciliario. En caso de que el usuario no se encuentre a paz y salvo con el comercializador que le presta el servicio, éste deberá dar respuesta por escrito, dentro del plazo señalado, indicando claramente los números de referencia de las facturas en mora, el período de suministro correspondiente y el valor pendiente de pago del respectivo usuario.

4. El documento que se emita como paz y salvo deberá contener los siguientes

elementos:

a) Identificación del comercializador que le presta el servicio al usuario.

b) Fecha de expedición.

c) Identificación del usuario: incluyendo el nombre, el NIU, y la dirección del predio para el cual se solicita el paz y salvo.

d) Último período facturado y la lectura correspondiente.

e) Cartera corriente por conceptos relacionados directamente con la

prestación del servicio público domiciliario: números de referencia de las facturas emitidas y que aún no se han vencido, indicando para cada una el concepto, valor y fecha de vencimiento.

146

f) Acuerdos de pago por conceptos relacionados directamente con la prestación del servicio público domiciliario: informar sobre los acuerdos de pago firmados con el usuario, indicando las cuotas pendientes y el saldo adeudado, discriminando el capital y los intereses.

g) Procesos pendientes por resolver: indicar si el usuario tiene o no

procesos de investigación en curso por posibles fraudes, que en caso de resolverse a favor de la empresa generarían nuevas obligaciones por consumos dejados de facturar.

Parágrafo 1. El paz y salvo que expida el comercializador que atiende al usuario

no perderá validez para efectos del cambio de comercializador, si aquél omite incluir alguno de los elementos señalados en el numeral 4 de este artículo. Sin perjuicio de lo anterior el comercializador que prestaba el servicio podrá hacer uso de los mecanismos y acciones legales para exigir del usuario el pago de los valores que éste le pueda adeudar al momento del cambio de comercializador.

Parágrafo 2. Cualquier información que se incluya en el paz y salvo adicional a

la señalada en el numeral 4 de este artículo se tendrá por no escrita para efectos del cambio de comercializador.

Parágrafo 3. El usuario podrá solicitar el paz y salvo de que trata este artículo

para cualquier otro efecto que considere necesario.

Artículo 28º.- Resolución CREG 123 de 2013. Mecanismos para

asegurar el pago. Para asegurar el pago de los consumos facturados y/o

realizados y no facturados entre la expedición del paz y salvo de que trata el artículo 27 de esta Resolución y el momento del cambio de comercializador, el nuevo comercializador deberá, previo acuerdo con el usuario, asumir el pago de los consumos facturados y el de los consumos realizados y no facturados. El nuevo comercializador deberá cobrar al usuario el valor de los pagos que haya realizado por los conceptos antes mencionados.

Parágrafo. La lectura del medidor en la fecha en que se hace efectivo el cambio

de comercializador deberá ser informada al nuevo comercializador por parte del comercializador que le prestaba el servicio al usuario, para efectos de determinar los consumos realizados y no facturados.

Capítulo IX

147

Otras disposiciones

Artículo 29º.- Resolución CREG 123 de 2013. Modificaciones. La

presente Resolución modifica las siguientes disposiciones: 1. El artículo 4 de la Resolución CREG 057 de 1996 en lo relativo a la

obligación de registro del comercializador de gas natural. 2. Artículo 20 de la Resolución CREG 126 de 2010 (período de facturación).

Artículo 30º.- Resolución CREG 123 de 2013. Derogatorias. La

presente Resolución deroga aquellas disposiciones que le sean contrarias y en especial el numeral 5.7 del RUT.

Artículo 31º.- Resolución CREG 123 de 2013. Vigencia. El reglamento

que se adopta mediante esta Resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial. PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE.

148



(Septiembre 19)

- Por la cual se reglamentan aspectos comerciales aplicables a la

compraventa de gas natural mediante contratos firmes

bimestrales en el mercado mayorista de gas natural, como parte

del reglamento de operación de gas natural -


En ejercicio de sus facultades legales, en especial de las conferidas por la Ley 142

de 1994, y en desarrollo del Decreto 2253 de 1994, y


El inciso tercero del artículo 333 de la Constitución Política establece que “(e)l Estado, por mandato de la ley, impedirá que se obstruya o se restrinja la libertad económica y evitará o controlará cualquier abuso que personas o empresas hagan de su posición dominante en el mercado nacional”. El artículo 365 de la Constitución Política establece, a su vez, que “(l)os servicios públicos son inherentes a la finalidad social del Estado. Es deber del Estado asegurar su prestación eficiente a todos los habitantes del territorio nacional”, que los mismos estarán sometidos al régimen jurídico que fije la ley, y que “(e)n todo caso, el Estado mantendrá la regulación, el control y la vigilancia de dichos servicios”. Los artículos 1, 2, 3 y 4 de la Ley 142 de 1994 establecen que los servicios públicos domiciliarios son esenciales y que la intervención del Estado está encaminada, entre otros fines, a conseguir su prestación eficiente, asegurar su calidad, ampliar su cobertura, permitir la libre competencia y evitar el abuso de la posición dominante. Esto mediante diversos instrumentos expresados, entre otros, en las funciones y atribuciones asignadas a las entidades, en especial las regulaciones de las comisiones, relativas a diferentes materias como la gestión y obtención de recursos para la prestación de servicios, la fijación de metas de eficiencia, cobertura, calidad y su evaluación, la definición del régimen tarifario, la organización de sistemas de información, la neutralidad de la prestación de los servicios, entre otras.

149

El numeral 14.18 del artículo 14 y el artículo 69 de la Ley 142 de 1994 prevén a cargo de las comisiones de regulación la atribución de regular el servicio público respectivo con sujeción a la ley y a los decretos reglamentarios como una función de intervención sobre la base de lo que las normas superiores dispongan para asegurar que quienes presten los servicios públicos se sujeten a sus mandatos. Dicha atribución consiste en la facultad de dictar normas de carácter general o particular en los términos de la Constitución y la ley, para someter la conducta de las personas que presten los servicios públicos domiciliarios y sus actividades complementarias a las reglas, normas, principios y deberes establecidos por la ley y los reglamentos. El artículo 34 de la Ley 142 de 1994 dispone que “las empresas de servicios públicos, en todos sus actos y contratos, deben evitar privilegios y discriminaciones injustificadas, y abstenerse de toda práctica que tenga la capacidad, el propósito o el efecto de generar competencia desleal o de restringir en forma indebida la competencia”, estableciendo para el efecto, entre otras, qué prácticas son consideradas como restricción indebida a la competencia, dentro de las que se destaca la establecida en su numeral 34.6, que estipula como una de ellas, “el abuso de la posición dominante al que se refiere el artículo 133 de esta Ley, cualquiera que sea la otra parte contratante y en cualquier clase de contratos”. Según lo dispuesto en el artículo 73 de la Ley 142 de 1994, corresponde a las comisiones regular los monopolios en la prestación de los servicios públicos, cuando la competencia no sea, de hecho, posible y, en los demás casos, la de promover la competencia entre quienes prestan servicios públicos, para que las operaciones de los monopolistas o de los competidores sean económicamente eficientes, no impliquen abuso de posición dominante y produzcan servicios de calidad. De acuerdo con lo establecido en el literal a) del numeral 74.1 del artículo 74 de la Ley 142 de 1994, es función de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, regular el ejercicio de las actividades de los sectores de energía y gas combustible para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente, propiciar la competencia en el sector de minas y energía, proponer la adopción de las medidas necesarias para impedir abusos de posición dominante y buscar la liberación gradual de los mercados hacia la libre competencia. El literal b) del numeral 74.1 del artículo 74 de la Ley 142 de 1994 determina que corresponde a la CREG expedir regulaciones específicas para el uso eficiente del gas combustible por parte de los consumidores.

150

De acuerdo con lo establecido en el literal c) del numeral 74.1 del artículo 74 de la Ley 142 de 1994, es función de la CREG establecer el reglamento de operación para regular el funcionamiento del mercado mayorista de gas combustible. La potestad normativa atribuida a las comisiones de regulación es una manifestación de la intervención del Estado en la economía expresada en la regulación con la finalidad de corregir las fallas del mercado, delimitar la libertad de empresa, preservar la competencia económica, mejorar la prestación de los servicios públicos y proteger los derechos de los usuarios. Los Códigos Civil y de Comercio regulan los contratos de suministro, compraventa y transporte. De acuerdo con lo establecido en el artículo 978 del Código de Comercio, cuando la prestación de un servicio público está regulada por el Gobierno, las condiciones de los contratos deberán sujetarse a los respectivos reglamentos. El mercado secundario previsto en la regulación es físico, de tal forma que su desarrollo depende de las gestiones que realizan los propios participantes de mercado que cuentan con excedentes y aquellos que tienen desbalances en sus compras. Se considera que para un desarrollo óptimo del mercado secundario, en el cual se obtengan indicadores de mercado de corto y mediano plazo, se requiere: i) mejorar la disponibilidad de información; ii) mejorar la liquidez a través de la fijación de requisitos mínimos en los contratos; y iii) buscar que los participantes en este mercado estén sometidos a la regulación y a la inspección, vigilancia y control por parte de las entidades competentes. El Decreto 2100 de 2011, en su artículo 11, dispone que la CREG establecerá los mecanismos y procedimientos de comercialización de la producción total disponible para la venta, PTDV, y de las cantidades importadas disponibles para la venta, CIDV, conforme a los lineamientos establecidos en dicha norma. En el artículo 13 del Decreto 2100 de 2011 se establecen los lineamientos para la expedición de los mecanismos y procedimientos de comercialización, determinándose que la CREG “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”.

151

El artículo 14 del Decreto 2100 de 2011 establece que “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”. Según el parágrafo del artículo 22 del Decreto 2100 de 2011, 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.


El artículo 1 del Decreto 1710 de 2013 establece que al expedir el reglamento de operación del mercado mayorista de gas natural la CREG podrá “(e)stablecer 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” y “(s)eñalar 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”. Mediante la Resolución CREG 088 de 2013 la Comisión liberó el precio del gas natural puesto en punto de entrada al sistema nacional de transporte. Mediante la Resolución CREG 089 de 2013 la Comisión reglamentó aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, que hacen parte del reglamento de operación de gas natural. Mediante la Resolución CREG 094 de 2014 la CREG seleccionó el gestor del mercado de gas natural, con base en las disposiciones contenidas en la Resolución CREG 124 de 2013 y aquellas que la han modificado. Mediante la Resolución CREG 101 de 2014 la CREG ordenó hacer público un proyecto de resolución “Por la cual se reglamentan aspectos comerciales aplicables a la compraventa de gas natural mediante contratos firmes bimestrales en el mercado mayorista de gas natural, como parte del reglamento de operación de gas natural”.

152

En el Documento CREG-072 de 2014, el cual soporta esta Resolución, se presenta el análisis a los comentarios recibidos sobre la propuesta regulatoria sometida a consulta mediante la Resolución CREG 101 de 2014. En cumplimiento de lo establecido en la Ley 1340 de 2009 y el Decreto 2897 de 2010 mediante la comunicación S-2014-003606 del 5 de septiembre de 2014 la Comisión informó a la Superintendencia de Industria y Comercio, SIC, sobre el proyecto de resolución. Mediante comunicación E-2014-009320 del 19 de septiembre de 2014 la Superintendencia de Industria y Comercio, SIC, emitió su concepto sobre la propuesta regulatoria puesta a su consideración. En su concepto la SIC recomendó incluir en el proyecto regulatorio “un artículo que prohíba expresamente la conducta tendiente a distorsionar el precio base de las subastas de contratos firmes bimestrales y contratos con interrupciones mediante la oferta de precios de reserva por parte de comercializadores y usuarios no regulados artificialmente altos”. La CREG analizó la recomendación presentada por la SIC e incluyó los ajustes que consideró pertinentes en la presente resolución. Según lo previsto en el artículo 8 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo, la regulación que mediante la presente resolución se adopta ha surtido el proceso de publicidad previo correspondiente. La Comisión de Regulación de Energía y Gas aprobó el presente acto administrativo en la sesión No. 620 del día 19 de septiembre de 2014.

R E S U E L V E:

Artículo 1º.- Resolución CREG 136 de 2014. Objeto. Mediante esta

Resolución se regulan aspectos comerciales aplicables a la compraventa de gas natural mediante contratos firmes bimestrales en el mercado mayorista de gas natural, como parte del reglamento de operación de gas natural. Esta Resolución también contiene el conjunto de disposiciones aplicables al mecanismo de comercialización empleado para la compraventa de excedentes de gas natural utilizado efectivamente como combustible.


La presente Resolución aplica a todos los participantes del mercado de gas natural.

153


interpretación y aplicación de esta Resolución se tendrán en cuenta las siguientes definiciones, además de las contenidas en la Ley 142 de 1994, los decretos del Gobierno Nacional y las resoluciones de la CREG, en especial aquellas contenidas en la Resolución CREG 089 de 2013. Contrato firme bimestral: corresponde a un contrato bajo la modalidad firme o que garantiza firmeza, en los términos de la Resolución CREG 089 de 2013 o aquellas que la modifiquen o sustituyan, para el suministro de gas natural desde las 00:00 horas del primer día calendario del primer mes de un bimestre hasta las 24:00 horas del último día calendario del segundo mes de ese mismo bimestre. Estos contratos sólo se podrán pactar como resultado de la negociación de excedentes de gas y/o de gas del mercado secundario. Excedentes de gas: gas natural que queda disponible en una fuente después de aplicar los mecanismos de comercialización establecidos en los artículos 25 y 27 de la Resolución CREG 089 de 2013, o aquellas que la modifiquen o sustituyan. En cada fuente y por cada vendedor será la diferencia entre la oferta de PTDVF o la oferta de CIDVF, según corresponda, y la cantidad total negociada mediante los mecanismos de comercialización previstos en los artículos 25 y 27 de la Resolución CREG 089 de 2013, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

Artículo 4º.- Resolución CREG 136 de 2014. Requisitos mínimos de

los contratos firmes bimestrales. Los contratos firmes bimestrales deberán

cumplir los requisitos mínimos que se establecen en el presente artículo: 1. Serán de entrega física.

2. Durante su vigencia las obligaciones de dichos contratos se considerarán

permanentes y por el 100% del gas natural contratado.

3. No podrán contrariar, en forma alguna, la definición de contrato firme o que garantiza firmeza establecida en el artículo 3 de la Resolución CREG 089 de 2013, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

4. Deberán cumplir las condiciones establecidas en los artículos 11, 12, 14 y 15 de la Resolución CREG 089 de 2013, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

5. Tendrán una duración permisible para suspensiones del servicio equivalente a la décima parte de lo establecido en el numeral 1 del artículo 13 de la

154

Resolución CREG 089 de 2013, o aquellas que la modifiquen o sustituyan. Las demás disposiciones previstas en dicho artículo para los contratos de suministro le serán aplicables a estos contratos.

Artículo 5º.- Resolución CREG 136 de 2014. Vendedores de

excedentes de gas. Corresponden a los vendedores a los que se hace

referencia en el artículo 17 de la Resolución CREG 089 de 2013, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

Concordancia: Artículo 17.- Resolución CREG 089 de 2013. Vendedores de gas natural. Los productores-comercializadores y los comercializadores de gas importado.

Artículo 6º.- Resolución CREG 136 de 2014. Vendedores de gas del

mercado secundario. Corresponden a los vendedores a los que se hace

referencia en el artículo 34 de la Resolución CREG 089 de 2013, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

Concordancia: Artículo 34.- Resolución CREG 089 de 2013. Vendedores de gas natural. Los comercializadores y los usuarios no regulados son los únicos participantes del mercado que podrán vender gas natural en el mercado secundario.

Artículo 7º.- Resolución CREG 136 de 2014. Compradores de

contratos firmes bimestrales. Corresponden a los compradores a los que

hace referencia en los artículos 18 y 35 de la Resolución CREG 089 de 2013, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

Concordancia: Artículo 18.- Resolución CREG 089 de 2013. Compradores de gas natural. Los comercializadores y los usuarios no regulados. Artículo 35.- Resolución CREG 089 de 2013. Compradores de gas natural. Los productores-comercializadores, los comercializadores de gas importado y los comercializadores.

Artículo 8º.- Resolución CREG 136 de 2014. Negociaciones de

contratos firmes bimestrales. Los vendedores y los compradores a los que

se hace referencia en los Artículos 5, 6 y 7 de la presente Resolución sólo podrán negociar la compraventa de gas natural mediante contratos firmes bimestrales a través de las subastas que se realizarán cada mes y se regirán por el reglamento

155

establecido en el Anexo de esta Resolución.

Parágrafo. Mediante las subastas a las que se hace referencia en este artículo

se negociarán contratos con entrega para los bimestres de diciembre y enero, enero y febrero, febrero y marzo, marzo y abril, abril y mayo, mayo y junio, junio y julio, julio y agosto, agosto y septiembre, septiembre y octubre, octubre y noviembre, y noviembre y diciembre. Estos contratos deberán ser registrados ante el gestor del mercado de acuerdo con lo dispuesto en la Resolución CREG 089 de 2013, o aquellas que la modifiquen o sustituyan. Artículo 9º.- Resolución CREG 136 de 2014. Transición. De manera transitoria, los vendedores y

los compradores a los que se hace referencia en los Artículos 5, 6 y 7 de la presente Resolución podrán negociar directamente la compraventa de excedentes de gas mediante contratos firmes en cualquier momento, con sujeción a las siguientes reglas: 1. Serán de entrega física.

2. Tendrán una duración mínima de siete (7) días calendario y su vencimiento no podrá superar las 24:00

horas del 31 de mayo de 2015.

3. Durante su vigencia las obligaciones de dichos contratos se considerarán permanentes y por el 100% del gas natural contratado.

4. No podrán contrariar, en forma alguna, la definición de contrato firme o que garantiza firmeza establecida en el artículo 3 de la Resolución CREG 089 de 2013, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

5. Deberán cumplir las condiciones establecidas en los artículos 11, 12, 14 y 15 de la Resolución CREG

089 de 2013, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

6. Tendrán una duración permisible para suspensiones del servicio proporcional a la duración del contrato según la siguiente expresión:

Donde:

Duración permisible para suspensiones del servicio.

Duración del contrato en días.

Valor en horas establecido en el numeral 1 del artículo 13 de la Resolución CREG 089 de 2013, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

Las demás disposiciones previstas para los contratos de suministro en el artículo 13 de la Resolución CREG 089 de 2013, o aquellas que la modifiquen o sustituyan, le serán aplicables a estos contratos.

Comentario: Modificado este artículo mediante la Resolución de la Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG 050 de Abril 23 de 2015, “Por la cual se modifica el plazo establecido en el numeral 2 del artículo 9 de la Resolución CREG 136 de 2014” así:

156

Artículo 1o. Resolución CREG 050 de 2015. El artículo 9 de la

Resolución CREG 136 de 2014 quedará así:

“Artículo 9º.- Transición. De manera transitoria, los vendedores y los

compradores a los que se hace referencia en los Artículos 5, 6 y 7 de la presente Resolución podrán negociar directamente la compraventa de excedentes de gas mediante contratos firmes en cualquier momento, con sujeción a las siguientes reglas: 1. Serán de entrega física. 2. Tendrán una duración mínima de siete (7) días calendario y su vencimiento no podrá superar las 24:00 horas del 30 de junio de 2015. 3. Durante su vigencia las obligaciones de dichos contratos se considerarán permanentes y por el 100% del gas natural contratado. 4. No podrán contrariar, en forma alguna, la definición de contrato firme o que garantiza firmeza establecida en el artículo 3 de la Resolución CREG 089 de 2013, o aquellas que la modifiquen o sustituyan. 5. Deberán cumplir las condiciones establecidas en los artículos 11, 12, 14 y 15 de la Resolución CREG 089 de 2013, o aquellas que la modifiquen o sustituyan. 6. Tendrán una duración permisible para suspensiones del servicio proporcional a la duración del contrato según la siguiente expresión:

Donde:

Duración permisible para suspensiones del servicio.

Duración del contrato en días.

Valor en horas establecido en el numeral 1 del artículo 13 de la Resolución CREG 089 de 2013, o aquellas que la modifiquen o sustituyan. Las demás disposiciones previstas para los contratos de suministro en el artículo 13 de la Resolución CREG 089 de 2013, o aquellas que la modifiquen o sustituyan, le serán aplicables a estos contratos.”

157

Artículo 10º.- Resolución CREG 136 de 2014. Vigencia. La presente

Resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial.

ANEXO


REGLAMENTO DE LAS SUBASTAS PARA LA VENTA DE GAS

NATURAL MEDIANTE CONTRATOS FIRMES BIMESTRALES

1. Objeto El presente reglamento tiene por objeto establecer las condiciones y procedimientos para la negociación de contratos firmes bimestrales mediante subastas, según lo dispuesto en el Artículo 8 de esta Resolución. 2. Definiciones Administrador de las subastas: el gestor del mercado será el encargado de organizar las subastas. Auditor de las subastas: persona natural o jurídica, con reconocida experiencia en procesos de auditoría, contratada por el administrador de las subastas para auditar el desarrollo de las mismas. Compradores: compradores a los que se hace referencia en el Artículo 7 de esta Resolución. Precio de reserva: precio mínimo al cual se ofrece para la venta un producto en la subasta. Precios de adjudicación: son los precios que pagarán los compradores por el gas natural adjudicado a través de las subastas. Corresponden a los precios de cierre de las subastas. Producto: cantidad de energía que se entrega diariamente en un campo, punto de entrada al SNT o punto del SNT que corresponda al sitio de inicio o terminación de alguno de los tramos de gasoductos definidos para efectos tarifarios, mediante un contrato firme bimestral.

158

Sistema de subastas: corresponde a la plataforma tecnológica en la cual se desarrollarán las subastas que se reglamentan en este Anexo. Subasta: proceso de negociación con reglas definidas para la formación del precio y la asignación del producto, de acuerdo con lo establecido en este Anexo. Subastador: persona natural o jurídica, con reconocida experiencia en la materia, que da aplicación al procedimiento de las subastas. Puede ser el administrador de las subastas u otra persona que éste contrate. Vendedores: vendedores a los que se hace referencia en los Artículos 5 y 6 de esta Resolución.

ANEXO


3. Principios generales de las subastas Las subastas se regirán por los siguientes principios:

a) Eficiencia: el desarrollo de las subastas conducirá a la optimización de la negociación del suministro de gas mediante contratos firmes bimestrales.

b) Publicidad: se garantizará a través de los mecanismos dispuestos en la presente Resolución.

c) Neutralidad: el diseño de las subastas y el reglamento de las mismas no permitirán, inducirán o adoptarán prácticas de discriminación indebida en contra de alguno de los participantes.

d) Simplicidad y transparencia: los mecanismos de las subastas serán claros, explícitos y constarán por escrito, de tal forma que puedan ser comprendidos sin duda ni ambigüedad.

e) Objetividad: los criterios de adjudicación serán claros e imparciales. 4. Organización de las subastas 4.1. Responsabilidades y deberes del administrador de las subastas

159

a) Establecer, operar y mantener el sistema de subastas, el cual deberá estar disponible a más tardar diez (10) días calendario antes de la fecha programada para la realización de las primeras subastas.

b) Realizar a más tardar quince (15) días calendario antes de la fecha programada para la realización de las primeras subastas, a través de una empresa especializada, una auditoría operativa y de sistemas para verificar el adecuado funcionamiento del sistema de subastas y certificar su correcta operación frente a las especificaciones técnicas, operativas y de seguridad, respecto del programa y de los equipos. Igualmente, deberá remitir el certificado de dicha auditoría al auditor de las subastas antes de la realización de las primeras subastas.

c) Elaborar los reglamentos que considere necesarios para llevar a cabo las actividades encomendadas, los cuales deberán ser puestos a consideración de la CREG para su concepto de no objeción a más tardar cuarenta (40) días calendario antes de la fecha programada para la realización de las primeras subastas. En especial deberá establecer la estructura computacional y de comunicaciones requerida para el acceso al sistema de subastas, así como los canales formales para la comunicación con el administrador y con el subastador. La CREG dará su concepto de no objeción, de tal manera que a más tardar veinte (20) días calendario antes de la fecha programada para la realización de las primeras subastas sean públicos los reglamentos. A partir de la realización de las primeras subastas la CREG dará su concepto de no objeción cuando haya modificaciones en los reglamentos, para lo cual el administrador de las subastas deberá poner a consideración de la CREG las modificaciones del caso.

d) Ofrecer e impartir la capacitación y asistencia necesaria en el manejo y operación del sistema de subastas a los vendedores y compradores a los que se hace referencia en los Artículos 5, 6 y 7 de esta Resolución, con una frecuencia anual. En caso de que alguno de los vendedores y compradores a los que se hace referencia en los Artículos 5, 6 y 7 de esta Resolución requiera capacitación adicional, el administrador de las subastas podrá impartírsela, caso en el cual podrá cobrar la cifra que las partes acuerden.

e) Contratar al auditor de las subastas, proceso que debe estar finalizado por lo menos veinte (20) días calendario antes de la fecha programada para la realización de las mismas.

160

f) Si el administrador de las subastas no desempeña el papel de subastador, deberá contratarlo, proceso que deberá estar finalizado por lo menos veinte (20) días calendario antes de la realización de las mismas.

g) Emitir los certificados en los que se informe a los vendedores y a los compradores los resultados de las subastas en las que participaron.

h) Conservar registros históricos, en medios electrónicos, de la totalidad de las operaciones realizadas en el desarrollo de las subastas, de conformidad con las disposiciones legales vigentes en materia de conservación de documentos.

4.2. Responsabilidades y deberes del auditor de las subastas

a) Verificar la correcta aplicación de la regulación prevista para las subastas.

b) Verificar que las comunicaciones con el administrador de las subastas y el subastador se realicen única y exclusivamente mediante los canales formales de comunicación establecidos por el administrador de las subastas.

c) Verificar que durante las subastas se sigan expresamente los pasos y reglas establecidos en este Anexo.

d) Informar al administrador de las subastas las situaciones en las que considere que el mismo administrador o el subastador no están dando cumplimiento a las disposiciones contenidas en la regulación vigente, para que el administrador de las subastas tome los correctivos del caso de manera inmediata.

e) Informar a los órganos responsables de la inspección, vigilancia y control las situaciones en las que considere que los vendedores y los compradores no están dando cumplimiento a las disposiciones contenidas en la regulación.

f) Remitir a la CREG, dentro de los cinco (5) días siguientes a la finalización de cada subasta, un informe en el cual se establezca, sin ambigüedades, si el administrador de las subastas dio cumplimiento o no a la regulación aplicable a las subastas. La Dirección Ejecutiva de la CREG publicará este informe mediante una circular.

161

4.3. Responsabilidades y deberes del subastador

a) Recibir las declaraciones de cantidades y precios por parte de los vendedores que desean vender gas natural mediante contratos firmes bimestrales.

b) Recibir las declaraciones de cantidades y precios por parte de los

compradores que desean comprar gas natural mediante contratos firmes bimestrales.

c) Elaborar la curva de demanda agregada con base en las cantidades y

precios declarados por los compradores, según lo establecido en el literal a) del numeral 5.7. de este Anexo.

d) Elaborar la curva de oferta agregada con base en las cantidades y

precios declarados por los vendedores, según lo establecido en el literal b) del numeral 5.7. de este Anexo.

e) Obtener los precios de adjudicación del gas natural mediante contratos

firmes bimestrales a través de la superposición de las curvas de oferta y demanda agregadas.

4.4. Obligaciones de los compradores y de los vendedores en relación con

el uso del sistema de subastas a) Tener a su disposición la estructura operativa y el equipo computacional

y de comunicaciones apropiado, de acuerdo con las especificaciones operativas y técnicas establecidas por el administrador de las subastas.

b) Utilizar y operar el sistema de subastas única y exclusivamente a través

del personal debidamente capacitado para el efecto. c) Abstenerse de realizar actos contrarios a la libre competencia, actos

contrarios a la legislación o a la regulación vigente y actos que afecten la transparencia del proceso o la adecuada formación de precios.

d) Informar de manera inmediata al administrador de las subastas

cualquier error o falla del sistema de subastas.

4.5. Sistema de subastas La plataforma tecnológica deberá cumplir con los siguientes requisitos mínimos:

162

a) Estar basada en protocolos de Internet. b) Permitir el acceso a cada uno de los vendedores y de los compradores

desde el sitio en el territorio nacional donde estos dispongan de la infraestructura de computación y comunicaciones.

c) Mantener las bases de datos y servidores del sistema de subastas en el

sitio que para tal fin establezca el administrador de las subastas. d) Garantizar la autenticación de los usuarios que acceden al sistema. e) Cumplir las exigencias establecidas en la legislación que rige en

materia de comercio electrónico. f) Tener un sistema que permita el manejo de información confidencial o

sujeta a reserva legal. g) Incluir sistemas de respaldo que garanticen la operación continua

durante el proceso de subastas. h) Estar dotado de un registro de todos los procesos realizados en él,

incluyendo el registro de ingreso de cada uno de los usuarios. i) Contar con los sistemas de respaldo que el administrador de las

subastas considere necesarios para el correcto funcionamiento del sistema. El administrador de las subastas no será responsable por la suspensión o interrupción de los servicios, ni por las deficiencias mecánicas, electrónicas o de software que se observen en la prestación del servicio derivadas de las limitaciones tecnológicas propias del sistema computacional, ni por cualquier otro hecho que escape al control del administrador, como caso fortuito o fuerza mayor.

ANEXO


4.6. Mecanismos de contingencia Cuando el sistema de subastas se suspenda por las causas señaladas a continuación, se procederá como se establece para cada una de ellas:

163

a) Suspensión por fallas técnicas durante el día en que se realicen las subastas. El administrador de las subastas deberá informar a los compradores y a los vendedores los mecanismos necesarios para hacer las asignaciones en los tiempos que se establecen en este Anexo.

b) Suspensión parcial de la operación del sistema de subastas. Se entenderá como suspensión parcial de la operación del sistema de subastas la falla asociada a las estaciones de trabajo de cualquiera de los compradores y de los vendedores o de sus sistemas de comunicación. Cuando se presente la suspensión parcial de la operación del sistema de subastas, los compradores y los vendedores cuya estación de trabajo o sistema de comunicación falló deberán remitir, de acuerdo con la vía alterna establecida por el administrador de las subastas, las declaraciones de venta y de compra, cumpliendo con la reglamentación vigente. Dichas declaraciones serán ingresadas al sistema de subastas conforme a los procedimientos establecidos por el administrador de las subastas.

El administrador de las subastas deberá informar estos mecanismos de contingencia a más tardar veinte (20) días calendario antes de la realización de las primeras subastas, o a más tardar veinte (20) días calendario antes de la realización de las subastas siguientes a una modificación de dichos mecanismos.

ANEXO


5. Procedimiento de las subastas 5.1 Tipo de subasta Subasta de sobre cerrado. 5.2 Producto

Energía disponible, , que se negociará mediante cada una de las subastas y que tendrá los siguientes atributos:

164

a) Contrato: contrato firme bimestral.

b) Fuente, : se deberá especificar el punto de entrega en el que estará disponible la energía. Se entenderá por punto de entrega el campo, punto de entrada al SNT o punto del SNT que corresponda al sitio de inicio o terminación de alguno de los tramos de gasoductos definidos para efectos tarifarios.

c) Duración: dos (2) meses calendario.

5.3 Tamaño del producto

La cantidad de energía del producto que ofrece cada vendedor y la requerida por cada comprador corresponderá a un múltiplo entero de un (1) MBTUD. 5.4 Cantidad disponible y precios de reserva Entre las 9:00 y las 10:30 horas del decimosegundo día hábil del mes calendario

anterior al mes de inicio del suministro de la energía del producto los vendedores declararán al administrador de las subastas la información señalada en la Tabla 1.

Tabla 1. Declaración de las cantidades disponibles

Donde:

: Cada uno de los vendedores a los que se hace referencia en el Artículo 5 de esta Resolución que ofrece cantidades de energía del producto

.

: Cada uno de los vendedores a los que se hace referencia en el Artículo 6 de esta Resolución que ofrece cantidades de energía del producto

.

Vendedor Cantidades Precios

,

165

: Cantidad de energía del producto ofrecida en la subasta por parte

del vendedor . Este valor se expresará en MBTUD.



: Delta de precio declarado por el vendedor , con el cual se formará el

precio de oferta del producto para el vendedor según se establece en la Tabla 5. Este valor deberá ser igual o mayor a cero (0) y se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.

: Precio de reserva del producto declarado por el vendedor . Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.

: Precio de reserva del producto declarado por el vendedor . Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.

Los valores , y deberán ser superiores o iguales a cero (0) y no podrán tener más de dos (2) cifras decimales. En el evento en que una declaración no se ajuste a lo aquí dispuesto, el administrador de las subastas lo informará al vendedor respectivo el cual dispondrá de una (1) hora para la corrección correspondiente, contada a partir del momento en que el administrador de las subastas lo haya informado. Si cumplido este plazo no se recibe la declaración debidamente ajustada, el administrador de las subastas entenderá que el vendedor no participará en la subasta.

La declaración de valores que eviten asignar cantidades podrá ser considerada por la autoridad competente como una práctica contraria a la libre competencia.

ANEXO


5.5 Publicación de la cantidad disponible

166

A más tardar a las 11:00 horas del decimosegundo día hábil del mes calendario

anterior al mes de suministro de la energía del producto el administrador de

las subastas publicará la cantidad total de energía disponible, , como se señala en la Tabla 2.

Tabla 2. Cantidad total de energía disponible

Donde:

: Cantidad total de energía del producto ofrecida en la subasta por

parte de los vendedores y . Este valor se expresará en MBTUD.




del vendedor . Este valor se expresará en MBTUD. 5.6 Recibo de las solicitudes de compra Entre las 11:00 y las 13:00 horas del decimosegundo día hábil del mes calendario

anterior al mes de suministro de la energía del producto los compradores enviarán sus solicitudes de compra al administrador de las subastas. Para estos efectos le presentarán cinco (5) puntos de su curva de demanda, según lo señalado en la Tabla 3.

Tabla 3. Demanda del comprador

Donde:

Fuente Cantidad total,

Preferencia Cantidades Precios

167

: Preferencia del comprador . La variable tomará los valores enteros de uno (1) a cinco (5).

: Cantidad de energía del producto que el comprador está

dispuesto a comprar al precio , según su preferencia . Este valor se expresará en MBTUD.

: Precio que el comprador está dispuesto a pagar por la cantidad

, según su preferencia . Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.

: Cada uno de los compradores a los que se hace referencia en el Artículo 7 de esta Resolución, con disposición a comprar

cantidades de energía del producto .

La cantidad deberá ser un múltiplo entero de un (1) MBTUD, y deberá

ser igual o inferior a la cantidad total de energía disponible, . Por su parte, el

precio deberá ser superior o igual a cero (0) y no podrá tener más de dos (2) cifras decimales. En el evento en que una declaración no se ajuste a lo aquí dispuesto, el administrador de las subastas lo informará al comprador respectivo quien dispondrá de una (1) hora para la corrección correspondiente, contada a partir del momento en que el administrador de las subastas lo haya informado. Si cumplido este plazo no se recibe la declaración debidamente ajustada, el administrador de las subastas entenderá que el comprador no participará en la subasta. 5.7 Desarrollo de las subastas

Entre las 14:00 y las 17:00 horas del decimosegundo día hábil del mes calendario anterior al mes de suministro, el subastador dará aplicación al procedimiento de

subasta de sobre cerrado para cada producto como se dispone a continuación:

a) Con base en las cantidades y en los precios

el subastador determinará la curva de demanda agregada de

cada producto , , la cual se formará conforme a lo establecido en la Tabla 4.

168

Tabla 4. Demanda agregada del producto ,

Demanda agregada, Precio,

… …

Donde:

: Cantidad de energía del producto que

el comprador está dispuesto a comprar al

precio . Esta cantidad de energía se determinará con base en la curva de

demanda del comprador que se forma a partir de sus cinco (5) preferencias declaradas según la Tabla 3. Este valor se expresará en MBTUD.

: Cada uno de los precios que los

compradores están dispuestos a pagar

por el producto . Esta variable tomará los valores ordenados en forma

descendente desde hasta

.

169

: Es el mayor de los precios

declarados por todos los compradores , según la Tabla 3. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.

: Es el menor de los precios

declarados por todos los compradores , según la Tabla 3. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.

,…, : Son los precios declarados por todos

los compradores , según la Tabla 3, organizados de mayor a menor entre

y . Estos valores se expresarán en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.

b) Con base en las cantidades y y en los valores ,

y el subastador determinará la curva de oferta agregada de cada

producto , la cual se formará conforme a lo establecido en la Tabla 8. Para estos efectos se aplicarán los siguientes pasos.

i. Establecer el precio de oferta del producto para cada vendedor, como se dispone en la Tabla 5 y en la Tabla 6.

Tabla 5. Precio de oferta de cada vendedor

Cantidad ofrecida Precio

Donde:

: Cantidad de energía del producto que el

vendedor está dispuesto a vender al precio

. Este valor se determinará de conformidad

170

con lo declarado según la Tabla 1 y se expresará en MBTUD.

: Precio de oferta para la venta del producto por

parte del vendedor . Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.

Tabla 6. Precio de oferta de cada vendedor

Cantidad ofrecida Precio

Donde:


vendedor está dispuesto a vender al precio

. Este valor se determinará de conformidad con lo declarado según la Tabla 1 y se expresará en MBTUD.



: Es el mayor de los precios de reserva declarados

por todos los vendedores , según la Tabla 1. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.

ii. Establecer la curva de oferta del producto para cada vendedor, como se dispone en la Tabla 7.

Tabla 7. Oferta de cada vendedor

Cantidad ofrecida Precios

Cero (0)

171

Donde:

: Cada uno de los vendedores y que ofrecen

cantidades de energía del producto .

: Cantidad de energía del producto que se ofrece para la venta en la subasta por parte del

vendedor , al precio . Este valor se expresará en MBTUD.

: Precio al que un vendedor está dispuesto a vender

la energía del producto . Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.



iii. Establecer la curva de oferta agregada de cada producto , , la cual se formará a partir de la información de la Tabla 8.

Tabla 8. Oferta agregada del producto ,

Oferta agregada, Precio,

(…) (…)

172

Donde:

: Cantidad de energía del producto

que el vendedor está dispuesto a

vender al precio . Esta cantidad de energía se determinará con base en la

curva de oferta del vendedor según la Tabla 7. Este valor se expresará en MBTUD.

: Precio de la energía del producto . Esta variable tomará los valores ordenados en forma ascendente desde

hasta .

: Es el menor de todos los precios de

oferta del producto establecidos en la Tabla 5 y en la Tabla 6. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.

: Es el mayor de todos los precios de

oferta del producto establecidos en la Tabla 5 y en la Tabla 6. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.

,…, : Son los precios de oferta del producto establecidos en la Tabla 5 y en la Tabla 6 organizados de menor a mayor entre

y . Estos valores se expresarán en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.

173

c) El subastador superpondrá la curva de demanda agregada, , y la

curva de oferta agregada, , para establecer el resultado de la subasta de acuerdo con los siguientes tres (3) casos:

i. Si las dos (2) curvas tienen un único punto en común ( , ), éste

determinará la cantidad total de energía adjudicada, , y el precio de adjudicación, . A cada comprador que haya declarado una disposición a pagar mayor a y no haya declarado una disposición a pagar igual a se le asignará, al precio de adjudicación , la cantidad de energía que está dispuesto a comprar al precio . Esto se determinará con base en la curva de demanda del comprador que se forma a partir de sus cinco (5) preferencias declaradas según la Tabla 3. A cada comprador que haya declarado entre sus preferencias una disposición a pagar igual a se le asignará la cantidad de energía que resulte de aplicar la Ecuación 1:

Ecuación 1

Donde:

: Comprador que declaró entre sus preferencias, según la Tabla 3, una disposición a pagar igual a .

: Cantidad de energía del producto que se

adjudica al comprador . Este valor se expresará en MBTUD.


comprador declaró estar dispuesto a comprar al precio . Este valor se expresará en MBTUD.

174


comprador está dispuesto a comprar al precio . Esta cantidad de energía se determinará con base en la curva de demanda

del comprador que se forma a partir de sus cinco (5) preferencias declaradas según la Tabla 3. Este valor se expresará en MBTUD.

: Cantidad total de energía del producto adjudicada en la subasta. Este valor se expresará en MBTUD.

A cada vendedor cuyo precio de oferta es menor al precio se le asignará la totalidad de la cantidad de energía ofrecida en la

subasta, . A cada vendedor cuyo precio de oferta es igual al precio se le asignará la cantidad de energía resultante de aplicar la Ecuación 2:

Ecuación 2

Donde:

: Vendedor cuyo precio de oferta, , es igual a .

: Cantidad de energía del producto que se

adjudica al vendedor . Este valor se expresará en MBTUD.


vendedor declaró estar dispuesto a vender a un precio de oferta igual a . Este valor se expresará en MBTUD.

175


vendedor está dispuesto a vender al precio . Esta cantidad de energía se determinará

con base en la curva de oferta del vendedor según la Tabla 7. Este valor se expresará en MBTUD.

: Cantidad total de energía del producto adjudicada en la subasta. Este valor se expresará en MBTUD.

ii. Si las dos (2) curvas tienen más de un punto en común, se aplicarán

las siguientes reglas para determinar y : (1) Cuando las dos (2) curvas coinciden para un mismo nivel de

precio, este precio corresponderá al precio de adjudicación y el subastador tomará la máxima cantidad ofrecida a

dicho precio como la cantidad de energía adjudicada, .

(2) Cuando las dos (2) curvas coinciden para un mismo nivel de cantidad, esta cantidad corresponderá a la cantidad de

energía adjudicada, , y el subastador tomará el menor de

los precios declarados por los compradores , , según lo establecido en la Tabla 4, como el precio de adjudicación de la subasta, .

Una vez determinados la cantidad y el precio de adjudicación de la

subasta, y , el subastador dará aplicación a lo establecido en el numeral i anterior para determinar la cantidad que debe adjudicar a cada uno de los compradores y de los vendedores.

iii. Si las dos (2) curvas no tienen ningún punto en común, la cantidad

total adjudicada será cero (0).

d) Tras la terminación de la subasta, una vez adjudicadas las cantidades a los compradores y a los vendedores, el administrador de las subastas definirá las partes de los contratos buscando minimizar el número de los mismos. Para estos efectos el administrador de las subastas:

176

i. Hará una lista de los vendedores del producto dejando en el primer lugar a aquel con la mayor cantidad asignada para la venta y en el último lugar a aquel con la menor cantidad asignada para la venta.

ii. Hará una lista de los compradores del producto dejando en el primer lugar a aquel con la mayor cantidad asignada para la compra y en el último lugar a aquel con la menor cantidad asignada para la compra.

iii. Con base en estas listas determinará las partes de los contratos. El

primer comprador de la lista celebrará un contrato con el primer vendedor de la lista. Los siguientes compradores en la lista celebrarán contratos con los vendedores con las mayores

cantidades residuales del producto . Si a un comprador se le asignó una cantidad mayor a la asignada al respectivo vendedor, el administrador de las subastas determinará sus contrapartes buscando minimizar el número de contratos mediante los pasos de los numerales i y ii anteriores.

Una vez surtido este proceso, el administrador de las subastas expedirá

los correspondientes certificados de asignación de los productos .

ANEXO


5.8 Información de los resultados de las subastas A más tardar a las 8:00 horas del día calendario siguiente a la realización de las subastas, el administrador de las subastas informará a los compradores y a los vendedores el resultado de las mismas. 5.9 Mecanismos de cubrimiento para participar en la subasta Cada comprador deberá presentar al administrador de las subastas los mecanismos de cubrimiento para participar en la subasta que cubran: i) el riesgo de que el comprador no participe en la subasta; y ii) el riesgo de que el comprador que resulte con asignaciones en la subasta no presente los correspondientes mecanismos de cumplimiento de que trata el numeral 5.10 de este Anexo.

177

El administrador de las subastas administrará los mecanismos de cubrimiento para participar en la subasta a través de un instrumento fiduciario regido por los criterios que defina la CREG en resolución aparte. Este instrumento fiduciario recibirá y aprobará los mecanismos de cubrimiento, fungirá como su depositario, los ejecutará según instrucciones del administrador de las subastas y transferirá los recursos provenientes de la ejecución de los mecanismos de cubrimiento a quien lo indique el administrador de las subastas. Una vez el administrador de las subastas defina dicho instrumento fiduciario, se lo informará a los participantes del mercado con al menos 20 días calendario antes de la fecha programada para la realización de las primeras subastas. Al adoptar las reglas sobre los mecanismos de cubrimiento la CREG dejará en claro que los destinatarios de los recursos provenientes de la ejecución de los mecanismos de cubrimiento serán exclusivamente las partes afectadas. En la mencionada resolución, la CREG definirá (i) mecanismos admisibles de cubrimiento para participar en la subasta, y (ii) el valor de la cobertura para participar en la subasta. 5.10 Mecanismos de cubrimiento

Cada comprador deberá presentar a su contraparte los mecanismos de cubrimiento para el cumplimiento de las obligaciones derivadas de la subasta. Estos mecanismos de cubrimiento se deberán sujetar a las reglas que la CREG expida sobre la materia.

178


(Octubre 15)

- Por el cual se reglamenta el Título VIII de la Ley 99 de 1993 sobre

licencias ambientales -

EL PRESIDENTE DE LA REPÚBLICA DE COLOMBIA

En ejercicio de sus facultades constitucionales, en especial de lo establecido en el

numeral 11 del artículo 189 de la Constitución Política, la Ley 99 de 1993, y

CONSIDERANDO: Que el artículo 2° de la Ley 99 de 1993 en concordancia con el Decreto-Ley 3570 de 2011 dispuso la creación del Ministerio del Medio Ambiente, hoy Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, como organismo rector de la gestión del medio ambiente y de los recursos naturales renovables, encargado entre otras cosas, de definir las regulaciones a las que se sujetarán la conservación, protección, manejo, uso y aprovechamiento de los recursos naturales renovables y el medio ambiente de la Nación, a fin de asegurar el desarrollo sostenible. Que la precitada ley, en su artículo 49 consagró la obligatoriedad de la licencia ambiental para la ejecución de obras, el establecimiento de industrias o el desarrollo de cualquier actividad, que de acuerdo con la ley y los reglamentos, pueda producir deterioro grave a los recursos naturales renovables o al medio ambiente o introducir modificaciones considerables o notorias al paisaje. Que así mismo, los artículos 50 y 51 de la citada ley consagraron que se entiende por licencia ambiental la autorización que otorga la autoridad ambiental competente para la ejecución de una obra o actividad, sujeta al cumplimiento por el beneficiario de la licencia de los requisitos que la misma establezca en relación con la prevención, mitigación, corrección, compensación y manejo de los efectos ambientales de la obra o actividad autorizada, las cuales serán otorgadas por el hoy Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, las Corporaciones Autónomas Regionales y algunos municipios y distritos, de conformidad con lo previsto en esta ley. Que a su vez, el artículo 53 de la Ley 99 determinó que el Gobierno Nacional por medio de reglamento establecerá los casos en que las Corporaciones Autónomas Regionales otorgarán licencias ambientales y aquellos en que se requiera estudio de impacto ambiental y diagnóstico ambiental de alternativas.

179

Que el CONPES 3762 del 20 de agosto de 2013, que establece los lineamientos de política para el desarrollo de proyectos de interés nacional y estratégicos - PINES, señala que el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible modificará el Decreto 2820 de 2010 para optimizar los procedimientos allí contenidos, teniendo en cuenta los lineamientos de política señalados en dicho documento. Que de conformidad con lo anterior, el Gobierno Nacional, reglamentará el Título VIII de la Ley 99 de 1993, sobre licencias ambientales con el objetivo de fortalecer el proceso de licenciamiento ambiental, la gestión de las autoridades ambientales y promover la responsabilidad ambiental en aras de la protección del medio ambiente. Que en mérito de lo expuesto,

DECRETA:

(…)

TÍTULO II

COMPETENCIA Y EXIGIBILlDAD DE LA LICENCIA AMBIENTAL

Artículo 7°.- Decreto 2041 de 2014. Proyectos, obras y actividades

sujetos a licencia ambiental. Estarán sujetos a licencia ambiental

únicamente los proyectos, obras y actividades que se enumeran en los artículos 8º y 9° del presente decreto. Las autoridades ambientales no podrán establecer o imponer planes de manejo ambiental para proyectos diferentes a los establecidos en el presente decreto o como resultado de la aplicación del régimen de transición.

Artículo 8°.- Decreto 2041 de 2014. Competencia de la Autoridad

Nacional de Licencias Ambientales (ANLA). La Autoridad Nacional de

Licencias Ambientales - ANLA - otorgará o negará de manera privativa la licencia ambiental para los siguientes proyectos, obras o actividades: 1. En el sector hidrocarburos: “(…)

180

d) El transporte y conducción de hidrocarburos líquidos y gaseosos que se desarrollen por fuera de los campos de explotación que impliquen la construcción y montaje de infraestructura de líneas de conducción con diámetros iguales o superiores a seis (6) pulgadas (15.24 centímetros), incluyendo estaciones de bombeo y/o reducción de presión y la correspondiente infraestructura de almacenamiento y control de flujo; salvo aquellas actividades relacionadas con la distribución de gas natural de uso domiciliario, comercial o industrial; “(…)

CAPÍTULO I

DIAGNÓSTICO AMBIENTAL DE ALTERNATIVAS

Artículo 17°.- Decreto 2041 de 2014. Objeto del diagnóstico

ambiental de alternativas. El diagnóstico ambiental de alternativas (DAA),

tiene como objeto suministrar la información para evaluar y comparar las diferentes opciones que presente el peticionario, bajo las cuales sea posible desarrollar un proyecto, obra o actividad. Las diferentes opciones deberán tener en cuenta el entorno geográfico, las características bióticas, abióticas y socioeconómicas, el análisis comparativo de los efectos y riesgos inherentes a la obra o actividad; así como las posibles soluciones y medidas de control y mitigación para cada una de las alternativas. Lo anterior, con el fin de aportar los elementos requeridos para seleccionar la alternativa o alternativas que permitan optimizar y racionalizar el uso de recursos y evitar o minimizar los riesgos, efectos e impactos negativos que puedan generarse.

Artículo 18º.- Decreto 2041 de 2014. Exigibilidad del diagnóstico

ambiental de alternativas. Los interesados en los proyectos, obras o

actividades que se describen a continuación deberán solicitar pronunciamiento a la autoridad ambiental competente sobre la necesidad de presentar el Diagnóstico Ambiental de Alternativas (DAA): “(…) 2. El transporte y conducción de hidrocarburos líquidos o gaseosos, que se desarrollen por fuera de los campos; de explotación que impliquen la construcción y montaje de infraestructura de líneas de conducción con diámetros iguales o superiores a seis (6) pulgadas (15.24 centímetros), excepto en aquellos casos de

181

nuevas líneas cuyo trayecto se vaya a realizar por derechos de vía o servidumbres existentes.

Comentario: De esta norma se desprendería que los gasoductos de más de 6 pulgadas diámetro necesitan diagnóstico ambiental, a excepción si se construyen por derechos de vías o servidumbres existentes.

“(…)

Artículo 53º.- Decreto 2041 de 2014. Vigencia y derogatorias. El

presente decreto rige a partir del 1º.- de enero de 2015 y deroga el Decreto 2820 de 2010.

Comentario: Este Decreto regirá a partir del 1º de enero de 2015. PUBLÍQUESE y CÚMPLASE.

182

Comentarios: 1. De conformidad con el Decreto 1073 de 2015 que se transcribe a continuación, en los apartes referentes a gas natural, compiló varias normas sobre la materia, que por ende quedaron derogadas de conformidad con el artículo 3.1.1. que dice así:

Artículo 3.1.1. Decreto 1073 de 2015. Derogatoria

Integral. Este decreto regula íntegramente las materias

contempladas en él. Por consiguiente, de conformidad con el artículo 3° de la Ley 153 de 1887, quedan derogadas todas las disposiciones de naturaleza reglamentaria relativas al Sector de Minas y Energía que versan sobre las mismas materias, con excepción, exclusivamente, de los siguientes asuntos: … (Resaltado fuera de texto)

2. Las normas, entre otras, relacionadas en el decreto sobre la materia de gas natural, algunas transcritas totalmente y otras parcialmente, son las siguientes: 1. Decreto 2100 de Junio 15 de 2011, “Por el cual se establecen mecanismos para promover el aseguramiento del abastecimiento nacional de gas natural y se dictan otras disposiciones.” Que se encuentra publicado en este apéndice. 2. Decreto 3531 de octubre 27 de 2004, “Por el cual se reglamenta el Artículo 15 de la Ley 401 de 1997, modificado por la Ley 887 de 2004.” Que se encuentra publicado en la Compilación de DINAGAS del año 2010. 3. Decreto 3429 de noviembre 28 de 2003, “por medio del cual se reglamenta el artículo 65 de la Ley 812 de 2003 en relación con la comercialización de gas natural y se dictan otras disposiciones.” Que se encuentra publicado en la Compilación de DINAGAS del año 2010. 4. Decreto 880 de marzo 21 de 2007, “Por el cual se fija el orden de atención prioritaria cuando se presenten insalvables restricciones en la oferta de Gas Natural o situaciones de grave emergencia, no transitorias, que impidan garantizar un mínimo de

183

abastecimiento de la demanda.” Que se encuentra publicado en la Compilación de DINAGAS del año 2010. 5. Decreto 847 de mayo 11 de 2001, “Por el cual se reglamentan las Leyes 142 y 143 de 1994, 223 de 1995, 286 de 1996 y 632 de 2000, 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.” Que se encuentra publicado en la Compilación de DINAGAS del año 2010. 6. Decreto 1590 de mayo 19 de 2004, “por el cual se modifica parcialmente el Decreto 201 del 27 de enero de 2004.” Que se encuentra publicado en la Compilación de DINAGAS del año 2010. 7. Decreto 1718 de mayo 21 de 2008, “Por el cual se modifica el Decreto 3531 de 2004.” Que se encuentra publicado en la Compilación de DINAGAS del año 2010. 8. Decreto 2400 de julio 18 de 2006, “Por el cual se regula la construcción de Interconexiones Internacionales de Gas Natural.” Que se encuentra publicado en la Compilación de DINAGAS del año 2010. 10. Decreto 1710 de agosto 12 de 2013, “Por el cual se establecen lineamientos sobre el mercado mayorista de gas natural y se dictan otras disposiciones.” Que se encuentra publicado en este apéndice. 11. Decreto 4500 de noviembre 19 de 2009, “por el cual se modifica el artículo 5° del Decreto 880 de 2007.” Que se encuentra publicado en la Compilación de DINAGAS del año 2010. 12. Decreto 1359 de agosto 1º. de 1996, “Por el cual se reglamenta el trámite para la contratación de áreas de servicio exclusivo para la prestación del servicio público de gas combustible por red de tubería.” Que se encuentra publicado en la Compilación de DINAGAS del año 2010. 13. Decreto 1605 de julio 31 de 2002, “por el cual se define el esquema de vigilancia y control al que están sometidas las actividades relacionadas con el Gas Natural Comprimido para

http://www.dmsjuridica.com/CODIGOS/LEGISLACION/decretos/2007/D0880de2007.htm

184

uso vehicular y se dictan otras disposiciones.” Que se encuentra publicado en la Compilación de Normas de Gas Natural Vehicular de DINAGAS del año 2007. 14. Decreto 802 de marzo 15 de 2004, “Por medio del cual se establecen algunas disposiciones para incentivar el consumo del Gas Natural Comprimido para uso Vehicular -GNCV.” Que se encuentra publicado en la Compilación de Normas de Gas Natural Vehicular de DINAGAS del año 2007. 15. Decreto 1008 de abril 3 de 2006, “Por el cual se adiciona el Decreto 802 de 2004.” Que se encuentra publicado en la Compilación de Normas de Gas Natural Vehicular de DINAGAS del año 2007. 16. Decreto 847 de mayo 11 de 2001, “Por el cual se reglamentan las Leyes 142 y 143 de 1994, 223 de 1995, 286 de 1996 y 632 de 2000, 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.” Que se encuentra publicado en la Compilación de DINAGAS del año 2010. 17. Decreto 201 de enero 27 de 2004, “por el cual se modifica parcialmente el Decreto 847 del 11 de mayo de 2001, en relación con el procedimiento de liquidación, reportes, validación y transferencias en materia de subsidios y contribuciones de los servicios públicos de energía eléctrica y gas combustible distribuido por red física.” Que se encuentra publicado en la Compilación de DINAGAS del año 2010. 18. Decreto 1590 de mayo 19 de 2004, “por el cual se modifica parcialmente el Decreto 201 del 27 de enero de 2004.” Que se encuentra publicado en la Compilación de DINAGAS del año 2010. 19. Decreto 4272 de diciembre 17 de 2004, “por el cual se modifica parcialmente el Decreto 201 del 27 de enero de 2004, modificatorio del Decreto 847 del 11 de mayo de 2001.” Que se encuentra publicado en la Compilación de DINAGAS del año 2010.

185

20. Decreto 2282 de octubre 26 de 2001, “Por el cual se adiciona y modifica el Decreto 2225 del 30 de octubre de 2000.” 21. Decreto 2225 de octubre 30 de 2000, “Por el cual se reglamenta el artículo 5o. de la Ley 401 de 1997.” 22. Decreto 1372 de julio 23 de 2014, “Por el cual se toman medidas para incentivar la producción y exportación de gas natural.” Que se encuentra publicado en este apéndice. 23. Decreto 1471 de agosto 5 de 2014, “Por el cual se reorganiza el Subsistema Nacional de la Calidad y se modifica el Decreto 2269 de 1993.


(Mayo 26)

- Por medio del cual se expide el Decreto Único Reglamentario del

Sector Administrativo de Minas y Energía -

El Presidente de la República de Colombia, en desarrollo de la facultad contenida en el numeral 11 del artículo 189 de la Constitución Política, y

CONSIDERANDO:

Que la producción normativa ocupa un espacio central en la implementación de políticas públicas, siendo el medio a través del cual se estructuran los instrumentos jurídicos que materializan en gran parte las decisiones del Estado. Que la racionalización y simplificación del ordenamiento jurídico es una de las principales herramientas para asegurar la eficiencia económica y social del sistema legal y para afianzar la seguridad jurídica. Que constituye una política pública gubernamental la simplificación y compilación orgánica del sistema nacional regulatorio. Que la facultad reglamentaria incluye la posibilidad de compilar normas de la misma naturaleza. Que por tratarse de un decreto compilatorio de normas reglamentarias preexistentes, las mismas no requieren de consulta previa alguna, dado que las

186

normas fuente cumplieron al momento de su expedición con las regulaciones vigentes sobre la materia. Que la tarea de compilar y racionalizar las normas de carácter reglamentario implica, en algunos casos, la simple actualización de la normativa compilada, para que se ajuste a la realidad institucional y a la normativa vigente, lo cual conlleva, en aspectos puntuales, el ejercicio formal de la facultad reglamentaria. Que en virtud de sus características propias, el contenido material de este decreto guarda correspondencia con el de los decretos compilados; en consecuencia, no puede predicarse el decaimiento de las resoluciones, las circulares y demás actos administrativos expedidos por distintas autoridades administrativas con fundamento en las facultades derivadas de los decretos compilados. Que la compilación de que trata el presente decreto se contrae a la normatividad vigente al momento de su expedición, sin perjuicio de los efectos ultractivos de disposiciones derogadas a la fecha, de conformidad con el artículo 38 de la Ley 153 de 1887. Que por cuanto este decreto constituye un ejercicio de compilación de reglamentaciones preexistentes, los considerandos de los decretos fuente se entienden incorporados a su texto, aunque no se transcriban, para lo cual en cada artículo se indica el origen del mismo. Que las normas que integran el Libro 1 de este Decreto no tienen naturaleza reglamentaria, como quiera que se limitan a describir la estructura general administrativa del sector. Que durante el trabajo compilatorio recogido en este Decreto, el Gobierno verificó que ninguna norma compilada hubiera sido objeto de declaración de nulidad o de suspensión provisional, acudiendo para ello a la información suministrada por la Relatoría y la Secretaría General del Consejo de Estado. Que con el objetivo de compilar y racionalizar las normas de carácter reglamentario que rigen en el sector y contar con un instrumento jurídico único para el mismo, se hace necesario expedir el presente decreto Reglamentario Único Sectorial. Por lo anteriormente expuesto,

DECRETA

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LIBRO 1

ESTRUCTURA DEL SECTOR MINERO ENERGÉTICO

PARTE 1

SECTOR CENTRAL

TÍTULO 1

CABEZA DEL SECTOR

Artículo 1.1.1.1 Decreto 1073 de 2015. Ministerio de Minas y

Energía.

Artículo 1.1.1.1.1 Decreto 1073 de 2015. Objetivo. El Ministerio de

Minas y Energía tiene como objetivo formular, adoptar, dirigir y coordinar las políticas, planes y programas del Sector de Minas y Energía.

(Decreto 381 de 2012, artículo 1°)

“(…)

PARTE 2

SECTOR DESCENTRALIZADO

TÍTULO 1

ENTIDADES ADSCRITAS

Artículo 1.2.1.1.4. Decreto 1073 de 2015. Comisión de Regulación

de Energía, Gas y Combustibles (CREG).

Artículo 1.2.1.1.3.1.1 Decreto 1073 de 2015. Objeto. La Comisión de

Regulación de Energía y Gas, CREG, tiene por objeto regular los monopolios en la

188

prestación de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible, cuando la competencia no sea, de hecho, posible; y, en los demás casos, la de promover la competencia entre quienes presten servicios públicos, para que las operaciones de los monopolistas o de los competidores sean económicamente eficientes, no impliquen abusos de la posición dominante, y produzcan servicios de calidad. Igualmente tiene por objeto expedir la regulación

económica para las actividades de la cadena de combustibles líquidos derivados de hidrocarburos, en los términos y condiciones señalados en la Ley.


“(…)

Artículo 1.2.1.1.7 Decreto 1073 de 2015. Unidad de Planeación

Minero Energética (UPME).

Artículo 1.2.1.1.7 Decreto 1073 de 2015. Objeto. La Unidad de

Planeación Minero Energética (UPME), tendrá por objeto planear en forma integral, indicativa, permanente y coordinada con los agentes del sector minero energético, el desarrollo y aprovechamiento de los recursos mineros y energéticos; producir y divulgar la información requerida para la formulación de política y toma de decisiones; y apoyar al Ministerio de Minas y Energía en el logro de sus objetivos y metas.


LIBRO 2

RÉGIMEN REGLAMENTARIO DEL SECTOR MINERO ENERGÉTICO

PARTE 1


TÍTULO 1

189

OBJETO Y ÁMBITO DE APLICACIÓN

Artículo 2.1.1.1 Decreto 1073 de 2015. Objeto. El objeto de este decreto

es compilar la normatividad vigente expedida por el Gobierno Nacional mediante las facultades reglamentarias conferidas por el numeral 11 del artículo 189 de la Constitución Política al Presidente de la República para la cumplida ejecución de las leyes.

Artículo 2.1.1.2 Decreto 1073 de 2015. Ámbito de aplicación. El

presente decreto aplica a las entidades del sector Minero Energético y rige en todo el territorio nacional.

“(…)

TÍTULO II

DEL SECTOR DE GAS

CAPÍTULO 1

GENERALIDADES

Artículo 2.2.2.1.1. Decreto 1073 de 2015. 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. (Decreto 2100 de 2011, artículo 3°)

Artículo 2.2.2.1.2. Decreto 1073 de 2015. 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.

Artículo 2.2.2.1.3. Decreto 1073 de 2015. Siglas. Para efectos del

presente decreto se tendrán en cuenta las siguientes siglas:

190

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 UPME: Unidad de Planeación Minero Energética. (Decreto 2100 de 2011, artículo 1°)

Artículo 2.2.2.1.4. Decreto 1073 de 2015. 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: (Decreto 2100 de 2011, artículo 2°) Acuerdo Operativo: Decisiones sobre los aspectos técnicos del SNT, tendientes a lograr una operación segura, económica y confiable. (Decreto 2100 de 2011, artículo 2°) Agentes: Son los productores de gas, los Agentes Operacionales, los Agentes Exportadores, los Agentes Importadores, los propietarios y/o transportadores en

191

las Interconexiones Internacionales de Gas, los propietarios y/u operadores de la Infraestructura de Regasificación. (Decreto 2100 de 2011, artículo 2°) Agente Exportador de Gas: Persona jurídica que exporta gas. (Decreto 2100 de 2011, artículo 2°) 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. (Decreto 2100 de 2011, artículo 2°) Agentes Operacionales: Personas naturales o jurídicas entre las cuales se dan las relaciones técnicas y/o comerciales de compra, venta, suministro y/o transporte de gas natural, comenzando desde la producción y pasando por los sistemas de transporte hasta alcanzar el punto de salida de un usuario. Son agentes los productores-comercializadores, los comercializadores, los distribuidores, los transportadores, los usuarios no regulados y los almacenadores independientes. Para los efectos de este Decreto el Comercializador de GNCV es un Agente Operacional. (Decreto 2100 de 2011, artículo 2°) Área de influencia: El área de influencia es aquella que ejerce un Sistema Troncal perteneciente al Sistema Nacional de Transporte de Gas Natural, respecto de un grupo de empresas y usuarios del Gas conectados, directa o indirectamente, a este sistema troncal. (Decreto 2225 de 2000, artículo 1°) Campos Menores: Campos productores de hidrocarburos cuyo PP es igual o inferior a 30 MPCD. (Decreto 2100 de 2011, artículo 2°) 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.

192

(Decreto 2100 de 2011, artículo 2°) Cofinanciación: Aporte de recursos del Fondo Especial Cuota de Fomento con el objeto de completar los recursos necesarios para la ejecución total de proyectos elegibles dirigidos al desarrollo de la infraestructura para el uso del gas natural, en los términos del artículo 15 de la Ley 401 de 1997. (Decreto 3531 de 2004 artículo 1°) 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. (Decreto 3429 de 2003, artículo 3°) Comercializador de GNCV: Persona natural o jurídica que suministra GNCV a través de estaciones de servicio automotriz. (Decreto 2100 de 2011, artículo 2°) 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. (Decreto 2225 de 2000, artículo 1°) 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. (Decreto 2100 de 2011, artículo 2°)

193

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. (Decreto 880 de 2007, artículo 1°) 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. (Decreto 880 de 2007, artículo 1°) 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. (Decreto 3429 de 2003, artículo 1°; en concordancia con el Decreto 847 de 2001, artículo 1°, adicionado por el Decreto 1590 de 2004, artículo 1°.) Comercializador de Gas Natural: Persona jurídica cuya actividad es la comercialización de gas natural combustible. (Decreto 3429 de 2003, artículo 1; en concordancia con el Decreto 847 de 2001, artículo 1°, adicionado por el Decreto 1590 de 2004, artículo 1°) Comercializador Entrante: Es el Comercializador de Gas Natural diferente del Comercializador Establecido que atenderá usuarios regulados en el mismo mercado de comercialización. (Decreto 3429 de 2003, artículo 1°) 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. (Decreto 3429 de 2003, artículo 1°)

Artículo 2.2.2.1.4. Decreto 1073 de 2015. Definiciones.

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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. (Decreto 3531 de 2004 artículo 1°) 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. (Decreto 880 de 2007, artículo 1°) 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. (Decreto 880 de 2007, artículo 1°) 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 1 y 2 de los artículos 2.2.2.2.2 y 2.2.2.2.3 de este Decreto. (Decreto 880 de 2007, artículo 1°) Demanda Esencial: 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. (Decreto 2100 de 2011, artículo 2°) Demanda total del país: Corresponde al consumo de Gas Natural medido como promedio anual en el año inmediatamente anterior en Millones de pies cúbicos diarios correspondiente a un distribuidor, un almacenador, un usuario no regulado o un usuario regulado (no localizado en áreas de servicio exclusivo) atendido a través de un comercializador. Dicho consumo será actualizado y divulgado anualmente por la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, a más tardar el 1° de marzo de cada año. (Decreto 2225 de 2000, artículo 1°)

195

Distribuidor de Gas Natural: Es la empresa de servicios públicos que desarrolla la actividad de distribución de gas natural. (Decreto 3429 de 2003, artículo 1°)


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. (Decreto 3531 de 2002 artículo 1°) Evaluador: Es la Unidad de Planeación Minero-Energética, UPME. (Decreto 3531 de 2004 artículo 1°) 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 (Decreto 3531 de 2004 artículo 1° Definición modificada por el Decreto 1718 de 2008 artículo 1°, porcentaje modificado por el artículo 98 de la Ley 1450 de 2011)


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.

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(Decreto 2100 de 2011 artículo 2°) 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. (Decreto 3531 de 2004 artículo 1°) 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. (Decreto 3531 de 2004 artículo 1°) 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. (Decreto 2100 de 2011, artículo 2°) 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. (Decreto 880 de 2007, artículo 1°) 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. (Decreto 880 de 2007, artículo 1°) Intercambios Comerciales Internacionales de Gas Natural: Son las exportaciones e importaciones de gas natural.

197

(Decreto 2100 de 2011, artículo 2°) 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. (Decreto 2100 de 2011, artículo 2°)


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. (Decreto 880 de 2007, artículo 1°) 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. (Decreto 880 de 2007, artículo 1°) 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. (Decreto 3531 de 2004 artículo 1°) Parqueo: Modalidad de almacenamiento de gas en la red de gasoductos, cuyas características y forma de remuneración serán definidas por la CREG. (Decreto 880 de 2007, artículo 1°) 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

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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. (Decreto 2100 de 2011, artículo 2°) 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. (Decreto 880 de 2007, artículo 1°) 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. (Decreto 2225 de 2000, artículo 1° adicionado por el Decreto 2282 de 2001, artículo 1°) 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. (Decreto 2100 de 2011, artículo 2°) Producción de gas del país: Se refiere al volumen total de Gas Natural expresado en Mpc que se haya producido en el respectivo año en los campos de Gas Natural en explotación y operación ubicados en el territorio nacional y que se

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encontraba dentro de las especificaciones exigidas para su comercialización a través del Sistema Nacional de Transporte. Dicha producción será actualizada y divulgada anualmente por la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, a más tardar el 1° de marzo de cada año. (Decreto 2225 de 2000, artículo 1°) Producción Total Disponible para la Venta - PTDV: Totalidad de las cantidades diarias promedio mes de gas natural, medidas en GBTUD, que un productor o productor comercializador estima que tendrá disponibles para la venta bajo cualquier modalidad, en un periodo determinado, a través de contratos de suministro en cada campo o en un punto de entrada al SNT. Este pronóstico considera el desarrollo de las Reservas de Gas Natural, la información técnica de los yacimientos del campo de producción a la tasa máxima de recobro y está basado en la capacidad nominal de las instalaciones de producción existentes y proyectadas. (Decreto 2100 de 2011, artículo 2°) Productor de Gas Natural: Es quien extrae o produce gas natural conforme con la legislación vigente. Cuando el Productor vende gas a un agente diferente del asociado es un Comercializador. (Decreto 3429 de 2003, artículo 1°) Protocolo Operativo: Plan escrito y detallado que establece objetivos, guías y procedimientos de carácter técnico para el desarrollo de un proceso operativo específico, de acuerdo con las mejores prácticas generalmente aceptadas a nivel nacional e internacional. (Decreto 2100 de 2011, artículo 2°) Proyecto Aprobado: Es aquel proyecto elegible que tiene la aprobación para ser cofinanciado con recursos del Fondo Especial Cuota de Fomento. (Decreto 3531 de 2004, artículo 1°) Proyecto Elegible: Es un proyecto de infraestructura que cumple con los requisitos establecidos en el artículo 2.2.2.5.12 de este Decreto. (Decreto 3531 de 2004, artículo 1°)

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Proyectos de Infraestructura Cofinanciables: Son proyectos para la construcción, incluido el suministro de materiales y equipos, y puesta en operación de: i) Gasoductos ramales y/o Sistemas Regionales de Transporte de gas natural; ii) Sistemas de Distribución de gas natural en municipios que no pertenezcan a un Área de Servicio Exclusivo de Distribución gas natural, y iii) Conexiones de Usuarios de Menores Ingresos. (Decreto 3531 de 2004, artículo 1°) Racionamiento Programado de Gas Natural: Situación de déficit cuya duración sea indeterminable, originada en una limitación técnica identificada, incluyendo la falta de recursos energéticos o una catástrofe natural, que implica que el suministro o transporte de gas natural es insuficiente para atender la demanda. (Decreto 880 de 2007, artículo 1°) Red Física: Es el conjunto de redes o tuberías para gas combustible, que conforman el sistema de suministro del servicio público cualquiera que sea el diámetro de la tubería o 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. (Decreto 847 de 2001, artículo 1°)


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.

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(Decreto 3531 de 2004, artículo 1°) Reservas de Gas Natural: Son las reservas probadas y probables certificadas por los productores de gas a la ANH. (Decreto 2100 de 2011, artículo 2°) 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. (Decreto 2100 de 2011, artículo 2°) Sistema Nacional de Transporte de Gas Natural - SNT: Conjunto de gasoductos localizados en el territorio nacional, excluyendo conexiones y gasoductos dedicados, que vinculan los centros de producción de gas del país con las puertas de ciudad, con los sistemas de distribución, con los usuarios no regulados, con las Interconexiones Internacionales de Gas Natural y sistemas de almacenamiento. (Decreto 2100 de 2011, artículo 2°) 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. (Decreto 3531 de 2004 artículo 1°) 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. (Decreto 2400 de 2006, artículo 1°)

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Usuarios de Menores Ingresos: Son aquellos usuarios residenciales que pertenecen a los estratos socioeconómicos 1 y 2 de la población. (Decreto 3531 de 2004, artículo 1°)

CAPÍTULO 2

ASEGURAMIENTO DEL ABASTECIMIENTO DE GAS NATURAL

Artículo 2.2.2.2.1. Decreto 1073 de 2015. 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.

Parágrafo 1°. Las ofertas comerciales aceptadas de acuerdo a lo prescrito en el

Código de Comercio equivalen a contratos para los efectos del presente decreto.

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Parágrafo 2°. 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. (Decreto 880 de 2007, artículo 2°)

Artículo 2.2.2.2.2. Decreto 1073 de 2015. 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

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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. (Decreto 880 de 2007, artículo 3°)

Artículo 2.2.2.2.3. Decreto 1073 de 2015. 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. 1. En primer lugar, tendrá prioridad de atención la demanda de los usuarios residenciales y pequeños usuarios comerciales inmersos en la red de distribución, declarada por los Distribuidores-Comercializadores y los Comercializadores al Ministerio de Minas y Energía. 2. En segundo lugar, tendrá prioridad de atención la demanda de gas natural para la operación de las estaciones compresoras del Sistema Nacional de Transporte, declarada por los Transportadores al Ministerio de Minas y Energía. 3. En tercer lugar, tendrá prioridad de atención la Demanda de Gas Natural Eléctrica. De conformidad con la información del Centro Nacional de Despacho, CND, los Productores-Comercializadores y/o Transportadores de gas natural asignarán, entre los Agentes que participan en la Demanda de Gas Natural Eléctrica, el volumen de gas y/o la capacidad de transporte para las plantas termoeléctricas que estando en el despacho económico eléctrico se requieran, en su orden, por razones de seguridad, calidad o confiabilidad del Sistema Interconectado Nacional. Para este efecto, y en concordancia con lo establecido en el 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.

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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.

Parágrafo 1°. Para la aplicación de lo previsto en este artículo, se entenderá

que pudiera presentarse una Condición Crítica en el Mercado Mayorista de Electricidad cuando el Precio de Bolsa utilizado para determinar el Precio de Oferta de Exportación en las Transacciones Internacionales de Electricidad -TIE- correspondiente al último escalón de oferta es superior al Precio de Escasez.

Parágrafo 2°. El Centro Nacional de Despacho, CND, determinará cuándo se

pudiera presentar una Condición Crítica en el Mercado Mayorista de Electricidad e informará inmediatamente de este evento a los Productores-Comercializado res y/o Transportadores de gas natural.

Parágrafo 3°. Cuando la posible Condición Crítica en el Mercado Mayorista de

Electricidad coincida con una Insalvable Restricción en la Oferta de Gas Natural o Situación de Grave Emergencia, No Transitoria, que implique un déficit de gas de los campos de Guajira y dicho evento tenga una duración superior a cinco (5) días consecutivos, se modificará el orden de atención previsto en este Artículo para incluir, en tercer lugar de prioridad, el volumen mínimo operativo demandado por la refinería de Barrancabermeja con cargo a esta fuente de suministro, que corresponde a 28 MPCD. (Decreto 880 de 2007, artículo 4°)

Artículo 2.2.2.2.4. Decreto 1073 de 2015. 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

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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.

Parágrafo. El Ministro de Minas y Energía declarará el inicio y el cese del

Racionamiento Programado de Gas Natural, mediante acto administrativo. (Decreto 880 de 2007, artículo 5°; modificado por el Decreto 4500 del 2009, artículo 1°)

Artículo 2.2.2.2.5. Decreto 1073 de 2015. Nominaciones y

renominaciones de suministro de gas y/o capacidad de transporte

de cada Agente. En orden a garantizar el cumplimento a lo establecido en este

Decreto, a partir del 21 de marzo de 2007, las nominaciones y renominaciones de suministro de gas y/o capacidad de transporte de cada Agente deberán discriminarse entre eléctrica, no eléctrica y Mercado Secundario. Así mismo, las nominaciones de Mercado Secundario deberán identificar el Agente Reemplazante o Remitente Reemplazante, según el caso. (Decreto 880 de 2007, artículo 6°)

Artículo 2.2.2.2.6. Decreto 1073 de 2015. 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 re-sidenciales 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. (Decreto 880 de 2007, artículo 7°)

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Artículo 2.2.2.2.7. Decreto 1073 de 2015. 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. (Decreto 880 de 2007, artículo 8°)

Artículo 2.2.2.2.8. Decreto 1073 de 2015. 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. (Decreto 880 de 2007, artículo 9°)

Artículo 2.2.2.2.9. Decreto 1073 de 2015. 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.

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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. (Decreto 880 de 2007, artículo 10)

Artículo 2.2.2.2.10. Decreto 1073 de 2015. 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:

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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.

Parágrafo 1°. 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. (Decreto 880 de 2007, artículo 11)

Artículo 2.2.2.2.11. Decreto 1073 de 2015. Medidas contractuales y

operativas necesarias para atención de usuarios residenciales. Los

Distribuidores-Comercializadores que atiendan usuarios residenciales tomarán todas las medidas contractuales y operativas necesarias, para garantizar que cuando se presenten Insalvables Restricciones en la Oferta de Gas Natural o Situaciones de Grave Emergencia, No Transitorias, incluyendo las de Racionamiento Programado de Gas Natural, no se comprometa la seguridad de las personas, los inmuebles y las instalaciones de dichos usuarios. (Decreto 880 de 2007, artículo 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

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Natural o Situaciones de Grave Emergencia, No Transitorias, incluyendo las de Racionamiento Programado de Gas Natural, los Productores-Comercializadores podrán ofrecer gas natural que no cumpla las especificaciones de calidad definidas por la Comisión de Regulación de Energía y Gas, siempre y cuando, no se comprometa la seguridad en la prestación del servicio público domiciliario. (Decreto 880 de 2007, artículo 13)

Artículo 2.2.2.2.12. Decreto 1073 de 2015. 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. (Decreto 880 de 2007, artículo 14)

Artículo 2.2.2.2.13. Decreto 1073 de 2015. 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. (Decreto 880 de 2007, artículo 15)

Artículo 2.2.2.2.14. Decreto 1073 de 2015. 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. (Decreto 880 de 2007, artículo 16)

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Artículo 2.2.2.2.15. Decreto 1073 de 2015. 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 1° del artículo 2.2.2.2.38. de este Decreto.

Parágrafo. Los Agentes Exportadores atenderán prioritariamente la demanda de

gas natural para consumo interno cuando se presenten Insalvables Restricciones en la Oferta de Gas Natural o Situaciones de Grave Emergencia Transitorias y No Transitorias o Racionamiento Programado de gas natural de que tratan los artículos precedentes. Cuando para atender la demanda nacional de gas natural para consumo interno se deban suspender los compromisos de exportación con Respaldo Físico, las cantidades de gas objeto de interrupción se reconocerán al costo de oportunidad de que trata el artículo 2.2.2.2.39 de este Decreto. (Decreto 2100 de 2011, artículo 4°)

Artículo 2.2.2.2.16. Decreto 1073 de 2015. 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.

Parágrafo 1°. 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.

Parágrafo 2°. 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.

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Parágrafo 3°. Sin perjuicio de lo previsto en la Resolución CREG 100 de 2003 o

aquella que la modifique o sustituya, la CREG definirá la metodología para determinar los costos a los que se refiere este artículo, los Agentes beneficiados y los mecanismos y procedimientos de pago. (Decreto 2100 de 2011, artículo 5°)

Artículo 2.2.2.2.17. Decreto 1073 de 2015. 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 ex-portación 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. (Decreto 2100 de 2011, artículo 6°, modificado por el artículo 1° del Decreto 1372 de 2014)

Artículo 2.2.2.2.18. Decreto 1073 de 2015. Vigencia contractual.

Los contratos u operaciones de cualquier naturaleza a los que se refiere el artículo

213

anterior y que se encontraban vigentes al 22 de julio de 2014, se seguirán ejecutando en los términos inicialmente acordados, pero en el evento de que se prorrogue su vigencia, dicha prórroga deberá sujetarse a lo previsto en este Decreto. (Decreto 1372 de 2014 artículo 2°)

Artículo 2.2.2.2.19. Decreto 1073 de 2015. 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. (Decreto 2100 de 2011, artículo 7°)

Artículo 2.2.2.2.20. Decreto 1073 de 2015. 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.

Parágrafo. 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. (Decreto 2100 de 2011, artículo 8°)

Artículo 2.2.2.2.21. Decreto 1073 de 2015. 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

214

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.

Parágrafo 1°. 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.

Parágrafo 2°. 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.

Parágrafo 3°. Los comercializadores de gas importado declararán las CIDV en

los términos previstos en este artículo. (Decreto 2100 de 2011, artículo 9°)

Comentario: Mediante la Resolución del Ministerio de Minas y Energía 31-289 del 3 de Junio de 2015 se publicó la Declaración de Producción de Gas Natural de conformidad con el Decreto 1073 de 2015.

215

Artículo 2.2.2.2.22. Decreto 1073 de 2015. Actualización de la

declaración de producción. Todos los productores, los productores-

comercializadores de gas natural y los comercializadores de gas importado obligados a declarar conforme a lo previsto en el presente decreto, deberán actualizar su declaración exponiendo y documentando las razones que la justifican, por variación en la información disponible al momento de la declaración y/o inmediatamente se surta un procedimiento de comercialización, conforme a lo previsto en este Decreto. (Decreto 2100 de 2011, artículo 10)

Artículo 2.2.2.2.23. Decreto 1073 de 2015. 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. (Decreto 2100 de 2011, artículo 11)

Artículo 2.2.2.2.24. Decreto 1073 de 2015. 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.

Parágrafo. 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. (Decreto 2100 de 2011, artículo 12)

216

Artículo 2.2.2.2.25. Decreto 1073 de 2015. Lineamientos para la

expedición de los mecanismos y procedimientos de

comercialización. La CREG, en los mecanismos y procedimientos de comer-

cialización 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. (Decreto 2100 de 2011, artículo 13)

Artículo 2.2.2.2.26. Decreto 1073 de 2015. Condiciones mínimas de

los contratos de suministro y de transporte. Con el fin de propender por

el equilibrio de las relaciones contractuales entre los Agentes Operacionales, la CREG establecerá los requisitos mínimos para cada una de las modalidades de contratos previstos en la regulación.

Parágrafo. Los contratos de suministro y/o transporte que a 15 de junio de 2011

se encuentren en ejecución no serán modificados por efectos de esta disposición, pero en el evento de que se prorrogue su vigencia, dicha prórroga deberá sujetarse a las condiciones mínimas que establezca la CREG. (Decreto 2100 de 2011, artículo 14)

Artículo 2.2.2.2.27. Decreto 1073 de 2015. 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.

Parágrafo 1°. 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. (Decreto 2100 de 2011, artículo 15)

217

Artículo 2.2.2.2.28. Decreto 1073 de 2015. 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 1° 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.

Parágrafo. 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. (Decreto 2100 de 2011, artículo 17)

Artículo 2.2.2.2.29. Decreto 1073 de 2015. 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. (Decreto 2100 de 2011, artículo 18)

Artículo 2.2.2.2.30. Decreto 1073 de 2015. 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 (Decreto 2100 de 2011, artículo 19)

Artículo 2.2.2.2.31. Decreto 1073 de 2015. 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

218

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.

Parágrafo. La CREG seleccionará al gestor del mercado mediante un concurso

sujeto a los principios de transparencia y selección objetiva que garanticen la libre concurrencia. (Decreto 2100 de 2011 artículo 20, modificado por el artículo 2° del Decreto 1710 de 2013)

Artículo 2.2.2.2.32. Decreto 1073 de 2015. 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. (Decreto 2100 de 2011, artículo 21)

Artículo 2.2.2.2.33. Decreto 1073 de 2015. 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.

219

Parágrafo. La comercialización del gas importado con destino al servicio público

domiciliario deberá someterse a las mismas disposiciones expedidas por la CREG para la actividad de comercialización del gas de producción nacional. (Decreto 2100 de 2011, artículo 22)

Artículo 2.2.2.2.34. Decreto 1073 de 2015. 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. (Decreto 2100 de 2011, artículo 23)

Artículo 2.2.2.2.35. Decreto 1073 de 2015. 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 capaci-dad de transporte de las Interconexiones Internacionales de Gas Natural.

Parágrafo. 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. (Decreto 2100 de 2011, artículo 24)

Artículo 2.2.2.2.36. Decreto 1073 de 2015. 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.

Parágrafo 1°. Las condiciones técnicas y económicas para el acceso a la

Interconexión Internacional de Gas Natural serán acordadas libremente entre las partes.

220

Parágrafo 2°. 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. (Decreto 2100 de 2011, artículo 25)

Artículo 2.2.2.2.37. Decreto 1073 de 2015. Libertad de

Exportaciones de Gas. Los Agentes Exportadores podrán asumir libremente

compromisos de exportación de gas natural sin sujeción a lo previsto en los artículos 2.2.2.2.24. y 2.2.2.2.27. de este Decreto.

Parágrafo 1°. 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.

Parágrafo 2°. Mientras se mantengan las condiciones que den lugar a la

limitación prevista en el parágrafo 1° de este artículo, los productores, los productores-comercializadores o los Agentes exportadores no podrán suscribir o perfeccionar compromisos de cantidades de gas natural relacionados con nuevos contratos de exportación o incrementar las cantidades de gas natural inicialmente acordadas en los contratos de exportación ya existentes. (Decreto 2100 de 2011, artículo 26)

Artículo 2.2.2.2.38. Decreto 1073 de 2015. 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.

221

El costo de oportunidad del gas natural dejado de exportar será asumido por los Agentes Operacionales a quienes se les hayan suplido sus faltantes de suministro. El reconocimiento del costo de oportunidad de dicho gas será determinado por la CREG según metodología que incluya, entre otros: (i) el precio del gas natural que deja de percibir el productor y/o productor-comercializador por no vender su gas en el exterior; y (ii) las compensaciones que deba pagar el productor y/o productor-comercializador por no honrar su Contrato Firme de Exportación. La CREG adicionalmente, determinará el mecanismo mediante el cual se realizará el pago de este costo al Agente Exportador por parte de los Agentes Operacionales a quienes se les haya suplido sus faltantes de suministro y la forma en que dicho costo será asumido por el Agente. (Decreto 2100 de 2011, artículo 27)

Artículo 2.2.2.2.39. Decreto 1073 de 2015. Obligación de

información de exportaciones y de importaciones de gas natural.

Una vez perfeccionados los contratos de exportación y de importación, los Agentes respectivos enviarán copia al MME para su información. Cada vez que los contratos de exportación y/o de importación sean modificados se informará al MME adjuntando los documentos que den cuenta de tal modificación. Respecto de la información a que se refiere este artículo, el MME guardará la debida reserva sobre aquellos datos que, atendida su naturaleza, la requieran en defensa de los legítimos intereses de las partes en dichos contratos. (Decreto 2100 de 2011, artículo 28)

Artículo 2.2.2.2.40. Decreto 1073 de 2015. 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.

Parágrafo 1°. 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.

222

Parágrafo 2°. 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. (Decreto 2100 de 2011, artículo 29)

Artículo 2.2.2.2.41. Decreto 1073 de 2015. 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. (Decreto 2100 de 2011, artículo 30)

Artículo 2.2.2.2.42. Decreto 1073 de 2015. 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. (Decreto 1710 de 2013, artículo 1°)

CAPÍTULO 3

TRANSPORTE DE GAS NATURAL

Artículo 2.2.2.3.1. Decreto 1073 de 2015. 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.

223

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.

Parágrafo 1°. 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.

Parágrafo 3°. (Sic) 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.

224

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 1 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.

Parágrafo 4°. El Representante del Centro Nacional de Despacho Eléctrico, o la

entidad equivalente, será el Director de dicha entidad o quien haga sus veces.

Parágrafo 5°. 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 1° de marzo de cada año, cuáles sistemas de transporte tienen capacidad superior a 50 millones de pies cúbicos diarios.

Parágrafo 7°. (Sic) Ningún agente podrá representar simultáneamente a varias

actividades en el Consejo Nacional de Operación de Gas Natural, CNO.

Parágrafo 8°. 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.

Parágrafo 9°. 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.

225

(Decreto 2225 de 2000, artículo 2°; parágrafo 5 ° Modificado por el Decreto 2282 de 2001, artículo 2°; parágrafos 8° y 9° adicionados por el Decreto 2282 de 2001, artículo 3°)

Artículo 2.2.2.3.2. Decreto 1073 de 2015. 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 071 del 3 de diciembre de 1999 de la CREG y demás normas que regulen la materia. (Decreto 2225 de 2000, artículo 3°)

Artículo 2.2.2.3.3. Decreto 1073 de 2015. 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 trans-portadores. En caso de empate, el voto del representante del Ministro de Minas y Energía se contará doblemente. (Decreto 2225 de 2000, artículo 4°; modificado por el Decreto 2282 de 2001, artículo 4°)

Artículo 2.2.2.3.4. Decreto 1073 de 2015. 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.

Parágrafo. El Ministerio de Minas y Energía no participará en la financiación del

Consejo Nacional de Operación de Gas Natural, CNO. (Decreto 2225 de 2000, artículo 6°)

Artículo 2.2.2.3.5. Decreto 1073 de 2015. Definición de las

participaciones. La UPME con base en las cifras de producción, demanda, y

capacidad del año inmediatamente anterior comprendido entre el 1° 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 1° de marzo del año en consideración. La nueva conformación del CNO iniciará sus atribuciones a partir del 30 de abril del año en consideración.

226


Artículo 2.2.2.3.6. Decreto 1073 de 2015. 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 3° de la Ley 10 de 1961, en concordancia con el artículo 76 de la Ley 962 de 2005.

Parágrafo. 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. (Decreto 2400 de 2006, artículo 2°)

Artículo 2.2.2.3.7. Decreto 1073 de 2015. 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.

227

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.

Parágrafo. El Ministerio de Minas y Energía sólo expedirá la resolución de

autorización de construcción de la Interconexión Internacional de Gas Natural, cuando se allegue copia de la licencia ambiental de que trata el numeral 7 del presente artículo; sin embargo, en el evento en que el Transportador no cuente con dicha licencia, podrá radicar la solicitud para obtener la autorización de construcción, presentando copia de la solicitud de la licencia ambiental correspondiente. En caso de que no le fuere otorgada la licencia, el Ministerio de Minas y Energía negará la autorización de construcción. (Decreto 2400 de 2006, artículo 3°)

Artículo 2.2.2.3.8. Decreto 1073 de 2015. 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.

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Parágrafo 1°. 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%).

Parágrafo 2°. 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. (Decreto 2400 de 2006, artículo 4°)

Artículo 2.2.2.3.9. Decreto 1073 de 2015. 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.

Parágrafo 1°. 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.

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Parágrafo 2°. 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. (Decreto 2400 de 2006, artículo 5°)

Artículo 2.2.2.3.10. Decreto 1073 de 2015. 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 4° del Decreto 1056 de 1953, Có-digo de Petróleos. (Decreto 2400 de 2006, artículo 6°)

Artículo 2.2.2.3.11. Decreto 1073 de 2015. 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. (Decreto 2400 de 2006, artículo 7°)

Artículo 2.2.2.3.12. Decreto 1073 de 2015. 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

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deberán cumplir lo exigido en el parágrafo 2° 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. (Decreto 2400 de 2006, artículo 8°)

Artículo 2.2.2.3.13. Decreto 1073 de 2015. 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. (Decreto 2400 de 2006, artículo 9°)

Artículo 2.2.2.3.14. Decreto 1073 de 2015. 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

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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. (Decreto 2400 de 2006, artículo 10°)

CAPÍTULO 4

DISTRIBUCIÓN

Artículo 2.2.2.4.1. Decreto 1073 de 2015. 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. (Decreto 1359 de 1996, artículo 1°)

Artículo 2.2.2.4.2. Decreto 1073 de 2015. 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. (Decreto 1359 de 1996, artículo 2°)

Artículo 2.2.2.4.3. Decreto 1073 de 2015. 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 1° del artículo 40 de la Ley 142 de 1994.

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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. (Decreto 1359 de 1996, artículo 3°)

Artículo 2.2.2.4.4. Decreto 1073 de 2015. 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. (Decreto 1359 de 1996, artículo 4°)

Artículo 2.2.2.4.5. Decreto 1073 de 2015. 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. (Decreto 1359 de 1996, artículo 5°)

Artículo 2.2.2.4.6. Decreto 1073 de 2015. Audiencia de aclaración

de los términos de referencia. En los términos de referencia se fijará la

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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. (Decreto 1359 de 1996, artículo 6°)

Artículo 2.2.2.4.7. Decreto 1073 de 2015. 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.

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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. (Decreto 1359 de 1996, artículo 7°)

Artículo 2.2.2.4.8. Decreto 1073 de 2015. 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. (Decreto 1359 de 1996, artículo 8°)

Artículo 2.2.2.4.9. Decreto 1073 de 2015. 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. (Decreto 1359 de 1996, artículo 9°)

Artículo 2.2.2.4.10. Decreto 1073 de 2015. 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

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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. (Decreto 1359 de 1996, artículo 10)

Artículo 2.2.2.4.11. Decreto 1073 de 2015. 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. (Decreto 1359 de 1996, artículo 11)

Artículo 2.2.2.4.12. Decreto 1073 de 2015. 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. (Decreto 1359 de 1996, artículo 12)

Artículo 2.2.2.4.13. Decreto 1073 de 2015. Término para la

evaluación. En los términos de referencia se fijará el plazo para la evaluación.

Este término podrá prorrogarse hasta por la mitad del inicialmente establecido, siempre que las necesidades así lo exijan. Vencido el término de evaluación, el informe final que contiene los fundamentos y resultado de la evaluación y la recomendación de adjudicación pertinente, permanecerá por espacio de cinco (5) días hábiles en la Secretaria General del Ministerio de Minas y Energía, para que los interesados lo conozcan y expongan sus observaciones si lo consideran necesario, las cuales serán analizadas y acogidas a criterio del Ministerio, teniendo en cuenta los factores de elegibilidad, evaluación, la metodología y demás requisitos exigidos en los términos del referencia. Dichas observaciones serán resueltas en la correspondiente resolución de adjudicación. (Decreto 1359 de 1996, artículo 13)

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Artículo 2.2.2.4.14. Decreto 1073 de 2015. 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. (Decreto 1359 de 1996, artículo 14)

Artículo 2.2.2.4.15. Decreto 1073 de 2015. 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.

Parágrafo 1°. El plazo de adjudicación anteriormente establecido podrá

ampliarse por un término no mayor al de la mitad del inicialmente señalado, siempre que las necesidades de la administración lo requieran, para lo cual se expedirá resolución motivada.

Parágrafo 2°. 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

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Ministerio de Minas y Energía, no es posible llevar a cabo la evaluación, la invitación se declarará desierta. (Decreto 1359 de 1996, artículo 15)

Artículo 2.2.2.4.16. Decreto 1073 de 2015. 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. (Decreto 1359 de 1996, artículo 16)

Artículo 2.2.2.4.17. Decreto 1073 de 2015. 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.

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(Decreto 1359 de 1996, artículo 17)

Artículo 2.2.2.4.18. Decreto 1073 de 2015. Garantías. El Ministerio de

Minas y Energía determinará lo relativo a las garantías del contrato en los términos de referencia. (Decreto 1359 de 1996, artículo 18)

Artículo 2.2.2.4.19. Decreto 1073 de 2015. 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. (Decreto 1359 de 1996, artículo 19)

Artículo 2.2.2.4.20. Decreto 1073 de 2015. 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. (Decreto 1359 de 1996, artículo 20)

Artículo 2.2.2.4.21. Decreto 1073 de 2015. 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. (Decreto 1359 de 1996, artículo 21)

Artículo 2.2.2.4.22. Decreto 1073 de 2015. 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. (Decreto 1359 de 1996, artículo 22)

Artículo 2.2.2.4.23. Decreto 1073 de 2015. Regulaciones proferidas

en el proceso de selección del contratista. Cuando en el curso del

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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. (Decreto 1359 de 1996, artículo 23)

Artículo 2.2.2.4.24. Decreto 1073 de 2015. 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. (Decreto 1359 de 1996, artículo 24)

CAPÍTULO 5

FONDO ESPECIAL CUOTA DE FOMENTO DE GAS NATURAL

Artículo 2.2.2.5.1. Decreto 1073 de 2015. 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. (Decreto 3531 de 2004, artículo 2°; modificado por el Decreto 1718 de 2008, artículo 2°)

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Artículo 2.2.2.5.2. Decreto 1073 de 2015. 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. (Decreto 3531 de 2004 artículo 3°; literales a) y d) modificados por el Decreto 1718 de 2008, artículo 3°)

Artículo 2.2.2.5.3. Decreto 1073 de 2015. 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. (Decreto 3531 de 2004 artículo 4°)

Artículo 2.2.2.5.4. Decreto 1073 de 2015. 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.

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Parágrafo 1°. 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.

Parágrafo 2°. 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. (Decreto 3531 de 2004, artículo 5°; modificado por el Decreto 1718 de 2008, artículo 4°)

Artículo 2.2.2.5.5. Decreto 1073 de 2015. 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. (Decreto 3531 de 2004, artículo 6°)

Artículo 2.2.2.5.6. Decreto 1073 de 2015. 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.

Parágrafo 1°. Corresponde al Ministerio de Minas y Energía definir el

reglamento interno para la aprobación, ejecución y giro de los recursos del Fondo.

Parágrafo 2°. 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

242

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.

Parágrafo 3°. 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. (Decreto 3531 de 2004, artículo 7°; modificado por el Decreto 1718 de 2008, artículo 5°)

Artículo 2.2.2.5.7. Decreto 1073 de 2015. 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.

Parágrafo 1°. En la formulación de los proyectos de infraestructura que se

presenten a consideración de la Unidad de Planeación Minero-Energética, UPME, el solicitante deberá tener en cuenta la metodología de presentación de proyectos definida por el Departamento Nacional de Planeación.

Parágrafo 2°. Cuando el Solicitante sea un Grupo de Usuarios de Menores

Ingresos, la solicitud deberá presentarse por intermedio de la empresa prestadora del servicio de distribución de gas natural por redes que, en caso de realizarse el proyecto, le prestaría el servicio.

Parágrafo 3°. No se cofinanciarán con recursos del Fondo Especial Cuota de

Fomento de Gas Natural: a) Estudios de Preinversión, salvo aquellos de que trata el Parágrafo 2° del 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;

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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. (Decreto 3531 de 2004, artículo 8°; parágrafo 3° modificado por el Decreto 1718 de 2008, artículo 6°)

Artículo 2.2.2.5.8. Decreto 1073 de 2015. 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. (Decreto 3531 de 2004, artículo 9°)

Artículo 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.

Parágrafo. La Unidad de Planeación Minero-Energética, UPME, realizará

trimestralmente la priorización de proyectos elegibles y los presentará al Ministerio de Minas y Energía para su visto bueno. (Decreto 3531 de 2004, artículo 10)

244

Artículo 2.2.2.5.10. Decreto 1073 de 2015. 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. (Decreto 3531 de 2004, artículo 11)

Artículo 2.2.2.5.11. Decreto 1073 de 2015. 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. (Decreto 3531 de 2004, artículo 12)

Artículo 2.2.2.5.12. Decreto 1073 de 2015. 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 eco-nómica;

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c) Cuando el Solicitante sea una Entidad Territorial, el proyecto de infraestructura debe contar con Estudios de Preinversión realizados directamente por la Entidad Territorial o por la Empresa de Servicios Públicos que avale el proyecto y se comprometa por escrito a prestar el servicio de transporte o de distribución de gas, según sea el caso; d) Cuando se trate de Conexiones a Usuarios de Menores Ingresos el aval debe corresponder al de la empresa prestadora del servicio de distribución de gas natural por redes que le prestaría el servicio en caso de realizarse el proyecto; e) Contar con un esquema cierto y definido de financiación total del mismo, identificando debidamente todas las fuentes de recursos; f) El valor de la solicitud de cofinanciación no deberá exceder de 25.000 salarios mínimos legales mensuales vigentes, monto máximo a cofinanciar por el Fondo para cualquier proyecto de infraestructura; ni superar el 70% del valor total del proyecto a cofinanciar; g) Contar con un esquema de interventoría para la correcta ejecución del proyecto.

Parágrafo 1°. 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.

Parágrafo 2°. El monto máximo que se cofinanciará para cada conexión de

usuarios residenciales de estratos 1 y 2 corresponderá, respectivamente, al 30 y 20% del Cargo por Conexión establecido por la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG. (Decreto 3531 de 2004, artículo 13)

Artículo 2.2.2.5.13. Decreto 1073 de 2015. Orden de Prioridad de

los Proyectos de Infraestructura Elegibles. La Unidad de Planeación

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Minero-Energética, UPME, establecerá un orden de prioridad de los proyectos de infraestructura elegibles, teniendo en cuenta los siguientes criterios: a) Ubicación del proyecto dentro del área de influencia del gasoducto troncal; b) Número de usuarios directamente beneficiados con el proyecto; c) Mayor índice de Necesidades Básicas Insatisfechas (NBI) definido por el Departamento Administrativo Nacional de Estadística, DANE, para la entidad territorial o para la población objeto del proyecto. En este último caso, el Solicitante deberá adjuntar, a su costo, la certificación de dicho índice; d) Cofinanciación, distinta de la que se solicita al Fondo, respecto del valor total del proyecto de infraestructura; e) Demanda de gas natural esperada por el proyecto.

Parágrafo. La Unidad de Planeación Minero-Energética, UPME, definirá y

adoptará la metodología de cálculo de un indicador de prioridad que involucre los criterios definidos en este artículo. (Decreto 3531 de 2004, artículo 14)

Artículo 2.2.2.5.14. Decreto 1073 de 2015. Parámetros para la

Aprobación de Cofinanciación de Proyectos Elegibles. Una vez le sea

presentado el orden de prioridad de proyectos elegibles por parte de la Unidad de Planeación Minero Energética -UPME-, el Administrador del Fondo aprobará las solicitudes de cofinanciación, teniendo en cuenta los siguientes parámetros: a) Disponibilidad de recursos en la fecha de aprobación; b) Se asignarán los recursos disponibles con base en el orden de priorización, a un proyecto a la vez por cada departamento de la división política del país, sin considerar el monto solicitado y siguiendo el orden de prioridad de los proyectos hasta agotar esta disponibilidad.

Parágrafo 1°. 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.

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Parágrafo 2°. Cuando la cofinanciación de un proyecto de infraestructura sea

aprobada con base en un estudio de preinversión pagado directamente por una Entidad Territorial, se reembolsará con cargo a los recursos del Fondo hasta el 50% del valor del mismo, sin que en ningún caso la suma a reembolsar supere el equivalente a 60 salarios mínimos legales mensuales vigentes. (Decreto 3531 de 2004, artículo 15°, modificado por el Decreto 1718 de 2008, artículo 7°)

Artículo 2.2.2.5.15. Decreto 1073 de 2015. 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.

Parágrafo 1°. Cuando el Solicitante sea un Grupo de Usuarios de Menores

Ingresos, las obligaciones previstas en este artículo serán asumidas por la empresa prestadora del servicio de distribución de gas natural por redes que, en caso de realizarse el proyecto, le prestaría el servicio.

Parágrafo 2°. Cuando el Administrador del Fondo tenga conocimiento de algún

incumplimiento de las obligaciones aquí previstas ordenará suspender los giros de

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recursos pendientes, si es el caso, y exigirá la restitución de los recursos girados con los rendimientos respectivos. (Decreto 3531 de 2004, artículo 16°; numerales 3 y 4 modificados por el Decreto 1718 de 2008, artículo 8°)

Artículo 2.2.2.5.16. Decreto 1073 de 2015. 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. (Decreto 3531 de 2004, artículo 17; modificado por el Decreto 1718 de 2008, artículo 9°)

Artículo 2.2.2.5.17. Decreto 1073 de 2015. 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 pres-tadora 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. (Decreto 3531 de 2004, artículo 18; modificado por el Decreto 1718 de 2008, artículo 10)

CAPÍTULO 6


Artículo 2.2.2.6.1. Decreto 1073 de 2015. Incorporación de

Usuarios. Una vez se determine que la actividad de Comercialización de Gas

Natural desarrollada por los Productores y los Agentes Importadores es

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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. (Decreto 3429 de 2003, artículo 4°)

Artículo 2.2.2.6.2. Decreto 1073 de 2015. Vigilancia y Control. La

Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios vigilará y controlará el cumplimiento de lo dispuesto en el artículo anterior. (Decreto 3429 de 2003, artículo 5°)

SECCIÓN 1°

COMERCIALIZACIÓN GAS NATURAL COMPRIMIDO VEHICULAR

SUBSECCIÓN 1.1

GENERALIDADES

Artículo 2.2.2.6.1.1.1.1. Decreto 1073 de 2015. 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. (Decreto 1605 de 2002, artículo 1°)

Artículo 2.2.2.6.1.1.1.2. Decreto 1073 de 2015. 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.

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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. (Decreto 1605 de 2002, artículo 2°)

Artículo 2.2.2.6.1.1.1.3. Decreto 1073 de 2015. 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. (Decreto 1471 de 2014; artículo 7° numeral 2°) 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. (Decreto 1605 de 2002 artículo 3°) 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. (Decreto 1471 de 2014, artículo 7° numeral 13)

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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. (Decreto 1472 de 2014, artículo 7°, numeral 15) Comercializador de Gas Natural. Persona jurídica cuya actividad es la comercialización de gas natural; (Decreto 802 de 2004, artículo 1°) 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; (Decreto 802 de 2004, artículo 1°) Condiciones Comerciales Especiales. Son aquellas diseñadas para incentivar el consumo del Gas Natural Comprimido para uso Vehicular, GNCV; (Decreto 802 de 2004, artículo 1°) Estación de Servicio Mixta: Es la Estación de Servicio destinada a la distribución tanto de combustibles líquidos derivados del petróleo como de combustibles gaseosos. (Decreto 1605 de 2002, artículo 3) 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. (Decreto 1471 de 2014, artículo 7° numeral 32) Expendedor: Persona natural o jurídica que suministra o provee bienes para los distintos agentes a los que se refiere el presente decreto. (Decreto 1605 de 2002 artículo 3°)

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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. (Decreto 1605 de 2002 artículo 3°)

Artículo 2.2.2.6.1.1.1.3. Decreto 1073 de 2015. Definiciones.

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. (Decreto 1605 de 2002 artículo 3°, definición subrogada por el Decreto 802 de 2004, artículo 1°) 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. (Decreto 1605 de 2002 artículo 3°) Organismo de acreditación: Será la definición contenida en la sección “Organización Del Subsistema De La Calidad” del Decreto Reglamentario Único del Sector Comercio, Industria y Turismo o aquella que la modifique sustituya o adicione. (Decreto 1471 de 2014 artículo 7°, numeral 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. (Decreto 1605 de 2002 artículo 3°) Productor de equipos completos de GNCV y partes para equipos completos de GNCV: Toda persona natural o jurídica que elabore, procese, transforme o

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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. (Decreto 1605 de 2002 artículo 3°)

Artículo 2.2.2.6.1.1.1.3. Decreto 1073 de 2015. Definiciones.

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. (Decreto 1605 de 2002 artículo 3°) 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. (Decreto 802 de 2004, artículo 1°, Definición de Sistema de Transporte Terrestre Masivo de Pasajeros adicionada por el Decreto 1008 de 2006, artículo 1°) Usuario Final de Gas Natural Comprimido Vehicular. Persona que utiliza gas natural comprimido como combustible en vehículos automotores. (Decreto 802 de 2004, artículo 1°) 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. (Decreto 1605 de 2002 artículo 3°)

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Artículo 2.2.2.6.1.1.1.4. Decreto 1073 de 2015. 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. (Decreto 802 de 2004, artículo 2°)

Artículo 2.2.2.6.1.1.1.5. Decreto 1073 de 2015. 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. (Decreto 1008 de 2006 artículo 2°)

SUBSECCIÓN 1.2

REQUISITOS PARA INICIAR LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO

Artículo 2.2.2.6.1.1.2.1. Decreto 1073 de 2015. 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.

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• Autoridad Ambiental Competente. (Decreto 1605 de 2002 artículo 4°)

Artículo 2.2.2.6.1.1.2.2. Decreto 1073 de 2015. 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 2 del artículo siguiente, según corresponda. (Decreto 1605 de 2002 artículo 5°)

SUBSECCIÓN 1.3

OBLIGACIONES

Artículo 2.2.2.6.1.1.3.1. Decreto 1073 de 2015. 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 patri-moniales que cause a terceras personas en desarrollo de sus, actividades normales por daños a bienes, lesiones o muerte de personas, de acuerdo con las condiciones generales de la póliza y la ley colombiana; la póliza deberá incluir una cláusula de restablecimiento automático del valor asegurado a cargo de la estación de servicio o el taller de conversión cuando quiera que, por ocurrencia de siniestros, el valor asegurado mínimo disminuya. Mientras el Ministerio competente señala las condiciones particulares de la póliza, se seguirán aplicando las previstas en la Resolución 8 0582 de 1996, modificada por la Resolución 18 1386 de 2005 del Ministerio de Minas y Energía para las estaciones de servicio de GNCV y talleres de conversión.

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(ii) Cumplimiento de Disposiciones Legales, en la que figure como beneficiario el Ministerio competente, para amparar el incumplimiento de las normas y reglamentaciones que deben observar en el ejercicio de su actividad, cuyo valor asegurado no podrá ser inferior al 5% del valor de la inversión, actualizado anualmente por el Índice de Precios al Consumidor -IPC- para el año siguiente, de acuerdo a los cálculos del Banco de la República. 3 Obtener, y mantener los Certificados de Conformidad de que trata la siguiente subsección, expedidos por un Organismo de Certificación Acreditado, sobre el cumplimiento de los requisitos técnicos contemplados en la reglamentación vigente o aquella que la modifique. (Decreto 1605 de 2002 artículo 6°,)

SUBSECCIÓN 1.4

REQUISITOS TÉCNICOS Y VERIFICACIÓN DE LA CONFORMIDAD

Artículo 2.2.2.6.1.1.4.1. Decreto 1073 de 2015. 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.

Parágrafo. Hasta tanto no se expidan los Reglamentos Técnicos pertinentes, seguirá vigente la

Resolución (8 0582 de 1996 modificada por la Resolución 18 1386 de 2005) expedida por el Ministerio de

Minas y Energía, en aquellas partes que no sean contrarias a las disposiciones contenidas en este Decreto. (Decreto 1605 de 2002 artículo 7°, parágrafo ha perdido vigencia)

Artículo 2.2.2.6.1.1.4.2. Decreto 1073 de 2015. 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. (Decreto 1605 de 2002 artículo 8°)

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Artículo 2.2.2.6.1.1.4.3. Decreto 1073 de 2015. 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. (Decreto 1605 de 2002 artículo 9°)

Artículo 2.2.2.6.1.1.4.4. Decreto 1073 de 2015. 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. (Decreto 1605 de 2002 artículo 10)

Artículo 2.2.2.6.1.1.4.5. Decreto 1073 de 2015. 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. (Decreto 1605 de 2002 artículo 11)

SUBSECCIÓN 1.5

REGLAS SOBRE LIBRE COMPETENCIA

Artículo 2.2.2.6.1.1.5.1. Decreto 1073 de 2015. Funciones de la

Superintendencia de Industria y Comercio. La Superintendencia de

258

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. (Decreto 1605 de 2002 artículo 12)

Artículo 2.2.2.6.1.1.5.2. Decreto 1073 de 2015. 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. (Decreto 1605 de 2002 artículo 13)

SUBSECCIÓN 1.6

RÉGIMEN SANCIONATORIO

Artículo 2.2.2.6.1.1.6.1. Decreto 1073 de 2015. 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. (Decreto 1605 de 2002 artículo 14)

Artículo 2.2.2.6.1.1.6.2. Decreto 1073 de 2015. 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. (Decreto 1605 de 2002 artículo 15)

259

Artículo 2.2.2.6.1.1.6.3. Decreto 1073 de 2015. 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. (Decreto 1605 de 2002 artículo 16)

Artículo 2.2.2.6.1.1.6.4. Decreto 1073 de 2015. 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. (Decreto 1605 de 2002 artículo 17)

“(…)

SUBSECCIÓN 6.1

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

Artículo 2.2.3.2.6.1.1. Decreto 1073 de 2015. Naturaleza del Fondo

de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos para

los servicios de energía eléctrica y gas combustible distribuido por

red física. El Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos

de la Nación - Ministerio de Minas y Energía, de que trata el artículo 89.3 de la Ley 142 de 1994 y el artículo 4° de la Ley 632 de 2000 es un fondo cuenta especial de manejo de recursos públicos, sin personería jurídica, sujeto a las normas y procedimientos establecidos en la Constitución Nacional, el Estatuto Orgánico del Presupuesto General de la Nación y las demás normas legales vigentes; cuenta en la cual se incorporarán en forma separada y claramente identificable para cada uno de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible distribuido por red física, los recursos provenientes de los excedentes de la

260

contribución de solidaridad una vez se apliquen para el pago de la totalidad de los subsidios requeridos en las respectivas zonas territoriales. (Decreto 847 de 2001, artículo 2°)

Artículo 2.2.3.2.6.1.2. Decreto 1073 de 2015. Funciones del

Ministerio de Minas y Energía en relación con el Fondo de

Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos.

Corresponde al Ministerio de Minas y Energía en relación con el Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos, además de desarrollar las funciones establecidas en las leyes, las siguientes: 1. Presentar el anteproyecto de presupuesto relacionado con los montos de los recursos que se asignarán para el pago de subsidios con cargo al Presupuesto General de la Nación y con recursos del Fondo. 2. Determinar el monto de las contribuciones facturadas y los subsidios aplicados que se reconocerán trimestralmente a las empresas que los facturen, en el proceso de conciliación de subsidios y contribuciones de solidaridad. 3. Administrar y distribuir los recursos del Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos y/o del Presupuesto Nacional, de conformidad con las leyes vigentes. (Decreto 847 de 2001, artículo 3°)

Artículo 2.2.3.2.6.1.3. Decreto 1073 de 2015. Contabilidad interna.

Las entidades prestadoras de los servicios públicos domiciliarios deberán, en contabilidad separada, llevar las cuentas detalladas de los subsidios y las contribuciones de solidaridad facturadas y de las rentas recibidas por concepto de contribución o por transferencias de otras entidades para sufragar subsidios, así como de su aplicación. Cuando una misma empresa de servicios públicos tenga por objeto la prestación de dos o más servicios públicos domiciliados, las cuentas de que trata el presente artículo deberán llevarse de manera independiente para cada u no de los servicios que presten y los recursos no podrán destinarse para otorgar subsidios a usuarios de un servicio público diferente de aquel del cual se percibió la respectiva contribución. (Decreto 847 de 2001, artículo 4°)

261

Artículo 2.2.3.2.6.1.4. Decreto 1073 de 2015. Procedimiento

interno. Las entidades prestadoras de servicios públicos, efectuarán y enviarán

trimestralmente al Ministerio de Minas y Energía, la conciliación de sus cuentas de subsidios y contribuciones de solidaridad, de conformidad con lo dispuesto en este artículo y la metodología establecida por el Ministerio de Minas y Energía. (Modificado por el artículo 2° Decreto 201 de 2004). a) Liquidación, reportes y validación. Los comercializadores, autogeneradores y transportadores de energía eléctrica y de gas combustible distribuido por red física, efectuarán liquidación trimestral de subsidios y contribuciones por mercado de comercialización, según definiciones de Mercado de Comercialización para el servicio público de electricidad, Mercado de Comercialización para el servicio público de gas combustible distribuido por red física y Mercado de Comercialización en las Zonas no Interconectadas del presente decreto, con corte al último día de cada trimestre calendario, teniendo en cuenta los subsidios otorgados, las contribuciones facturadas, los giros recibidos de los comercializadores no incumbentes, incluyendo los rendimientos o intereses de mora, las transferencias del Presupuesto de la Nación y/o Entidades Territoriales por pagos por menores tarifas y los giros del Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos. Los comercializadores, autogeneradores y transportadores de energía eléctrica y de gas combustible distribuido por red física, deberán reportar al Fondo de Solidaridad - Ministerio de Minas y Energía, la conciliación trimestral de sus cuentas de subsidios y contribuciones, dentro de treinta (30) días calendario siguientes al cierre del respectivo trimestre, de conformidad con la metodología establecida por este Ministerio, anexando todos la información soporte requerida, para su validación. El Ministerio emitirá su validación mediante comunicación escrita en el evento de no encontrar ninguna objeción. En caso contrario, los comercializadores podrán justificar las diferencias remitiendo al Ministerio la información aclaratoria dentro del mes siguiente a la fecha en la que reciba la comunicación escrita sobre el particular. Si transcurrido este plazo el Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos no recibe las aclaraciones que justifiquen la diferencia, la validación final se hará con base en la validación inicial realizada por el Ministerio de Minas y Energía, la cual quedará en firme. Este Ministerio se reserva el derecho de efectuar las auditorías respectivas cuando lo estime necesario. En el caso de empresas que presenten un mayor superávit con la validación final, la diferencia entre el valor validado por el Ministerio de Minas y Energía y el

262

reportado por la empresa deberá ser girada, junto con sus rendimientos, calculados de acuerdo con la tasa de corrección monetaria a partir del día siguiente del cierre del trimestre calendario respectivo, al comercializador incumbente o al Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos, según sea el caso, de acuerdo con las instrucciones establecidas por el Ministerio de Minas y Energía. b) Giros. Los comercializadores de energía eléctrica y de gas combustible distribuido por red física, que al efectuar la liquidación trimestral por mercado de comercialización, presenten superávit, lo girarán de la siguiente manera: i) Los comercializadores no incumbentes por mercado de comercialización, girarán al comercializador incumbente el respectivo superávit, dentro de los cuarenta y cinco (45) días calendario siguientes al cierre del trimestre respectivo. ii) Los comercializadores incumbentes girarán al Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos dentro de los cuarenta y cinco (45) días calendario siguientes al cierre del trimestre respectivo. iii) Los comercializadores no incumbentes que facturen contribuciones y no atiendan usuarios subsidiados deberán girar dicha contribución, dentro de los veinte (20) días calendario siguientes a la fecha de facturación, al comercializador incumbente por mercado de comercialización en el cual se encuentren los usuarios aportantes.

Parágrafo 1°. En caso de presentarse algún conflicto, el Ministerio de Minas y

Energía, definirá los criterios para hacer la transferencia de los excedentes de las contribuciones de solidaridad y para la realización de los giros declarados no es necesario que medie comunicación alguna.

Parágrafo 2°. El incumplimiento de envío de la información dentro del plazo

establecido de la liquidación trimestral, será reportado por el Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios para lo pertinente a su función de vigilancia y control.

Parágrafo 3°. Los recursos que por mandato de la ley son propiedad del Fondo

de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos, deberán ser consignados en los plazos y cuentas definidos por el Ministerio de Minas y Energía o por quien este designe como administrador del Fondo. Dichas cuentas deberán contar con la aprobación de la Dirección del Tesoro Nacional del Ministerio de Hacienda y Crédito Público.

263

Parágrafo 4°. Excepto para el inciso iii) del literal b) del presente artículo, la

totalidad de los rendimientos financieros generados por los superávit declarados, deberán ser girados a las empresas incumbentes o al Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos, calculados de acuerdo con la tasa de corrección monetaria a partir del día siguiente del cierre del trimestre calendario respectivo. Se causarán intereses moratorios de la legislación tributaria cuando los comercializadores, autogeneradores o transportadores de energía eléctrica y de gas combustible distribuido por red física, no hayan realizado los giros al comercializador incumbente o al Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos después de transcurridos los plazos establecidos en el literal b) de este artículo, para cada uno de los casos.

Parágrafo 5°. Conforme a lo previsto en el numeral 89.6 del artículo 89 de la

Ley 142 de 1994, los incumplimientos derivados del recaudo de los recursos legalmente asignados al Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos serán sancionados, en lo pertinente, en los términos previstos en el Título III “Sanciones” del Libro Quinto del Decreto 624 de 1989, por el cual se expide el Estatuto Tributario de los impuestos administrados por la Dirección General de Impuestos Nacionales. (Decreto 847 de 2001, artículo 5°, modificado por el artículo 2° Decreto 201 de 2004 y por el artículo 1º, Decreto 4272 de 2004)

Artículo 2.2.3.2.6.1.5. Decreto 1073 de 2015. Sujetos responsables

de la facturación y recaudo de la contribución de solidaridad. Son

responsables de la facturación y recaudo de la contribución de solidaridad, las siguientes personas: 1. Las empresas prestadoras de los servicios públicos de energía eléctrica y gas combustible distribuido por red física. 2. Las personas autorizadas conforme a la ley y a la regulación para comercializar energía eléctrica o gas combustible distribuido por red física. 3. Las personas que generen su propia energía, la enajenen a terceros y tengan una capacidad instalada superior a los 25.000 kilovatios, de acuerdo con lo dispuesto por el artículo 89.4 de la Ley 142 de 1994.

264

4. Las personas que suministren o comercialicen gas combustible por red física con terceros en forma independiente, de acuerdo con lo dispuesto por el artículo 89.5 de la Ley 142 de 1994.

Parágrafo 1°. Las personas de que trata este artículo deberán transferir los

superávits del valor de la contribución con sujeción a las instrucciones que para el efecto le indique el Ministerio de Minas y Energía - Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos.

Parágrafo 2°. Las personas que de acuerdo con el presente artículo recauden

contribuciones de solidaridad, deberán hacer devoluciones a los usuarios de sumas cobradas por tal concepto, cuando estos demuestren que tienen derecho a ello, según la ley, utilizando para ello el mecanismo que para tal fin prevé el artículo 154 de la Ley 142 de 1994 y harán los débitos correspondientes. (Decreto 847 de 2001, artículo 6°)

Artículo 2.2.3.2.6.1.6. Decreto 1073 de 2015. Factor con el cual se

determina la contribución de solidaridad. Los límites de la contribución

de solidaridad en electricidad y gas combustible distribuido por red física, serán los fijados por la ley. Dentro de estos límites y de acuerdo con las necesidades de subsidio, la Comisión de Regulación de Energía y Gas por resolución podrá variar la contribución de solidaridad.

Parágrafo. La contribución de solidaridad de energía eléctrica a que están

sujetas las entidades prestadoras de los servicios públicos domiciliarios de acueducto y alcantarillado, por consumo de energía eléctrica que sea utilizado específicamente en las actividades operativas inherentes a la propia prestación del servicio público a su cargo, se aplicará en forma gradual, de manera que dichas empresas pagarán, a partir de la entrada en vigencia del presente decreto, el 80% del total de la contribución para el año 2004, el 70% para el año 2005, el 60% para el año 2006 y el 50% para el año 2007 en adelante. Las empresas de acueducto y alcantarillado deberán solicitar y facilitar las condiciones necesarias a la empresa que preste el respectivo servicio público de energía para separar los consumos. Al facturarles se distinguirán de los demás consumos, aquellos utilizados específicamente en las actividades operativas inherentes a la propia prestación del servicio público a su cargo. (Adicionado por el artículo 1° del Decreto 2287 de 2004) (Decreto 847 de 2001, artículo 7°)

265

Artículo 2.2.3.2.6.1.7. Decreto 1073 de 2015. Responsabilidad de

los prestadores de servicios públicos. Todo recaudador de contribuciones

de solidaridad será patrimonialmente responsable y deberá efectuar el traslado oportuno de las sumas facturadas. Es deber de los recaudadores de la contribución de solidaridad, informar trimestralmente al Ministerio de Minas y Energía- Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos, acerca de los valores facturados y recaudados de la contribución de solidaridad, así como de los valores que, de acuerdo con lo dispuesto en las normas presupuestales y en las Leyes 142 y 143 de 1994, y 286 de 1996, asignen los prestadores del servicio. Los montos facturados de la contribución de solidaridad que se apliquen al pago de subsidios y no puedan ser recaudados, podrán ser conciliados contra nuevas contribuciones seis (6) meses después de facturadas. Si posteriormente se produce su recaudo, deberán contabilizarse como nueva contribución. (Decreto 847 de 2001, artículo 8°)

Artículo 2.2.3.2.6.1.8. Decreto 1073 de 2015. Criterios de

asignación. El Ministerio de Minas y Energía definirá los criterios con los cuales

el Gobierno Nacional asignará los recursos del presupuesto nacional y del Fondo de Solidaridad destinados a sufragar los subsidios, teniendo en cuenta que también los Municipios, Departamentos y Distritos podrán incluir apropiaciones presupuestales para este fin. Al definir los criterios de asignación, siempre se deberá tener en cuenta preferentemente, a los usuarios que residan en aquellos municipios que tengan menor capacidad para otorgar subsidios con sus propios recursos.

Parágrafo 1°. No se podrán pagar subsidios con recursos provenientes del

Presupuesto Nacional o del Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos a aquellas empresas que no entreguen la información en la oportunidad y de acuerdo con la metodología que establezca el Ministerio de Minas y Energía.

Parágrafo 2°. Cuando la entidad prestadora que se ha ceñido a las exigencias

legales y regulatorias, estime que el monto de las contribuciones, de los recursos del Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos y las apropiaciones del presupuesto de la Nación, de los Departamentos, de los Distritos y de los Municipios, no sean suficientes para cubrir la totalidad de los

266

subsidios previstos, podrá tomar medidas necesarias para que los usuarios cubran los costos de prestación del servicio. (Decreto 847 de 2001, artículo 10)

Artículo 2.2.3.2.6.1.9. Decreto 1073 de 2015. Informe de las

asambleas departamentales y de los concejos municipales y

distritales de la asignación de subsidios. Corresponde a las asambleas

departamentales y a los concejos municipales y distritales, informar al Ministerio de Minas y Energía - Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos, acerca de las apropiaciones que efectúen para atender subsidios en los servicios públicos de energía eléctrica y gas combustible distribuido por red física.

Parágrafo. Las decisiones que tomen Asambleas y los Concejos sobre cuáles

servicios o cuáles estratos subsidiar, o sobre el monto de las partidas para los subsidios, en ningún caso impedirán que se cobre la contribución de solidaridad a los usuarios que, según la ley, están sujetos a ella. (Decreto 847 de 2001, artículo 11)

Artículo 2.2.3.2.6.1.10. Decreto 1073 de 2015. Transferencias

efectivas de las entidades prestadoras de los servicios públicos.

Sin perjuicio del cumplimiento de las normas presupuestales sobre apropiaciones y ordenación del gasto, las transferencias efectivas de dinero de las entidades prestadoras de servicios públicos al Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos por concepto de contribuciones de solidaridad sólo ocurrirán cuando se presente superávit, después de compensar internamente los recursos necesarios para otorgar subsidios, las contribuciones facturadas en su Mercado de Comercialización y las recibidas de otros comercializadores, del Presupuesto Nacional, de los presupuestos departamentales, distritales o municipales y/o del Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos con el monto de los subsidios facturados en un trimestre. (Decreto 847 de 2001, artículo 12)

Artículo 2.2.3.2.6.1.11. Decreto 1073 de 2015. Obligación de los

prestadores de servicios públicos de energía eléctrica y gas

combustible distribuido por red física de estimar las

contribuciones y de informar a la Nación y demás autoridades

competentes para decretar subsidios. Los prestadores de servicios

267

públicos de energía eléctrica y gas combustible distribuido por red física, tienen la obligación de estimar el producto de las contribuciones de solidaridad que razonablemente esperan facturar en la vigencia fiscal inmediatamente siguiente y suministrar tal información a más tardar la última semana del mes de abril del año anterior a que se inicie dicha vigencia fiscal al Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos, y a las autoridades departamentales, distritales y municipales y que, según el artículo 368 de la Constitución Política, pueden decretar subsidios, con el fin de que estas las tengan en cuenta al preparar sus presupuestos para la asignación de recursos para subsidiar tales servicios. (Decreto 847 de 2001, artículo 13)

Artículo 2.2.3.2.6.1.12. Decreto 1073 de 2015. Informes. Las

entidades prestadoras de los servicios públicos domiciliarios deberán informar a la comunidad, a través de medios de información masiva y por lo menos una vez al año, la utilización de manera precisa que dieron de los subsidios y será función de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios verificar el cumplimiento de dicha obligación. (Decreto 847 de 2001, artículo 14)

Artículo 2.2.3.2.6.1.13. Decreto 1073 de 2015. Aplicación a los

distritos, municipios y departamentos. Los departamentos, distritos y

municipios aplicarán, en sus territorios, normas iguales, en lo pertinente, a las de este decreto, cuando haya situaciones relacionadas con subsidios que deban aplicar y que no hayan sido objeto de reglamentación especial. (Decreto 847 de 2001, artículo 15)

Artículo 2.2.3.2.6.1.14. Decreto 1073 de 2015. Asimilación entre

municipios y distritos. Salvo en cuanto haya legislación expresa que

disponga otra cosa, siempre que en este decreto se mencionen los municipios o las autoridades, se entenderán incluidos también los distritos, los territorios indígenas que se constituyan como entidades territoriales, y el Departamento de San Andrés y Providencia; y aquellas autoridades que puedan asimilarse con más facilidad a las correspondientes autoridades municipales. (Decreto 847 de 2001, artículo 16)

“(…)

268

LIBRO 3

DISPOSICIONES FINALES

DEROGATORIA Y VIGENCIA

Artículo 3.1.1. Decreto 1073 de 2015. Derogatoria Integral. Este

decreto regula íntegramente las materias contempladas en él. Por consiguiente, de conformidad con el artículo 3° de la Ley 153 de 1887, quedan derogadas todas las disposiciones de naturaleza reglamentaria relativas al Sector de Minas y Energía que versan sobre las mismas materias, con excepción, exclusivamente, de los siguientes asuntos:

1. No quedan cobijados por la derogatoria anterior los decretos relativos a la creación y conformación de comisiones intersectoriales, comisiones interinstitucionales, consejos, comités, sistemas administrativos y demás asuntos relacionados con la estructura, configuración y conformación de las entidades y organismos del sector administrativo.

2. Tampoco quedan cobijados por la derogatoria anterior los decretos que desarrollan leyes marco.

3. También, seguirán aplicándose las normas que por mandato legal rigen para cada uno de los títulos mineros vigentes que hayan sido expedidos con anterioridad a la Ley 685 de 2001.

4. Igualmente, quedan excluidas de esta derogatoria las normas de naturaleza reglamentaria de este sector administrativo que, a la fecha de expedición del presente decreto, se encuentren suspendidas por la Jurisdicción Contencioso Administrativa, las cuales serán compiladas en este decreto, en caso de recuperar su eficacia jurídica.

5. Así mismo quedan vigentes y en consecuencia se exceptúan de esta derogatoria, los decretos contentivos de Programas de Enajenación Accionaria expedidos por el Ministerio de Minas y Energía, lo mismo que conservan su vigencia los Decretos 222 de 1993 y 1335 de 1987 relacionados con normas técnicas de higiene y seguridad industrial en labores mineras a cielo abierto, y los preceptos referidos a la seguridad en las labores subterráneas.

269

Los actos administrativos expedidos con fundamento en las disposiciones

compiladas en el presente decreto mantendrán su vigencia y ejecutoriedad bajo el entendido de que sus fundamentos jurídicos permanecen en el presente decreto compilatorio.

Artículo 3.1.2 Decreto 1073 de 2015. Vigencia. El presente decreto rige

a partir de su publicación en el Diario Oficial.


Comentario: Se omite la transcripción de la totalidad de este decreto 1073 de 2015, por no tener los artículos omitidos, relación directa con el gas natural.

270

LEY 1753 DE 2015

(Junio 9)

- POR LA CUAL SE EXPIDE EL PLAN NACIONAL DE DESARROLLO

2014 - 2018 -

“TODOS POR UN NUEVO PAÍS”

EL CONGRESO DE LA REPÚBLICA DE COLOMBIA

DECRETA:

TÍTULO I


Artículo 1º.- Ley 1753 de 2015. Objetivos del Plan Nacional de

Desarrollo. El Plan Nacional de Desarrollo 2014-2018 "Todos por un nuevo

país", que se expide por medio de la presente ley, tiene como objetivo construir una Colombia en paz, equitativa y educada, en armonía con los propósitos del Gobierno Nacional, con las mejores prácticas y estándares internacionales, y con la visión de planificación de largo plazo prevista por los objetivos de desarrollo sostenible.

Artículo 2º.- Ley 1753 de 2015. Parte integral de esta ley. El

documento denominado "Bases del Plan Nacional de Desarrollo 2014-2018: Todos por un nuevo país", elaborado por el Gobierno Nacional con Ia participación del Consejo Superior de la Judicatura y del Consejo Nacional de Planeación, con las modificaciones realizadas en el trámite legislativo. es parte integral del Plan Nacional de Desarrollo y se incorpora a la presente ley como un anexo. “(…)

Artículo 17. Ley 1753 de 2015. Subsidios de energía eléctrica y

gas. Los subsidios establecidos en el artículo 3º.

de la Ley 1117 de 2006,

prorrogados a su vez por el artículo 1º.

de la Ley 1428 de 2010 y por el artículo 76° de la Ley 1739 de 2014, se prorrogan, como máximo, hasta el 31 de diciembre de 2018.

271

Artículo 26. Ley 1753 de 2015. Multas en el sector de

hidrocarburos. Modifíquese el artículo 67 del Decreto 1056 de 1953, el cual

quedará así:

Artículo 67. El Ministerio de Minas y Energía podrá imponer

administrativamente multas entre dos mil (2.000) y cien mil (100.000) salarios mínimos legales mensuales vigentes (smmlv), en cada caso, por el incumplimiento de las obligaciones que se establecen en el Código de Petróleos, cuando el incumplimiento no deba producir caducidad de contratos o cancelación de permisos, o cuando el Gobierno prefiera optar por esta sanción y no declarar la caducidad en los casos pertinentes del artículo siguiente.

Artículo 153. Ley 1753 de 2015. Presupuesto de la Unidad

Administrativa Especial de Planeación Minero-Energética (UPME).

A partir de la vigencia 2016, el porcentaje del presupuesto de la Unidad Administrativa Especial de Planeación Minero Energética (UPME) asumido por la Financiera de Desarrollo Nacional (FDN), antes Financiera Energética Nacional (FEN), será sufragado a través del presupuesto de la Nación -Ministerio de Minas y Energía o quien haga sus veces. En lo demás, la composición de los ingresos que conforman el presupuesto de la UPME no presentará variación. “(…)

Artículo 208. Ley 1753 de 2015. Sanciones de la Superservicios. Modifíquese el numeral 81.2 y adiciónense dos parágrafos al artículo 81 de la Ley 142 de 1994, los cuales quedarán así: 81.2. Multas hasta por el equivalente a dos mil (2.000) salarios mínimos legales mensuales para personas naturales y hasta por el equivalente a cien mil (100.000) salarios mínimos legales mensuales para personas jurídicas. Si el infractor no proporciona información suficiente para determinar el monto, dentro de los treinta días siguientes al requerimiento que se le formule, se le aplicarán las otras sanciones que aquí se prevén. Los recursos producto de las multas que imponga esta Superintendencia ingresarán al Fondo Empresarial creado por la Ley 812 de 2003. Las empresas a las que se multe podrán repetir contra quienes hubieran realizado los actos u omisiones que dieron lugar a la sanción. La repetición será obligatoria cuando se trate de servidores públicos, de conformidad con el artículo 90 de la Constitución.

272

Parágrafo 1°. Sobre las multas a las que hace referencia el numeral 81.2 del

presente artículo, el Gobierno Nacional dentro de los seis (6) meses siguientes a la entrada en vigencia de la presente ley reglamentará los criterios y la metodología para graduar y calcular las multas. En todo caso la reglamentación del Gobierno Nacional tendrá en cuenta criterios como el impacto de la infracción sobre la prestación del servicio público, el tiempo durante el cual se presentó la infracción, el número de usuarios afectados, el beneficio obtenido por el infractor, la cuota del mercado o el beneficio económico que se hubiere obtenido producto de la infracción. La reglamentación también incorporará circunstancias de agravación y atenuación como el factor de reincidencia, la existencia de antecedentes en relación con incumplimiento de compromisos adquiridos o de órdenes de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y la colaboración con las autoridades en el conocimiento o en la investigación de la conducta.

Parágrafo 2°. La facultad que tiene la Superintendencia de Servicios Públicos

Domiciliarios para imponer una sanción por la violación del régimen de prestación de los servicios públicos caducará transcurridos cinco (5) años de haberse ejecutado la conducta violatoria o del último hecho constitutivo de la misma en los casos de conductas de tracto sucesivo, sin que el acto administrativo sancionatorio haya sido notificado.

Artículo 209. Ley 1753 de 2015. Guía única de transporte de gas

licuado de petróleo. Con el fin de combatir el transporte ilegal de gas licuado

de petróleo (GLP), el Ministerio de Minas y Energía reglamentará el uso de la Guía Única de Transporte de Gas Licuado de Petróleo de acuerdo con lo previsto en el Capítulo X del Decreto 4299 de 2005; esta guía se constituye en requisito indispensable para el transporte de este combustible por parte de los agentes de la cadena.

Artículo 210. Ley 1753 de 2015. Sistema de Información de

Combustibles. El Sistema de Información creado mediante el artículo 61 de la

Ley 1151 del 2007 y modificado por el artículo 100 de la Ley 1450 del 2011, denominado Sistema de Información de Combustibles, seguirá funcionando para realizar un eficiente control sobre los agentes de la cadena de distribución de combustibles líquidos, biocombustibles, gas natural vehicular (GNV) y gas licuado de petróleo (GLP) para uso vehicular. El Ministerio de Minas y Energía dará continuidad directamente o por intermedio de terceros a la operación de este sistema en el cual se deberán registrar, como

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requisito para operar, los mencionados agentes. El Ministerio de Minas y Energía continuará reglamentando los procedimientos, términos y condiciones operativas del sistema, para lo cual aplicará las medidas necesarias para su cumplimiento. El SICOM será la única fuente de información oficial a la cual deben dirigirse todas las autoridades administrativas de cualquier orden que requieran de información de los agentes de la cadena de distribución de combustibles en el país.

Parágrafo Primero. Autorícese el uso de gas licuado de petróleo (GLP) como

carburante en motores de combustión interna, como carburante en transporte automotor (autogás) y demás usos alternativos del GLP en todo el territorio nacional. El Ministerio de Minas y Energía expedirá los reglamentos necesarios para tal fin, así como las condiciones de priorización en la utilización del GLP en situaciones de escasez, y en general la política energética aplicable al GLP en todo el territorio nacional. Cuando la oferta de gas licuado de petróleo sea insuficiente para garantizar el abastecimiento de la demanda, el Gobierno Nacional, de acuerdo con los ordenamientos y parámetros establecidos en la Ley 142 de 1994, fijará el orden de atención prioritaria en la región o regiones afectadas.

Comentario: De conformidad con esta norma se autoriza el uso de GLP como combustible automotor, una vez el Ministerio de Minas y Energía reglamente la materia.

Parágrafo Segundo. Garantía de Abastecimiento Seguro y Confiable de

Combustibles. El Gobierno Nacional a través las autoridades competentes garantizará las condiciones para asegurar la disponibilidad y suministro de combustibles líquidos en el mercado nacional, de manera confiable, continua y eficiente con producto nacional e importado. El Gobierno Nacional garantizará el desarrollo normal de las actividades de refinación, transporte y distribución de combustibles del país, frente a situaciones de hecho o decisiones normativas de carácter local, regional, departamental, nacional que impidan o restrinjan la prestación de este servicio público.

Artículo 211. Ley 1753 de 2015. Masificación del uso del gas

combustible. Sin perjuicio de lo establecido en el artículo 98 de la Ley 1450 del

2011, podrán financiarse con recursos del Sistema General de Regalías o con rentas propias de los municipios o departamentos, proyectos de masificación del

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uso del gas combustible, mediante el otorgamiento de subsidios a los costos de conexión domiciliaria, a las redes internas y a otros gastos asociados a la conexión del servicios a cargos de los usuarios de los estratos 1, y 2, y de la población del sector rural que cumpla con las condiciones para recibir el subsidio de vivienda de interés social rural. Con cargo a sus rentas propias, los municipios y departamentos también podrán otorgar subsidios al consumo de gas combustible. “(…)

Artículo 227. Ley 1753 de 2015. Fortalecimiento del ejercicio de

las funciones de la Superintendencia de Servicios Públicos

Domiciliarios. Modifíquese el artículo 247 de la Ley 1450 del 2011, el cual

quedará así:

Artículo 247. Fortalecimiento del ejercicio de las funciones de la

Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios. En la

Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios seguirá funcionando el Fondo Empresarial creado por la Ley 812 del 2003, a través de un patrimonio autónomo cuyo ordenador del gasto será el superintendente de servicios públicos domiciliarios. Este Fondo podrá financiar a las empresas en toma de posesión para: i) Pagos para la satisfacción de los derechos de los trabajadores que se acojan a los planes de retiro voluntario y en general para el pago de las obligaciones laborales y, ii) apoyo para salvaguardar la prestación del servicio a cargo de la empresa en toma de posesión. Igualmente podrá contratar y/o apoyar el pago de las actividades profesionales requeridas en áreas financieras, técnicas, legales y logísticas a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y a la empresa objeto de toma de posesión, así como los estudios necesarios para determinar la procedencia de la medida de toma de posesión y las medidas preventivas de acuerdo con lo establecido en la Ley 142 de 1994. Así mismo, de forma excepcional y por una sola vez, el Fondo podrá apoyar con recursos a la empresa en toma de posesión para asegurar la viabilidad del esquema de solución a largo plazo en los servicios de agua potable y saneamiento básico, acorde con la reglamentación que para tal efecto expida el Gobierno Nacional. Lo dispuesto en el presente inciso también será aplicable a las

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empresas que a la entrada en vigencia de la presente ley se encuentren en toma de posesión.

A este Fondo ingresarán los recursos de los excedentes de la Superintendencia

de Servicios Públicos Domiciliarios, de la Comisión de Regulación de Agua Potable y Saneamiento Básico (CRA), de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), y el producto de las multas que imponga esta superintendencia. “(…)

Artículo 267 Ley 1753 de 2015. Vigencias y derogatorias. La

presente ley rige a partir de su publicación y deroga todas las disposiciones que le sean contrarias. Se deroga expresamente el artículo 121 de la Ley 812 de 2003; los artículos 21, 120 y 121 de la Ley 1151 de 2007; los artículos 9, 17, 31, 53, 54, 55, 58, 65, 66, 67, 68, 70, 71, 72, 76, 77, 79, 80, 81, 82, 83, 89, 93, 94, 95, 97, 109, 117,119,124, 128, 129, 150,167,172, 176, 182, 185, 186, 189, 199, 202, 205, 209, 217, 225, 226, el parágrafo del artículo 91, y parágrafos 1 y 2 del artículo 261 de la Ley 1450 de 2011. Con el fin de dar continuidad a los planes, programas y proyectos de mediano y largo plazo, los artículos de las Leyes 812 de 2003, 1151 de 2007 y 1450 de 2011 no derogados expresamente en el inciso anterior o por otras leyes, continuarán vigentes hasta que sean derogados o modificados por norma posterior. Se deroga en especial el parágrafo del artículo 88 de la Ley 99 de 1993; el numeral 6 del artículo 2 de la Ley 310 de 1996; el inciso 7 del artículo 13 de la Ley 335 de 1996; el numeral 5 del artículo 2 de la Ley 549 de 1999; el artículo 85 de la Ley 617 de 2000; el parágrafo del artículo 13 del Decreto Ley 254 de 2000; literales a) y c) del parágrafo 1 del artículo 2 de la Ley 680 de 2001; los parágrafos 1 y 2 del artículo 17 de la Ley 769 de 2002; los artículos 18 de la Ley 1122 de 2007; el inciso 1 del artículo 58 de la Ley 1341 de 2009; el artículo 82 de la Ley 1306 de 2009; el numeral 16-7 del artículo 16, el parágrafo transitorio del artículo 112 de la Ley 1438 de 2011; el artículo 1° del Decreto Ley 4185 de 2011; el artículo 178 del Decreto Ley 019 de 2012; el numeral 2 del artículo 9 y el numeral 1 del artículo 10 de la Ley 1530 de 2012; los artículos 1, 2, 3, y 4 de la Ley 1547 de 2012 y el artículo 10 de la Ley 1709 de 2014. PUBLÍQUESE Y EJECÚTESE.

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Comentario: En consulta la resolución CREG 089 de Junio 11 de 2015, “Por la cual se dictan disposiciones para la comercialización de gas natural en el año 2015” que modifican las Resoluciones CREG 085 y 113 de 2014 que rigieron para el proceso de comercialización de gas natural para el año 2014.


CREG 114 DE 2015

(Agosto 3)

- Por la cual se dictan disposiciones para la comercialización de

gas natural en el año 2015 -


En ejercicio de sus atribuciones constitucionales y legales, en especial las conferidas

por la Ley 142 de 1994, y en desarrollo de los decretos 2253 de 1994 y 1260 de 2013 y


Con fundamento en las distintas normas y consideraciones contenidas en la parte motiva de la Resolución CREG 089 de 2013, mediante dicho acto administrativo la CREG reglamentó aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, que hacen parte del reglamento de operación de gas natural. El Título III de dicha resolución aborda aspectos comerciales del mercado primario de gas natural y en el Capítulo IV del mismo título establece los lineamientos para la comercialización de gas natural en dicho mercado. El artículo 24 de la Resolución CREG 089 de 2013 determina que cuando el balance realizado por la UPME muestre que la oferta de gas natural es superior a la demanda de gas natural, en al menos tres (3) de los cinco (5) años siguientes al momento del análisis, se deberá dar aplicación al mecanismo de negociación directa durante un período definido, conforme a lo dispuesto en el artículo 25 de la misma resolución. Mediante el artículo 3 de la Resolución 122 de 2014 se modificó el artículo 24 de la Resolución CREG 089 de 2013, cambiando para el análisis del balance de gas natural el escenario de demanda baja por escenario de demanda media, el cual es del de mayor probabilidad de ocurrencia.

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El Título IV de la Resolución CREG 089 de 2013 aborda aspectos comerciales del mercado secundario. El Anexo 6 de la Resolución CREG 089 de 2013 establece disposiciones relativas al mecanismo de subasta para el proceso úselo o véndalo de largo plazo, referidas a la comercialización de capacidad de transporte excedentaria de gas natural en el mercado secundario. Por medio de la Resolución CREG 094 de 2014 se seleccionó a la Bolsa Mercantil de Colombia como gestor del mercado de gas natural, el cual inició la prestación de sus servicios el 5 de enero de 2015. Conforme a lo anterior, se hace necesario que la CREG determine el mecanismo de comercialización a aplicar en el año 2015 y el cronograma para el efecto. Mediante comunicación con radicado CREG E-2015-007804 del 31 de julio de 2015, la UPME envió a la Comisión un balance de oferta y demanda de gas natural estimado por dicha entidad, que tiene en cuenta la demanda en su totalidad, la Resolución No. 31 289 del Ministerio de Minas y energía por la cual se publicó la declaración de producción de gas natural para 2015 y la oferta de gas natural importado para respaldar obligaciones de energía en firme. La CREG analizó la información reportada que considera las diferentes declaraciones de producción y la oferta de la planta de regasificación relacionada con la demanda térmica de la Costa Caribe, con respecto al escenario medio de demanda total nacional que incluye la actualización de la demanda del sector petrolero de julio de 2015, la cual muestra que hasta enero de 2023 habría un superávit de oferta con respecto a la demanda de gas natural, por lo que la oferta está en capacidad de abastecer la demanda interna hasta la fecha antes mencionada. De acuerdo con lo anterior y de acuerdo con lo establecido por la Resolución CREG No. 089 de 2013 en su artículo 24, se concluye que la oferta certificada a la fecha por los agentes abastecerá la demanda nacional de gas natural proyectada por la UPME en al menos tres (3) de los próximos cinco (5) años. En el Documento CREG-074 de 2015, el cual soporta esta Resolución, se presenta el análisis de los comentarios recibidos a la propuesta regulatoria sometida a consulta mediante la Resolución CREG 089 de 2015. Teniendo en cuenta lo establecido en el artículo 4 del Decreto 2897 de 2010, reglamentario de la Ley 1340 de 2009, no es necesaria la remisión del presente

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acto administrativo a la Superintendencia de Industria y Comercio, ya que en éste se da aplicación a normas impuestas en la Resolución CREG 089 de 2013. Según lo previsto en el artículo 8 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo, la regulación que mediante la presente resolución se adopta ha surtido el proceso de publicidad previo correspondiente. La Comisión de Regulación de Energía y Gas aprobó el presente acto administrativo en su sesión 669 del 3 de agosto de 2015.

R E S U E L V E:

Artículo 1º.- Resolución CREG 114 de 2015. Mecanismo de

comercialización a aplicar. Para la comercialización de gas natural en el

mercado primario, en el año 2015, los vendedores y los compradores a que hacen referencia los artículos 17 y 18 de la Resolución CREG 089 de 2013 darán aplicación al mecanismo de negociación directa durante el período definido en el cronograma establecido en el artículo 2 de esta Resolución.

Artículo 2º.- Resolución CREG 114 de 2015. Cronograma. El siguiente

es el cronograma aplicable para la comercialización del gas natural en el mercado primario y para la aplicación del mecanismo de subasta para el proceso úselo o véndalo de largo plazo, en el año 2015:

Actividad Responsable Fecha

Publicación de las declaraciones de la información de los contratos de transporte y de suministro vigentes

Gestor del mercado

Establecida por circular de la

Dirección Ejecutiva

Declaración de la Oferta de PTDVF y de la Oferta de CIDVF, según el formato que la Dirección Ejecutiva de la CREG informe mediante circular

Vendedores a que hace referencia el artículo 17 de la Resolución CREG 089 de 2013

Hasta 31/08/2015

Publicación de la Oferta de PTDFV y de la Oferta de CIDVF

Gestor del mercado Hasta

03/09/2015

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Período de negociación directa y de suscripción de contratos

Vendedores y compradores a que hacen referencia los artículos 17 y 18 de la Resolución CREG 089 de 2013

18/09/2015 hasta 01/10/2015

Declaración de los resultados de las negociaciones, según el formato que la Dirección Ejecutiva de la CREG informe mediante circular

Vendedores a que hace referencia el artículo 17 de la Resolución CREG 089 de 2013

Hasta 02/10/2015

Declaración de información de que trata el numeral 5.4 del Anexo 6 de la Resolución CREG 089 de 2013

Titulares de capacidad contratada y Transportadores de gas natural

Hasta 16/10/2015

Publicación de la capacidad excedentaria

Gestor del mercado Hasta 23/10/2015

Inicio de la subasta del proceso úselo o véndalo de largo plazo

Gestor del Mercado A más tardar el

04/11/2015

Entrega informe del auditor de la subasta de capacidad excedentaria

Auditor de la subasta Hasta 5 días

calendario del cierre de subasta

Suscripción y registro de los contratos resultado de la subasta de transporte

Vendedores y compradores de capacidad excedentaria

Hasta 10 días hábiles después de publicar el informe

del auditor

Artículo 4. Resolución CREG 114 de 2015. Derogatorias y Vigencia.

La presente Resolución rige a partir de su publicación en el Diario Oficial y deroga todas las disposiciones que le sean contrarias. PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE.

ministerio de minas y energía - grupodinagas.com · 4. resolución ... no se desprende que toda la...

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