DECRETO 2730 DE 2010 \u00a0 \u00a0\u00a0<\/p>\n
(julio 29) \u00a0 \u00a0<\/p>\n
D.O. \u00a047.785, julio 29 de 2010 \u00a0 \u00a0<\/p>\n
por el cual se establecen instrumentos para \u00a0asegurar el abastecimiento nacional de gas natural y se dictan otras \u00a0disposiciones. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Nota 1: Derogado por el Decreto 2100 de 2011, \u00a0art\u00edculo 33. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Nota 2: Modificado por el \u00a0Decreto 2807 de 2010. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
El Presidente de la Rep\u00fablica, en ejercicio de sus facultades \u00a0constitucionales y legales, en especial las previstas en los art\u00edculos 189 numeral 11, 334 y 370 de la Constituci\u00f3n Pol\u00edtica y \u00a0de conformidad con la Ley 142 de 1994, en \u00a0especial los art\u00edculos 2\u00b0, 3\u00b0 y 8\u00b0, y \u00a0 \u00a0<\/p>\n
CONSIDERANDO: \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Que conforme al art\u00edculo 2\u00b0 de la Constituci\u00f3n Pol\u00edtica, son \u00a0fines esenciales del Estado: servir a la comunidad, promover la prosperidad \u00a0general y garantizar la efectividad de los principios, derechos y deberes \u00a0consagrados en la Constituci\u00f3n. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Que el art\u00edculo 365 Ib\u00eddem establece que los servicios p\u00fablicos son \u00a0inherentes a la finalidad social del Estado y es deber de este asegurar su \u00a0prestaci\u00f3n eficiente a todos los habitantes del territorio nacional. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Que de conformidad con \u00a0lo previsto en los art\u00edculos 1\u00b0, 2\u00b0 y 4\u00b0 de la Ley 142 de 1994, la \u00a0distribuci\u00f3n de gas combustible y sus actividades complementarias constituyen \u00a0servicios p\u00fablicos domiciliarios esenciales y el Estado intervendr\u00e1 en los \u00a0mismos a fin de, entre otros, garantizar la calidad del bien y su disposici\u00f3n \u00a0final para asegurar el mejoramiento de la calidad de vida de los usuarios, as\u00ed \u00a0como su prestaci\u00f3n continua, ininterrumpida y \u00a0eficiente. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Que el art\u00edculo 8.2 de la Ley 142 de 1994 \u00a0establece que es competencia privativa de la Naci\u00f3n asignar y gestionar el uso \u00a0del gas combustible en cuanto sea econ\u00f3mica y t\u00e9cnicamente posible, a trav\u00e9s de \u00a0empresas oficiales, mixtas o privadas. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Que el art\u00edculo 39.4 de la Ley 142 de 1994 define \u00a0que en el contexto de un contrato de acceso compartido o de interconexi\u00f3n de \u00a0bienes indispensables para la prestaci\u00f3n de servicios p\u00fablicos, se debe asumir \u00a0el pago de una remuneraci\u00f3n o de un peaje razonable y si las partes no \u00a0convienen los t\u00e9rminos del mismo, la Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n puede imponer una \u00a0servidumbre de acceso o de interconexi\u00f3n a quien tenga el uso del bien. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Que el art\u00edculo 68 de la Ley 142 de 1994 \u00a0establece que es competencia del Presidente de la Rep\u00fablica se\u00f1alar las \u00a0pol\u00edticas generales de administraci\u00f3n y control de eficiencia de los servicios \u00a0p\u00fablicos domiciliarios, que le encomienda el art\u00edculo 370 de la Constituci\u00f3n Pol\u00edtica, \u00a0por medio de las Comisiones de Regulaci\u00f3n de los servicios p\u00fablicos, si decide \u00a0delegarlas y que, en caso contrario, el Presidente ejercer\u00e1 las funciones que \u00a0dicha ley le atribuye a las Comisiones. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Que de conformidad con el numeral 74.1 del art\u00edculo 74 de la Ley 142 de 1994, es \u00a0funci\u00f3n de la Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de Energ\u00eda y Gas Combustible (CREG) regular el ejercicio de las actividades de los \u00a0sectores de energ\u00eda y gas combustible para asegurar la disponibilidad de una \u00a0oferta energ\u00e9tica eficiente y establecer el reglamento de operaci\u00f3n para \u00a0realizar el planeamiento y la coordinaci\u00f3n de la operaci\u00f3n del sistema \u00a0interconectado nacional y para regular el funcionamiento del mercado mayorista \u00a0de energ\u00eda y gas combustible. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Que el art\u00edculo 59 de la Ley 812 de 2003, \u00a0vigente por disposici\u00f3n del art\u00edculo 160 de la Ley 1151 de 2007, al \u00a0referirse a los intercambios comerciales internacionales de gas natural, faculta \u00a0al Gobierno Nacional para que establezca los l\u00edmites o instrumentos que \u00a0garanticen el abastecimiento nacional de este combustible, respetando los \u00a0contratos existentes. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Que el Decreto 2687 de 2008 \u00a0estableci\u00f3 que, para efectos de la exportaci\u00f3n de gas natural y con el objeto \u00a0de garantizar el abastecimiento nacional de este, los Productores- \u00a0Comercializadores de gas natural s\u00f3lo podr\u00e1n disponer libremente de las \u00a0Reservas Probadas cuando el Factor R\/P de Referencia sea mayor a siete (7) \u00a0a\u00f1os. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Que la UPME ha identificado posibles faltantes en \u00a0el suministro de gas natural entre el a\u00f1o 2015 y el a\u00f1o 2017, seg\u00fan escenarios \u00a0factibles de reservas disponibles y demanda de gas natural y, por ende, se hace \u00a0necesario adoptar medidas en orden a garantizar el abastecimiento pleno de la \u00a0demanda de gas en el pa\u00eds a futuro. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Que los hidrocarburos no convencionales tienen caracter\u00edsticas particulares \u00a0en su proceso de exploraci\u00f3n y explotaci\u00f3n que requieren de esquemas \u00a0comerciales diferentes a los establecidos para los hidrocarburos provenientes \u00a0de reservorios convencionales. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Que la reformulaci\u00f3n de la pol\u00edtica sectorial y la adopci\u00f3n de acciones, es \u00a0imperativa para garantizar la sostenibilidad del sector en el largo plazo. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Que en cumplimiento de lo previsto en el art\u00edculo 7\u00b0 de la Ley 1340 de 2009 el \u00a0proyecto de decreto fue sometido a consideraci\u00f3n de la Superintendencia de \u00a0Industria y Comercio, la cual mediante comunicaci\u00f3n Radicado 10-85621-20 del 26 \u00a0de julio de 2010 formul\u00f3 sus comentarios al respecto. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Que analizados dichos comentarios se acogen, exceptuando el relativo a la \u00a0definici\u00f3n de los criterios de eficiencia t\u00e9cnica y econ\u00f3mica que se utilizar\u00e1n \u00a0para establecer la remuneraci\u00f3n de la inversi\u00f3n en activos de transporte, as\u00ed \u00a0como los motivos que dar\u00e1n lugar a la aplicaci\u00f3n de reglas diferenciales, en la \u00a0medida que esta es de competencia legal de la Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de Energ\u00eda \u00a0y Gas (CREG), conforme a lo previsto en el numeral \u00a073.3 del art\u00edculo 73 de la Ley 142 de 1994. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
DECRETA: \u00a0 \u00a0<\/p>\n
CAP\u00cdTULO I \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Definiciones \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Art\u00edculo 1\u00b0. Definiciones. \u00a0Para interpretar y aplicar el presente decreto se tendr\u00e1n en cuenta las \u00a0siguientes definiciones: \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Acceso abierto o libre acceso. Asignaci\u00f3n \u00a0de capacidad disponible de gasoductos, sistemas de almacenamiento, e \u00a0instalaciones de importaci\u00f3n. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Agentes. Personas naturales o \u00a0jur\u00eddicas entre las cuales se dan las relaciones t\u00e9cnicas y\/o comerciales \u00a0inherentes a la prestaci\u00f3n del servicio de gas, comenzando desde la producci\u00f3n \u00a0y pasando por los Sistemas de Transporte y Distribuci\u00f3n hasta alcanzar el Punto \u00a0de Salida de un Usuario. Son Agentes los Productores-Comercializadores, los \u00a0Operadores de Plantas de Regasificaci\u00f3n, los Almacenadores, \u00a0los Importadores, los Exportadores, los Comercializadores, los \u00a0Comercializadores de GNCV, los Transportadores, los \u00a0Distribuidores y los Usuarios No Regulados. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Agente almacenador. Agente \u00a0que presta el Servicio de Almacenamiento a trav\u00e9s de un Sistema de Almacenamiento. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Agente comercializador. Persona \u00a0jur\u00eddica cuya actividad es la comercializaci\u00f3n de gas natural. Puede o no, \u00a0ejercer esta actividad conjuntamente con las actividades de Producci\u00f3n, \u00a0Importaci\u00f3n, Exportaci\u00f3n o Distribuci\u00f3n. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Agente exportador. Es un \u00a0Comercializador o un Remitente que exporta gas natural. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Agente importador. Es un \u00a0Comercializador o un Remitente que importa gas natural. Si es el propietario \u00a0y\/u operador de la instalaci\u00f3n de importaci\u00f3n, se le aplican en el Punto de \u00a0Entrada al Sistema Nacional de Transporte, todas las disposiciones previstas en \u00a0la regulaci\u00f3n expedida por la Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de Energ\u00eda y Gas (CREG). \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Almacenamiento. Actividad consistente en \u00a0recibir, mantener en dep\u00f3sito y entregar gas, cuando el gas sea mantenido en \u00a0instalaciones fijas distintas a los ductos. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Capacidad efectiva neta. M\u00e1xima \u00a0cantidad de potencia neta que puede suministrar una unidad de generaci\u00f3n en \u00a0condiciones normales de operaci\u00f3n. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Capacidad en firme. Capacidad de \u00a0Transporte que de acuerdo con los contratos suscritos no es interrumpible \u00a0por parte del Transportador, salvo en casos de emergencia o de fuerza mayor. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Capacidad interrumpible. Capacidad \u00a0de Transporte contratada que de acuerdo con los contratos suscritos prev\u00e9 y \u00a0permite interrupciones por parte del Transportador mediante el correspondiente \u00a0aviso al Remitente. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Capacidad m\u00e1xima del gasoducto. Capacidad \u00a0m\u00e1xima de transporte diario de un gasoducto definida por el Transportador, \u00a0calculada con modelos de din\u00e1mica de flujo de gas utilizando una presi\u00f3n de \u00a0entrada de 1.200 psig, las presiones para los \u00a0diferentes puntos de salida del mismo y los par\u00e1metros espec\u00edficos del fluido y \u00a0del gasoducto. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Definici\u00f3n adicionada por el Decreto 2807 de 2010, \u00a0art\u00edculo 1\u00ba. Capacidad M\u00e1xima de Producci\u00f3n de Gas Natural Disponible para la \u00a0Venta. Pron\u00f3stico de la cantidad de producci\u00f3n \u00a0m\u00e1xima de gas natural que se espera obtener en un d\u00eda, calculada por el \u00a0productor\u2014 comercializador con modelos de simulaci\u00f3n propios de la industria \u00a0petrolera, descontando las cantidades de gas natural requeridas para la \u00a0operaci\u00f3n del campo, avaladas por la Direcci\u00f3n de Hidrocarburos del Ministerio \u00a0de Minas y Energ\u00eda, que deber\u00e1 ser actualizada por el productor-comercializador \u00a0si resulta modificada. El Ministerio de Minas y Energ\u00eda reglamentar\u00e1 los \u00a0procedimientos de actualizaci\u00f3n sobre el particular\u201d \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Cargo por confiabilidad. Remuneraci\u00f3n \u00a0que se paga a un agente generador por la disponibilidad de activos de \u00a0generaci\u00f3n con las caracter\u00edsticas y par\u00e1metros declarados para el c\u00e1lculo de \u00a0la ENFICC (Energ\u00eda Firme para el Cargo por \u00a0Confiabilidad), que garantiza el cumplimiento de la Obligaci\u00f3n de Energ\u00eda Firme \u00a0que le fue asignada en una Subasta para la Asignaci\u00f3n de Obligaciones de \u00a0Energ\u00eda Firme o en el mecanismo que haga sus veces. Esta energ\u00eda est\u00e1 asociada \u00a0a la Capacidad de Generaci\u00f3n de Respaldo de que trata el art\u00edculo 23 de la Ley 143 de 1994 y es \u00a0la que puede comprometerse para garantizar a los usuarios la confiabilidad en \u00a0la prestaci\u00f3n del servicio de energ\u00eda el\u00e9ctrica bajo condiciones cr\u00edticas. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Definici\u00f3n modificada por \u00a0el Decreto 2807 de 2010, \u00a0art\u00edculo 2\u00ba. Cargos Regulados por Servicio de Transporte. Conjunto de cargos para recuperar los costos de inversi\u00f3n, la \u00a0rentabilidad reconocida sobre el capital y los gastos de administraci\u00f3n, operaci\u00f3n \u00a0y mantenimiento aplicables al servicio de transporte de gas natural que la \u00a0Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de Energ\u00eda y Gas someta al r\u00e9gimen de libertad regulada. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Texto inicial de la definici\u00f3n: \u201cCargos regulados por servicio de transporte. Conjunto de cargos de transporte que permiten recuperar los costos de \u00a0inversi\u00f3n, incluyendo la rentabilidad reconocida sobre el capital, los gastos \u00a0de administraci\u00f3n, operaci\u00f3n y mantenimiento y otros ingresos que puedan \u00a0derivarse de la prestaci\u00f3n por parte del Transportador de servicios \u00a0complementarios.\u201d. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Centro de distribuci\u00f3n (HUB). Puede \u00a0ser un punto de transferencia f\u00edsica de gas natural y de capacidad de \u00a0transporte de gas, donde confluyen varios gasoductos y otras infraestructuras \u00a0que permiten redireccionar vol\u00famenes de gas de un punto a otro. Puede ser un \u00a0punto virtual en el sistema de gasoductos que permite la competencia gas-gas \u00a0entre varias regiones o zonas. Un HUB puede ser \u00a0descrito como un centro de distribuci\u00f3n entre las actividades aguas arriba y \u00a0aguas abajo de la cadena de prestaci\u00f3n del servicio. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Comercializaci\u00f3n conjunta. Cuando \u00a0los socios de un campo productor o de un contrato de asociaci\u00f3n comercializan \u00a0el gas natural producido conjuntamente, de manera que exista un solo vendedor \u00a0de gas natural del campo o del contrato. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Almacenamiento estrat\u00e9gico de gas natural. Existencias \u00a0o inventarios de gas natural disponibles en todo momento. Dichas existencias se \u00a0pueden mantener en uno cualquiera de los Sistemas de Almacenamiento de que \u00a0trata el presente decreto. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Factor de utilizaci\u00f3n. En lo referente a \u00a0plantas y\/o unidades de generaci\u00f3n el\u00e9ctrica, el Factor de Utilizaci\u00f3n es la \u00a0relaci\u00f3n entre el despacho promedio de la planta y su capacidad instalada, \u00a0medida sobre el mismo per\u00edodo de tiempo. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Gas Natural Comprimido (GNC). Gas \u00a0Natural almacenado a altas presiones. Este Gas Natural es principalmente \u00a0metano, que al tener un alto \u00edndice de hidr\u00f3geno por carbono produce menos CO2 por unidad de energ\u00eda entregada, en comparaci\u00f3n con \u00a0otros hidrocarburos m\u00e1s pesados (con m\u00e1s \u00e1tomos de carbono y un menor ratio \u00a0H\/C). \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Gas natural de propiedad del Estado proveniente de \u00a0regal\u00edas y de las participaciones de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH). Es el que recibe el Estado a t\u00edtulo \u00a0de regal\u00eda y\/o como participaci\u00f3n en la propiedad del recurso en los contratos \u00a0de exploraci\u00f3n y explotaci\u00f3n de hidrocarburos. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Gas Natural Licuado (GNL). Gas \u00a0Natural que ha sido procesado para ser transportado en forma l\u00edquida. El Gas \u00a0Natural es transportado como l\u00edquido a presi\u00f3n atmosf\u00e9rica y a bajas \u00a0temperaturas donde la licuefacci\u00f3n reduce en 600 veces el volumen de gas \u00a0transportado. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Gestor T\u00e9cnico del Sistema de Transporte de Gas Natural. Persona \u00a0Jur\u00eddica responsable de la gesti\u00f3n t\u00e9cnica del Sistema Nacional de Transporte \u00a0de Gas Natural. Tiene por objeto propender por la continuidad y seguridad del \u00a0suministro, el correcto funcionamiento t\u00e9cnico del sistema de gas, el correcto \u00a0funcionamiento del mercado mayorista de gas y la coordinaci\u00f3n entre los sujetos \u00a0que gestionan o hacen uso del sistema de gas, bajo los principios de \u00a0transparencia, objetividad e independencia. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Mercado regulado. Mercado conformado por \u00a0peque\u00f1os consumidores de gas natural, definidos estos \u00faltimos en la actualidad, \u00a0seg\u00fan Resoluci\u00f3n CREG-057 de 1996, como: consumidor \u00a0de menos de 100.000 PCD o su equivalente en m3. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Para efectos de aplicar las disposiciones establecidas en el presente decreto, \u00a0esta definici\u00f3n se mantendr\u00e1. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Mercado no regulado. Mercado \u00a0conformado por los Usuarios No Regulados de gas natural o Grandes Consumidores \u00a0de gas natural, definidos estos \u00faltimos en la actualidad como los consumidores \u00a0de m\u00e1s de 100.000 PCD, medida la demanda de \u00a0conformidad con lo establecido en el art\u00edculo 77 de la Resoluci\u00f3n CREG-057 de 1996. Para efectos de aplicar las disposiciones \u00a0establecidas en el presente decreto, esta definici\u00f3n se mantendr\u00e1. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Mercado relevante de distribuci\u00f3n. Conjunto de usuarios pertenecientes a \u00a0un municipio o a un grupo de municipios, para el cual la Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n \u00a0de Energ\u00eda y Gas (CREG) establece cargos por uso del \u00a0Sistema de Distribuci\u00f3n al cual est\u00e1n conectados. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Mercado de desv\u00edos. Mercado ocasional entendido como el conjunto de \u00a0intercambios que resultan de los excedentes o faltantes de gas natural \u00a0comprometido en contratos. Permite la fijaci\u00f3n de precios para los servicios de \u00a0desv\u00edos que presta el Transportador. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Mercado secundario. Es el mercado de gas natural y de capacidad de transporte \u00a0donde los Remitentes o Agentes con derechos de Suministro de Gas o con \u00a0Capacidad Disponible pueden comercializar libremente sus derechos \u00a0contractuales. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Mercado Spot. Mercado ocasional entendido como el conjunto de \u00a0intercambios de corto plazo que realizan los agentes del mercado de manera \u00a0an\u00f3nima. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Obligaci\u00f3n de energ\u00eda firme. V\u00ednculo resultante de la Subasta o \u00a0del mecanismo que haga sus veces, que impone a un generador el deber de \u00a0generar, de acuerdo con el Despacho Ideal, una cantidad diaria de energ\u00eda \u00a0durante el Per\u00edodo de Vigencia de la Obligaci\u00f3n, cuando el Precio de Bolsa \u00a0supere el Precio de Escasez. Esta cantidad de energ\u00eda corresponde a la \u00a0programaci\u00f3n de generaci\u00f3n horaria resultante del Despacho Ideal hasta una \u00a0cantidad igual a la asignaci\u00f3n hecha en la Subasta, considerando solamente la \u00a0Demanda Dom\u00e9stica. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Planta de regasificaci\u00f3n. Instalaci\u00f3n que permite recibir por \u00a0v\u00eda mar\u00edtima y almacenar gas natural en estado l\u00edquido (GNL) \u00a0y posteriormente regasificarlo, es decir, devolverlo \u00a0al estado gaseoso de modo que pueda circular por la red de gasoductos y ser \u00a0distribuido a los consumidores. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Producci\u00f3n disponible para ofertar. Son las cantidades diarias de gas \u00a0natural que un campo determinado, o una instalaci\u00f3n de importaci\u00f3n, produce o \u00a0puede llegar a producir, y que no se encuentran comprometidas contractualmente \u00a0bajo modalidad firme o interrumpible. Esta Producci\u00f3n \u00a0debe ser actualizada anualmente ante el Ministerio de Minas y Energ\u00eda. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Productor. Es quien extrae o produce gas natural conforme a la \u00a0legislaci\u00f3n vigente. Cuando el Productor vende gas a un Agente diferente del \u00a0asociado es un Comercializador. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Definici\u00f3n modificada por el Decreto 2807 de 2010, \u00a0art\u00edculo 2\u00ba. Punto de Entrada al Sistema Nacional de Transporte. \u00a0Corresponder\u00e1 a la definici\u00f3n de Punto de Entrada contenida en el Reglamento \u00a0\u00danico de Transporte que expide la Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de Energ\u00eda y Gas. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Texto inicial de la definici\u00f3n: \u201cPunto de entrada al Sistema Nacional de Transporte. Punto en el cual los productores-comercializadores o el Importador, seg\u00fan \u00a0el caso, entrega f\u00edsicamente Gas Natural al Sistema Nacional de Transporte y el \u00a0Transportador asume la custodia del gas. El Punto de Entrada incluye la v\u00e1lvula \u00a0de conexi\u00f3n y la \u201cT\u201d u otro accesorio de derivaci\u00f3n.\u201d. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Definici\u00f3n \u00a0modificada por el Decreto 2807 de 2010, \u00a0art\u00edculo 2\u00ba. Punto de \u00a0Salida del Sistema Nacional de Transporte. Corresponder\u00e1 a la \u00a0definici\u00f3n de Punto de Salida contenida en el Reglamento \u00danico de Transporte \u00a0que expide la Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de Energ\u00eda y Gas. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Texto inicial de la definici\u00f3n: \u201cPuntos de salida del Sistema Nacional de Transporte. Punto en el cual el Remitente toma el Gas Natural del Sistema Nacional de \u00a0Transporte y cesa la custodia del gas por parte del Transportador. El Punto de \u00a0Salida incluye la v\u00e1lvula de conexi\u00f3n y la \u201cT\u201d u otro accesorio de \u00a0derivaci\u00f3n.\u201d. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Reservas probadas. Son las cantidades de gas natural que, de acuerdo \u00a0con el an\u00e1lisis de la informaci\u00f3n geol\u00f3gica y de ingenier\u00eda, se estima con \u00a0razonable certeza que podr\u00e1n ser comercialmente recuperadas a partir de una \u00a0fecha dada, desde acumulaciones conocidas y bajo las condiciones econ\u00f3micas, \u00a0operacionales y regulaciones gubernamentales existentes en el momento del \u00a0estimativo. Pueden clasificarse en Reservas Probadas Desarrolladas y Reservas \u00a0Probadas No Desarrolladas. En general, las acumulaciones de gas natural en \u00a0cantidades determinadas se consideran Reservas Probadas a partir de la \u00a0declaraci\u00f3n de comercialidad. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Remitente. Persona natural o jur\u00eddica con la cual un Transportador \u00a0ha celebrado un Contrato para prestar el Servicio de Transporte de Gas Natural. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Sector termoel\u00e9ctrico. Plantas y\/o unidades de generaci\u00f3n que usan como \u00a0fuente primaria de generaci\u00f3n el gas natural. Pueden tener dualidad tecnol\u00f3gica \u00a0Gas Natural\/ Combustibles L\u00edquidos, Gas Natural\/Carb\u00f3n. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Servicio de almacenamiento. Comprende la recepci\u00f3n de gas en un \u00a0punto de un Sistema de Almacenamiento y la entrega, en uno o varios actos, de \u00a0una cantidad similar en el mismo punto o en otro contiguo del mismo Sistema. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Servicio de almacenamiento en plantas de regasificaci\u00f3n. Servicios que \u00a0presta el Operador de la Planta de Regasificaci\u00f3n, incluyendo la recepci\u00f3n de GNL en un Punto de Recepci\u00f3n, el almacenamiento y \u00a0vaporizaci\u00f3n de GNL y la entrega de una cantidad \u00a0equivalente de Gas Natural (menos el Gas para la Operaci\u00f3n del Sistema) en el \u00a0Punto de Entrega, ya sea en Base Firme o en Base Interrumpible. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Servicio de almacenamiento en base firme en plantas de regasificaci\u00f3n. Es la \u00a0modalidad del Servicio de Almacenamiento que no se encuentra sujeta a \u00a0restricciones, reducciones e interrupciones, salvo: fuerza mayor o caso \u00a0fortuito; fallas en las instalaciones del usuario o mala operaci\u00f3n de estas; \u00a0trabajos necesarios para el mantenimiento, ampliaci\u00f3n o modificaci\u00f3n del \u00a0Sistema de Almacenamiento, o incumplimiento del usuario de sus obligaciones \u00a0contractuales. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Servicio de almacenamiento en base interrumpible \u00a0en plantas de regasificaci\u00f3n. Es la modalidad del Servicio de \u00a0Almacenamiento sujeta a restricciones, reducciones e interrupciones por la prestaci\u00f3n \u00a0del Servicio de Almacenamiento en Base Firme. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Sistema de almacenamiento en plantas de regasificaci\u00f3n. Instalaciones \u00a0Marinas y los brazos de descarga, los tanques, vaporizadores, ductos, compresores, \u00a0reguladores, medidores y dem\u00e1s equipos para la prestaci\u00f3n del Servicio de \u00a0Almacenamiento. Excepto por las Instalaciones Marinas, el Sistema no se \u00a0extender\u00e1 aguas arriba del Punto de Recepci\u00f3n o aguas abajo del Punto de \u00a0Entrega. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Sistema de almacenamiento. Sistema de almacenamiento de gas \u00a0natural en formaciones salinas, rocas porosas y minas abandonadas. Los sistemas \u00a0de rocas porosas pueden ser yacimientos de hidrocarburos agotados o bien \u00a0acu\u00edferos. Tambi\u00e9n constituyen Sistemas de Almacenamiento las Plantas de \u00a0Regasificaci\u00f3n, las Plantas de Licuefacci\u00f3n y las Plantas Sat\u00e9lites o Peak Shaving. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Sistemas de distribuci\u00f3n. Es el conjunto de gasoductos que \u00a0transportan gas combustible desde una Estaci\u00f3n Reguladora de Puerta de Ciudad o \u00a0desde otro Sistema de Distribuci\u00f3n hasta el punto de derivaci\u00f3n de las \u00a0acometidas de los inmuebles, sin incluir su conexi\u00f3n y medici\u00f3n. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Sistema de transporte de gas de la Costa Atl\u00e1ntica. Est\u00e1 \u00a0compuesto por el sistema troncal que vincula la conexi\u00f3n de los campos de gas \u00a0natural de La Guajira, C\u00f3rdoba, Sucre y otros existentes en la regi\u00f3n de la \u00a0Costa Caribe con las puertas de ciudad localizadas en Riohacha, Santa Marta, \u00a0Barranquilla, Cartagena, Sincelejo y Monter\u00eda incluyendo las conexiones de \u00a0otros campos y los subsistemas que se conecten a esta troncal. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Sistema de transporte de Gas del Interior. Se entiende \u00a0gen\u00e9ricamente que est\u00e1 conformado por el Sistema de Transporte de Gas Natural \u00a0del Centro (compuesto por la troncal que hace la conexi\u00f3n de los campos de gas natural \u00a0de La Guajira con la puerta de ciudad de Barrancabermeja (Santander) y los \u00a0subsistemas y ramales que se conecten a esta troncal); el Sistema de Transporte \u00a0de Gas Natural del Interior propiamente dicho (compuesto por el sistema troncal \u00a0que vincula la conexi\u00f3n de los campos de gas natural de Casanare, Meta, Huila, \u00a0Santander y otros existentes en el interior del pa\u00eds con las puertas de ciudad \u00a0definidas en el art\u00edculo 53 de la Resoluci\u00f3n CREG-057 \u00a0de 1996 y los subsistemas que se conecten a esta troncal); y el Sistema de \u00a0Transporte de Gas Natural del Sur (compuesto por el sistema troncal que vincula \u00a0los campos de gas de Neiva con la puerta de ciudad de Pitalito (Huila) y los \u00a0subsistemas que se conecten a esta troncal). \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Sistema Nacional de Transporte. Conjunto de gasoductos localizados en \u00a0el territorio nacional, excluyendo conexiones y gasoductos dedicados, que \u00a0vinculan los centros de producci\u00f3n de gas del pa\u00eds con las Puertas de Ciudad, \u00a0Sistemas de Distribuci\u00f3n, Usuarios No Regulados, Interconexiones Internacionales \u00a0o Sistemas de Almacenamiento. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Suministro modalidad en firme. Suministro de Gas Natural que se \u00a0presta de manera continua, salvo condiciones eximentes predefinidas por la \u00a0Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de Energ\u00eda y Gas (CREG). \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Suministro modalidad interrumpible. Suministro de \u00a0Gas Natural que se presta de manera continua, salvo condiciones eximentes y \u00a0salvo un tope m\u00e1ximo de d\u00edas-a\u00f1o de interrupci\u00f3n, definido este \u00faltimo por el \u00a0productor-comercializador o el importador, seg\u00fan el caso. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Suministro modalidad interrumpible ocasional. Suministro de \u00a0Gas Natural cuya compraventa se realiza en el mercado spot o en el mercado de \u00a0desv\u00edos. En el marco del presente decreto se le da tambi\u00e9n esta denominaci\u00f3n al \u00a0suministro bajo contratos interrumpibles del lado del \u00a0comprador con destino a instalaciones de Almacenamiento Subterr\u00e1neo o \u00a0Almacenamiento en Plantas Sat\u00e9lites. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Vida \u00fatil normativa. Per\u00edodo de tiempo fijado en 20 a\u00f1os, seg\u00fan la \u00a0regulaci\u00f3n vigente. La Vida \u00datil Normativa es definida por la Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n \u00a0de Energ\u00eda y Gas (CREG). \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Yacimiento convencional de gas. Yacimientos donde se presentan \u00a0acumulaciones de hidrocarburos en trampas estratigr\u00e1ficas y\/o estructurales. \u00a0Estos yacimientos presentan buenas porosidades y moderadas a buenas \u00a0permeabilidades. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Yacimiento no convencional de gas. Yacimientos donde la acumulaci\u00f3n es \u00a0predominantemente regional, extensa y la mayor\u00eda de las veces independiente de \u00a0trampas estratigr\u00e1ficas o estructurales. Poseen bajas porosidades y \u00a0permeabilidades y pobres propiedades petrof\u00edsicas. \u00a0Los Yacimientos No Convencionales t\u00edpicos incluyen las arenas compactas de gas, \u00a0carbonatos compactos, gas de capas de carb\u00f3n, hidrocarburos de carbonatos y\/o \u00a0areniscas naturalmente fracturadas, arenas bituminosas y gas de lutitas. Entre \u00a0estos gases se suelen incluir: \u00a0 \u00a0<\/p>\n
i) \u00a0Los gases extra\u00eddos de arenas de baja permeabilidad o gas en arenas compactas (tight sands); \u00a0 \u00a0<\/p>\n
ii) Los gases presentes en arcillas bituminosas o \u00a0gas en esquistos (gas shales); y \u00a0 \u00a0<\/p>\n
iii) El gas metano en dep\u00f3sitos de \u00a0carb\u00f3n (coalbed natural gas, coalbed \u00a0gas methane o natural gas in coal). \u00a0 \u00a0<\/p>\n
CAP\u00cdTULO II \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Del abastecimiento de gas natural \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Art\u00edculo \u00a02\u00b0. Inciso 1\u00ba modificado por el Decreto 2807 de 2010, \u00a0art\u00edculo 4\u00ba. Comercializaci\u00f3n de la \u00a0Producci\u00f3n Disponible para Ofertar – Campos de Gas con Capacidad de Producci\u00f3n \u00a0igual o superior a 50 MPCD e Importaciones. Con la periodicidad que defina la Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de Energ\u00eda y \u00a0Gas (CREG) y en las fechas que establezca, los \u00a0productores-comercializadores de gas natural de Yacimientos Convencionales con \u00a0capacidad de producci\u00f3n igual o superior a 50 MPCD y \u00a0los importadores de gas con destino al abastecimiento de la demanda interna de \u00a0usuarios regulados, que determinen que cuentan o puedan llegar a contar con \u00a0capacidad de producci\u00f3n o importaci\u00f3n disponible para ofertar, previa \u00a0declaraci\u00f3n ante el Ministerio de Minas y Energ\u00eda y ante la Comisi\u00f3n de \u00a0Regulaci\u00f3n de Energ\u00eda y Gas (CREG), podr\u00e1n ofrecerla \u00a0para la venta a trav\u00e9s de subastas simult\u00e1neas referidas a los Centros de \u00a0Distribuci\u00f3n de que trata el art\u00edculo 10 del presente Decreto. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Texto inicial del inciso 1\u00ba.: \u201cComercializaci\u00f3n de la producci\u00f3n disponible \u00a0para ofertar-campos de gas con capacidad de producci\u00f3n igual o superior a 50 MPCD e importaciones. Con la periodicidad que defina \u00a0la Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de Energ\u00eda y Gas (CREG) y \u00a0en las fechas que establezca, los productores-comercializadores de gas natural \u00a0de Yacimientos Convencionales con capacidad de producci\u00f3n igual o superior a 50 \u00a0MPCD y los importadores, que determinen que cuentan o \u00a0puedan llegar a contar con capacidad de producci\u00f3n o importaci\u00f3n disponible \u00a0para ofertar, previa declaraci\u00f3n ante el Ministerio de Minas y Energ\u00eda y ante \u00a0la Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de Energ\u00eda y Gas (CREG), \u00a0deber\u00e1n ofrecerla para la venta a trav\u00e9s de subastas simult\u00e1neas referidas a \u00a0los Centros de Distribuci\u00f3n de que trata el art\u00edculo 10 del presente decreto.\u201d. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
La \u00a0CREG dise\u00f1ar\u00e1 las subastas en un t\u00e9rmino no superior \u00a0a noventa (90) d\u00edas h\u00e1biles siguientes, contados a partir de la fecha de \u00a0expedici\u00f3n de este decreto. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
El dise\u00f1o de la subasta tendr\u00e1 en \u00a0cuenta los siguientes criterios y lineamientos: \u00a0 \u00a0<\/p>\n
a) Campos de gas \u00a0con precio libre e importaciones. En la subasta los productores de gas \u00a0natural y los importadores, deber\u00e1n ofrecer tanto las cantidades disponibles \u00a0con que cuentan o puedan llegar a contar para ofrecer suministro bajo modalidad \u00a0en firme, como las cantidades disponibles con que cuentan o puedan llegar a \u00a0contar para ofrecer suministro bajo modalidad interrumpible. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
En la subasta \u00a0simult\u00e1nea de los dos bienes, el precio de las cantidades ofrecidas bajo \u00a0modalidad interrumpible, se subordina al precio de \u00a0las cantidades ofrecidas bajo modalidad en firme, mediante la siguiente \u00a0relaci\u00f3n: \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Precio Gas Interrumpible = \u03b1 x Precio de Gas Firme \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Los Factores \u03b1 \u00a0aplicables a la subasta de cada productor-comercializador o importador ser\u00e1n \u00a0definidos por la Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de Energ\u00eda y Gas (CREG) \u00a0el d\u00eda previo a la realizaci\u00f3n de la subasta y estar\u00e1n sujetos a la siguiente \u00a0restricci\u00f3n: 0.5 < \u03b1 < 1.0. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
As\u00ed mismo, los \u00a0Factores a deber\u00e1n guardar proporcionalidad con la relaci\u00f3n que se obtenga de \u00a0aplicar la siguiente expresi\u00f3n: \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Cantidad Disponible \u00a0Oferta en Firme\/Cantidad Disponible Oferta Interrumpible \u00a0 \u00a0<\/p>\n
y guardar\u00e1n proporcionalidad \u00a0inversa con el tope m\u00e1ximo de d\u00edas-a\u00f1o previsto para el suministro bajo \u00a0modalidad interrumpible. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
b) Campos de Gas con \u00a0Precio Regulado. En la subasta los productores-comercializadores de gas natural \u00a0deber\u00e1n ofrecer tanto las cantidades disponibles con que cuentan o puedan \u00a0llegar a contar para ofrecer suministro bajo modalidad en firme, como las \u00a0cantidades disponibles con que cuentan o puedan llegar a contar para ofrecer \u00a0suministro bajo modalidad interrumpible. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
En la subasta \u00a0simult\u00e1nea de los dos bienes, el precio de las cantidades ofrecidas bajo \u00a0modalidad interrumpible, se subordina al precio de \u00a0las cantidades ofrecidas bajo modalidad en firme, mediante la siguiente \u00a0relaci\u00f3n: \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Precio Gas Firme = \u00a0Precio Regulado \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Precio Gas Interrumpible = \u03b1 x Precio de Gas Firme \u00a0 \u00a0<\/p>\n
El productor que vaya \u00a0a comercializar gas proveniente de estos campos, puede establecer un Precio de \u00a0Gas en Firme inferior al Precio Regulado, si as\u00ed lo decide por condiciones del \u00a0mercado. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Los Factores \u03b1 \u00a0aplicables a la subasta de cada productor-comercializador ser\u00e1n definidos por \u00a0la Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de Energ\u00eda y Gas (CREG) el \u00a0d\u00eda previo a la realizaci\u00f3n de la subasta y estar\u00e1n sujetos a la siguiente \u00a0restricci\u00f3n: 0.5 < \u03b1 <1.0 \u00a0 \u00a0<\/p>\n
As\u00ed mismo, los \u00a0Factores \u03b1 deber\u00e1n guardar proporcionalidad con la relaci\u00f3n que se obtenga \u00a0de aplicar la siguiente expresi\u00f3n: \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Cantidad Disponible \u00a0Oferta en Firme\/Cantidad Disponible Oferta Interrumpible \u00a0 \u00a0<\/p>\n
y guardar\u00e1n \u00a0proporcionalidad inversa con el tope m\u00e1ximo de d\u00edas-a\u00f1o previsto para el \u00a0suministro bajo modalidad interrumpible. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
c) Los potenciales \u00a0compradores participantes en la subasta, s\u00f3lo efectuar\u00e1n ofertas de precios por \u00a0las cantidades disponibles de suministro bajo modalidad en firme. Al cierre de \u00a0la subasta, los participantes que no hayan resultado con asignaciones de gas \u00a0bajo modalidad en firme, podr\u00e1n optar por el gas disponible bajo modalidad interrumpible al precio de cierre de este gas, siempre que \u00a0cumplan los siguientes requisitos: \u00a0 \u00a0<\/p>\n
i) El gas interrumpible que adquieran no tenga como destino la \u00a0atenci\u00f3n de la demanda de usuarios pertenecientes al mercado regulado; \u00a0 \u00a0<\/p>\n
ii) El gas interrumpible que adquieran no tenga como destino la \u00a0atenci\u00f3n de la demanda de Estaciones de Servicio de GNCV; \u00a0 \u00a0<\/p>\n
iii) El gas interrumpible que adquieran no tenga como destino la \u00a0atenci\u00f3n de la demanda de usuarios pertenecientes al mercado no regulado, sin \u00a0posibilidades efectivas de sustituci\u00f3n de gas por otro energ\u00e9tico; y \u00a0 \u00a0<\/p>\n
iv) El gas interrumpible que adquieran no tenga como destino la generaci\u00f3n \u00a0de energ\u00eda el\u00e9ctrica. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Los requisitos \u00a0establecidos en los literales i), ii) y iii) no aplican, cuando se haya agotado en la subasta el \u00a0gas natural disponible para suministro bajo modalidad en firme. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Los contratos de \u00a0suministro bajo modalidad interrumpible que suscriban \u00a0compradores obligados a adquirir gas bajo modalidad en firme, podr\u00e1n darse por \u00a0terminados cuando estos compradores, posteriormente, consigan gas en firme para \u00a0suplir sus requerimientos, es decir, ser\u00e1n interrumpibles \u00a0por parte del comprador. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
La asignaci\u00f3n del gas \u00a0disponible bajo modalidad interrumpible entre los \u00a0agentes habilitados para adquirirlo, se efectuar\u00e1 de acuerdo con los criterios \u00a0que establezca la Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de Energ\u00eda y Gas (CREG) \u00a0para tal efecto. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
d) En el dise\u00f1o de las \u00a0subastas la Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de Energ\u00eda y Gas (CREG) \u00a0deber\u00e1 establecer el tipo de subasta aplicable ante las siguientes situaciones \u00a0de mercado que puedan presentarse en desarrollo de las mismas: \u00a0 \u00a0<\/p>\n
i) Oferta superior a \u00a0la demanda; \u00a0 \u00a0<\/p>\n
ii) Oferta igual a la \u00a0demanda; y \u00a0 \u00a0<\/p>\n
iii) Oferta inferior a la \u00a0demanda. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
e) Los productores y \u00a0los importadores no podr\u00e1n acudir al mecanismo de subastas que dise\u00f1e la \u00a0Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de Energ\u00eda y Gas (CREG), \u00a0cuando las cantidades disponibles con que cuenten para ofrecer suministro bajo \u00a0modalidad en firme, sean inferiores al 20% del total de las cantidades \u00a0disponibles con que cuenten para ofrecer suministro. De darse el caso, el \u00a0productor-comercializador o el importador, solo podr\u00e1 vender la totalidad del gas \u00a0disponible como gas interrumpible ocasional, de \u00a0acuerdo con las reglas establecidas en el siguiente art\u00edculo. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
f) Una vez ejecutada \u00a0una subasta simult\u00e1nea, los productores y los importadores que hayan \u00a0participado en la misma y cuya oferta no haya sido asignada totalmente entre \u00a0los compradores, podr\u00e1n suscribir contratos bilaterales de suministro bajo \u00a0modalidad en firme, o bajo modalidad interrumpible. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Las cantidades de gas \u00a0ofrecido en los contratos mencionados bajo las dos modalidades, corresponder\u00e1n \u00a0a las cantidades en exceso que no hayan sido colocadas en la respectiva subasta \u00a0bajo cada modalidad. En todo caso, los precios que llegaran a pactarse en \u00a0dichos contratos no podr\u00e1n ser inferiores a los precios de cierre del gas que \u00a0hayan ofrecido bajo las dos modalidades en la subasta en cuesti\u00f3n. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
g) La comercializaci\u00f3n \u00a0conjunta o independiente del gas proveniente de un mismo campo, se ajustar\u00e1 a \u00a0las normas que sobre la materia haya expedido la Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de \u00a0Energ\u00eda y Gas (CREG) y se encuentren vigentes al \u00a0momento de la subasta. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Par\u00e1grafo 1\u00b0. Modificado por el Decreto 2807 de 2010, \u00a0art\u00edculo 5\u00ba. En cada campo de producci\u00f3n \u00a0la suma de: las cantidades de gas natural nominadas y aceptadas diariamente en \u00a0cumplimiento de contratos de suministro en firme para la atenci\u00f3n de la demanda \u00a0nacional o internacional, m\u00e1s las cantidades de gas natural nominadas y \u00a0aceptadas diariamente en cumplimiento de contratos de suministro interrumpible para la atenci\u00f3n de la demanda nacional o \u00a0internacional, m\u00e1s las cantidades ofrecidas diariamente como suministro interrumpible ocasional, no podr\u00e1n superar la Capacidad \u00a0M\u00e1xima de Producci\u00f3n de Gas Natural Disponible para Venta del respectivo campo \u00a0declarada ante el Ministerio de Minas y Energ\u00eda. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Texto inicial del \u00a0par\u00e1grafo 1\u00ba.: \u201cEn cada campo de producci\u00f3n la suma de: las cantidades de gas \u00a0natural comprometidas diariamente mediante contratos de suministro en firme \u00a0para la atenci\u00f3n de la demanda nacional o internacional, m\u00e1s las cantidades de \u00a0gas natural comprometidas diariamente mediante contratos de suministro interrumpible para la atenci\u00f3n de la demanda nacional o \u00a0internacional, m\u00e1s las cantidades ofrecidas diariamente como suministro interrumpible ocasional, no podr\u00e1n superar la Capacidad \u00a0M\u00e1xima de Producci\u00f3n de Gas Natural del respectivo campo declarada ante el \u00a0Ministerio de Minas y Energ\u00eda.\u201d. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Par\u00e1grafo 2\u00b0. Modificado por el Decreto 2807 de 2010, \u00a0art\u00edculo 5\u00ba. En cada instalaci\u00f3n \u00a0de importaci\u00f3n la suma de: Las cantidades de gas natural nominadas y aceptadas \u00a0diariamente en cumplimiento de contratos de suministro en firme para la \u00a0atenci\u00f3n de la demanda nacional o internacional, m\u00e1s las cantidades de gas \u00a0natural nominadas y aceptadas diariamente en cumplimiento de contratos de \u00a0suministro interrumpible para la atenci\u00f3n de la \u00a0demanda nacional o internacional, m\u00e1s las cantidades ofrecidas diariamente como \u00a0suministro interrumpible ocasional, no podr\u00e1n superar \u00a0la capacidad m\u00e1xima de producci\u00f3n o transporte de gas natural de la respectiva \u00a0instalaci\u00f3n declarada ante el Ministerio de Minas y Energ\u00eda. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Texto inicial del \u00a0par\u00e1grafo 2\u00ba.: \u201cEn cada instalaci\u00f3n de importaci\u00f3n la suma de: las cantidades \u00a0de gas natural comprometidas diariamente mediante contratos de suministro en \u00a0firme para la atenci\u00f3n de la demanda nacional o internacional, m\u00e1s las \u00a0cantidades de gas natural comprometidas diariamente mediante contratos de \u00a0suministro interrumpible para la atenci\u00f3n de la \u00a0demanda nacional, o internacional, m\u00e1s las cantidades ofrecidas diariamente \u00a0como suministro interrumpible ocasional, no podr\u00e1n \u00a0superar la Capacidad M\u00e1xima de Producci\u00f3n o Transporte de Gas Natural de la \u00a0respectiva instalaci\u00f3n declarada ante el Ministerio de Minas y Energ\u00eda.\u201d. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Par\u00e1grafo 3\u00b0. El \u00a0Gestor T\u00e9cnico del Sistema de Transporte de Gas Natural, de que trata el art\u00edculo \u00a021 del presente decreto, ser\u00e1 el administrador de las subastas siguiendo las \u00a0reglas que para el efecto expida la Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de Energ\u00eda y Gas (CREG). Mientras se contrata el Gestor T\u00e9cnico del Sistema \u00a0de Transporte de Gas Natural, XM S. A. E.S.P. ser\u00e1 responsable de administrar las subastas \u00a0directamente, o a trav\u00e9s de un tercero, debiendo la CREG \u00a0reconocerle la respectiva remuneraci\u00f3n por este concepto. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Par\u00e1grafo 4\u00b0. De \u00a0presentarse subastas en las que la demanda de los compradores supere la oferta \u00a0disponible y el exceso de demanda de los compradores pueda subsanarse \u00a0reasignando las cantidades de gas proveniente de los campos de La Guajira entre \u00a0el Sistema de la Costa Atl\u00e1ntica y el Sistema del Interior, si dicho gas est\u00e1 \u00a0disponible en la subasta, el administrador de la subasta podr\u00e1 efectuar el \u00a0ajuste pertinente. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
De presentarse \u00a0subastas en las que agotado o no disponible el mecanismo anteriormente \u00a0descrito, persista el exceso de demanda, la Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de Energ\u00eda y \u00a0Gas (CREG) establecer\u00e1 el procedimiento aplicable \u00a0para eliminar el exceso de demanda. Dicho procedimiento tendr\u00e1 en cuenta el \u00a0orden de prioridad de atenci\u00f3n de la demanda previsto en la normatividad que se \u00a0encuentre vigente en desarrollo del art\u00edculo 16 de la Ley 401 de 1997. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Par\u00e1grafo 5\u00b0. La \u00a0Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de Energ\u00eda y Gas (CREG) ser\u00e1 \u00a0responsable de evaluar todos los procesos de subasta que se presenten de \u00a0acuerdo con lo dispuesto en el presente art\u00edculo. Despu\u00e9s de cada subasta \u00a0elaborar\u00e1 un informe sobre su desarrollo y potenciales mejoras a la misma, que \u00a0ser\u00e1 remitido al Ministerio de Minas y Energ\u00eda. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Art\u00edculo 3\u00b0. Modificado por el Decreto 2807 de 2010, \u00a0art\u00edculo 6\u00ba. Comercializaci\u00f3n de \u00a0Gas Natural bajo la Modalidad Interrumpible \u00a0Ocasional. Si como resultado de la aplicaci\u00f3n de las disposiciones adoptadas en \u00a0el art\u00edculo anterior, el productor comercializador o el importador no puede \u00a0participar en las subastas para la venta del gas de que dispone o pueda llegar \u00a0a disponer, o el productor comercializador o el importador no quiere participar \u00a0en las mismas, o el productor-comercializador no resulta con asignaciones de \u00a0gas en las subastas, s\u00f3lo podr\u00e1 realizar el gas disponible bajo modalidad interrumpible ocasional en el mercado spot o en el mercado \u00a0de desv\u00edos que operar\u00e1 y que se referenciar\u00e1 a los \u00a0Centros de Distribuci\u00f3n de que trata el Art\u00edculo 10 del presente Decreto, o \u00a0mediante la suscripci\u00f3n de contratos bajo la modalidad interrumpible \u00a0por parte del comprador con destino a instalaciones de Almacenamiento \u00a0Subterr\u00e1neo o Almacenamiento en Plantas Sat\u00e9lites. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Texto inicial del \u00a0art\u00edculo 3\u00ba.: \u201cComercializaci\u00f3n de \u00a0gas natural bajo la modalidad interrumpible \u00a0ocasional. Si como resultado de la aplicaci\u00f3n de las disposiciones \u00a0adoptadas en el art\u00edculo anterior, el productor-comercializador o el importador \u00a0no puede participar en las subastas para la venta del gas de que dispone o \u00a0pueda llegar a disponer, o el productor-comercializador o el importador no \u00a0quiere participar en las mismas, s\u00f3lo podr\u00e1 realizar el gas disponible bajo \u00a0modalidad interrumpible ocasional en el mercado spot \u00a0o en el mercado de desv\u00edos que operar\u00e1 y que se referenciar\u00e1 \u00a0a los Centros de Distribuci\u00f3n de que trata el art\u00edculo 10 del presente decreto, \u00a0o mediante la suscripci\u00f3n de contratos bajo la modalidad interrumpible \u00a0por parte del comprador con destino a instalaciones de Almacenamiento \u00a0Subterr\u00e1neo o Almacenamiento en Plantas Sat\u00e9lites. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Par\u00e1grafo 1\u00b0. La \u00a0Comercializaci\u00f3n de Gas Natural bajo la Modalidad Interrumpible \u00a0Ocasional se regir\u00e1 en materia de precios por las normas que sobre la materia \u00a0expida la Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de Energ\u00eda y Gas (CREG). \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Par\u00e1grafo 2\u00b0. La \u00a0Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de Energ\u00eda y Gas (CREG) \u00a0regular\u00e1 el funcionamiento del mercado spot y del mercado de desv\u00edos de gas \u00a0previstos en el presente decreto, en un t\u00e9rmino no superior a noventa (90) d\u00edas \u00a0h\u00e1biles siguientes, contados a partir de la fecha de su expedici\u00f3n. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Par\u00e1grafo 3\u00b0. El \u00a0Gestor T\u00e9cnico del Sistema de Transporte de Gas Natural, de que trata el \u00a0art\u00edculo 21 del presente decreto, ser\u00e1 el administrador del merado spot y del \u00a0mercado de desv\u00edos siguiendo las reglas que para el efecto expida la Comisi\u00f3n \u00a0de Regulaci\u00f3n de Energ\u00eda y Gas (CREG). Mientras se \u00a0contrata el Gestor T\u00e9cnico del Sistema de Transporte de Gas Natural, XM S. A. ESP administrar\u00e1 dicho \u00a0mercado, directamente o a trav\u00e9s de un tercero. La Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de \u00a0Energ\u00eda y Gas (CREG) establecer\u00e1 la remuneraci\u00f3n por \u00a0este concepto.\u201d. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Art\u00edculo 4\u00b0. Normalizaci\u00f3n \u00a0de contratos de suministro. Con el fin de homogeneizar como producto, el \u00a0gas natural que se comercializa en el merado a trav\u00e9s de contratos de suministro en \u00a0firme o interrumpible, la Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de \u00a0Energ\u00eda y Gas (CREG), previa discusi\u00f3n con los \u00a0agentes interesados seg\u00fan procedimiento de consulta que determine la Comisi\u00f3n, \u00a0dise\u00f1ar\u00e1 contratos tipo para cada una de las dos modalidades, teniendo en \u00a0cuenta las siguientes consideraciones: \u00a0 \u00a0<\/p>\n
a) Se deber\u00e1n determinar las \u00a0condiciones eximentes de la obligaci\u00f3n de suministro, que aplicar\u00edan para ambos \u00a0tipos de contratos, teniendo en cuenta una asignaci\u00f3n equilibrada de riesgos; \u00a0 \u00a0<\/p>\n
b) Se entender\u00e1 que salvo las \u00a0condiciones eximentes, los contratos firmes deben garantizar el suministro y \u00a0que la no entrega implicar\u00e1 la adquisici\u00f3n del faltante en el mercado spot, si \u00a0hay gas disponible en el mismo, o con gas proveniente de la interrupci\u00f3n de \u00a0exportaciones, en cuyo caso este se valorar\u00e1 al mayor precio entre el precio de \u00a0exportaci\u00f3n, seg\u00fan lo dispuesto en el art\u00edculo 26 del presente decreto y el \u00a0precio del mercado spot; y \u00a0 \u00a0<\/p>\n
c) Se entender\u00e1 que los contratos interrumpibles del lado del vendedor podr\u00e1n exceder el \u00a0n\u00famero de interrupciones de los contratos en firme, sujetos a un tope m\u00e1ximo de \u00a0d\u00edas-a\u00f1o predefinidos por el productor-comercializador o el importador. De \u00a0superarse el tope establecido, se deber\u00e1 garantizar el suministro de gas en los \u00a0t\u00e9rminos dispuestos en el literal anterior para los contratos en firme. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Par\u00e1grafo 1\u00b0. Modificado por el Decreto 2807 de 2010, \u00a0art\u00edculo 7\u00ba. De \u00a0suspenderse el suministro en firme o el suministro interrumpible, \u00a0en los t\u00e9rminos definidos en el presente Art\u00edculo, y de no existir gas \u00a0suficiente para cubrir faltantes en el mercado spot, en adici\u00f3n al gas \u00a0proveniente de exportaciones interrumpidas, el vendedor deber\u00e1 compensar al \u00a0comprador por las cantidades de gas no suministradas a un precio equivalente al \u00a0precio del sustituto m\u00e1s econ\u00f3mico que pueda utilizar el comprador, excluyendo \u00a0de la canasta de sustitutos a la electricidad. El sustituto deber\u00e1 quedar \u00a0definido en el respectivo contrato de suministro. Los precios de los sustitutos \u00a0ser\u00e1n definidos por el Ministerio de Minas y Energ\u00eda con la periodicidad requerida. \u00a0El valor m\u00e1ximo de la compensaci\u00f3n antes indicada no podr\u00e1 ser superior al 50% \u00a0del valor anual del contrato o proporcional para contratos menores a un a\u00f1o. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Texto inicial del par\u00e1grafo 1\u00ba.: \u201cDe \u00a0suspenderse el suministro en firme o el suministro interrumpible, \u00a0en los t\u00e9rminos definidos en el presente art\u00edculo, y de no existir gas \u00a0suficiente para cubrir faltantes en el mercado spot, en adici\u00f3n al gas \u00a0proveniente de exportaciones interrumpidas, el vendedor deber\u00e1 compensar al \u00a0comprador por las cantidades de gas no suministradas a un precio equivalente al \u00a0precio del sustituto m\u00e1s costoso, excluyendo de la canasta de sustitutos a la \u00a0electricidad. Este precio ser\u00e1 definido por el Ministerio de Minas y Energ\u00eda \u00a0con la periodicidad requerida.\u201d. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Par\u00e1grafo 2\u00b0. En el contexto de \u00a0las subastas, el administrador informar\u00e1 a los participantes en las mismas \u00a0sobre las condiciones m\u00ednimas de suministro que ofrecen los \u00a0productores-comercializadores o los importadores, seg\u00fan modalidad contractual \u00a0ofrecida. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Par\u00e1grafo 3\u00b0. La Comisi\u00f3n de \u00a0Regulaci\u00f3n de Energ\u00eda y Gas (CREG) dise\u00f1ar\u00e1 los \u00a0contratos tipo a los que se refiere el presente art\u00edculo, en un t\u00e9rmino no \u00a0superior a noventa (90) d\u00edas h\u00e1biles siguientes, contados a partir de la fecha \u00a0de expedici\u00f3n del presente decreto. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Art\u00edculo 5\u00b0. Comercializaci\u00f3n de la producci\u00f3n disponible \u00a0para ofertar-campos de gas con capacidad de producci\u00f3n inferior a 50 MPCD y comercializadores que act\u00faen en el mercado \u00a0secundario. Los productores-comercializadores de gas natural de \u00a0yacimientos convencionales con capacidad de producci\u00f3n inferior a 50 MPCD y los comercializadores que act\u00faan en el Mercado \u00a0Secundario, podr\u00e1n comercializar su gas en las condiciones que ellos mismos \u00a0definan. No obstante, deber\u00e1n sujetarse, en lo pertinente, a las modalidades \u00a0contractuales firme e interrumpible que dise\u00f1e la \u00a0Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de Energ\u00eda y Gas (CREG). \u00a0 \u00a0<\/p>\n
a) Las condiciones eximentes que \u00a0defina el vendedor para los contratos firmes deber\u00e1n acogerse a los conceptos y \u00a0exclusiones que la Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de Energ\u00eda y Gas (CREG) \u00a0establezca de manera general para este tipo de contratos. Se entender\u00e1 que \u00a0salvo las condiciones eximentes, la no entrega de gas implicar\u00e1 la adquisici\u00f3n \u00a0del faltante en el mercado spot, si hay gas disponible en el mismo, o con gas \u00a0proveniente de la interrupci\u00f3n de exportaciones, en cuyo caso este se valorar\u00e1 \u00a0al mayor precio entre el precio de exportaci\u00f3n, seg\u00fan lo dispuesto en el \u00a0art\u00edculo 26 del presente decreto y el precio del mercado spot. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
b) Se entender\u00e1 que los contratos interrumpibles del lado del vendedor podr\u00e1n exceder el \u00a0n\u00famero de interrupciones de los contratos en firme, sujetos a un tope m\u00e1ximo de \u00a0d\u00edas-a\u00f1o predefinidos por el vendedor. De superarse el tope establecido, se \u00a0deber\u00e1 garantizar el suministro de gas en los t\u00e9rminos dispuestos en el literal \u00a0anterior para los contratos en firme. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Los agentes mencionados podr\u00e1n \u00a0ofrecer suministro bajo modalidad en firme o interrumpible, \u00a0garantizando que el precio de las cantidades ofrecidas bajo modalidad interrumpible, se subordine al precio de las cantidades \u00a0ofrecidas bajo modalidad en firme, mediante la siguiente relaci\u00f3n: \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Precio Gas Interrumpible \u00a0= \u03b1 x Precio de Gas Firme \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Los Factores \u03b1 < 1 \u00a0aplicables, ser\u00e1n definidos por los agentes vendedores y deber\u00e1n guardar \u00a0proporcionalidad con la relaci\u00f3n que se obtenga de aplicar la siguiente \u00a0expresi\u00f3n: \u00a0 \u00a0<\/p>\n
d\u00edas-a\u00f1o estimados por el agente \u00a0de condiciones eximentes para el suministro bajo modalidad en firme\/m\u00e1ximo de \u00a0d\u00edas-a\u00f1o previstos para el suministro bajo modalidad interrumpible \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Los potenciales compradores del \u00a0gas natural ofrecido por los agentes vendedores referidos s\u00f3lo efectuar\u00e1n \u00a0ofertas de precios por cantidades disponibles de suministro bajo modalidad interrumpible, siempre que cumplan los siguientes \u00a0requisitos: \u00a0 \u00a0<\/p>\n
i) El gas interrumpible \u00a0que adquieran no tenga como destino la atenci\u00f3n de la demanda de usuarios \u00a0pertenecientes al mercado regulado; \u00a0 \u00a0<\/p>\n
ii) El gas interrumpible \u00a0que adquieran no tenga como destino la atenci\u00f3n de la demanda de Estaciones de \u00a0Servicio de GNCV; \u00a0 \u00a0<\/p>\n
iii) El gas interrumpible \u00a0que adquieran no tenga como destino la atenci\u00f3n de la demanda de usuarios \u00a0pertenecientes al mercado no regulado, sin posibilidades efectivas de \u00a0sustituci\u00f3n de gas por otro energ\u00e9tico; y \u00a0 \u00a0<\/p>\n
iv) El gas interrumpible \u00a0que adquieran no tenga como destino la generaci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Los requisitos establecidos en los \u00a0literales i), ii) y iii) no \u00a0aplican, cuando los potenciales compradores puedan demostrar ante la \u00a0Superintendencia de Servicios P\u00fablicos Domiciliarios (SSPD) \u00a0o ante el Ministerio de Minas y Energ\u00eda, seg\u00fan les competa, que no existe en el \u00a0mercado mayorista gas natural disponible para suministro bajo modalidad en \u00a0firme. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Los contratos de suministro bajo \u00a0modalidad interrumpible que suscriban compradores \u00a0obligados a adquirir gas bajo modalidad en firme podr\u00e1n darse por terminados \u00a0cuando estos compradores, posteriormente, consigan gas en firme para suplir sus \u00a0requerimientos, es decir, ser\u00e1n interrumpibles por \u00a0parte del comprador. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Par\u00e1grafo 1\u00b0. Los \u00a0productores-comercializadores de estos campos y los comercializadores que \u00a0act\u00faan en el Mercado Secundario, podr\u00e1n participar en las subastas de que trata \u00a0el art\u00edculo 2\u00b0 del presente decreto, si as\u00ed lo deciden, en las mismas \u00a0condiciones previstas en el literal a) de ese art\u00edculo. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Par\u00e1grafo 2\u00b0. Los \u00a0productores-comercializadores de estos campos y los comercializadores que \u00a0act\u00faan en el Mercado Secundario podr\u00e1n realizar el gas natural de que disponen \u00a0en el mercado spot, si lo estiman conveniente, o en el mercado de desv\u00edos. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Par\u00e1grafo 3\u00b0. Los \u00a0productores-comercializadores de estos campos y los comercializadores que \u00a0act\u00faan en el Mercado Secundario podr\u00e1n realizar el gas natural de que disponen \u00a0mediante la suscripci\u00f3n de contratos bajo la modalidad interrumpible \u00a0por parte del comprador con destino a instalaciones de Almacenamiento \u00a0Subterr\u00e1neo o Almacenamiento en Plantas Sat\u00e9lites. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Art\u00edculo 6\u00b0. Comercializaci\u00f3n de Gas por parte de la ANH. La Agencia Nacional de Hidrocarburos de ser \u00a0necesario, podr\u00e1 comercializar a trav\u00e9s de un tercero y a trav\u00e9s del mecanismo \u00a0de subastas el gas natural de propiedad del Estado proveniente de regal\u00edas de \u00a0Yacimientos Convencionales con capacidad de producci\u00f3n igual o superior a 50 MPCD y el gas natural proveniente de las participaciones de \u00a0la ANH en Yacimientos Convencionales con capacidad de \u00a0producci\u00f3n igual o superior a 50 MPCD. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Cuando se trate de la \u00a0comercializaci\u00f3n de gas natural de propiedad del Estado proveniente de regal\u00edas \u00a0de Yacimientos Convencionales con capacidad de producci\u00f3n inferior a 50 MPCD, o de gas natural proveniente de las participaciones \u00a0de la ANH en Yacimientos Convencionales con capacidad \u00a0de producci\u00f3n inferior a 50 MPCD, la Agencia Nacional \u00a0de Hidrocarburos, de ser necesario, lo podr\u00e1 comercializar a trav\u00e9s de un \u00a0tercero. En todo caso, podr\u00e1 acogerse a lo previsto en los par\u00e1grafos 1\u00b0, 2\u00b0 y \u00a03\u00b0 del art\u00edculo 5\u00b0 del presente decreto, para campos de gas con capacidad de \u00a0producci\u00f3n inferior a 50 MPCD y comercializadores que \u00a0act\u00faan en el Mercado Secundario. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Par\u00e1grafo 1\u00b0. La Agencia Nacional \u00a0de Hidrocarburos podr\u00e1 recibir las regal\u00edas o participaciones por explotaci\u00f3n \u00a0de gas proveniente de Yacimientos Convencionales en dinero, caso en el cual su \u00a0valoraci\u00f3n se efectuar\u00e1 de acuerdo con la normatividad vigente. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Par\u00e1grafo 2\u00b0. La Agencia Nacional \u00a0de Hidrocarburos recibir\u00e1 las regal\u00edas o participaciones por explotaci\u00f3n de gas \u00a0proveniente de Yacimientos No Convencionales en dinero, caso en el cual su \u00a0valoraci\u00f3n se efectuar\u00e1 de acuerdo con la normatividad que para tal efecto se \u00a0expida y se encuentre vigente. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Art\u00edculo 7\u00b0. Comercializaci\u00f3n de Gas proveniente de \u00a0Yacimientos No Convencionales. Los productores-comercializadores de gas \u00a0proveniente de Yacimientos No Convencionales, con independencia de la capacidad \u00a0de producci\u00f3n, podr\u00e1n comercializar su gas en las condiciones que ellos mismos \u00a0definan. Por las caracter\u00edsticas particulares de estos Yacimientos, la \u00a0modalidad contractual que ofrezcan en el mercado corresponder\u00e1 a contratos tipo \u00a0pague lo producido, no sujetos a normalizaci\u00f3n. Dichos contratos se \u00a0considerar\u00e1n contratos en firme para todos los efectos. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Par\u00e1grafo 1\u00b0. Los \u00a0productores-comercializadores de gas proveniente de Yacimientos No \u00a0Convencionales podr\u00e1n incorporar en sus contratos de suministro vol\u00famenes \u00a0incrementales en el tiempo, de acuerdo con la tasa de producci\u00f3n del Yacimiento \u00a0No Convencional de que se trate, previo acuerdo entre las partes. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Par\u00e1grafo 2\u00b0. Los \u00a0productores-comercializadores de gas proveniente de Yacimientos No \u00a0Convencionales podr\u00e1n desarrollar directamente la actividad de autogeneraci\u00f3n \u00a0utilizando como fuente primaria el gas que produzcan. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Par\u00e1grafo 3\u00b0. En desarrollo de las \u00a0directrices establecidas en el documento Conpes 3517 \u00a0del 12 de mayo de 2008, en un plazo no mayor a nueve (9) meses, transcurridos a \u00a0partir de la entrada en vigencia del presente decreto: \u00a0 \u00a0<\/p>\n
i) El Ministerio de Minas y \u00a0Energ\u00eda, con el apoyo de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) y el Instituto Colombiano de Geolog\u00eda y Miner\u00eda (Ingeominas) expedir\u00e1 las normas t\u00e9cnicas para la \u00a0exploraci\u00f3n y producci\u00f3n de gas metano proveniente de dep\u00f3sitos de carb\u00f3n, \u00a0considerando la especificidad t\u00e9cnica de esta actividad, la normativa ambiental \u00a0y el objetivo de maximizar la explotaci\u00f3n del recurso, logrando el beneficio de \u00a0todas las partes involucradas; \u00a0 \u00a0<\/p>\n
ii) La Agencia Nacional de \u00a0Hidrocarburos (ANH) en coordinaci\u00f3n con el Ministerio \u00a0de Minas y Energ\u00eda elaborar\u00e1 y adoptar\u00e1 un reglamento para la contrataci\u00f3n de \u00a0\u00e1reas para la exploraci\u00f3n y producci\u00f3n de gas metano proveniente de dep\u00f3sitos \u00a0de carb\u00f3n o propondr\u00e1 los ajustes pertinentes al reglamento de contrataci\u00f3n \u00a0vigente; \u00a0 \u00a0<\/p>\n
iii) La Agencia Nacional de \u00a0Hidrocarburos (ANH) en coordinaci\u00f3n con el Ministerio \u00a0de Minas y Energ\u00eda elaborar\u00e1 y adoptar\u00e1 un modelo de contrato de exploraci\u00f3n y \u00a0producci\u00f3n de gas metano proveniente de dep\u00f3sitos de carb\u00f3n; \u00a0 \u00a0<\/p>\n
iv) La Agencia Nacional de \u00a0Hidrocarburos (ANH) y el Instituto Colombiano de \u00a0Geolog\u00eda y Miner\u00eda (Ingeominas) adoptar\u00e1n y pondr\u00e1n \u00a0en marcha las medidas necesarias a efecto de que exista la debida coordinaci\u00f3n \u00a0en el manejo, intercambio y suministro de la \u00a0informaci\u00f3n t\u00e9cnica disponible en los bancos de informaci\u00f3n o bases de datos \u00a0administradas por la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) \u00a0y el Instituto Colombiano de Geolog\u00eda y Miner\u00eda (Ingeominas); \u00a0 \u00a0<\/p>\n
v) El Ministerio de Minas y Energ\u00eda adoptar\u00e1 los mecanismos pertinentes \u00a0para prevenir posibles conflictos entre explotadores de carb\u00f3n y productores de \u00a0gas metano en dep\u00f3sitos de carb\u00f3n, y para obrar como facilitador en la soluci\u00f3n \u00a0de tales conflictos, en caso que se presenten; y \u00a0 \u00a0<\/p>\n
vi) La Agencia Nacional de \u00a0Hidrocarburos (ANH), el Instituto Colombiano de \u00a0Geolog\u00eda y Miner\u00eda (Ingeominas) y las gobernaciones \u00a0de los departamentos con delegaci\u00f3n de funciones de contrataci\u00f3n y titulaci\u00f3n minera \u00a0pondr\u00e1n en marcha un proceso de coordinaci\u00f3n de sus actividades de asignaci\u00f3n, \u00a0contrataci\u00f3n y administraci\u00f3n de \u00e1reas para la exploraci\u00f3n y producci\u00f3n de \u00a0carb\u00f3n y gas metano en dep\u00f3sitos de carb\u00f3n. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Art\u00edculo 8\u00b0. Comercializaci\u00f3n de \u00a0gas proveniente de yacimientos convencionales sin conexi\u00f3n al Sistema Nacional \u00a0de Transporte. Los productores-comercializadores de gas proveniente de \u00a0yacimientos convencionales sin conexi\u00f3n al Sistema Nacional de Transporte que \u00a0quieran comercializar dicho gas in situ deber\u00e1n solicitar concepto previo al \u00a0Ministerio de Minas y Energ\u00eda sobre su decisi\u00f3n inicial en el sentido de no \u00a0conectar sus Yacimientos al Sistema. El Ministerio, a trav\u00e9s de la Unidad de \u00a0Planeaci\u00f3n Minero Energ\u00e9tica (UPME)\u2026 evaluar\u00e1 la \u00a0conveniencia de avalar o no la propuesta en cuesti\u00f3n, teniendo en cuenta los \u00a0requerimientos del mercado interconectado a trav\u00e9s del Sistema Nacional de \u00a0Transporte y los costos estimados de una eventual conexi\u00f3n. Si el Ministerio \u00a0aprueba la propuesta de comercializar dicho gas in situ, el \u00a0productor-comercializador del gas proveniente de estos Yacimientos podr\u00e1 \u00a0desarrollar directamente o indirectamente la actividad de generaci\u00f3n \u00a0termoel\u00e9ctrica utilizando como fuente primaria el gas que produzca. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Art\u00edculo 9\u00b0. Transici\u00f3n hacia el \u00a0nuevo esquema de comercializaci\u00f3n. Hasta que la Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n \u00a0de Energ\u00eda y Gas (CREG) expida la normatividad de que \u00a0tratan los art\u00edculos 2\u00b0, 3\u00b0 y 4\u00b0 del presente cap\u00edtulo, los \u00a0productores-comercializadores de gas natural de Yacimientos Convencionales con \u00a0capacidad de producci\u00f3n igual o superior a 50 MPCD \u00a0que realicen transacciones de venta de gas natural se seguir\u00e1n rigiendo por la \u00a0normatividad vigente a la fecha de expedici\u00f3n de este decreto. No obstante, el \u00a0gas asociado a nuevos compromisos o pr\u00f3rrogas de los compromisos vigentes que \u00a0se suscriban durante el per\u00edodo de transici\u00f3n deber\u00e1 comercializarse en la \u00a0primera subasta definida por la Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de Energ\u00eda y Gas (CREG). En caso de que el productor no participe en la \u00a0subasta, deber\u00e1 realizar este gas en el mercado spot, a partir de la fecha en \u00a0que tenga ocurrencia la subasta. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Par\u00e1grafo. Los productores-comercializadores de gas natural de yacimientos \u00a0convencionales con capacidad de producci\u00f3n inferior a 50 MPCD \u00a0que adquieran nuevos compromisos o prorroguen los compromisos vigentes en fecha \u00a0posterior a la entrada en vigencia del presente decreto, deber\u00e1n prever que los \u00a0respectivos contratos se ajustar\u00e1n a las modalidades contractuales firme e interrumpible que dise\u00f1e la Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de \u00a0Energ\u00eda y Gas (CREG), en desarrollo de lo dispuesto \u00a0en el art\u00edculo 4\u00b0 del presente cap\u00edtulo. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
CAP\u00cdTULO III \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Del transporte de gas natural \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Art\u00edculo 10. Centros de \u00a0distribuci\u00f3n del Sistema Nacional de Transporte de Gas Natural (HUB). Se adoptan las siguientes disposiciones que \u00a0deber\u00e1 desarrollar la Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de Energ\u00eda y Gas (CREG) seg\u00fan sus funciones, para la adecuada coordinaci\u00f3n de \u00a0las distintas actividades que hacen parte de la cadena de prestaci\u00f3n del \u00a0servicio de gas, la asignaci\u00f3n eficiente de este recurso y el logro de \u00a0coherencia y consistencia con las disposiciones de que trata el cap\u00edtulo \u00a0anterior: \u00a0 \u00a0<\/p>\n
a) La CREG establecer\u00e1 dos Centros de \u00a0Distribuci\u00f3n (HUB) Virtuales en el Sistema Nacional \u00a0de Transporte. Un HUB Virtual referenciado a un Nodo \u00a0del Sistema de Transporte del Interior y un HUB \u00a0Virtual referenciado a un Nodo del Sistema de Transporte de la Costa Atl\u00e1ntica. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Dichos Centros de Distribuci\u00f3n constituir\u00e1n puntos virtuales del mercado \u00a0del Interior y del mercado de la Costa Atl\u00e1ntica, donde se establecer\u00e1n precios \u00a0referenciales del gas natural resultantes de las subastas de que trata el \u00a0art\u00edculo 2\u00b0 del presente decreto. As\u00ed mismo, constituir\u00e1n puntos virtuales de \u00a0referencia para el mercado spot y para el mercado de desv\u00edos que desarrolle la \u00a0Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de Energ\u00eda y Gas (CREG). \u00a0 \u00a0<\/p>\n
P\u00e1rrafo 3\u00ba modificado por \u00a0el Decreto 2807 de 2010, \u00a0art\u00edculo 8\u00ba. Los \u00a0productores-comercializadores continuar\u00e1n vendiendo f\u00edsicamente su gas en el \u00a0Punto de Entrada al Sistema Nacional de Transporte. La contrataci\u00f3n de \u00a0capacidad de transporte entre el Punto de Entrada al Sistema Nacional de \u00a0Transporte y los HUBS, estar\u00e1 a cargo de los \u00a0remitentes que requieran dicha capacidad. Para referenciar el costo de \u00a0suministro y transporte de gas desde un Punto de Entrada hasta un HUB, el administrador del mercedo suministrar\u00e1 informaci\u00f3n \u00a0sobre el precio del gas proveniente de las distintas fuentes de suministro, \u00a0colocado en cada uno de los Puntos de Salida embebidos entre los Puntos de \u00a0Entrada y el HUB correspondiente. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Texto inicial del p\u00e1rrafo 3\u00ba.: \u201cSe entender\u00e1 que los productores-comercializadores continuar\u00e1n vendiendo f\u00edsicamente \u00a0su gas en el Punto de Entrada al Sistema Nacional de Transporte. Para \u00a0referenciar el costo de suministro y transporte de gas desde un Punto de \u00a0Entrada hasta un HUB, el administrador del mercado \u00a0suministrar\u00e1 informaci\u00f3n sobre el precio del gas proveniente de las distintas \u00a0fuentes de suministro, colocado en cada uno de los Puntos de Salida embebidos \u00a0entre los Puntos de Entrada y el HUB \u00a0correspondiente.\u201d. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
b) La Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de Energ\u00eda y Gas (CREG) \u00a0establecer\u00e1 las reglas y los t\u00e9rminos bajo los cuales se podr\u00e1 hacer cesi\u00f3n de \u00a0la capacidad de transporte actualmente contratada por los remitentes en el \u00a0Mercado Secundario de Capacidad, en el contexto de las subastas de que trata el \u00a0art\u00edculo 2\u00b0 del presente decreto, en los tramos de gasoductos que conectan los \u00a0campos de Yacimientos Convencionales con capacidad de producci\u00f3n igual o \u00a0superior a 50 MPCD con los HUB. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Con este fin la Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de Energ\u00eda y Gas (CREG) tendr\u00e1 en cuenta los contratos de suministro vigentes \u00a0entre los productores-comercializadores de estos campos y los remitentes que \u00a0actualmente detentan derechos de capacidad en los tramos pertinentes. As\u00ed \u00a0mismo, garantizar\u00e1 que cuando los interesados acuerden la cesi\u00f3n de estos \u00a0derechos, dicha cesi\u00f3n no implique generaci\u00f3n de rentas para los remitentes que \u00a0la realicen, ni para los transportadores que actualmente explotan \u00a0comercialmente dichos tramos. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
La cesi\u00f3n de derechos de capacidad ser\u00e1 administrada por el Gestor T\u00e9cnico \u00a0del Sistema de Transporte de Gas Natural de que trata el art\u00edculo 21 del \u00a0presente decreto en el contexto de las subastas de que trata el art\u00edculo 2\u00b0 del \u00a0mismo. Mientras se contrata el Gestor T\u00e9cnico del Sistema de Transporte de Gas \u00a0Natural, XM S.A. E.S.P. \u00a0administrar\u00e1 el Mercado Secundario en comento, directamente o a trav\u00e9s de un \u00a0tercero. La Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de Energ\u00eda y Gas (CREG) \u00a0establecer\u00e1 la remuneraci\u00f3n por este concepto. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
c) La contrataci\u00f3n de capacidad de transporte entre los HUB \u00a0y los Puntos de Salida del Sistema Nacional de Transporte, no embebidos entre \u00a0los puntos de entrada de campos de gas natural de Yacimientos Convencionales \u00a0con capacidad de producci\u00f3n igual o superior a 50 MPCD \u00a0y los HUB, estar\u00e1 a cargo de los respectivos \u00a0remitentes. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Par\u00e1grafo 1\u00b0. La \u00a0Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de Energ\u00eda y Gas (CREG) \u00a0definir\u00e1 la ubicaci\u00f3n de los HUB virtuales \u00a0establecidos en el presente art\u00edculo, buscando minimizar los costos de \u00a0transporte entre el HUB y los puntos de inyecci\u00f3n de \u00a0gas proveniente de Yacimientos Convencionales con capacidad de producci\u00f3n igual \u00a0o superior a 50 MPCD. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
As\u00ed mismo, podr\u00e1 redefinir la ubicaci\u00f3n de estos HUB \u00a0cuando se conecten al Sistema Nacional de Transporte nuevos Yacimientos \u00a0Convencionales o No Convencionales con capacidad de producci\u00f3n igual o superior \u00a0a 50 MPCD, o instalaciones de importaci\u00f3n de gas \u00a0natural. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Par\u00e1grafo 2\u00b0. Los productores-comercializadores de Yacimientos \u00a0Convencionales y No Convencionales y los importadores solo podr\u00e1n tener \u00a0vigentes compromisos de suministro de gas proveniente de sus campos, de sus yacimientos, \u00a0o de sus instalaciones de suministro, seg\u00fan el caso, que sean consistentes con \u00a0la capacidad de transporte asociada con los compromisos. Es decir, no podr\u00e1n \u00a0tener vigentes compromisos de suministro en presencia de restricciones de \u00a0transporte. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Si los compromisos de suministro exceden la capacidad de transporte \u00a0disponible en alg\u00fan tramo de la red de gasoductos pertinentes, estos se \u00a0acotar\u00e1n a la capacidad de transporte. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
La Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de Energ\u00eda y Gas (CREG) \u00a0verificar\u00e1 el cumplimiento del requisito se\u00f1alado. El incumplimiento de este \u00a0requisito dar\u00e1 lugar al ajuste inmediato de los respectivos contratos de \u00a0suministro. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Una vez se contrate el Gestor T\u00e9cnico del Sistema de Transporte de Gas \u00a0Natural de que trata el art\u00edculo 21 del presente decreto, asumir\u00e1 la funci\u00f3n de \u00a0verificaci\u00f3n permanente del requisito mencionado. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Par\u00e1grafo 3\u00b0. Los productores-comercializadores de campos de \u00a0Yacimientos Convencionales y No Convencionales, que tengan proyectos de \u00a0ampliaci\u00f3n de su capacidad de producci\u00f3n que impliquen o puedan implicar la \u00a0ampliaci\u00f3n de la capacidad de transporte en uno cualquiera de los tramos entre \u00a0el Punto de Entrada al Sistema Nacional de Transporte y el respectivo HUB, o en uno cualquiera de los tramos entre el Punto de \u00a0Entrada al Sistema Nacional de Transporte y Puntos de Salida del Sistema \u00a0Nacional de Transporte, seg\u00fan aplique, y dichos proyectos de ampliaci\u00f3n de la \u00a0capacidad no est\u00e9n previstos en los planes de inversi\u00f3n de los respectivos \u00a0transportadores, le suministrar\u00e1n al Gestor T\u00e9cnico del Sistema de Transporte \u00a0de Gas Natural de que trata el art\u00edculo 21 del presente decreto, toda la \u00a0informaci\u00f3n relevante del respectivo proyecto. El Gestor T\u00e9cnico, conjuntamente \u00a0con el transportador o los transportadores involucrados evaluar\u00e1 los \u00a0requerimientos de expansi\u00f3n de la capacidad de transporte. Una vez soportados \u00a0los requerimientos de ampliaci\u00f3n, el Gestor le informar\u00e1 a la Comisi\u00f3n de \u00a0Regulaci\u00f3n de Energ\u00eda y Gas (CREG) con el fin de que \u00a0adopte las medidas a que haya lugar para garantizar la factibilidad de los \u00a0flujos f\u00edsicos en el mediano y largo plazo. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Mientras se contrata el Gestor T\u00e9cnico del Sistema de Transporte de Gas \u00a0Natural, los transportadores tendr\u00e1n a cargo la evaluaci\u00f3n de los \u00a0requerimientos de expansi\u00f3n de que trata este par\u00e1grafo. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
La Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de Energ\u00eda y Gas (CREG) \u00a0establecer\u00e1 los t\u00e9rminos en los cuales los remitentes deber\u00e1n contratar la \u00a0capacidad de transporte correspondiente, cuando dicha capacidad no sea \u00a0asignable a un remitente en particular. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
As\u00ed mismo, la Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de Energ\u00eda y Gas (CREG) \u00a0establecer\u00e1 las fechas de entrada de las ampliaciones correspondientes, con \u00a0base en los an\u00e1lisis efectuados por el Gestor y\/o el transportador o \u00a0transportadores involucrados, debiendo los compromisos de suministro asociados \u00a0con los proyectos de ampliaci\u00f3n de capacidad de producci\u00f3n, sujetarse a dichas \u00a0fechas. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
En el evento de incumplimiento por parte de los transportadores de la fecha \u00a0de entrada en operaci\u00f3n de las ampliaciones de capacidad previstas y de \u00a0presentarse restricciones que impidan el flujo f\u00edsico de gas, asociadas con el \u00a0atraso o los atrasos que se presenten, la Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de Energ\u00eda y \u00a0Gas (CREG) determinar\u00e1 las compensaciones a que haya \u00a0lugar. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Par\u00e1grafo 4\u00b0. Las transacciones de compraventa de suministro y transporte \u00a0de gas natural que no est\u00e9n referidas a los HUB \u00a0continuar\u00e1n efectu\u00e1ndose en los t\u00e9rminos definidos por la regulaci\u00f3n vigente \u00a0expedida por la Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de Energ\u00eda y Gas (CREG) \u00a0o aquellas normas que modifiquen, o sustituyan dichos t\u00e9rminos. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Art\u00edculo 11. Criterios para garantizar la calidad, la \u00a0continuidad y la expansi\u00f3n del servicio de transporte. Se adoptan las \u00a0siguientes disposiciones que deber\u00e1 desarrollar la Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de \u00a0Energ\u00eda y Gas (CREG) seg\u00fan sus funciones, para \u00a0garantizar la calidad y la expansi\u00f3n del servicio de transporte de gas natural: \u00a0 \u00a0<\/p>\n
a) \u00a0Para definir la inversi\u00f3n que ser\u00e1 reconocida por la Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de \u00a0Energ\u00eda y Gas (CREG) a los transportadores durante la \u00a0Vida \u00datil Normativa de los activos en servicio y para efectos de la fijaci\u00f3n de \u00a0los Cargos Regulados, la Comisi\u00f3n podr\u00e1, excepcionalmente, reconocer activos \u00a0por menor valor, si encuentra que no cumplen con criterios de eficiencia \u00a0t\u00e9cnica, o si encuentra que no cumplen con criterios de eficiencia econ\u00f3mica en \u00a0t\u00e9rminos de costos. En estos casos, la Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de Energ\u00eda y Gas \u00a0(CREG) deber\u00e1 exponer las razones para el \u00a0reconocimiento del menor valor del activo, pudiendo el transportador solicitar \u00a0las pruebas que estime pertinentes. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
b) \u00a0Los Cargos Regulados por concepto del Servicio de Transporte ser\u00e1n los que \u00a0establezca la Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de Energ\u00eda y Gas (CREG). \u00a0No se permitir\u00e1 la determinaci\u00f3n de Cargos por mutuo acuerdo entre las partes o \u00a0la determinaci\u00f3n libre de Cargos. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
c) \u00a0La suma de la Capacidad de Transporte comprometida diariamente por el \u00a0Transportador como capacidad en firme y la capacidad de transporte que ofrezca \u00a0diariamente como capacidad interrumpible, no podr\u00e1 \u00a0superar la capacidad m\u00e1xima del Gasoducto. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
d) \u00a0El transportador no podr\u00e1 vender como interrumpible \u00a0capacidad de transporte contratada por remitentes y que no sea utilizada por \u00a0estos. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Art\u00edculo \u00a012. Tratamiento de los activos de \u00a0transporte y distribuci\u00f3n financiados con recursos p\u00fablicos. Los activos \u00a0de transporte financiados con recursos p\u00fablicos del orden nacional, \u00a0departamental o municipal y que son operados por los transportadores o \u00a0distribuidores, se identificar\u00e1n en la inversi\u00f3n que reconozca la Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n \u00a0de Energ\u00eda y Gas (CREG). No obstante, los montos de \u00a0inversi\u00f3n correspondientes no se considerar\u00e1n para efectos de fijar el \u00a0componente de inversi\u00f3n de los cargos que establezca la Comisi\u00f3n. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
El \u00a0valor de la inversi\u00f3n asociada con los activos as\u00ed financiados har\u00e1 parte de la \u00a0inversi\u00f3n reconocida por la Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de Energ\u00eda y Gas (CREG) s\u00f3lo en la medida en que sean objeto de reposici\u00f3n \u00a0por parte del transportador o el distribuidor. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Art\u00edculo \u00a013. Plan de Expansi\u00f3n Indicativo del \u00a0Sistema de Transporte de Gas Natural. La Unidad de Planeaci\u00f3n Minero \u00a0Energ\u00e9tica (UPME) deber\u00e1 elaborar peri\u00f3dicamente un \u00a0Plan Indicativo de los requerimientos de expansi\u00f3n del Sistema Nacional de \u00a0Transporte. As\u00ed mismo, deber\u00e1 remitir al Ministerio de Minas y Energ\u00eda un \u00a0informe peri\u00f3dico sobre el progreso de los proyectos de expansi\u00f3n cuya \u00a0ejecuci\u00f3n est\u00e1 prevista por parte de los agentes transportadores, as\u00ed como \u00a0requerimientos de inversi\u00f3n identificados que no est\u00e9n siendo desarrollados por \u00a0dichos agentes. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
El \u00a0Ministerio de Minas y Energ\u00eda podr\u00e1 solicitarle a la Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de \u00a0Energ\u00eda y Gas (CREG) la adopci\u00f3n de medidas con el \u00a0objeto de que los proyectos de inversi\u00f3n identificados, que no est\u00e9n siendo \u00a0desarrollados por los transportadores, sean ejecutados, ya sea por asignaci\u00f3n \u00a0directa a estos agentes o a trav\u00e9s de convocatorias, seg\u00fan estime conveniente. \u00a0La Comisi\u00f3n definir\u00e1 los mecanismos pertinentes para el logro de este objetivo. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Una \u00a0vez se contrate el Gestor T\u00e9cnico del Sistema de Transporte de Gas Natural de \u00a0que trata el art\u00edculo 21 del presente decreto, ser\u00e1 la instancia encargada de \u00a0instrumentalizar los mecanismos que adopte la Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de Energ\u00eda \u00a0y Gas (CREG) con el fin de que se ejecuten los \u00a0proyectos pertinentes. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Art\u00edculo \u00a014. Transici\u00f3n hacia el nuevo esquema \u00a0de transporte. La Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de Energ\u00eda y Gas (CREG) incorporar\u00e1 los nuevos lineamientos de pol\u00edtica en \u00a0desarrollo del marco regulatorio que establecer\u00e1 los criterios generales para \u00a0determinar la remuneraci\u00f3n del servicio de transporte de gas natural y el \u00a0esquema general de cargos del Sistema Nacional de Transporte, que est\u00e1 pr\u00f3ximo \u00a0a expedirse. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
En \u00a0todo caso debe garantizar la operatividad de lo dispuesto en los literales a) y \u00a0b) y en los par\u00e1grafos 1\u00b0 y 2\u00b0 del art\u00edculo 10 del presente Cap\u00edtulo, en la \u00a0fecha de realizaci\u00f3n de la primera subasta simult\u00e1nea. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
CAP\u00cdTULO IV \u00a0 \u00a0<\/p>\n
De la confiabilidad y continuidad del servicio de gas \u00a0natural \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Art\u00edculo \u00a015. Planta de regasificaci\u00f3n. El \u00a0Ministerio de Minas y Energ\u00eda evaluar\u00e1 la conveniencia de construir y poner en \u00a0operaci\u00f3n una Planta de Regasificaci\u00f3n para abastecer plenamente la demanda de \u00a0gas del pa\u00eds, para lo cual realizar\u00e1 un estudio de prefactibilidad o \u00a0visualizaci\u00f3n de un proyecto de montaje y puesta en operaci\u00f3n de una Planta de \u00a0Regasificaci\u00f3n, que deber\u00e1 abordar los aspectos t\u00e9cnicos, econ\u00f3micos y \u00a0ambientales del mismo. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
En \u00a0el estudio se deber\u00e1n plantear, como m\u00ednimo, tres (3) alternativas de \u00a0localizaci\u00f3n del proyecto que involucren las dos costas del pa\u00eds, as\u00ed como el \u00a0correspondiente estudio de las tecnolog\u00edas disponibles, s\u00f3lidamente \u00a0fundamentado, y una estructura de costos. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Par\u00e1grafo \u00a01\u00b0. El Ministerio de Minas y Energ\u00eda tendr\u00e1 un plazo no superior a diez y ocho \u00a0(18) meses, transcurridos desde la expedici\u00f3n del presente decreto, para \u00a0desarrollar el estudio referido en el presente art\u00edculo. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Par\u00e1grafo \u00a02\u00b0. Evaluado el estudio por parte del Ministerio de Minas y Energ\u00eda y en caso \u00a0de que se adopte la decisi\u00f3n de ejecutar el proyecto, el Ministerio o la \u00a0entidad que este delegue, proceder\u00e1 a la apertura de una Convocatoria P\u00fablica \u00a0para seleccionar al agente que construir\u00e1 y operar\u00e1 la Planta. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Par\u00e1grafo \u00a03\u00b0. La Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de Energ\u00eda y Gas (CREG) \u00a0establecer\u00e1 los t\u00e9rminos en los cuales se remunerar\u00e1 la inversi\u00f3n asociada a \u00a0proyectos de Plantas de Regasificaci\u00f3n cuya ejecuci\u00f3n sea forzosa, y que ser\u00e1 \u00a0imputada a todos los usuarios del Sistema de Transporte de Gas Natural. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Los \u00a0criterios de adjudicaci\u00f3n para la ejecuci\u00f3n de un proyecto de este tipo, en el \u00a0contexto de lo dispuesto en el par\u00e1grafo 2\u00b0 del presente art\u00edculo, ser\u00e1n \u00a0definidos por el Ministerio de Minas y Energ\u00eda conjuntamente con la Comisi\u00f3n de \u00a0Regulaci\u00f3n de Energ\u00eda y Gas (CREG) antes de \u00a0transcurrido un (1) a\u00f1o de la expedici\u00f3n del presente decreto. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Par\u00e1grafo \u00a04\u00b0. Podr\u00e1n ser propietarios y\/u operadores de Plantas de Regasificaci\u00f3n, cuya \u00a0construcci\u00f3n sea definida por las autoridades sectoriales, todos los agentes \u00a0que act\u00faan en el sector de gas natural o agentes independientes. En el caso de \u00a0tos agentes sectoriales, la Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de Energ\u00eda y Gas (CREG) evaluar\u00e1 la necesidad de obligar a la empresa de que \u00a0se trate a tener objeto exclusivo, en los t\u00e9rminos del art\u00edculo 18 de la Ley 142 de 1994. Estos \u00a0agentes deber\u00e1n garantizar el libre acceso por parte de terceros al uso de las \u00a0instalaciones. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Art\u00edculo \u00a016. Almacenamiento estrat\u00e9gico. \u00a0Se establecen las siguientes disposiciones en materia de Almacenamiento \u00a0Estrat\u00e9gico de Gas Natural: \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Sector No Termoel\u00e9ctrico. Los \u00a0comercializadores de gas natural y los Usuarios No Regulados que act\u00faan \u00a0directamente en el mercado, y que est\u00e9n obligados a contratar suministro firme \u00a0de gas natural, en el contexto de los lineamientos se\u00f1alados en el literal c) \u00a0del art\u00edculo 2\u00b0 y en el art\u00edculo 5\u00b0 del presente decreto, tendr\u00e1n la obligaci\u00f3n \u00a0de mantener el siguiente Almacenamiento Estrat\u00e9gico: \u00a0 \u00a0<\/p>\n
– \u00a0Unas existencias disponibles en todo momento, equivalentes a cinco (5) d\u00edas de \u00a0su consumo de gas natural, medido este \u00faltimo sobre los consumos del a\u00f1o \u00a0inmediatamente anterior, que deber\u00edan ser abastecidos mediante contratos de \u00a0suministro en firme. Dichas existencias se podr\u00e1n mantener en almacenamientos \u00a0subterr\u00e1neos, pudi\u00e9ndose computar en dicha cuant\u00eda la parte del gas colch\u00f3n \u00a0extra\u00edble por medios mec\u00e1nicos; en plantas de regasificaci\u00f3n o en plantas \u00a0sat\u00e9lite. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Sector Termoel\u00e9ctrico. Las plantas \u00a0termoel\u00e9ctricas a las que se les venzan los contratos de suministro en firme de \u00a0gas que respaldan sus Obligaciones de Energ\u00eda Firme y quieran continuar \u00a0respaldando dichas obligaciones con gas, as\u00ed como, las plantas termoel\u00e9ctricas \u00a0que a la fecha de expedici\u00f3n del presente decreto no tengan respaldadas sus \u00a0Obligaciones de Energ\u00eda Firme con gas natural, pero pretendan hacerlo con \u00a0posterioridad a la entrada en vigencia del mismo, podr\u00e1n optar por una \u00a0cualquiera de las siguientes alternativas para acceder al suministro de dicho \u00a0combustible y respaldar las obligaciones referidas: \u00a0 \u00a0<\/p>\n
i) \u00a0Suscribir Contratos de Suministro con Firmeza Condicionada o Contratos de \u00a0Opci\u00f3n de Compra de Gas (OCG) con Usuarios No \u00a0Regulados pertenecientes al Sector No Termoel\u00e9ctrico que cuenten con Contratos \u00a0de Suministro en Firme de gas natural. El suministro de gas a la termoel\u00e9ctrica \u00a0se har\u00e1 efectivo cuando el despacho de la planta y\/o unidad de generaci\u00f3n sea \u00a0requerido por una cualquiera de las razones previstas en la normatividad del \u00a0sector el\u00e9ctrico que se encuentre vigente o entre a regir en un futuro. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
ii) Suscribir Contratos de Suministro en Firme de \u00a0gas proveniente de proyectos de regasificaci\u00f3n de carb\u00f3n, pudiendo o no tener \u00a0vinculaci\u00f3n econ\u00f3mica con el proyecto. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
iii) Mantener el siguiente Almacenamiento \u00a0Estrat\u00e9gico: \u00a0 \u00a0<\/p>\n
– \u00a0Para las plantas existentes, unas existencias de gas natural disponibles en \u00a0todo momento, equivalentes a un m\u00ednimo de cinco (5) meses y a un m\u00e1ximo de ocho \u00a0(8) meses, seg\u00fan defina la Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de Energ\u00eda y Gas (CREG), de un consumo de gas equivalente a la diferencia que \u00a0resulte entre el consumo de gas que requerir\u00edan para operar a plena Capacidad \u00a0Efectiva Neta y el consumo de gas que requerir\u00edan para operar con el Factor de \u00a0Utilizaci\u00f3n Promedio registrado en los \u00faltimos tres (3) a\u00f1os consecutivos, sin \u00a0presencia del Fen\u00f3meno de El Ni\u00f1o – Oscilaci\u00f3n del Sur (ENOS). \u00a0 \u00a0<\/p>\n
– \u00a0Para las plantas nuevas, unas existencias de gas natural disponibles en todo \u00a0momento, equivalentes a un m\u00ednimo de cinco (5) meses y a un m\u00e1ximo de ocho (8) \u00a0meses, seg\u00fan defina la Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de Energ\u00eda y Gas (CREG), de un consumo de gas equivalente a la diferencia que \u00a0resulte entre el consumo de gas que requerir\u00edan para operar a plena Capacidad \u00a0Efectiva Neta y el consumo de gas que requerir\u00edan para operar con el Factor de \u00a0Utilizaci\u00f3n Promedio esperado, factor que para tal efecto estimar\u00e1 el Centro \u00a0Nacional de Despacho (CND) y que ser\u00e1 ajustado cuando exista informaci\u00f3n real \u00a0suficiente para efectuar un c\u00e1lculo en los mismos t\u00e9rminos definidos en el \u00edtem \u00a0inmediatamente anterior. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Dichas \u00a0existencias se podr\u00e1n mantener en almacenamientos subterr\u00e1neos, pudi\u00e9ndose \u00a0computar en dicha cuant\u00eda la parte del gas colch\u00f3n extra\u00edble por medios \u00a0mec\u00e1nicos; o en plantas de regasificaci\u00f3n. Dichas infraestructuras deber\u00e1n estar \u00a0conectadas a la red de transporte, debiendo el agente del Sector Termoel\u00e9ctrico \u00a0garantizar que exista capacidad suficiente para el transporte de los \u00a0respectivos vol\u00famenes, adem\u00e1s de su transporte b\u00e1sico. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Par\u00e1grafo. \u00a0El Almacenamiento Estrat\u00e9gico exigible al Sector Termoel\u00e9ctrico sustituye \u00a0parcialmente la obligaci\u00f3n de suscribir contratos de suministro de gas natural \u00a0de que trata el Cargo por Confiabilidad regulado por la Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n \u00a0de Energ\u00eda y Gas (CREG). Adem\u00e1s del Almacenamiento \u00a0Estrat\u00e9gico, los agentes del Sector Termoel\u00e9ctrico para respaldar el Cargo \u00a0deber\u00e1n contar con contratos de suministro bajo la modalidad en firme por \u00a0cantidades equivalentes al gas que requerir\u00edan para operar con el Factor de \u00a0Utilizaci\u00f3n Promedio calculado para las plantas existentes y las plantas \u00a0nuevas, seg\u00fan lo dispuesto en este art\u00edculo. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Art\u00edculo 17. Almacenamiento subterr\u00e1neo en campos de hidrocarburos. El \u00a0Ministerio de Minas y Energ\u00eda y la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), seg\u00fan sus competencias, desarrollar\u00e1n los estudios, \u00a0procedimientos y expedir\u00e1n los actos administrativos a que haya lugar, de tal \u00a0manera que sea viable la utilizaci\u00f3n de campos de hidrocarburos con fines de \u00a0almacenamiento. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Par\u00e1grafo \u00a01\u00b0. Lo se\u00f1alado en el presente \u00a0art\u00edculo estar\u00e1 disponible en un plazo no superior a un (1) a\u00f1o transcurrido \u00a0desde la expedici\u00f3n del presente decreto. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Par\u00e1grafo \u00a02\u00b0. Para la selecci\u00f3n y aprobaci\u00f3n del uso de Almacenamiento Subterr\u00e1neo se \u00a0priorizar\u00e1n las propuestas de los agentes del Sector Termoel\u00e9ctrico a los que \u00a0se refiere el art\u00edculo 16 del presente decreto, o las propuestas de agentes que \u00a0los representen, sobre las propuestas de otros agentes del sector de gas y \u00a0terceros interesados. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Entre \u00a0un n\u00famero plural de agentes del Sector Termoel\u00e9ctrico interesados en un campo \u00a0espec\u00edfico con fines de almacenamiento, la cercan\u00eda geogr\u00e1fica entre el campo y \u00a0las instalaciones del generador ser\u00e1 priorizada. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Par\u00e1grafo \u00a03\u00b0. Podr\u00e1n ser operadores de Almacenamientos Subterr\u00e1neos todos los agentes que \u00a0act\u00faan en el sector de gas natural o agentes independientes. En el caso de los \u00a0agentes sectoriales, la Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de Energ\u00eda y Gas (CREG) evaluar\u00e1 la necesidad de obligar a la empresa de que \u00a0se trate a tener objeto exclusivo, en los t\u00e9rminos del art\u00edculo 18 de la Ley 142 de 1994. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Par\u00e1grafo \u00a04\u00b0. Cuando la capacidad de un Almacenamiento Subterr\u00e1neo sea utilizada \u00a0mayoritariamente por agentes del Sector Termoel\u00e9ctrico a los que se refiere el \u00a0art\u00edculo 16 del presente decreto, el Servicio de Almacenamiento no estar\u00e1 \u00a0sujeto a regulaci\u00f3n de precios. No obstante, siempre que exista capacidad de \u00a0almacenamiento disponible, podr\u00e1n pedir acceso al servicio agentes del Sector \u00a0No Termoel\u00e9ctrico. De no llegarse a un acuerdo de precios entre el almacenador y el agente del Sector No Termoel\u00e9ctrico que \u00a0solicita acceso, a solicitud de este \u00faltimo, la CREG \u00a0podr\u00e1 fijar los cargos respectivos. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Par\u00e1grafo \u00a05\u00b0. Cuando la capacidad de un Almacenamiento Subterr\u00e1neo sea utilizada \u00a0mayoritariamente por agentes del Sector No Termoel\u00e9ctrico a los que se refiere \u00a0el art\u00edculo 16 del presente decreto, el Servicio de Almacenamiento estar\u00e1 \u00a0sujeto a la regulaci\u00f3n de precios que establezca la Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de \u00a0Energ\u00eda y Gas (CREG). Siempre que exista capacidad de \u00a0almacenamiento disponible, podr\u00e1n pedir acceso al servicio agentes del Sector \u00a0Termoel\u00e9ctrico. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Antes \u00a0de transcurrido un (1) a\u00f1o de la expedici\u00f3n del presente decreto, la Comisi\u00f3n \u00a0de Regulaci\u00f3n de Energ\u00eda y Gas (CREG) definir\u00e1 la \u00a0propuesta metodol\u00f3gica para remunerar los Servicios de Almacenamiento \u00a0Subterr\u00e1neos sujetos a regulaci\u00f3n de precios. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Par\u00e1grafo \u00a06\u00b0. Antes de transcurrido un (1) a\u00f1o de la expedici\u00f3n del presente decreto, la \u00a0Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de Energ\u00eda y Gas (CREG) \u00a0definir\u00e1 los t\u00e9rminos en los cuales se sufragar\u00e1 o remunerar\u00e1 la inversi\u00f3n \u00a0requerida para el desarrollo de Almacenamientos Subterr\u00e1neos. El an\u00e1lisis que \u00a0efect\u00fae la Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de Energ\u00eda y Gas (CREG) \u00a0con el objeto de adoptar decisiones en esta materia deber\u00e1 partir de un \u00a0an\u00e1lisis de los beneficios y costos que se deriven de la ejecuci\u00f3n de estos \u00a0proyectos. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Par\u00e1grafo \u00a07\u00b0. El gas natural inyectado con fines de almacenamiento, a recuperarse en un \u00a0per\u00edodo posterior, no deber\u00e1 contabilizarse dentro de las Reservas con que \u00a0cuenta el pa\u00eds. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Art\u00edculo \u00a018. Almacenamiento en plantas de \u00a0regasificaci\u00f3n. Los Operadores de Plantas de Regasificaci\u00f3n cuya \u00a0infraestructura sea remunerada, total o parcialmente, a trav\u00e9s de cargos \u00a0establecidos por la CREG deber\u00e1n permitir el acceso \u00a0abierto y no indebidamente discriminatorio al Servicio de Almacenamiento en su \u00a0Sistema, teniendo en cuenta las siguientes disposiciones: \u00a0 \u00a0<\/p>\n
a) \u00a0El acceso abierto y no indebidamente discriminatorio estar\u00e1 limitado a la \u00a0capacidad disponible. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
La \u00a0capacidad disponible a que se refiere el inciso anterior se entender\u00e1 como \u00a0aquella que no haya sido contratada previamente como Servicio de Almacenamiento \u00a0en Base Firme; \u00a0 \u00a0<\/p>\n
b) \u00a0La prestaci\u00f3n de nuevos servicios y la firma de nuevos contratos de servicio, \u00a0tanto en Base Firme como en Base Interrumpible, no \u00a0interferir\u00e1 ni pondr\u00e1 en riesgo la capacidad del operador para cumplir con sus \u00a0compromisos y contratos de servicio vigentes; \u00a0 \u00a0<\/p>\n
c) \u00a0Los usuarios solo podr\u00e1n ejercer su derecho de acceso abierto a los servicios \u00a0mediante la celebraci\u00f3n del contrato de servicios respectivo. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Par\u00e1grafo. \u00a0La Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de Energ\u00eda y Gas (CREG) \u00a0regular\u00e1 las condiciones para la prestaci\u00f3n de los Servicios de Almacenamiento \u00a0a que se refiere el presente art\u00edculo, as\u00ed como los cargos aplicables al \u00a0Servicio de Almacenamiento seg\u00fan modalidad de contrataci\u00f3n. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Art\u00edculo \u00a019. Almacenamiento en plantas sat\u00e9lite. \u00a0Los comercializadores de gas natural y los usuarios no regulados que act\u00faan \u00a0directamente en el mercado, podr\u00e1n dar cumplimiento a sus obligaciones de \u00a0mantener Almacenamiento Estrat\u00e9gico mediante Almacenamiento en Plantas \u00a0Sat\u00e9lites: \u00a0 \u00a0<\/p>\n
La \u00a0Unidad de Planeaci\u00f3n Minero Energ\u00e9tica (UPME) \u00a0identificar\u00e1 diferentes alternativas (n\u00famero de plantas, capacidad y \u00a0localizaci\u00f3n de proyectos), que ser\u00e1n el resultado de evaluar los proyectos que \u00a0resulten de an\u00e1lisis propios y de evaluar los proyectos que decidan someter a \u00a0su consideraci\u00f3n terceros interesados, siempre y cuando, lo considere \u00a0pertinente. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
La \u00a0Unidad de Planeaci\u00f3n Minero Energ\u00e9tica (UPME) tendr\u00e1 \u00a0en cuenta, entre otros, los siguientes criterios para el an\u00e1lisis de proyectos: \u00a0 \u00a0<\/p>\n
a) \u00a0Determinaci\u00f3n del Almacenamiento Estrat\u00e9gico requerido por parte de comercializadores \u00a0de gas natural y usuarios no regulados, que est\u00e9n ubicados en \u00e1reas geogr\u00e1ficas \u00a0adyacentes entre s\u00ed y conectados al Sistema Nacional de Transporte; \u00a0 \u00a0<\/p>\n
b) \u00a0Evaluaci\u00f3n de costos y econom\u00edas de escala; \u00a0 \u00a0<\/p>\n
c) \u00a0Determinaci\u00f3n de la demanda por almacenamiento de las diferentes Plantas \u00a0Sat\u00e9lites, antes de definir las alternativas. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Par\u00e1grafo \u00a01\u00b0. La Unidad de Planeaci\u00f3n Minero Energ\u00e9tica (UPME) \u00a0someter\u00e1 a consideraci\u00f3n de la Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de Energ\u00eda y Gas (CREG) las alternativas o combinaciones de proyectos que \u00a0haya identificado para la respectiva evaluaci\u00f3n de costos e impactos tarifarios \u00a0por parte de la Comisi\u00f3n. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Una \u00a0vez la Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de Energ\u00eda y Gas (CREG) \u00a0y la Unidad de Planeaci\u00f3n Minero Energ\u00e9tica (UPME) \u00a0definan cu\u00e1les proyectos deber\u00e1n ejecutarse, har\u00e1n p\u00fablicos los resultados de \u00a0los estudios realizados, antes de transcurridos seis meses (6) meses de la \u00a0expedici\u00f3n de la presente norma. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
La \u00a0Unidad de Planeaci\u00f3n Minero Energ\u00e9tica (UPME) \u00a0proceder\u00e1 a la apertura de Convocatorias P\u00fablicas para adjudicar la \u00a0construcci\u00f3n y operaci\u00f3n de dichas Plantas. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Una \u00a0vez se contrate el Gestor T\u00e9cnico del Sistema de Transporte de Gas Natural de \u00a0que trata el art\u00edculo 21 del presente decreto, este asumir\u00e1 lo previsto en este \u00a0art\u00edculo. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Par\u00e1grafo \u00a02\u00b0. Podr\u00e1n ser operadores de Almacenamiento en Plantas Sat\u00e9lites, todos los \u00a0agentes que act\u00faan en el sector de gas natural, o agentes independientes. En el \u00a0caso de los agentes sectoriales, la Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de Energ\u00eda y Gas (CREG) evaluar\u00e1 la necesidad de obligar a la empresa de que \u00a0se trate a tener objeto exclusivo, en los t\u00e9rminos del art\u00edculo 18 de la Ley 142 de 1994. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Par\u00e1grafo \u00a03\u00b0. La Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de Energ\u00eda y Gas (CREG) \u00a0establecer\u00e1 la metodolog\u00eda de remuneraci\u00f3n de la prestaci\u00f3n del Servicio de \u00a0Almacenamiento en Plantas Sat\u00e9lites, as\u00ed como la estructura de cargos aplicable \u00a0por concepto de la prestaci\u00f3n de dicho servicio. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Los \u00a0criterios de adjudicaci\u00f3n de las Convocatorias P\u00fablicas, de que trata el \u00a0Par\u00e1grafo 1\u00b0 del presente art\u00edculo, ser\u00e1n definidos por la Comisi\u00f3n de \u00a0Regulaci\u00f3n de Energ\u00eda y Gas (CREG) antes de \u00a0transcurridos seis (6) meses de la expedici\u00f3n del presente decreto. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Art\u00edculo \u00a020. Transici\u00f3n hacia el nuevo esquema \u00a0de confiabilidad. Con el fin de dar cumplimiento a las obligaciones de \u00a0mantener el Almacenamiento Estrat\u00e9gico de que trata el art\u00edculo 16 del presente \u00a0Cap\u00edtulo, los agentes del Sector No Termoel\u00e9ctrico contar\u00e1n con un plazo m\u00e1ximo \u00a0de dos (2) a\u00f1os, contados a partir de la fecha de expedici\u00f3n del presente decreto. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
En \u00a0el caso de los agentes del Sector Termoel\u00e9ctrico, antes de transcurrido un (1) \u00a0a\u00f1o de la expedici\u00f3n del presente decreto, la Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de Energ\u00eda \u00a0y Gas (CREG) definir\u00e1 los t\u00e9rminos en los cuales \u00a0flexibilizar\u00e1, transitoriamente, los requisitos en materia de contrataci\u00f3n de \u00a0combustibles para acceder al Cargo por Confiabilidad y respaldar las \u00a0Obligaciones de Energ\u00eda Firme de aquellos agentes que opten por la alternativa \u00a0de mantener el Almacenamiento Estrat\u00e9gico de que trata el art\u00edculo 16 del \u00a0presente decreto. La flexibilizaci\u00f3n cubrir\u00e1 el per\u00edodo requerido para el \u00a0desarrollo de los proyectos de Almacenamiento. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
As\u00ed \u00a0mismo, establecer\u00e1 el plazo m\u00e1ximo con que contar\u00e1n estos agentes para el \u00a0desarrollo de los respectivos proyectos, teniendo en cuenta los resultados de \u00a0los estudios a los que se refiere el art\u00edculo 17 del presente decreto. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Par\u00e1grafo \u00a01\u00b0. Transcurrido el plazo se\u00f1alado para los agentes del Sector Termoel\u00e9ctrico, \u00a0los productores-comercializadores, comercializadores o importadores no podr\u00e1n \u00a0poner a disposici\u00f3n de estos agentes suministro de gas en firme diferente al \u00a0se\u00f1alado en el Par\u00e1grafo del art\u00edculo 16 de este decreto. No obstante, los \u00a0agentes del Sector Termoel\u00e9ctrico podr\u00e1n acceder al mercado spot para ajustar \u00a0sus requerimientos efectivos de gas. As\u00ed mismo, podr\u00e1n acceder a contratos de \u00a0suministro interrumpibles por parte del comprador, \u00a0con el fin de garantizar las existencias de su Almacenamiento Estrat\u00e9gico. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Par\u00e1grafo \u00a02\u00b0. Vencidos los contratos de suministro en firme con que actualmente cuentan \u00a0algunos Agentes del Sector Termoel\u00e9ctrico para respaldar sus Obligaciones de \u00a0Energ\u00eda Firme, aquellos que en la actualidad act\u00faan, contin\u00faen actuando, o \u00a0pretendan actuar en el Mercado Secundario de gas natural en calidad de \u00a0comercializadores, deber\u00e1n constituirse como tales con sujeci\u00f3n a la \u00a0normatividad vigente y deber\u00e1n llevar contabilidad separada respecto de dicha \u00a0actividad. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Par\u00e1grafo \u00a03\u00b0. El control de m\u00e1rgenes de comercializaci\u00f3n en el Mercado Secundario de Gas \u00a0Natural establecido en el art\u00edculo 2\u00b0 del Decreto \u00a01514 del 3 de mayo de 2010, se entender\u00e1 derogado cuando se d\u00e9 cabal \u00a0cumplimiento a las disposiciones establecidas en el presente art\u00edculo. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
CAP\u00cdTULO V \u00a0 \u00a0<\/p>\n
De la coordinaci\u00f3n operativa y comercial del Sistema \u00a0Nacional de Transporte de Gas Natural \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Art\u00edculo \u00a021. Gestor T\u00e9cnico del Sistema de \u00a0Trasporte de Gas Natural. El Ministerio de Minas y Energ\u00eda contratar\u00e1 \u00a0con una persona jur\u00eddica id\u00f3nea la gesti\u00f3n t\u00e9cnica del Sistema de Transporte de \u00a0Gas Natural. Dicho Gestor T\u00e9cnico implementar\u00e1, pondr\u00e1 en marcha y operar\u00e1 la \u00a0instancia de Gesti\u00f3n de que trata el presente art\u00edculo. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
El Gestor T\u00e9cnico del Sistema de \u00a0Transporte de Gas Natural ser\u00e1 el responsable de la gesti\u00f3n t\u00e9cnica del Sistema \u00a0Nacional de Transporte, actualmente conformado por el Sistema de Transporte de \u00a0Gas del Interior y el Sistema de Transporte de Gas de la Costa Atl\u00e1ntica. \u00a0Tendr\u00e1 como funci\u00f3n principal propender por mantener la continuidad y seguridad \u00a0del suministro, el correcto funcionamiento t\u00e9cnico del sistema de gas, el \u00a0correcto funcionamiento del mercado mayorista de gas y la coordinaci\u00f3n entre \u00a0los sujetos que gestionan o hacen uso de dicho sistema, bajo los principios de \u00a0transparencia, objetividad e independencia. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Adem\u00e1s de las funciones generales que en el presente decreto se atribuyen \u00a0al Gestor T\u00e9cnico del Sistema de Transporte de Gas Natural, la Comisi\u00f3n de \u00a0Regulaci\u00f3n de Energ\u00eda y Gas (CREG) establecer\u00e1, antes \u00a0de transcurrido un (1) a\u00f1o de la expedici\u00f3n del presente decreto, las funciones \u00a0espec\u00edficas que este deber\u00e1 desarrollar, como parte de las normas que regulan \u00a0el planeamiento y la coordinaci\u00f3n de la operaci\u00f3n del Sistema de Transporte de \u00a0Gas Natural y el funcionamiento del mercado mayorista de gas combustible. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
As\u00ed mismo, la Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de Energ\u00eda y Gas (CREG) \u00a0establecer\u00e1 los cargos que remuneren los servicios prestados por el Gestor \u00a0T\u00e9cnico del Sistema de Transporte de Gas Natural, que deber\u00e1n ajustarse en la \u00a0medida en que la Comisi\u00f3n le asigne otras obligaciones. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
El Gestor T\u00e9cnico del Sistema de Transporte de Gas Natural deber\u00e1 cumplir \u00a0con los siguientes requisitos m\u00ednimos: \u00a0 \u00a0<\/p>\n
i) El Gestor no podr\u00e1 tener dentro de su objeto social las actividades que \u00a0desarrollan los Agentes. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
ii) El Gestor, sus accionistas \u00a0y administradores no podr\u00e1n tener vinculaci\u00f3n econ\u00f3mica con los Agentes \u00a0actuales, ni con los que se lleguen a constituir como tales en el futuro. \u00a0Aplica el concepto de beneficiario real. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
iii) El Gestor deber\u00e1 \u00a0incorporar en sus estatutos, reglas que garanticen la neutralidad, la \u00a0transparencia, la objetividad y la independencia en desarrollo de sus \u00a0funciones. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
iv) Quienes participen en \u00a0el proceso de contrataci\u00f3n del Gestor T\u00e9cnico del Sistema de Transporte de Gas \u00a0Natural deber\u00e1n demostrar experiencia comprobada en las materias que estar\u00e1n a \u00a0cargo del Gestor. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Art\u00edculo 22. Protocolos y acuerdos \u00a0operativos. Con el fin de establecer los principios y las reglas b\u00e1sicos \u00a0que deben regir la operaci\u00f3n del Sistema Nacional de Transporte, el Consejo Nacional \u00a0de Operaci\u00f3n de Gas (CNO) desarrollar\u00e1 los protocolos \u00a0que se requieran para nivelar el sector de acuerdo a las mejores pr\u00e1cticas \u00a0internacionales. El CNO someter\u00e1 a consideraci\u00f3n de \u00a0la Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de Energ\u00eda y Gas (CREG) los \u00a0respectivos protocolos para que esta entidad los adopte mediante acto \u00a0administrativo. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
La Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de Energ\u00eda y Gas (CREG) \u00a0contar\u00e1 con noventa (90) d\u00edas para pronunciarse sobre los protocolos sometidos \u00a0a su consideraci\u00f3n, realizar los ajustes que estime convenientes y expedir el \u00a0acto administrativo correspondiente. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
De no pronunciarse la Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de Energ\u00eda y Gas (CREG) en los plazos se\u00f1alados, los agentes sectoriales \u00a0dar\u00e1n aplicaci\u00f3n a los mismos, hasta tanto no se manifieste la CREG. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Igual procedimiento aplicar\u00e1 para los Acuerdos Operativos que defina el CNO. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
CAP\u00cdTULO VI \u00a0 \u00a0<\/p>\n
De los requerimientos de expansi\u00f3n de la red \u00a0de transporte para conectar nuevos campos de gas natural, plantas de regasificaci\u00f3n, \u00a0e interconectar mercados de distribuci\u00f3n \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Art\u00edculo 23. El principio de libre \u00a0acceso y la integraci\u00f3n vertical de actividades de suministro y transporte. \u00a0En virtud de lo dispuesto en el art\u00edculo 28 de la Ley 142 de 1994, los \u00a0productores-comercializadores de un campo de producci\u00f3n, as\u00ed como los \u00a0propietarios y\/u operadores de plantas de regasificaci\u00f3n que requieran la \u00a0conexi\u00f3n de sus instalaciones al Sistema Nacional de Transporte a trav\u00e9s de un \u00a0nuevo gasoducto, podr\u00e1n construir y operar la respectiva red sin tener que \u00a0constituirse en transportadores. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
No obstante, deber\u00e1n garantizar el libre acceso de terceros al respectivo \u00a0gasoducto, siempre que exista capacidad disponible. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
De ser factible t\u00e9cnicamente responder favorablemente a una solicitud de \u00a0acceso y en el evento de que las partes no lleguen a un acuerdo sobre los \u00a0t\u00e9rminos comerciales del mismo, la Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de Energ\u00eda y Gas (CREG) podr\u00e1 imponer una servidumbre de acceso o de \u00a0interconexi\u00f3n a quien tenga el uso del bien, de acuerdo con lo dispuesto en el \u00a0art\u00edculo 39.4 de la Ley 142 de 1994. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Art\u00edculo 24. El principio de libre \u00a0acceso y la interconexi\u00f3n de mercados de distribuci\u00f3n. Con el fin de \u00a0facilitar la ejecuci\u00f3n de proyectos de ampliaci\u00f3n de cobertura del servicio de \u00a0gas natural y teniendo en cuenta que aplicando el marco regulatorio vigente \u00a0expedido por la Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de Energ\u00eda y Gas (CREG), \u00a0los gasoductos que interconectan dos Sistemas de Distribuci\u00f3n pueden \u00a0clasificarse indistintamente como redes de distribuci\u00f3n o redes de transporte, \u00a0se establecen las siguientes reglas para expansiones de red que tengan como \u00a0prop\u00f3sito la interconexi\u00f3n de dos Sistemas de Distribuci\u00f3n: \u00a0 \u00a0<\/p>\n
i) Los distribuidores de gas natural podr\u00e1n acometer estos proyectos de \u00a0expansi\u00f3n, siempre y cuando, el servicio de distribuci\u00f3n en ambos Sistemas sea \u00a0prestado por el mismo agente o por agentes con vinculaci\u00f3n econ\u00f3mica, de tal \u00a0manera que no se comprometa inicialmente la neutralidad en materia de acceso. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
ii) Si el Sistema de \u00a0Distribuci\u00f3n existente y el nuevo pertenecen a distintos Mercados Relevantes, \u00a0los activos asociados con el proyecto se imputar\u00e1n como parte de la inversi\u00f3n \u00a0del Sistema de Distribuci\u00f3n del nuevo Mercado Relevante. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
iii) Si los dos Sistemas de \u00a0Distribuci\u00f3n pertenecen al mismo Mercado Relevante, los activos asociados con \u00a0el proyecto se imputar\u00e1n como parte de la inversi\u00f3n del Sistema de Distribuci\u00f3n \u00a0del Mercado Relevante. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
iv) No se podr\u00e1 negar el \u00a0libre acceso de terceros al respectivo gasoducto, si existe capacidad \u00a0disponible. De darse el caso, se aplicar\u00e1 lo dispuesto en el art\u00edculo 39.4 de \u00a0la Ley 142 de 1994. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Art\u00edculo 25. Libre acceso y By \u00a0Pass de redes. Con el fin de no afectar las condiciones de Conexi\u00f3n y \u00a0Acceso de todos los usuarios que hacen uso del Sistema Nacional de Transporte \u00a0y\/o los Sistemas de Distribuci\u00f3n, la Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de Energ\u00eda y Gas (CREG) definir\u00e1 las condiciones t\u00e9cnicas objetivas que \u00a0deber\u00e1n cumplirse para que la conexi\u00f3n a un gasoducto de transporte de un \u00a0usuario conectado a un Sistema de Distribuci\u00f3n, sea posible y recomendable. \u00a0Para el efecto deber\u00e1 garantizar que se cumplan los siguientes criterios \u00a0m\u00ednimos: \u00a0 \u00a0<\/p>\n
a) Que exista necesidad t\u00e9cnica para que el usuario de la red de \u00a0distribuci\u00f3n migre a la red de transporte. Es decir, que la demanda del usuario \u00a0no pueda ser servida a trav\u00e9s de la red de distribuci\u00f3n por insuficiencia de la \u00a0misma o por nuevos requerimientos del usuario que no puedan ser cubiertos por \u00a0el distribuidor; \u00a0 \u00a0<\/p>\n
b) Que exista capacidad disponible de transporte en firme que pueda \u00a0asign\u00e1rsele al usuario en el corto, mediano y largo plazo; \u00a0 \u00a0<\/p>\n
c) Que la conexi\u00f3n que llegare a requerirse para tener acceso a la red de \u00a0transporte no implique riesgos en materia de seguridad en lo relacionado con la \u00a0operaci\u00f3n del gasoducto de conexi\u00f3n. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Par\u00e1grafo. A partir de la fecha de expedici\u00f3n del presente decreto, toda \u00a0migraci\u00f3n de usuarios desde redes de distribuci\u00f3n hacia redes de transporte \u00a0debe estar sujeta a aprobaci\u00f3n previa por parte de la Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de \u00a0Energ\u00eda y Gas (CREG), pudiendo la decisi\u00f3n de la \u00a0Comisi\u00f3n ser recurrida por cualquiera de las partes involucradas. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
CAP\u00cdTULO VII \u00a0 \u00a0<\/p>\n
De las exportaciones e importaciones de gas \u00a0natural \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Art\u00edculo 26. Exportaciones de gas \u00a0natural. Con el fin de incentivar la exploraci\u00f3n y explotaci\u00f3n de las \u00a0reservas de gas natural con que cuenta el pa\u00eds y aumentar el gas natural \u00a0disponible que garantice el abastecimiento de la demanda interna en el mediano \u00a0y largo plazo, se adoptan las siguientes disposiciones en relaci\u00f3n con las \u00a0exportaciones de gas natural: \u00a0 \u00a0<\/p>\n
a) Solicitudes de Autorizaci\u00f3n para Exportar \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Los agentes que est\u00e9n interesados en exportar gas natural, ya sea a trav\u00e9s \u00a0de gasoductos o como gas natural licuado o gas natural comprimido, deber\u00e1n \u00a0presentar ante el Ministerio de Minas y Energ\u00eda la respectiva solicitud. En la \u00a0solicitud se deber\u00e1 indicar cu\u00e1les son las reservas asociadas con la \u00a0exportaci\u00f3n y su tasa de declinaci\u00f3n esperada. Las fuentes de la informaci\u00f3n \u00a0utilizadas en desarrollo del an\u00e1lisis deber\u00e1n ser oficiales o debe ser \u00a0informaci\u00f3n que pueda ser verificada por las autoridades sectoriales. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
b) Evaluaci\u00f3n de la Solicitud de Exportaci\u00f3n \u00a0 \u00a0<\/p>\n
El Ministerio de Minas y Energ\u00eda, en un plazo que no superar\u00e1 los tres (3) \u00a0meses contados a partir de la presentaci\u00f3n de la solicitud, se pronunciar\u00e1 \u00a0sobre la misma aprobando o rechazando la iniciativa. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
El Ministerio de Minas y Energ\u00eda considerar\u00e1 como criterio para la \u00a0aprobaci\u00f3n de la exportaci\u00f3n el Factor R\/P. Este Factor se calcular\u00e1 como la \u00a0relaci\u00f3n entre las Reservas Probadas y la Producci\u00f3n, teniendo en cuenta las \u00a0cantidades que ser\u00edan objeto de exportaci\u00f3n. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Si el Factor R\/P es mayor a siete (7) a\u00f1os, la solicitud de exportaci\u00f3n \u00a0ser\u00e1 sujeta de aprobaci\u00f3n. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
No obstante, si cumpli\u00e9ndose el criterio anterior el Ministerio decide no \u00a0aprobar el respectivo proyecto, sustentar\u00e1 las razones y consideraciones que \u00a0tuvo en cuenta para denegar la solicitud. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
c) Compensaciones por Interrupci\u00f3n de Exportaciones \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Declarado un Racionamiento Programado de Gas Natural, de acuerdo con la \u00a0normatividad vigente, el abastecimiento de la demanda interna se prioriza sobre \u00a0las exportaciones. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Las cantidades de gas natural de exportaci\u00f3n que sean objeto de \u00a0interrupci\u00f3n deber\u00e1n ser adquiridas por los agentes sectoriales que no hayan \u00a0podido honrar sus contratos de suministro y a quienes se les hayan suplido sus \u00a0faltantes. El gas natural de exportaci\u00f3n ser\u00e1 adquirido al mayor precio entre \u00a0el precio pactado en el contrato de exportaci\u00f3n que haya sido objeto de \u00a0interrupci\u00f3n, descontando del mismo los costos evitados por la suspensi\u00f3n de la \u00a0exportaci\u00f3n y el precio del mercado spot. Si la interrupci\u00f3n involucra un \u00a0n\u00famero plural de contratos de exportaci\u00f3n, los agentes sectoriales mencionados \u00a0adquirir\u00e1n el gas suministrado al mayor precio entre el precio promedio \u00a0ponderado de las exportaciones afectadas, descontando los costos evitados por \u00a0la suspensi\u00f3n de las exportaciones y el precio del mercado spot. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
P\u00e1rrafo 3\u00ba modificado por \u00a0el Decreto 2807 de 2010, \u00a0art\u00edculo 9\u00ba. De tratarse de exportaciones de \u00a0gas natural, el agente exportador podr\u00e1 pactar compensaciones con el agente \u00a0importador. Dichas compensaciones se pactar\u00e1n, como m\u00e1ximo, al precio del \u00a0sustituto energ\u00e9tico m\u00e1s econ\u00f3mico que pueda utilizar el pa\u00eds importador para \u00a0suplir las cantidades interrumpidas, exceptuando de la canasta de sustitutos la \u00a0electricidad. El sustituto deber\u00e1 quedar definido en el respectivo contrato de \u00a0exportaci\u00f3n. El precio del sustituto al que se alude se establecer\u00e1 seg\u00fan \u00a0fuente de informaci\u00f3n oficial del pa\u00eds importador. El valor m\u00e1ximo de la \u00a0compensaci\u00f3n antes indicada no podr\u00e1 ser superior al 50% del valor anual del \u00a0contrato o proporcional para contratos menores a un a\u00f1o. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Texto inicial del p\u00e1rrafo 3\u00ba.: \u00a0\u201cDe tratarse de exportaciones de gas natural a trav\u00e9s de \u00a0gasoductos, el agente exportador podr\u00e1 pactar compensaciones con el agente importador. \u00a0Dichas compensaciones se pactar\u00e1n, como m\u00e1ximo, al precio del sustituto \u00a0energ\u00e9tico m\u00e1s costoso del pa\u00eds importador, exceptuando de la canasta de \u00a0sustitutos la electricidad. El precio del sustituto al que se alude se \u00a0establecer\u00e1 seg\u00fan fuente de informaci\u00f3n oficial del pa\u00eds importador.\u201d. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
La compensaci\u00f3n deber\u00e1 ser asumida por los agentes sectoriales que no hayan \u00a0podido honrar sus contratos de suministro y a quienes se les hayan suplido sus \u00a0faltantes con el gas en cuesti\u00f3n, en proporci\u00f3n al gas de exportaci\u00f3n que les \u00a0sea suministrado. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
El Gestor T\u00e9cnico del Sistema de Transporte de Gas Natural, de que trata el \u00a0art\u00edculo 21 del presente decreto, ser\u00e1 la instancia encargada de liquidar \u00a0facturar y recaudar en nombre del exportador y a favor de este los montos que \u00a0se generen como resultado de lo dispuesto en el presente literal. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Par\u00e1grafo 1\u00b0. Las \u00a0disposiciones aqu\u00ed establecidas aplicar\u00e1n a las modificaciones que se efect\u00faen \u00a0sobre contratos vigentes a la fecha de expedici\u00f3n del presente decreto, as\u00ed como \u00a0a nuevos compromisos de exportaci\u00f3n que se adquieran. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Par\u00e1grafo 2\u00b0. En los \u00a0contratos de exportaci\u00f3n que se suscriban con posterioridad a la entrada en \u00a0vigencia del presente decreto se deber\u00e1n especificar expl\u00edcitamente aquellos \u00a0costos que se eviten como resultado de la eventual interrupci\u00f3n de la \u00a0exportaci\u00f3n, con el objeto de viabilizar la aplicaci\u00f3n de lo dispuesto en el \u00a0literal c) del presente art\u00edculo. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Art\u00edculo 27. Importaciones de gas natural. Los \u00a0agentes que est\u00e9n interesados en importar gas natural, ya sea a trav\u00e9s de \u00a0gasoductos o como gas natural licuado o gas natural comprimido, deber\u00e1n \u00a0informarlo al Ministerio de Minas y Energ\u00eda indicando la motivaci\u00f3n para \u00a0desarrollar el proyecto y el destino previsto de las importaciones, sea este el \u00a0abastecimiento de la demanda interna, el abastecimiento de Usuarios No \u00a0Regulados del Sector No Termoel\u00e9ctrico o el abastecimiento de demanda externa. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Par\u00e1grafo 1\u00b0. Podr\u00e1n \u00a0ser propietarios y\/u Operadores de Plantas de Regasificaci\u00f3n, gasoductos de \u00a0importaci\u00f3n y, en general, de instalaciones de importaci\u00f3n, cuya construcci\u00f3n \u00a0sea definida por los agentes interesados, todos los agentes que act\u00faan en el \u00a0sector de gas natural o agentes independientes. En el caso de los agentes \u00a0sectoriales, la Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de Energ\u00eda y Gas (CREG) \u00a0evaluar\u00e1 la necesidad de obligar a la empresa de que se trate a tener objeto \u00a0exclusivo, en los t\u00e9rminos del art\u00edculo 18 de la Ley 142 de 1994. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Par\u00e1grafo 2\u00b0. Los \u00a0costos de los proyectos a los que se refiere el presente art\u00edculo deber\u00e1n ser \u00a0asumidos por el agente interesado en la importaci\u00f3n. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Par\u00e1grafo 3\u00b0. El gas que \u00a0se importe con destino al abastecimiento de la demanda interna deber\u00e1 \u00a0realizarse a trav\u00e9s de las subastas establecidas en el art\u00edculo 2\u00b0 del presente \u00a0decreto. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
El gas que se importe \u00a0con destino al abastecimiento de la demanda de usuarios no regulados o con \u00a0destino al abastecimiento de demanda externa no estar\u00e1 sujeto a las subastas \u00a0establecidas en el art\u00edculo 2\u00b0 del presente decreto. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Par\u00e1grafo 4\u00b0. En \u00a0materia de acceso a las instalaciones de importaci\u00f3n, el agente interesado en \u00a0la misma queda sujeto a lo dispuesto en el art\u00edculo 10 del Decreto 3428 de 2003. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Par\u00e1grafo 5\u00b0. Se \u00a0except\u00faan de los procedimientos y las obligaciones establecidas en el presente \u00a0art\u00edculo, as\u00ed como lo dispuesto en el par\u00e1grafo 2\u00b0 del mismo, los proyectos de \u00a0importaci\u00f3n cuya construcci\u00f3n haya sido definida centralizadamente por parte de \u00a0las autoridades sectoriales y cuyos costos sean trasladados regulatoriamente \u00a0a los usuarios finales del servicio a trav\u00e9s de cargos imputados a los \u00a0segmentos monopol\u00edsticos de la cadena de prestaci\u00f3n del servicio. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Art\u00edculo 28. Estatuto de Racionamiento. Cuando el \u00a0Ministerio de Minas y Energ\u00eda considere que se encuentran operativas y en \u00a0funcionamiento las disposiciones establecidas en el presente decreto, ajustar\u00e1 \u00a0la normatividad que se encuentre vigente en desarrollo de lo establecido en el \u00a0art\u00edculo 16 de la Ley 401 de 1997, \u00a0armoniz\u00e1ndolas con lo previsto en este decreto. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Art\u00edculo 29. Modificado por el Decreto 2807 de 2010, \u00a0art\u00edculo 10. Modificaciones y \u00a0Derogatorias. En virtud del presente Decreto se modifica el Par\u00e1grafo 1 del \u00a0Art\u00edculo 2 del Decreto 1514 de 2010 y se derogan \u00a0el art\u00edculo 4\u00b0 del Decreto 2687 de 2008 y el art\u00edculo \u00a05\u00b0 del Decreto 4670 de 2008: los \u00a0art\u00edculos 9\u00b0 y 11 del Decreto 2687 de 2010, (sic, debe ser Decreto 2687 de 2008), \u00a0una vez expedida por la Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de Energ\u00eda y Gas (CREG) la regulaci\u00f3n de las subastas de que trata el art\u00edculo \u00a02\u00b0 del presente Decreto, se derogan los art\u00edculos 6\u00b0, 7\u00b0 y 8\u00b0 del Decreto 2687 de 2008 y los art\u00edculos \u00a01\u00b0 y 2\u00b0 del Decreto 4670 de 2008; una vez el \u00a0Ministerio de Minas y Energ\u00eda modifique la Resoluci\u00f3n 18 2349 de 2009 por la \u00a0cual se establecen los procedimientos generales para el c\u00e1lculo y determinaci\u00f3n \u00a0del Factor R\/P de Referencia y se establezca la metodolog\u00eda de c\u00e1lculo del \u00a0Factor R\/P de que trata el Literal b) del Literal, quedando derogado el art\u00edculo \u00a013 del Decreto 2687 de 2008; y dem\u00e1s \u00a0normas que sean contrarias al presente Decreto. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Texto inicial del \u00a0art\u00edculo 29.: \u201cModificaciones y \u00a0derogatorias. En virtud del presente decreto se modifica el par\u00e1grafo 1\u00b0 \u00a0del art\u00edculo 2\u00b0 del Decreto 1514 de 2010 \u00a0y se \u00a0derogan el art\u00edculo 4\u00b0 y el par\u00e1grafo del art\u00edculo 13 del Decreto 2687 de 2008 \u00a0y el \u00a0art\u00edculo 5\u00b0 del Decreto 4670 de 2008. \u00a0Una vez \u00a0expedida por la Comisi\u00f3n de Regulaci\u00f3n de Energ\u00eda y Gas (CREG) \u00a0la regulaci\u00f3n de las subastas de que trata el art\u00edculo 2\u00b0 presente decreto, se \u00a0derogan los art\u00edculos 6\u00b0, 7\u00b0 y 8\u00b0 del Decreto 2687 de 2008 \u00a0y los \u00a0art\u00edculos 1\u00b0 y 2\u00b0 del Decreto 4670 de 2008; y dem\u00e1s normas que \u00a0sean contrarias al presente decreto.\u201d. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Art\u00edculo 30. El \u00a0presente decreto rige a partir de la fecha de su publicaci\u00f3n. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Publ\u00edquese y c\u00famplase. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Dado en Bogot\u00e1, D. C., \u00a0a 29 de julio de 2010. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
\u00c1LVARO URIBE V\u00c9LEZ \u00a0 \u00a0<\/p>\n
El Ministro de Minas y \u00a0Energ\u00eda, \u00a0 \u00a0<\/p>\n
Hern\u00e1n \u00a0Mart\u00ednez Torres. \u00a0 \u00a0<\/p>\n
\u00a0 \u00a0 \u00a0 \u00a0 \u00a0 \u00a0 \u00a0 \u00a0<\/p>\n
<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"
DECRETO 2730 DE 2010 \u00a0 \u00a0\u00a0 (julio 29) \u00a0 \u00a0 D.O. \u00a047.785, julio 29 de 2010 \u00a0 \u00a0 por el cual se establecen instrumentos para \u00a0asegurar el abastecimiento nacional de gas natural y se dictan otras \u00a0disposiciones. \u00a0 \u00a0 Nota 1: Derogado por el Decreto 2100 de 2011, \u00a0art\u00edculo 33. \u00a0 \u00a0 Nota 2: Modificado […]<\/p>\n","protected":false},"author":1,"featured_media":0,"comment_status":"open","ping_status":"open","sticky":false,"template":"","format":"standard","meta":{"footnotes":""},"categories":[65],"tags":[],"class_list":["post-42887","post","type-post","status-publish","format-standard","hentry","category-decretos-2010"],"_links":{"self":[{"href":"https:\/\/www.dmsjuridica.com\/buscador_20179478954\/legislacion\/decretos\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/42887","targetHints":{"allow":["GET"]}}],"collection":[{"href":"https:\/\/www.dmsjuridica.com\/buscador_20179478954\/legislacion\/decretos\/wp-json\/wp\/v2\/posts"}],"about":[{"href":"https:\/\/www.dmsjuridica.com\/buscador_20179478954\/legislacion\/decretos\/wp-json\/wp\/v2\/types\/post"}],"author":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/www.dmsjuridica.com\/buscador_20179478954\/legislacion\/decretos\/wp-json\/wp\/v2\/users\/1"}],"replies":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/www.dmsjuridica.com\/buscador_20179478954\/legislacion\/decretos\/wp-json\/wp\/v2\/comments?post=42887"}],"version-history":[{"count":0,"href":"https:\/\/www.dmsjuridica.com\/buscador_20179478954\/legislacion\/decretos\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/42887\/revisions"}],"wp:attachment":[{"href":"https:\/\/www.dmsjuridica.com\/buscador_20179478954\/legislacion\/decretos\/wp-json\/wp\/v2\/media?parent=42887"}],"wp:term":[{"taxonomy":"category","embeddable":true,"href":"https:\/\/www.dmsjuridica.com\/buscador_20179478954\/legislacion\/decretos\/wp-json\/wp\/v2\/categories?post=42887"},{"taxonomy":"post_tag","embeddable":true,"href":"https:\/\/www.dmsjuridica.com\/buscador_20179478954\/legislacion\/decretos\/wp-json\/wp\/v2\/tags?post=42887"}],"curies":[{"name":"wp","href":"https:\/\/api.w.org\/{rel}","templated":true}]}}