DECRETO 1073 DE 2015
(mayo 26)
Diario Oficial No. 49.523 de 26 de mayo de 2015
MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA
Por medio del cual se expide el Decreto Único Reglamentario del Sector Administrativo de Minas y Energía.
EL PRESIDENTE DE LA REPÚBLICA DE COLOMBIA,
en desarrollo de la facultad contenida en el numeral 11 del artículo 189 de la Constitución Política, y
CONSIDERANDO:
Que la producción normativa ocupa un espacio central en la implementación de políticas públicas, siendo el medio a través del cual se estructuran los instrumentos jurídicos que materializan en gran parte las decisiones del Estado.
Que la racionalización y simplificación del ordenamiento jurídico es una de las principales herramientas para asegurar la eficiencia económica y social del sistema legal y para afianzar la seguridad jurídica.
Que constituye una política pública gubernamental la simplificación y compilación orgánica del sistema nacional regulatorio.
Que la facultad reglamentaria incluye la posibilidad de compilar normas de la misma naturaleza.
Que por tratarse de un decreto compilatorio de normas reglamentarias preexistentes, las mismas no requieren de consulta previa alguna, dado que las normas fuente cumplieron al momento de su expedición con las regulaciones vigentes sobre la materia.
Que la tarea de compilar y racionalizar las normas de carácter reglamentario implica, en algunos casos, la simple actualización de la normativa compilada, para que se ajuste a la realidad institucional y a la normativa vigente, lo cual conlleva, en aspectos puntuales, el ejercicio formal de la facultad reglamentaria.
Que en virtud de sus características propias, el contenido material de este decreto guarda correspondencia con el de los decretos compilados; en consecuencia, no puede predicarse el decaimiento de las resoluciones, las circulares y demás actos administrativos expedidos por distintas autoridades administrativas con fundamento en las facultades derivadas de los decretos compilados.
Que la compilación de que trata el presente decreto se contrae a la normatividad vigente al momento de su expedición, sin perjuicio de los efectos ultractivos de disposiciones derogadas a la fecha, de conformidad con el artículo 38 de la Ley 153 de 1887.
Que por cuanto este decreto constituye un ejercicio de compilación de reglamentaciones preexistentes, los considerandos de los decretos fuente se entienden incorporados a su texto, aunque no se transcriban, para lo cual en cada artículo se indica el origen del mismo.
Que las normas que integran el Libro 1 de este Decreto no tienen naturaleza reglamentaria, como quiera que se limitan a describir la estructura general administrativa del sector.
Que durante el trabajo compilatorio recogido en este Decreto, el Gobierno verificó que ninguna norma compilada hubiera sido objeto de declaración de nulidad o de suspensión provisional, acudiendo para ello a la información suministrada por la Relatoría y la Secretaría General del Consejo de Estado.
Que con el objetivo de compilar y racionalizar las normas de carácter reglamentario que rigen en el sector y contar con un instrumento jurídico único para el mismo, se hace necesario expedir el presente decreto Reglamentario Único Sectorial.
Por lo anteriormente expuesto,
DECRETA.
ESTRUCTURA DEL SECTOR MINERO ENERGÉTICO.
SECTOR CENTRAL.
CABEZA DEL SECTOR.
ARTÍCULO 1.1.1.1. MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA.
ARTÍCULO 1.1.1.1.1. OBJETIVO. El Ministerio de Minas y Energía tiene como objetivo formular, adoptar, dirigir y coordinar las políticas, planes y programas del Sector de Minas y Energía.
(Decreto 381 de 2012, artículo 1o)
SECTOR DESCENTRALIZADO.
ENTIDADES ADSCRITAS.
ARTÍCULO 1.2.1.1. AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS (ANH).
ARTÍCULO 1.2.1.1.1. OBJETIVO. La Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, tiene como objetivo administrar integralmente las reservas y recursos hidrocarburíferos de propiedad de la Nación; promover el aprovechamiento óptimo y sostenible de los recursos hidrocarburíferos y contribuir a la seguridad energética nacional.
(Decreto 4137 de 2011, artículo 3o)
ARTÍCULO 1.2.1.1.3. AGENCIA NACIONAL DE MINERÍA (ANM).
ARTÍCULO 1.2.1.1.3.1. OBJETO. El objeto de la Agencia Nacional de Minería, ANM, es administrar integralmente los recursos minerales de propiedad del Estado, promover el aprovechamiento óptimo y sostenible de los recursos mineros de conformidad con las normas pertinentes y en coordinación con las autoridades ambientales en los temas que lo requieran, lo mismo que hacer seguimiento a los títulos de propiedad privada del subsuelo cuando le sea delegada esta función por el Ministerio de Minas y Energía de conformidad con la ley.
(Decreto 4134 de 2011, artículo 3o)
ARTÍCULO 1.2.1.1.4. COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA, GAS Y COMBUSTIBLES (CREG).
ARTÍCULO 1.2.1.1.3.1.1. OBJETO. La Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, tiene por objeto regular los monopolios en la prestación de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible, cuando la competencia no sea, de hecho, posible; y, en los demás casos, la de promover la competencia entre quienes presten servicios públicos, para que las operaciones de los monopolistas o de los competidores sean económicamente eficientes, no impliquen abusos de la posición dominante, y produzcan servicios de calidad. Igualmente tiene por objeto expedir la regulación económica para las actividades de la cadena de combustibles líquidos derivados de hidrocarburos, en los términos y condiciones señalados en la Ley.
(Decreto 1260 de 2013, artículo 2o)
ARTÍCULO 1.2.1.1.5.1. OBJETO. El Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas para las Zonas no Interconectadas, IPSE, tendrá por objeto identificar, promover, fomentar, desarrollar e implementar soluciones energéticas mediante esquemas empresariales eficientes, viables financieramente y sostenibles en el largo plazo, procurando la satisfacción de las necesidades energéticas de las Zonas no Interconectadas, ZNI, apoyando técnicamente a las entidades definidas por el Ministerio de Minas y Energía.
(Decreto 257 de 2004, artículo 4o)
ARTÍCULO 1.2.1.1.6. SERVICIO GEOLÓGICO COLOMBIANO.
ARTÍCULO 1.2.1.1.6.1. OBJETO. Como consecuencia del cambio de naturaleza, el Servicio Geológico Colombiano tiene como objeto realizar la investigación científica básica y aplicada del potencial de recursos del subsuelo; adelantar el seguimiento y monitoreo de amenazas de origen geológico; administrar la información del subsuelo; garantizar la gestión segura de los materiales nucleares y radiactivos en el país; coordinar proyectos de investigación nuclear, con las limitaciones del artículo 81 de la Constitución Política, y el manejo y la utilización del reactor nuclear de la Nación.
(Decreto 4131 de 2011, artículo 3o)
ARTÍCULO 1.2.1.1.7. UNIDAD DE PLANEACIÓN MINERO ENERGÉTICA (UPME).
ARTÍCULO 1.2.1.1.7. OBJETO. La Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), tendrá por objeto planear en forma integral, indicativa, permanente y coordinada con los agentes del sector minero energético, el desarrollo y aprovechamiento de los recursos mineros y energéticos; producir y divulgar la información requerida para la formulación de política y toma de decisiones; y apoyar al Ministerio de Minas y Energía en el logro de sus objetivos y metas.
(Decreto 1258 de 2013, artículo 3o)
ENTIDADES VINCULADAS.
ARTÍCULO 1.1.2 2.1. ECOPETROL S. A.
ARTÍCULO 1.1.2.2.2. INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA S. A. E.S.P. - ISA S.A E.S.P.
ARTÍCULO 1.1.2.2.3. ISAGEN S. A. E.S.P.
ARTÍCULO 1.1.2.2.4. ELECTRIFICADORA DEL HUILA S. A. E.S.P - ELECTROHUILA S. A. E.S.P.
ARTÍCULO 1.1.2.2.5. ELECTRIFICADORA DEL CAQUETÁ S. A. E.S.P - ELECTROCAQUETÁ S. A. E.S.P.
ARTÍCULO 1.1.2.2.6. ELECTRIFICADORA DEL META S.A E.S.P - EMSA S. A. ESP.
ARTÍCULO 1.1.2.2.7. CENTRALES ELÉCTRICAS DEL CAUCA S. A. E.S.P - CEDELCA S. A. ESP.
ARTÍCULO 1.1.2.2.8. CENTRALES ELÉCTRICAS DE NARIÑO S. A. E.S.P. - CEDENAR S. A. E.S.P.
ARTÍCULO 1.1.2.2.9. EMPRESA DISTRIBUIDORA DEL PACÍFICO S. A. E.S.P - DISPAC S. A. ESP.
ARTÍCULO 1.1.2.2.10. EMPRESA MULTIPROPÓSITO URRÁ S. A. E.S.P. - URRÁ S. A. E.S.P.
ARTÍCULO 1.1.2.2.13. GESTIÓN ENERGÉTICA S. A. E.S.P. - GENSA S. A. ESP.
ARTÍCULO 1.1.2.2.14. EMPRESA DE ENERGÍA DEL AMAZONAS S.A. E.S.P. - EEASA ESP.
RÉGIMEN REGLAMENTARIO DEL SECTOR MINERO ENERGÉTICO.
DISPOSICIONES GENERALES.
OBJETO Y ÁMBITO DE APLICACIÓN.
ARTÍCULO 2.1.1.1. OBJETO. El objeto de este decreto es compilar la normatividad vigente expedida por el Gobierno Nacional mediante las facultades reglamentarias conferidas por el numeral 11 del artículo 189 de la Constitución Política al Presidente de la República para para la cumplida ejecución de las leyes.
ARTÍCULO 2.1.1.2. ÁMBITO DE APLICACIÓN. El presente decreto aplica a las entidades del sector Minero Energético y rige en todo el territorio nacional.
REGLAMENTACIONES.
DEL SECTOR DE HIDROCARBUROS.
ACTIVIDADES.
EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS.
ARTÍCULO 2.2.1.1.1.1. DEFINICIÓN DE YACIMIENTOS NO CONVENCIONALES. Para los efectos de la presente Sección se entenderá por yacimiento no convencional la formación rocosa con baja permeabilidad primaria a la que se le debe realizar estimulación para mejorar las condiciones de movilidad y recobro de hidrocarburos.
PARÁGRAFO. Los yacimientos no convencionales incluyen gas y petróleo en arenas y carbonatos apretados, gas metano asociado a mantos de carbón (CBM), gas y petróleo de lutitas (shale), hidratos de metano y arenas bituminosas.
(Decreto 3004 de 2013, artículo 1o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.1.2. COMPETENCIA DEL MINISTERIO PARA REGLAMENTAR LAS ACTIVIDADES DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE YACIMIENTOS NO CONVENCIONALES. Dentro del término de seis (6) meses contados a partir del 26 de diciembre de 2013, el Ministerio de Minas y Energía, de acuerdo con sus competencias, expedirá las normas técnicas y procedimientos en materia de integridad de pozos, estimulación hidráulica, inyección de agua de producción, fluidos de retorno y sobre otras materias técnicas asociadas a la exploración y explotación de los yacimientos no convencionales, para adelantar actividades de exploración y explotación de hidrocarburos en los citados yacimientos, a excepción de las arenas bituminosas e hidratos de metano.
PARÁGRAFO. Las normas que expida el Ministerio de Minas y Energía deberán ser observadas sin perjuicio del cumplimiento de las obligaciones de carácter ambiental establecidas por las autoridades competentes.
(Decreto 3004 de 2013, artículo 2o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.1.3. NOTIFICACIONES ORGANIZACIÓN MUNDIAL DEL COMERCIO. Para efectos de la expedición de la reglamentación de que trata el artículo precedente, el Ministerio de Minas y Energía deberá adelantar previamente las notificaciones correspondientes a la Organización Mundial del Comercio (OMC), en cumplimiento de lo establecido en el Acuerdo sobre Obstáculos Técnicos al Comercio (OTC).
(Decreto 3004 de 2013, artículo 3o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.1.4. ACUERDOS OPERACIONALES E INTERVENCIÓN DEL MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA. El Ministerio de Minas y Energía, dentro del término de veinticuatro (24) meses contados a partir del 26 de diciembre de 2013, revisará y ajustará las normas que establecen el procedimiento, términos y condiciones que deberán observar los titulares mineros y los contratistas de hidrocarburos para llevar a cabo acuerdos operacionales ante la existencia de superposición parcial o total en las actividades de exploración y explotación de recursos naturales no renovables de manera concurrente, así como la intervención de la citada Entidad en estos eventos. En consecuencia, hasta tanto se expida la normatividad pertinente continuarán siendo aplicables las disposiciones que regulan los mencionados procedimientos.
(Decreto 3004 de 2013, artículo 4o, modificado por el Decreto 2638 artículo 1o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.1.5. ESTÁNDARES Y NORMAS PARA LA EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE LOS YACIMIENTOS CONVENCIONALES CONTINENTALES Y COSTA AFUERA. Las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos en yacimientos convencionales continentales y costa afuera deberán observar los estándares y normas técnicas nacionales e internacionales y especialmente las recomendadas por el AGA, API, ASTM, NFPA, NTCICONTEC, RETIE o aquellas que las modifiquen o sustituyan.
(Decreto 1616 de 2014, artículo 1o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.1.6. OTRAS DISPOSICIONES APLICABLES A LA EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE YACIMIENTOS CONVENCIONALES CONTINENTALES Y COSTA AFUERA. Las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos en yacimientos convencionales continentales y costa afuera se encuentran sujetas a las disposiciones relativas a la protección de los recursos naturales, del medioambiente, de salubridad y de seguridad industrial, así como el Convenio 174 de la OIT y todos aquellos que los modifiquen.
(Decreto 1616 de 2014, artículo 2o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.1.7. COMPETENCIA DEL MINISTERIO PARA DESARROLLAR Y AJUSTAR LAS ACTIVIDADES DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE YACIMIENTOS CONVENCIONALES CONTINENTALES Y COSTA AFUERA. Dentro del término de doce (12) meses contados a partir del 28 de agosto de 2014, el Ministerio de Minas y Energía de acuerdo con sus competencias, revisará, ajustará y/o expedirá las normas técnicas y procedimientos que en materia de exploración y explotación de hidrocarburos en yacimientos convencionales continentales y costa afuera (en aguas someras, profundas y ultraprofundas), deberán observar los operadores de bloques autorizados por la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) y demás contratos vigentes o aquellos que se suscriban, aplicando las mejores prácticas y teniendo en cuenta los aspectos técnicos, operativos, ambientales y administrativos.
PARÁGRAFO. Las normas que expida el Ministerio de Minas y Energía deberán ser observadas sin perjuicio del cumplimiento de las obligaciones de carácter ambiental establecidas por las autoridades competentes.
(Decreto 1616 de 2014, artículo 3o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.1.8. NOTIFICACIONES A LA ORGANIZACIÓN MUNDIAL DEL COMERCIO. Para efectos de la expedición de la reglamentación de que trata el artículo precedente, el Ministerio de Minas y Energía deberá adelantar previamente las notificaciones correspondientes a la Organización Mundial del Comercio (OMC), en cumplimiento de lo establecido en el Acuerdo sobre Obstáculos Técnicos al Comercio (OTC)
(Decreto 1616 de 2014, artículo 4o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.1.9. USOS DEL PETRÓLEO CRUDO Y/O SUS MEZCLAS. A partir del primero de febrero de 2004 y con criterios de autoabastecimiento energético y de uso racional y eficiente de la energía, el petróleo crudo y/o sus mezclas que se explote en el territorio nacional y que se destine para consumo interno, solamente podrá ser utilizado para refinación.
PARÁGRAFO 1o. Los refinadores comprarán el petróleo crudo y/o sus mezclas que se explote en el territorio nacional y que se destine para consumo interno, a precios de referencia internacional acordados entre las partes.
PARÁGRAFO 2o. La restricción señalada en el presente artículo no aplica para crudos y/o mezclas de crudos con calidad igual o inferior a 14 grados API, excepto en lo relacionado con el contenido de azufre de que trata el Decreto Reglamentario Único del Sector Ambiente, sección de las emisiones contaminantes, o la norma que lo aclare, modifique o derogue.
No obstante lo anterior, toda persona natural o jurídica que se encuentre interesada en la comercialización de dicho crudo y/o las mezclas que lo contengan, deberá solicitar autorización al Ministerio de Minas y Energía y cumplir respecto de su almacenamiento, manejo y distribución, las disposiciones contenidas en la sección -Distribución de combustibles del presente decreto, o las normas que los aclaren, modifiquen o deroguen.
La autorización mencionada en el inciso anterior deberá solicitarse a la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía, dentro de los dos (2) meses siguientes al 25 de enero de 2005 y debe contener tanto la información establecida en las normas reglamentarias, como la relacionada con la calidad, proceso de mezcla, procedencia y destino de los productos a comercializar.
El Ministerio de Minas y Energía revisará la documentación presentada, inspeccionará las instalaciones y se pronunciará dentro de los treinta (30) días siguientes al recibo de la solicitud. En caso de que dicho Ministerio formule observaciones relacionadas con:
i) Adecuación de las instalaciones a lo exigido en las normas técnicas;
ii) Incumplimiento a lo establecido en los Planes de Ordenamiento Territorial (POT) del respectivo municipio;
iii) Incumplimiento de distancias de seguridad con respecto a sitios de alta densidad poblacional; el interesado deberá ejecutar las obras necesarias tendientes a la adecuación de las instalaciones o al traslado de las mismas, según corresponda. En ningún caso, el cronograma de actividades necesarias para la terminación de las obras o traslado de las instalaciones podrá ser superior a doce (12) meses, contados a partir del 25 de enero de 2005.
Los interesados que dentro de los dos (2) meses señalados en el inciso tercero del presente parágrafo soliciten la autorización, podrán continuar desarrollando sus actividades por el término de doce (12) meses contados a partir del 25 de enero de 2005, observando las medidas de seguridad y calidad que amerita la comercialización del producto, al igual que las disposiciones establecidas respecto del suministro y porte de la guía única de transporte de que habla el parágrafo 3o del presente artículo.
Quienes dentro de los términos previstos en el presente artículo no tramiten la autorización respectiva ante la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía, o no culminen las obras de adecuación o el traslado de las instalaciones exigidas, deberán suspender inmediatamente sus actividades hasta tanto obtengan la respectiva autorización.
Las personas que infrinjan el presente decreto y las demás normas sobre el funcionamiento del servicio público de distribución, transporte y almacenamiento de crudo de calidad igual o inferior a 14 grados API y/o las mezclas que los contengan, estarán sujetos a la imposición, por parte del Ministerio de Minas y Energía, de las siguientes sanciones de conformidad con la naturaleza, efectos, modalidades y gravedad del hecho: Amonestación, multa, suspensión del servicio y cancelación de la autorización, de acuerdo con lo establecido en la sección Sanciones del presente Título o en las normas que lo modifiquen, adicionen o deroguen.
PARÁGRAFO 3o. Las personas naturales o jurídicas que produzcan y/o comercialicen crudo de calidad igual o inferior a 14 grados API y/o las mezclas que lo contengan deberán entregar diligenciada la guía única de transporte en los términos establecidos en el presente decreto, o las normas que lo modifiquen, adicionen o deroguen, al transportador y por intermedio de este al distribuidor mayorista o al usuario final, según corresponda, al momento de la entrega del producto.
Una vez vencidos los plazos y/o condiciones señalados en el parágrafo 2o del presente artículo, solo podrán entregar la guía única de transporte aquellos agentes debidamente habilitados para el efecto por el Ministerio de Minas y Energía-Dirección de Hidrocarburos
(Decreto 3683 de 2003, artículo 23, parágrafos 2o y 3 modificados por el Decreto 139 de 2005, arts. 1o y 2o respectivamente.)
VALORACIÓN Y CONTABILIZACIÓN DE LAS RESERVAS DE HIDROCARBUROS.
ARTÍCULO 2.2.1.1.1.1.1.1. DEFINICIONES. Para efectos de lo dispuesto en la presente subsección, se adoptarán las siguientes definiciones:
Razonable certeza: Cuando mediante el uso de procedimientos determinísticos o probabilísticos, existe un alto grado de certidumbre o al menos un 90% de probabilidad de recuperación de los volúmenes estimados.
Reservas de hidrocarburos: Reservas de crudo y gas que incluyen tanto los volúmenes de reservas probadas como las reservas no probadas.
Reservas probadas: Cantidades de hidrocarburos que, de acuerdo con el análisis de la información geológica y de ingeniería, se estiman, con razonable certeza, podrán ser comercialmente recuperadas, a partir de una fecha dada, desde acumulaciones conocidas y bajo las condiciones económicas operacionales y regulaciones gubernamentales existentes. Estas pueden clasificarse en reservas probadas desarrolladas y reservas probadas no desarrolladas. En general, las acumulaciones de hidrocarburos en cantidades determinadas se consideran reservas probadas a partir de la declaración de comercialidad.
Reservas probadas desarrolladas: Volúmenes a recuperar a partir de pozos, facilidades de producción y métodos operacionales existentes.
Reservas probadas no desarrolladas: Volúmenes que se espera recuperar a partir de nuevos pozos en áreas no perforadas, por la profundización de pozos existentes hacia yacimientos diferentes, o como consecuencia del desarrollo de nuevas tecnologías.
Reservas no probadas: Volúmenes calculados a partir de información geológica e ingeniería disponible, similar a la utilizada en la cuantificación de las reservas probadas; sin embargo, la incertidumbre técnica, económica o de otra naturaleza, no permite clasificarlas como probadas.
WTI: Mezcla de crudos producidos en los estados de Texas, Oklahoma y Nuevo México Estados Unidos conocida con el nombre de WTI, o West Texas Intermediate, y utilizada en el mercado internacional del petróleo como un crudo de referencia.
(Decreto 727 de 2007, artículo 1o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.1.1.1.2. REGISTRO DE LAS RESERVAS EN EL BALANCE DE LA NACIÓN. El valor de las reservas probadas de hidrocarburos de propiedad de la Nación deberá revelarse en el Balance General de la Nación, a través del Ministerio de Minas y Energía, tomando como método de valoración el definido en el artículo siguiente.
(Decreto 727 de 2007, artículo 2o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.1.1.1.3. MÉTODO DE VALORACIÓN DE LAS RESERVAS DE HIDROCARBUROS DE PROPIEDAD DE LA NACIÓN. El valor presente neto de las reservas de hidrocarburos de propiedad de la Nación será igual al valor presente de las regalías y las participaciones en producción a favor de la Agencia Nacional de Hidrocarburos previstas en los contratos correspondientes. Para este efecto, el Ministerio de Minas y Energía seguirá el siguiente procedimiento:
1. Se tendrá en cuenta para el cálculo, las reservas probadas del país;
2. Se calculará el valor presente de las regalías y las participaciones en producción a favor de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, con base en el pronóstico de producción de cada campo, de conformidad con las normas legales y contractuales aplicables a cada caso, los precios proyectados de regalías y participaciones en producción a favor de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, según corresponda.
3. El precio unitario de las regalías y de las participaciones en producción a favor de la Agencia Nacional de Hidrocarburos previstas en los contratos correspondientes, se calculará al finalizar cada año con base en el pronóstico de cada campo y de acuerdo con las proyecciones de los precios de mercado y los ajustes a que haya lugar. Dichos precios serán calculados por el Ministerio de Minas y Energía y serán la base para la valoración de las reservas durante el año siguiente;
4. La tasa de descuento a utilizar será establecida por el Ministerio de Hacienda y Crédito Público;
5. Los flujos se proyectarán en dólares de los Estados Unidos de América.
PARÁGRAFO TRANSITORIO. Para el año 2007, Ecopetrol S.A. suministrará al Ministerio de Minas y Energía, dentro los 15 días siguientes al 7 de marzo de 2007, el volumen de las reservas de las cuales son titulares de los derechos de producción dicha entidad y sus socios. Adicionalmente, Ecopetrol S.A. o quien haga sus veces realizará el cálculo del valor presente de dichas reservas y de aquellas en cabeza de la Agencia Nacional de Hidrocarburos - ANH de acuerdo con la información que esta suministre, aplicando la metodología establecida en la presente subsección.
PARÁGRAFO TRANSITORIO NÚMERO 2o. Para el año 2008, Ecopetrol S. A. o quien haga sus veces suministrará al Ministerio de Minas y Energía, dentro de los veinte (20) días siguientes al 30 de julio de 2008, el volumen de las reservas de las cuales son titulares de los derechos de producción dicha entidad y sus socios. En el mismo término, Ecopetrol S. A. o quien haga sus veces realizará el cálculo del valor presente de dichas reservas y de aquellas en cabeza de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, de acuerdo con la información que esta suministre, aplicando la metodología establecida en la presente subsección.
(Decreto 727 de 2007, artículo 3o, parágrafo transitorio numero 2o adicionado por el Decreto 2767 de 2008, artículo 1o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.1.1.1.4. ENVÍO DE INFORMACIÓN AL MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA. Envío de información al Ministerio de Minas y Energía. A partir del año 2009, la Agencia Nacional de Hidrocarburos ANH deberá enviar al Ministerio de Minas y Energía, dentro de los ciento veinte (120) días calendario posteriores al inicio de cada año, la información correspondiente a los volúmenes de las reservas probadas de hidrocarburos de propiedad de la Nación y el pronóstico de producción por cada campo, con el fin de que el Ministerio de Minas y Energía calcule y registre el valor de las reservas probadas de hidrocarburos de propiedad de la Nación.
PARÁGRAFO 1o. La Agencia Nacional de Hidrocarburos, como administrador integral de los recursos hidrocarburíferos de la Nación, reglamentará la forma, contenido, plazos, métodos de valoración, etc. en que las compañías de exploración y producción de hidrocarburos presentes en el país, deberán suministrarle la información correspondiente a las reservas de hidrocarburos del país.
PARÁGRAFO 2o. En el evento que el la función de control de la producción de hidrocarburos sea asignada a otra entidad, esta deberá enviarle mensualmente al Ministerio de Minas y Energía, dentro de los veinticinco (25) días hábiles siguientes a la terminación de un mes calendario, la información correspondiente a los volúmenes producidos de las reservas probadas de hidrocarburos de propiedad de la Nación.
(Decreto 727 de 2007, artículo 4o, inciso primero modificado por el Decreto 2767 de 2008, artículo 2o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.1.1.1.5. REGISTRO DE LOS DERECHOS DE EXPLOTACIÓN O PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS DE ECOPETROL S.A. Ecopetrol S.A. o quien haga sus veces registrará el valor de los derechos de explotación o producción de hidrocarburos de los que dicha empresa era titular a la fecha de entrada en vigencia del Decreto 1760 de 2003, de las áreas correspondientes a contratos que ella hubiere celebrado o celebre con posterioridad a esta última fecha y los derechos de explotación y producción de hidrocarburos que se obtengan o le sean otorgados con posterioridad a la vigencia del Decreto 1760 de 2003. El valor de los derechos de explotación o producción se valorará de conformidad con los criterios internacionales empleados en el sector de hidrocarburos y se registrarán de acuerdo con las normas y prácticas de contabilidad que le sean aplicables.
(Decreto 727 de 2007, artículo 5o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.1.1.1.6. REGLAMENTACIÓN CONTABLE. De conformidad con lo dispuesto por el Decreto 143 de 2004, el Contador General de la Nación determinará el tratamiento contable a aplicar, en concordancia y desarrollo de la presente subsección.
(Decreto 727 de 2007, artículo 6o)
YACIMIENTOS UBICADOS EN DOS O MÁS ENTIDADES TERRITORIALES.
ARTÍCULO 2.2.1.1.1.1.2.1. OBJETO. <Artículo derogado por el artículo 45 del Decreto 1142 de 2021. Consultar DUR 1821 de 2020, Parte 3.1>
ARTÍCULO 2.2.1.1.1.1.2.2. DEFINICIONES. <Artículo derogado por el artículo 45 del Decreto 1142 de 2021. Consultar DUR 1821 de 2020, Parte 3.1>
ARTÍCULO 2.2.1.1.1.1.2.3. DEFINICIÓN DEL ÁREA DE YACIMIENTOS MINEROS. <Artículo derogado por el artículo 45 del Decreto 1142 de 2021. Consultar DUR 1821 de 2020, Parte 3.1>
ARTÍCULO 2.2.1.1.1.1.2.4. REPORTE DE INFORMACIÓN SOBRE PRODUCCIÓN MINERA. <Artículo derogado por el artículo 45 del Decreto 1142 de 2021. Consultar DUR 1821 de 2020, Parte 3.1>
ARTÍCULO 2.2.1.1.1.1.2.5. MECANISMO PARA DEFINIR EL PORCENTAJE DE PARTICIPACIÓN EN YACIMIENTOS MINEROS. <Artículo derogado por el artículo 45 del Decreto 1142 de 2021. Consultar DUR 1821 de 2020, Parte 3.1>
ARTÍCULO 2.2.1.1.1.1.2.6. DEFINICIÓN DEL ÁREA DEL YACIMIENTO DE HIDROCARBUROS. <Artículo derogado por el artículo 45 del Decreto 1142 de 2021. Consultar DUR 1821 de 2020, Parte 3.1>
ARTÍCULO 2.2.1.1.1.1.2.7. MECANISMO PARA DEFINIR EL PORCENTAJE DE PARTICIPACIÓN EN YACIMIENTOS DE HIDROCARBUROS. <Artículo derogado por el artículo 45 del Decreto 1142 de 2021. Consultar DUR 1821 de 2020, Parte 3.1>
ARTÍCULO 2.2.1.1.1.1.2.8. LÍMITES DE LAS ENTIDADES TERRITORIALES. <Artículo derogado por el artículo 45 del Decreto 1142 de 2021. Consultar DUR 1821 de 2020, Parte 3.1>
ARTÍCULO 2.2.1.1.1.1.2.9. CÁLCULO DE LA PARTICIPACIÓN EN EL YACIMIENTO MINERO Y DE HIDROCARBUROS. <Artículo derogado por el artículo 45 del Decreto 1142 de 2021. Consultar DUR 1821 de 2020, Parte 3.1>
DE LOS PROYECTOS PILOTO DE INVESTIGACIÓN INTEGRAL (PPII) SOBRE YACIMIENTOS NO CONVENCIONALES (YNC) DE HIDROCARBUROS CON LA UTILIZACIÓN DE LA TÉCNICA DE FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO MULTIETAPA CON PERFORACIÓN HORIZONTAL - FH-PH.
DISPOSICIONES GENERALES.
ARTÍCULO 2.2.1.1.1A.1.1. OBJETO. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 328 de 2020. El nuevo texto es el siguiente:> La presente Sección tiene por objeto fijar los lineamientos para adelantar los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) sobre Yacimientos No Convencionales (YNC) de hidrocarburos con la utilización de la técnica de Fracturamiento Hidráulico Multietapa con Perforación Horizontal (FH-PH).
ARTÍCULO 2.2.1.1.1A.1.2. DEFINICIONES. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 328 de 2020. El nuevo texto es el siguiente:> Para efectos de lo dispuesto en la presente Sección, se adoptarán las siguientes definiciones:
- Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII): Son procesos experimentales, científicos y técnicos, de carácter temporal, que se desarrollan en un polígono específico, y que buscan: (i) recopilar información social, ambiental, técnica, operacional y de dimensionamiento de los Yacimientos No Convencionales (YNC) que requieran el uso de la técnica de Fracturamiento Hidráulico Multietapa con Perforación Horizontal (FH-PH) para su extracción; (ii) generar conocimiento para el fortalecimiento institucional; promover la participación ciudadana, la transparencia y acceso a la información; y iii) evaluar los efectos de la técnica de Fracturamiento Hidráulico Multietapa con Perforación Horizontal (FH-PH), según las condiciones de diseño, vigilancia, monitoreo y control que se establezcan.
- Fracturamiento Hidráulico Multietapa con Perforación Horizontal (FH-PH): Técnica usada en la extracción de gas o petróleo en Yacimientos No Convencionales (YNC), como lutitas y carbonatos apretados de baja porosidad y permeabilidad, mediante la cual se inyecta en una o varias etapas, un fluido compuesto por agua, propante y aditivos a presiones controladas con el objetivo de generar canales que faciliten el flujo de los fluidos de la formación productora al pozo perforado horizontalmente. Esta técnica difiere de las técnicas utilizadas en los yacimientos convencionales en los que se utiliza el fracturamiento hidráulico y en los Yacimientos No Convencionales (YNC) de gas metano asociado a los mantos de carbón y las arenas bituminosas.
- Línea Base: Condiciones iniciales ambientales, sociales, económicas y de salud, previa a las intervenciones que se originen de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) sobre un espacio determinado.
- Líneas Base Generales: Son las líneas base que determinarán las entidades estatales en los términos del artículo 2.2.1.1.1A.2.8.
- Líneas Base Locales: Son las líneas base que deberán establecer los Contratistas de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) para solicitar la licencia ambiental.
- Tecnología de Mínimo Impacto (TMI): Es el conjunto de instrumentos, métodos y técnicas empleados durante la ejecución de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), de manera que minimice la afectación al medio ambiente y a la comunidad del área de influencia de los proyectos. La Tecnología de Mínimo Impacto (TMI) deberá ser garantizada durante todas las fases de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII).
- Yacimiento No Convencional (YNC): Son aquellos que se caracterizan por tener una baja permeabilidad primaria y que se les debe realizar estimulación para mejorar las condiciones de movilidad y recobro. Entre ellos se incluyen gas y petróleo de lutitas, carbonatos apretados, gas metano asociado a los mantos de carbón, las arenas apretadas y arenas bituminosas.
- Contratista de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII): Será la empresa o las empresas, en caso de que decidan asociarse, que suscriban un mecanismo contractual con la Agencia Nacional de Hidrocarburos para el desarrollo de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII).
DESARROLLO DE LOS PROYECTOS PILOTO DE INVESTIGACIÓN INTEGRAL PAUTAS PARA LA IMPLEMENTACIÓN.
ARTÍCULO 2.2.1.1.1A.2.1. PERSONAS JURÍDICAS QUE PODRÁN DESARROLLAR LOS PROYECTOS PILOTO DE INVESTIGACIÓN INTEGRAL (PPII). <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 328 de 2020. El nuevo texto es el siguiente:> Las personas jurídicas que deseen desarrollar los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) deberán solicitarlo a la Agencia Nacional de Hidrocarburos, para lo cual deberán cumplir con los requisitos que dicha agencia establezca para este propósito, acorde con la ubicación geográfica que determine el Ministerio de Minas y Energía. La Agencia Nacional de Hidrocarburos determinará los mecanismos contractuales o las modificaciones a los mismos, según corresponda, para el desarrollo de los mencionados proyectos.
PARÁGRAFO. Los polígonos en los cuales se desarrollarán los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) se establecerán en el mecanismo contractual que suscriban los Contratistas de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) y la Agencia Nacional de Hidrocarburos.
ARTÍCULO 2.2.1.1.1A.2.2. REQUISITOS TÉCNICOS. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 328 de 2020. El nuevo texto es el siguiente:> El Ministerio de Minas y Energía, en el marco de sus competencias, señalará los requisitos técnicos para el desarrollo de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), atendiendo a las normas internacionales para el desarrollo de hidrocarburos en Yacimientos No Convencionales (YNC) a través de la técnica Fracturamiento Hidráulico Multietapa con Perforación Horizontal (FH-PH). La perforación de pozos durante los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) deberá llevarse a cabo con Tecnologías de Mínimo Impacto (TMI).
PARÁGRAFO 1o. Los requisitos técnicos determinados por el Ministerio de Minas y Energía deberán establecer las ubicaciones donde se podrán adelantar los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) y el número de locaciones y pozos que se podrán desarrollar en cada uno de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) y lo referente a la Tecnología de Mínimo Impacto (TMI) disponibles.
PARÁGRAFO 2o. Aquellos aspectos no regulados en virtud de las normas a las que se refiere esta Subsección, se regirán por la normatividad vigente y aplicable en materia técnica.
ARTÍCULO 2.2.1.1.1A.2.3. REQUISITOS AMBIENTALES. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 328 de 2020. El nuevo texto es el siguiente:> Los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) sobre Yacimientos No Convencionales (YNC) de hidrocarburos con la utilización de la técnica de Fracturamiento Hidráulico Multietapa con Perforación Horizontal (FH-PH), estarán sujetos a la expedición de la licencia ambiental correspondiente, para lo cual el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, en el marco de sus competencias, expedirá los términos de referencia, sin perjuicio de la aplicación de los principios ambientales de que trata la Ley 99 de 1993.
La Autoridad Nacional de Licencias Ambientales, en el marco de sus competencias, deberá evaluar las solicitudes de licencia ambiental y pronunciarse sobre su otorgamiento en los plazos definidos por la normativa vigente.
PARÁGRAFO. Aquellos aspectos no regulados en virtud de las normas a las que se refiere esta Subsección, se regirán por la normatividad vigente y aplicable en materia ambiental.
ARTÍCULO 2.2.1.1.1A.2.4. AJUSTES Y FORTALECIMIENTO INSTITUCIONAL. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 328 de 2020. El nuevo texto es el siguiente:> Durante el desarrollo de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), las entidades estatales realizarán un diagnóstico de su capacidad institucional en la gestión de los mismos e identificarán los ajustes institucionales que deban realizar para el desarrollo de Yacimientos No Convencionales (YNC) a través de la técnica de Fracturamiento Hidráulico Multietapa con Perforación Horizontal (FH-PH). A su vez, cada entidad relacionada con el desarrollo de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), establecerá e implementará una línea específica de trabajo para el fortalecimiento institucional.
ETAPAS DE LOS PROYECTOS PILOTO DE INVESTIGACIÓN INTEGRAL.
ARTÍCULO 2.2.1.1.1A.2.5. ETAPAS DE LOS PROYECTOS PILOTO DE INVESTIGACIÓN INTEGRAL (PPII). Los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) se desarrollarán en 3 etapas: Etapa de Condiciones Previas, Etapa Concomitante y Etapa de Evaluación.
ARTÍCULO 2.2.1.1.1A.2.6. DURACIÓN. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 328 de 2020. El nuevo texto es el siguiente:> Esta etapa iniciará con la expedición de esta Sección y se extenderá hasta el otorgamiento de la licencia ambiental.
PARÁGRAFO. El fin de esta etapa se determinará de manera individual para cada Proyecto Piloto de Investigación Integral (PPII), de acuerdo con el momento en que obtengan la licencia ambiental.
ARTÍCULO 2.2.1.1.1A.2.7. OBJETIVO DE LA ETAPA. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 328 de 2020. El nuevo texto es el siguiente:> El objetivo de esta etapa es diagnosticar condiciones en materia social, ambiental, técnica e institucional para el desarrollo de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), previo a la perforación de los pozos.
Durante esta etapa las empresas interesadas deberán adelantar los trámites para suscribir el mecanismo contractual con la Agencia Nacional de Hidrocarburos y obtener la licencia ambiental. Esta etapa incluye la expedición de los términos de referencia generales por parte del Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible.
PARÁGRAFO 1o. La elaboración de las Líneas Base Locales estará a cargo de los Contratistas de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), de conformidad con los términos de referencia que se establezcan por el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible.
PARÁGRAFO 2o. En materia de salud, se deberán establecer las Líneas Base Generales por parte de las Secretarías de Salud de los municipios, o quien haga sus veces, en los que se desarrollen los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), en coordinación con el Ministerio de Salud y Protección Social y de acuerdo con la metodología que este defina.
ARTÍCULO 2.2.1.1.1A.2.8. DETERMINACIÓN DE LÍNEAS BASE GENERALES. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 328 de 2020. El nuevo texto es el siguiente:> Para medir los posibles impactos de las actividades relacionadas con los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), se determinarán las Líneas Base Generales en materia ambiental, de sismicidad, de salud y social. El avance de estas líneas base se publicará en el Centro de Transparencia cuando el primer Proyecto Piloto de Investigación Integral (PPII) obtenga la licencia ambiental.
Corresponde determinar las Líneas Base Generales a las entidades que se relacionan a continuación:
a) Línea Base Ambiental
- La línea base de aguas superficiales será la que determine el Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales.
- La línea base de aguas subterráneas será la que determine el Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales, con base en la información hidrogeológica que suministre el Servicio Geológico Colombiano.
- La línea base de ecosistemas y biodiversidad será la que determine el Instituto Alexander von Humboldt y el Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales.
b) Línea Base de Salud
- La línea base de salud se determinará a nivel municipal y será la que determine la Secretaría Municipal respectiva, según los lineamientos que establezca el Ministerio de Salud y Protección Social y en coordinación con este.
c) Línea Base de Sismicidad
La línea base de sismicidad será la que determine el Servicio Geológico Colombiano.
d) Línea Base Social
La línea base social será la que determine el Ministerio del Interior, en coordinación con el Ministerio de Minas y Energía y la Agencia Nacional de Hidrocarburos.
PARÁGRAFO. Cada entidad deberá determinar el alcance de la Línea Base General, en el acto administrativo que emita en desarrollo del artículo 2.2.1.1.1A.2.9.
ARTÍCULO 2.2.1.1.1A.2.9. DEFINICIÓN DE VARIABLES A MONITOREAR. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 328 de 2020. El nuevo texto es el siguiente:> Las variables a monitorear serán definidas durante la Etapa de Condiciones Previas por las siguientes entidades estatales, en el marco de sus competencias, y sin perjuicio de las funciones relacionadas y el monitoreo que debe realizar la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales en el marco de la licencia ambiental:
a) El Servicio Geológico Colombiano.
b) El Instituto Alexander von Humboldt.
c) El Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales.
d) El Ministerio de Minas y Energía.
e) El Ministerio del Interior.
f) El Ministerio de Salud y Protección Social.
PARÁGRAFO. Las entidades relacionadas en el presente artículo deberán establecer la forma y periodicidad en que se hará dicho monitoreo.
ARTÍCULO 2.2.1.1.1A.2.10. CREACIÓN DE LAS MESAS TERRITORIALES DE DIÁLOGO Y SEGUIMIENTO. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 328 de 2020. El nuevo texto es el siguiente:> Durante esta etapa se conformará para cada uno de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) una mesa de las que trata el artículo 2.2.1.1.1A.4.3. como apoyo a la Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico.
ARTÍCULO 2.2.1.1.1A.2.11. DURACIÓN. Esta etapa iniciará desde el otorgamiento de la licencia ambiental para los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) y se extenderá hasta la terminación de las actividades de la aplicación de la técnica de Fracturamiento Hidráulico Multietapa con Perforación Horizontal (FH-PH), según la definición del Ministerio de Minas y Energía.
ARTÍCULO 2.2.1.1.1A.2.12. OBJETIVO DE LA ETAPA. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 328 de 2020. El nuevo texto es el siguiente:> Desarrollar las actividades de perforación, completamiento, fracturación, estimulación, y dimensionamiento del yacimiento; y simultáneamente, revisar, gestionar y monitorear los aspectos técnicos, ambientales, de salud, sociales e institucionales.
De la misma manera, durante esta etapa se recolectará información y conocimiento para la evaluación; en particular, incluye el control y seguimiento ambiental, efectuado por parte de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales, lo cual se constituye como insumo para la Etapa de Evaluación.
ARTÍCULO 2.2.1.1.1A.2.13. MONITOREO. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 328 de 2020. El nuevo texto es el siguiente:> Las entidades estatales a las que se refiere el artículo 2.2.1.1.1A.2.9. deberán realizar el monitoreo durante la Etapa Concomitante en los términos que se establezcan en los actos administrativos que estas expidan para el efecto y deberán cumplir con el flujo de información dispuesto en el artículo 2.2.1.1.1A.3.1.
ARTÍCULO 2.2.1.1.1A.2.14. DURACIÓN. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 328 de 2020. El nuevo texto es el siguiente:> Inicia con la terminación de las actividades de la aplicación de la técnica de Fracturamiento Hidráulico Multietapa con Perforación Horizontal ( FH-PH), según la definición del Ministerio de Minas y Energía y finaliza con la publicación de los resultados de la evaluación.
ARTÍCULO 2.2.1.1.1A.2.15. OBJETIVO DE LA ETAPA. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 328 de 2020. El nuevo texto es el siguiente:> Evaluar, (i) la información generada y las necesidades de fortalecimiento institucional que resulte durante la ejecución de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII); y, (ii) los resultados de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), con el fin de determinar, desde una perspectiva general, si se cumplen las condiciones que permitan proceder con la exploración comercial en Yacimientos No Convencionales (YNC) mediante la técnica Fracturamiento Hidráulico Multietapa con Perforación Horizontal (FH-PH). Así mismo, en esta etapa se publicarán los resultados de la evaluación elaborada por el Comité Evaluador.
PARÁGRAFO 1o. En esta etapa el Comité Evaluador tendrá en cuenta el control y seguimiento de la licencia ambiental realizado por la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales y el seguimiento que efectúa la Agencia Nacional de Hidrocarburos.
PARÁGRAFO 2o. El Ministerio de Minas y Energía establecerá: (i) el término durante el cual deberá adelantarse el dimensionamiento del yacimiento para proceder a la evaluación; y (ii) la muestra de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) con la cual deberá llevarse a cabo la evaluación.
ARTÍCULO 2.2.1.1.1A.2.16. CONFORMACIÓN DEL COMITÉ EVALUADOR. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 328 de 2020. El nuevo texto es el siguiente:> El Comité Evaluador estará conformado por:
a) El Ministro de Hacienda y Crédito Público o su delegado.
b) El Ministro de Salud y Protección Social o su delegado.
c) El Ministro de Minas y Energía o su delegado.
d) El Ministro de Ambiente y Desarrollo Sostenible o su delegado.
e) Un representante experto en temas ambientales vinculado a una universidad acreditada.
f) Un representante experto en temas de hidrocarburos vinculado a una universidad acreditada o a un cuerpo técnico consultivo del Gobierno nacional.
g) Un representante de las asociaciones, corporaciones y organizaciones nacionales de la sociedad civil.
PARÁGRAFO 1o. Los miembros del Comité a los que se refieren los literales e) y f) serán designados por la comunidad académica. El miembro al que se refiere el literal g será designado por las asociaciones, corporaciones y organizaciones nacionales legalmente constituidas. El reglamento para su elección y los perfiles de los miembros a elegir será establecido por la Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico.
PARÁGRAFO 2o. Los miembros a los que se refiere los literales e), f) y g) deberán elegirse máximo dentro de los 45 días calendario siguientes de la aprobación del reglamento para su elección por parte de la Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico.
PARÁGRAFO 3o. El Comité Evaluador podrá sesionar con el resto de sus miembros en caso de que no sean elegidos dentro del plazo establecido en el Parágrafo Segundo anterior los miembros de los que tratan los literales e), f) y g).
PARÁGRAFO 4o. El Comité Evaluador podrá invitar con voz pero sin voto, a los expertos que hayan participado de la Comisión Interdisciplinaria Independiente a que asistan a sus diferentes sesiones.
PARÁGRAFO 5o. La Secretaría Técnica del Comité Evaluador estará a cargo del Ministerio de Minas y Energía.
ARTÍCULO 2.2.1.1.1A.2.17. FUNCIONES DEL COMITÉ EVALUADOR. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 328 de 2020. El nuevo texto es el siguiente:> El Comité Evaluador tendrá las siguientes funciones:
a) Analizar la información que le provean el Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales, el Servicio Geológico Colombiano, el Instituto Alexander von Humboldt, el Ministerio de Salud y Protección Social, la Agencia Nacional de Hidrocarburos, la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales y la Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico respecto al desarrollo de cada uno de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII).
b) Recomendar las acciones que se deberán adelantar por parte de todos los actores relacionados con la ejecución de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), en caso de que se decida proseguir con la exploración y explotación, de acuerdo con el resultado de la evaluación.
c) Definir si los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), individualmente considerados, cumplieron con los requisitos y las condiciones establecidas por el Comité Evaluador, con el fin de recomendar el tratamiento que debe dárseles después de la evaluación, sin perjuicio de las competencias de la Agencia Nacional de Hidrocarburos y de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales.
d) Llevar a cabo la evaluación y un análisis de los riesgos de la aplicación de la técnica Fracturamiento Hidráulico Multietapa con Perforación Horizontal (FH-PH) y su plan de manejo de acuerdo con la información recibida por la Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico.
e) Expedir y publicar en el Centro de Transparencia su reglamento en un plazo máximo de un mes después de que finalice el término de 45 días fijado en el Parágrafo Segundo del artículo 2.2.1.1.1A.2.16, sin perjuicio de que se hayan elegido o no los miembros a los que se refieren los literales e), f) y g) de dicho artículo. El reglamento deberá establecer los criterios a partir de los cuales se realizará la evaluación en relación con el desarrollo del Fracturamiento Hidráulico Multietapa con Perforación Horizontal (FH-PH) y el término para efectuar dicha evaluación.
f) Recibir en sesión plenaria a los delegados que designe cada una de las Mesas Territoriales de Diálogo y Seguimiento, quienes podrán rendir un informe sobre el desarrollo de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) en cada una de las áreas de influencia.
g) Conformar los grupos interdisciplinarios e interinstitucionales que se requieran para apoyar el cumplimiento de sus funciones.
PARÁGRAFO 1o. El Comité Evaluador deberá conformarse 45 días después de la aprobación del reglamento para la elección por parte de la Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico, de los miembros del Comité Evaluador en los términos del artículo 2.2.1.1.1A.2.16. de la presente Sección.
PARÁGRAFO 2o. Los criterios técnicos y ambientales que se tendrán en cuenta para la evaluación integral de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) sobre los Yacimientos No Convencionales (YNC) de hidrocarburos con la utilización de la técnica de Fracturamiento Hidráulico Multietapa con Perforación Horizontal (FH-PH), serán objetivos, medibles y verificables.
Sin perjuicio de la aplicación de los principios ambientales de que trata la Ley 99 de 1993, dichos criterios se enfocarán en los siguientes aspectos: (i) recurso hídrico superficial, (ii) recurso hídrico subterráneo, (iii) ecosistemas y biodiversidad, y (iv) posibles impactos que puedan generarse a partir de sismicidad inducidas por la actividad y que tengan consecuencias más allá de los lineamientos permitidos en el marco de las reglamentaciones expedidas por el Servicio Geológico Colombiano.
ARTÍCULO 2.2.1.1.1A.2.18. CONDICIÓN DE LOS PROYECTOS PILOTO DE INVESTIGACIÓN INTEGRAL. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 328 de 2020. El nuevo texto es el siguiente:> Los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) mantendrán tal condición en los términos que determine la Agencia Nacional de Hidrocarburos, mientras que las autoridades competentes adoptan las determinaciones necesarias en relación con estos.
TRANSPARENCIA Y PARTICIPACIÓN CIUDADANA.
ARTÍCULO 2.2.1.1.1A.3.1. TRANSPARENCIA Y ACCESO A LA INFORMACIÓN. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 328 de 2020. El nuevo texto es el siguiente:> Durante todas las etapas de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), se deberá asegurar la transparencia y el debido acceso a la información pública, en cumplimiento de la Ley 1712 de 2014, así:
a) Etapa de Condiciones Previas: divulgar, a través de la página web de cada entidad competente y en el Centro de Transparencia del que trata el artículo 2.2.1.1.1A.3.2, la información relacionada con las Líneas base y demás actividades de dicha etapa.
b) Etapa Concomitante: cumplir con el siguiente flujo de información, con el fin de adelantar el seguimiento y monitoreo de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII):
1. Los Contratistas de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) deberán enviar la información sobre el desarrollo de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) a cada una de las entidades competentes, con copia digital y reporte a la secretaría técnica de los Subcomités Intersectoriales Técnicos y Científicos que se desarrollan en el artículo 2.2.1.1.1A.4.4. que corresponda y al Centro de Transparencia, de acuerdo con la periodicidad y requisitos que se establezcan en el reglamento mencionado en el artículo 2.2.1.1.1A.4.1.
2. Las entidades competentes deberán enviar los informes de monitoreo a la Secretaría del Subcomité Intersectorial Técnico y Científico que corresponda y al Centro de Transparencia, de acuerdo con la periodicidad y requisitos que se establezcan en el reglamento mencionado en el artículo 2.2.1.1.1A.4.1.
3. Cada Mesa Territorial de Diálogo y Seguimiento, de las que trata el artículo 2.2.1.1.1A.4.3. podrá remitir informes de seguimiento a los Subcomités Intersectoriales Técnicos y Científicos, los cuales deberán ser publicados en el Centro de Transparencia.
4. Los Subcomités Intersectoriales Técnicos y Científicos deberán analizar y reportar la información a la que se refieren los numerales 1 y 2 del presente artículo a la Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico, de la que trata el artículo 2.2.1.1.1A.4.1.
5. La Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico deberá generar y dar a conocer informes semestrales con criterios pedagógicos y de lenguaje claro sobre el desarrollo de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), de acuerdo con lo que se establezca en el reglamento. Para el efecto, deberá cargarlos en el Centro de Transparencia, y darlos a conocer a las comunidades que se encuentren dentro del área de influencia de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), a través de medios idóneos.
6. Las entidades competentes y los Subcomités Intersectoriales Técnicos y Científicos, deberán mantener informada a la Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico sobre cualquier alerta o evento extraordinario que afecte el normal desarrollo de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII). Así mismo, dicha comisión podrá solicitar la información que considere necesaria para el desarrollo de sus funciones.
c) Etapa de Evaluación: el Comité Evaluador deberá publicar los resultados de la evaluación en el Centro de Transparencia.
ARTÍCULO 2.2.1.1.1A.3.2. CENTRO DE TRANSPARENCIA. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 328 de 2020. El nuevo texto es el siguiente:> La información relacionada con el desarrollo de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) se centralizará y divulgará a través de un Centro de Transparencia para generar un canal de comunicación con la ciudadanía. El Centro de Transparencia será administrado y operado por el Ministerio de Minas y Energía o el tercero que este disponga, quien habilitará una página web para el efecto. La información allí contenida deberá ser de fácil acceso y estar disponible al público en general.
ARTÍCULO 2.2.1.1.1A.3.3. PROGRAMA DE APROPIACIÓN SOCIAL DEL CONOCIMIENTO CIENTÍFICO. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 328 de 2020. El nuevo texto es el siguiente:> El Subcomité Intersectorial Técnico y Científico - Social y de Transparencia diseñará y coordinará un programa de pedagogía dirigido a las comunidades y autoridades públicas en las áreas de influencia de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) que contemplará, en lenguaje claro y con las metodologías apropiadas, contenidos referidos a:
i) La industria de los hidrocarburos; ii) la técnica Fracturamiento Hidráulico Multietapa con Perforación Horizontal (FH-PH) y sus posibles riesgos ambientales y a la salud humana y los mecanismos de mitigación correspondientes; iii) la geología, la biodiversidad y el sistema hidrológico de las áreas de influencia de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII); y iv) la gestión social del riesgo.
PARÁGRAFO. Con el fin de aprovechar la información obtenida durante el desarrollo de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), la Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico, directamente o a través de las entidades que la componen, podrá prestar apoyo técnico para la estructuración de proyectos de ciencia, tecnología e innovación que sean presentados al Fondo de Ciencia, Tecnología e Innovación del Sistema General de Regalías por las entidades territoriales de las áreas de influencia.
ARTÍCULO 2.2.1.1.1A.3.4. ACOMPAÑAMIENTO TERRITORIAL PERMANENTE. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 328 de 2020. El nuevo texto es el siguiente:> Para la ejecución de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), el Subcomité Intersectorial Técnico y Científico - Social y de Transparencia establecerá un plan de acompañamiento territorial permanente a todo el proceso de ejecución de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), para coordinar los espacios de participación y diálogo social con las Mesas Territoriales de Diálogo y Seguimiento.
ARTÍCULO 2.2.1.1.1A.3.5. DIÁLOGOS TERRITORIALES. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 328 de 2020. El nuevo texto es el siguiente:> El diálogo social entre los Contratistas de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), las comunidades y el Estado será transversal a la ejecución de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII). Se convocarán diálogos territoriales en 3 momentos específicos con la participación amplia de las comunidades en las zonas de influencia, las autoridades locales y las empresas operadoras, convocados y liderados por el Subcomité Intersectorial Técnico y Científico - Social y de Transparencia, atendiendo a las condiciones geográficas y de conectividad territorial.
1. Primer diálogo territorial: tendrá lugar en la Etapa de Condiciones Previas, una vez se haya celebrado el mecanismo contractual entre los Contratistas de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) y la Agencia Nacional de Hidrocarburos y antes de iniciar el proceso de licenciamiento ambiental.
2. Segundo diálogo territorial: tendrá lugar al inicio de la Etapa Concomitante, en el que se presentan los resultados del Estudio de Impacto Ambiental y el Plan de Manejo Ambiental.
3. Tercer diálogo territorial: tendrá lugar al finalizar la Etapa de Evaluación y permitirá hacer una rendición de cuentas territorial de todos los actores involucrados en la ejecución de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII).
PARÁGRAFO 1o. El Subcomité Intersectorial Técnico y Científico - Social y de Transparencia, establecerá la metodología para el desarrollo de los Diálogos Territoriales y, en el caso que corresponda, se acordará con las Mesas Territoriales de Diálogo y Seguimiento y con los Contratistas de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII).
PARÁGRAFO 2o. El Subcomité Intersectorial Técnico y Científico - Social y de Transparencia invitará al Ministerio Público a participar en los diálogos territoriales y le solicitará que acompañe su desarrollo y seguimiento a los acuerdos o compromisos a los que se lleguen.
PARÁGRAFO 3o. El Ministerio del Interior, en coordinación con el Ministerio de Minas y Energía, desarrollará y regulará los lineamientos en materia de diálogo social y relacionamiento territorial, y regulará los demás aspectos sociales que se consideren necesarios para el desarrollo de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), en aplicación de la Ley 1757 de 2015 y demás normas que la modifiquen, complementen o deroguen.
ARTÍCULO 2.2.1.1.1A.3.6. PARTICIPACIÓN ECONÓMICA DE LAS COMUNIDADES EN LOS POZOS DE LOS PROYECTOS PILOTO DE INVESTIGACIÓN INTEGRAL (PPII). <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 328 de 2020. El nuevo texto es el siguiente:> Durante la ejecución de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), los Contratistas de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) destinarán una suma complementaria de inversión social, por cada pozo perforado al que se le aplique la técnica de Fracturamiento Hidráulico Multietapa con Perforación Horizontal (FH-PH), para proyectos en favor de las comunidades, acorde a las condiciones que establezca la Agencia Nacional de Hidrocarburos.
PARÁGRAFO. Esta obligación, así como la forma en la que se ejecutarán los recursos, deberán estar consignadas en el mecanismo contractual que se suscriba entre la Agencia Nacional de Hidrocarburos y los Contratistas de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII).
ACOMPAÑAMIENTO INSTITUCIONAL.
ARTÍCULO 2.2.1.1.1A.4.1. OBJETO Y CONFORMACIÓN DE LA COMISIÓN INTERSECTORIAL DE ACOMPAÑAMIENTO TÉCNICO Y CIENTÍFICO. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 328 de 2020. El nuevo texto es el siguiente:> La Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico se encargará de orientar y coordinar el seguimiento a la ejecución de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), con base en la información y alertas que se reciban de los Subcomités Intersectoriales Técnicos y Científicos.
La Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico estará conformada por: (i) el Viceministro de Energía; (ii) el Viceministro de Políticas y Normalización Ambiental; (iii) el Viceministro de Salud Pública y Prestación de Servicios; (iv) el Viceministro de Conocimiento, Innovación y Productividad; (v) el Viceministro para la Participación e Igualdad de Derechos; (vi) el Viceministro General del Ministerio de Hacienda y Crédito Público; (vii) el Presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos; (viii) el Director del Servicio Geológico Colombiano; (ix) el Director de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales; (x) el Director del Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales; (xi) el Director del Instituto Alexander von Humboldt y, (xii) la Secretaría de Transparencia de la Presidencia de la República, o sus delegados.
PARÁGRAFO 1o. Serán invitados permanentes de la Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico dos miembros de la comunidad académica pertenecientes a universidades acreditadas. La elección de dichos invitados permanentes se establecerá en el reglamento que expida la Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico.
PARÁGRAFO 2o. La Secretaría Técnica la ejercerá el Ministerio de Minas y Energía y citará a su primera reunión dentro de los 30 días siguientes a la expedición de esta Sección. En dicha sesión se deberá expedir el reglamento de la Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico y de los Subcomités Intersectoriales Técnicos y Científicos.
ARTÍCULO 2.2.1.1.1A.4.2. FUNCIONES DE LA COMISIÓN INTERSECTORIAL DE ACOMPAÑAMIENTO TÉCNICO Y CIENTÍFICO. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 328 de 2020. El nuevo texto es el siguiente:> La Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico tendrá las siguientes funciones:
a) Orientar la integración, análisis y divulgación de la información generada durante la ejecución de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), teniendo en cuenta los informes semestrales de los Subcomités Intersectoriales Técnicos y Científicos, y las alertas recibidas en la ejecución de los proyectos.
b) Impartir los lineamientos para la elaboración de los informes que deben presentar los Subcomités Intersectoriales Técnicos y Científicos sobre las actividades de seguimiento y monitoreo.
c) Coordinar la recepción y análisis de los informes que emitan las Mesas Territoriales de Diálogo y Seguimiento a los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII).
d) Coordinar la preparación y remisión de los informes que solicite el Comité Evaluador.
e) Hacer seguimiento al cronograma para el desarrollo de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII).
f) Recomendar a la entidad competente la suspensión de las actividades cuando se verifica alguna de las causales establecidas en la normatividad vigente, sin perjuicio de las competencias asignadas a cada una de las entidades.
g) Recomendar a la entidad competente, en caso de que se haya decretado la suspensión de actividades, que levante la suspensión si se considera que los motivos que dieron lugar a la misma ya cesaron.
h) Elaborar un informe final que compile la información obtenida y el conocimiento generado con la implementación de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) y remitirlo al Comité Evaluador.
i) Reunirse trimestralmente de manera ordinaria y de manera extraordinaria cuando las condiciones así lo aconsejen.
j) Solicitar a las entidades competentes la información que considere necesaria para el desarrollo de sus funciones.
k) Orientar el cumplimiento de las funciones de las Mesas Territoriales de Diálogo y Seguimiento y de los Subcomités Intersectoriales Técnicos y Científicos de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII).
l) Emitir su reglamento de funcionamiento.
m) Las demás funciones que le sean propias a su naturaleza.
PARÁGRAFO 1o. La Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico podrá invitar a sus sesiones a autoridades del orden nacional y territorial, a los entes de control, la comunidad científica, a las organizaciones de la sociedad civil, a los Contratistas de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), y a particulares que puedan aportar al cumplimiento de las funciones de la comisión, de acuerdo con su competencia, conocimiento y el asunto a tratar en la sesión respectiva.
PARÁGRAFO 2o. La Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico conformará las Mesas Territoriales de Diálogo y Seguimiento y los Subcomités Intersectoriales Técnicos y Científicos a los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), de conformidad con lo que se establece en los siguientes artículos.
ARTÍCULO 2.2.1.1.1A.4.3. MESAS TERRITORIALES DE DIÁLOGO Y SEGUIMIENTO. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 328 de 2020. El nuevo texto es el siguiente:> Son las instancias de apoyo a la Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico, cuyo objeto es el permanente seguimiento y monitoreo a la ejecución de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), conformadas por los actores sociales e institucionales que viven y desarrollan actividades en las áreas de influencia.
Estas mesas, se constituirán e iniciarán su funcionamiento en la Etapa de Condiciones Previas. Serán, a su vez, un espacio de transmisión de información y fortalecimiento de capacidades comunitarias.
La Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico determinará cómo se integrarán estas mesas.
Las Mesas Territoriales de Diálogo y Seguimiento tendrán como funciones principales:
a) Hacer seguimiento permanente a la ejecución de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) dentro del marco de su objeto.
b) Servir de espacio de interlocución periódica entre los diferentes actores sociales e institucionales que viven y desarrollan actividades en el área de influencia de cada uno de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII).
c) Servir de espacio de diálogo para adelantar los ejercicios de planeación y priorización participativa de las inversiones que adelantarán las empresas operadoras en las zonas de influencia de los proyectos.
d) Remitir a la Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico alertas sobre la posible materialización de riesgos y afectaciones al medio ambiente o la salud humana durante la ejecución de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII).
e) Elaborar un Plan de Observación Ambiental y Social Participativo.
f) Las demás que determine la Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico.
PARÁGRAFO. La conformación de las Mesas Territoriales de Diálogo y Seguimiento a los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) no limita otras instancias o mecanismos de participación ciudadana establecidos en la Constitución Política y en la ley y será un mecanismo que operará únicamente para el desarrollo de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII).
ARTÍCULO 2.2.1.1.1A.4.4. CONFORMACIÓN DE LOS SUBCOMITÉS INTERSECTORIALES TÉCNICOS Y CIENTÍFICOS. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 328 de 2020. El nuevo texto es el siguiente:> Se conformarán los Subcomités Intersectoriales Técnicos y Científicos como instancias técnicas de la Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico, según se enumeran a continuación, junto con sus miembros:
Salud:
1. Un delegado del Ministro de Salud y Protección Social, quien lo liderará.
2. Un delegado del Ministro de Minas y Energía.
3. El Director del Departamento Nacional de Planeación o su delegado.
4. El Director del Departamento Administrativo Nacional de Estadística o su delegado.
5. El Director del Instituto Nacional de Salud o su delegado.
Sismicidad, Hidrogeología y Normatividad Técnica:
1. Un delegado del Ministro de Minas y Energía, quien lo liderará.
2. El Director del Servicio Geológico Colombiano o su delegado.
3. Un delegado del Ministro de Ambiente y Desarrollo Sostenible.
4. El Presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, o su delegado.
5. El Director del Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales o su delegado.
6. El Director de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales o su delegado.
Aguas Superficiales, Ecosistemas y Biodiversidad:
1. Un delegado del Ministro de Ambiente y Desarrollo Sostenible, quien lo liderará.
2. Un delegado del Ministro de Minas y Energía.
3. Un delegado del Ministro de Salud y Protección Social.
4. El Director de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales o su delegado.
5. El Presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos o su delegado.
6. El Director del Instituto Alexander von Humboldt o su delegado.
7. El Director del Servicio Geológico Colombiano o su delegado.
Social y de Transparencia:
1. Un delegado del Ministro de Interior, quien lo liderará.
2. El Director del Departamento Administrativo de la Presidencia de la República o su delegado.
3. Un delegado del Ministro de Ambiente y Desarrollo Sostenible.
4. Un delegado del Ministro de Minas y Energía.
5. El Presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos o su delegado.
6. El Director de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales o su delegado.
PARÁGRAFO. Los Subcomités Intersectoriales Técnicos y Científicos invitarán a los organismos de control para que hagan parte de sus sesiones. Adicionalmente, podrán invitar a las entidades públicas, privadas, educativas, científicas, gremios o asociaciones, entre otras, que puedan ser de ayuda en el cumplimiento de sus funciones.
Cada subcomité deberá designar un invitado permanente vinculado a una universidad acreditada. En el caso del Subcomité Intersectorial Técnico y Científico - Social y de Transparencia, y sin perjuicio de los invitados que sean llamados a participar en el mismo, será un invitado permanente el Departamento Administrativo Nacional de Estadística.
ARTÍCULO 2.2.1.1.1A.4.5. FUNCIONES DE LOS SUBCOMITÉS INTERSECTORIALES TÉCNICOS Y CIENTÍFICOS. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 328 de 2020. El nuevo texto es el siguiente:> Los Subcomités Intersectoriales Técnicos y Científicos tendrán las siguientes funciones:
a) Hacer seguimiento a las variables de su competencia según el tema asignado a cada Subcomité Intersectorial Técnico y Científico de acuerdo con los artículos 2.2.1.1.1A.4.4. y 2.2.1.1.1A.2.9.
b) Entregar información trimestral a la Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico, incluyendo las alertas que se hayan levantado durante dicho periodo, sobre los asuntos de su competencia en el desarrollo de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) y publicarlos en el Centro de Transparencia del que trata el artículo 2.2.1.1.1A.3.2. para información de la ciudadanía.
c) Advertir a la Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico de la ocurrencia de una causal de la suspensión de las actividades, según las competencias de cada Subcomité Intersectorial Técnico y Científico y en atención a las variables establecidas en el artículo 2.2.1.1.1A.2.9. del presente decreto.
d) Requerir, recibir, compilar y analizar la información enviada por las entidades competentes y los Contratistas de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII).
e) Definir y poner en marcha una estrategia de pedagogía y apropiación social del conocimiento científico dirigida a las comunidades en las áreas de influencia de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), según los temas objeto de su competencia y monitoreo.
f) En el caso del Subcomité Intersectorial Técnico y Científico - Social y de Transparencia, adoptar y poner en marcha una estrategia de acompañamiento institucional territorial a los diferentes espacios de participación ciudadana, diálogo social y monitoreo ambiental comunitario que se ejecuten y acompañar el desarrollo de los planes de trabajo de las Mesas Territoriales de Diálogo y Seguimiento.
g) El Subcomité Intersectorial Técnico y Científico - Social y de Transparencia establecerá, en un plazo máximo de 3 meses a la expedición de esta Sección, la metodología para la conformación y el funcionamiento de los Mesas Territoriales de Diálogo y Seguimiento.
h) Las demás que determine la Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico.
PARÁGRAFO 1o. Los líderes de cada Subcomité Intersectorial Técnico y Científico deberán designar una dependencia de su entidad, para que ejerza la secretaría técnica del mismo.
PARÁGRAFO 2o. Todos los Subcomités Intersectoriales Técnicos y Científicos tendrán que reunirse cada mes de manera ordinaria, y de manera extraordinaria, cuando la situación así lo amerite, lo cual tendrá que incluirse en el reglamento que emita la Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico, en los términos del artículo 2.2.1.1.1A.4.1.
DISTRIBUCIÓN DE COMBUSTIBLES.
GENERALIDADES.
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.1.1. OBJETO. Esta sección tiene por objeto establecer los requisitos, obligaciones y el régimen sancionatorio, aplicables a los agentes de la cadena de distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo, excepto GLP, señalados en el artículo 61 de la Ley 812 de 2003, con el fin de resguardar a las personas, los bienes y preservar el medio ambiente.
PARÁGRAFO 1o. La refinación, almacenamiento, manejo, transporte y distribución de los combustibles líquidos derivados del petróleo son considerados servicios públicos que se prestarán conforme a la ley, el presente decreto y demás disposiciones que reglamenten la materia.
PARÁGRAFO 2o. Los agentes de la cadena de distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo regulado por el presente decreto, enunciado en el artículo 61 de la Ley 812 de 2003, prestarán el servicio en forma regular, adecuada y eficiente, de acuerdo con las características propias de este servicio público.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 1o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.1.2. CAMPO DE APLICACIÓN. La presente sección se aplicará a los siguientes agentes de la cadena de distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo, excepto GLP: refinador, importador, almacenador, distribuidor mayorista, transportador, distribuidor minorista y gran consumidor.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 2o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.1.3. AUTORIDAD DE REGULACIÓN CONTROL Y VIGILANCIA. Corresponde al Ministerio de Minas y Energía de conformidad con las normas vigentes, la regulación, control y vigilancia de las actividades de refinación, importación, almacenamiento, distribución y transporte de los combustibles líquidos derivados del petróleo, sin perjuicio de las competencias atribuidas o delegadas a otras autoridades.
Corresponde a la CREG regular las actividades de refinación, importación, almacenamiento, distribución y transporte de los combustibles líquidos derivados del petróleo.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 3o, modificado por el Decreto-ley 4130 de 2010<sic, 2011>, artículo 3o numeral 5)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.1.4. DEFINICIONES APLICABLES A LA DISTRIBUCIÓN DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS DERIVADOS DEL PETRÓLEO. Para efectos de la aplicación e interpretación de la presente sección y sus subsecciones se consideran las siguientes definiciones:
ACPM: Para los efectos de la presente sección, el ACPM o diésel marino corresponde a una mezcla de hidrocarburos entre diez y veintiocho átomos de carbono que se utiliza como combustible de motores diésel y se obtiene por destilación directa del petróleo. Las propiedades de este combustible deberán ajustarse a las especificaciones establecidas en la Resolución 0068 del 18 de enero de 2001 de los Ministerios del Medio Ambiente y Desarrollo Sostenible y Minas y Energía y las disposiciones que la modifiquen o deroguen.
(Decreto 1503 de 2002, artículo 1o)
Aeropuertos del Golfo de México: Son los aeropuertos de Miami y Ft. Lauderdale, ubicados en La Florida-Estados Unidos.
(Decreto 2166 de 2006, artículo 1o)
Aeropuertos del área: Son los aeropuertos de las ciudades de Quito (Ecuador), Lima (Perú) y Panamá (Panamá).
(Decreto 2166 de 2006, artículo 1o)
Alcohol carburante: La definición establecida en la Resolución 180687 del 17 de junio de 2003, modificada por la Resolución 181069 del 18 de agosto de 2005, expedida por el Ministerio de Minas y Energía, o en aquellas normas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, la cual se transcribe: Compuesto orgánico líquido, de naturaleza diferente a los hidrocarburos, que tiene en su molécula un grupo hidroxilo (OH) enlazado a un átomo de carbono. Para efectos de esta resolución se entiende como alcohol carburante al Etanol Anhidro combustible desnaturalizado obtenido a partir de la biomasa.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 4o)
Almacenador: Toda persona natural o jurídica dedicada a ejercer la actividad de almacenamiento de combustibles líquidos derivados del petróleo, en los términos de los Artículos 2.2.1.1.2.2.3.81 y 2.2.1.1.2.2.3.82 del presente decreto.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 4o)
Almacenamiento comercial: <Definición eliminada por el artículo 1 del Decreto 1281 de 2020>
Ampliación de instalaciones y/o servicios: Se refiere al aumento en cantidad, área y/o capacidad de islas, tanques, productos, tuberías, accesorios, y/o construcciones, como también al incremento de servicios adicionales a los autorizados inicialmente.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 2o)
Áreas críticas: Aquellas que por su naturaleza, ubicación y manejo de determinados productos, representan un mayor riesgo de ocurrencia de siniestro, tales como islas de abastecimiento de combustibles, ubicación de tanques de almacenamiento de estos, puntos de desfogue y acumulación de gases y áreas en las que se generen potenciales riesgos.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 2o)
Barril: Volumen de cuarenta y dos (42) galones americanos o ciento cincuenta y ocho punto nueve (158.9) litros.
(Decreto 283 de 1990, artículo 3o; subrogado por el Decreto 1521 de 1998, artículo 2o)
Buque o nave: La definición establecida en la Ley 658 de 2001, la cual se transcribe: Toda construcción principal o independiente, idónea para la navegación y destinada a ella, cualquiera que sea su sistema de propulsión.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 4o)
Cambiadero de aceites: Establecimiento de comercio dedicado principalmente a la lubricación de automotores. Además, puede prestar servicios menores de mantenimiento automotriz.
(Decreto 283 de 1990, artículo 3o)
Certificación: Será la definición contenida en la sección -Organización Del Subsistema De La Calidad- del Decreto Reglamentario Único del Sector Comercio, Industria y Turismo o aquella que la modifique sustituya o adicione.
(Decreto 1471 de 2014, artículo 7o numeral 13)
Certificado de conformidad: Será la definición contenida en la sección Organización Del Subsistema de la Calidad del Decreto Reglamentario Único del Sector Comercio, Industria y Turismo o aquella que la modifique sustituya o adicione.
(Decreto 1471 de 2014, artículo 7o numeral 15)
otro documento normativo específico;
<Concordancias
Ley 80 de 1993; Art. 5 Num. 4o.
Combustibles básicos: La definición establecida en la Resolución 180687 del 17 de junio de 2003 expedida por el Ministerio de Minas y Energía, o en aquellas normas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, la cual se transcribe: Son mezclas de hidrocarburos derivados del petróleo que han sido diseñadas como combustibles de motores de combustión interna, ya sean solas o en mezcla con componentes oxigenantes, para reformular combustibles con mejores características de combustión. Para efectos del presente decreto se entienden como combustibles básicos la gasolina corriente, la gasolina extra, el diésel corriente y el diésel extra o de bajo azufre.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 4o)
Combustibles líquidos derivados de petróleo: Son todos los productos clasificables dentro de las categorías de las gasolinas, gasóleos, querosenes y fuelóleos, entre los cuales se cuentan: Combustibles para aviación (avigás), gasolina motor (gasolina extra, gasolina corriente, gasolina corriente oxigenada, gasolina extraoxigenada), combustibles de aviación para motores tipo turbina, queroseno, diésel extra o de bajo azufre, diésel corriente (ACPM), diésel marino (se conoce también con los siguientes nombres: diésel fluvial, marine diésel, gas oil, intersol, diésel número 2), y combustible para quemadores industriales (combustóleosfuel oil).
(Decreto 4299 de 2005, artículo 4o)
Combustibles oxigenados: La definición establecida en la Resolución 180687 del 17 de junio de 2003, expedida por el Ministerio de Minas y Energía o en aquellas normas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, la cual se transcribe: Son mezclas de combustibles básicos derivados del petróleo con alcoholes carburantes en una proporción reglamentada. Sus especificaciones de calidad técnica y ambiental son reglamentadas por los Ministerios de Minas y Energía y de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial, según sus competencias. Para los efectos de este Decreto entiéndase gasolina corriente oxigenada y gasolina extra oxigenada.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 4o)
Comercializador industrial: Es el distribuidor minorista que utilizando vehículos tipo carrocería tanque o barcazas habilitadas para almacenar y distribuir combustibles líquidos derivados del petróleo, en los términos previstos en los artículos 2.2.1.1.2.2.3.90 a 2.2.21.1.2.2.3.92 del presente decreto.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 4o, modificado por el Decreto 1717 de 2008, artículo 2o).
Componentes oxigenantes: La definición establecida en la Resolución 180687 del 17 de junio de 2003, expedida por el Ministerio de Minas y Energía o en aquellas normas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, la cual se transcribe: Son alcoholes carburantes derivados de la biomasa, los cuales mezclados con combustibles básicos mejoran las características antidetonantes en el caso de las gasolinas y reducen las emisiones contaminantes generadas en la combustión en los motores.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 4o)
Detector: Sustancia o equipo que permite detectar la presencia y/o concentración del Marcador en el combustible.
(Decreto 1503 de 2002, artículo 1o)
Detección: Proceso mediante el cual se usa el Detector para comprobar si el combustible tiene o no Marcador. El resultado es comparado después con un patrón que permite garantizar la procedencia del combustible.
(Decreto 1503 de 2002, artículo 1o)
Diagnosticentro o serviteca: Establecimiento dedicado al mantenimiento preventivo de vehículos. Generalmente ofrece servicio de diagnóstico sobre funcionamiento del motor, sistemas de dirección y eléctrico; cambio, reparación y venta de llantas y demás servicios afines.
(Decreto 283 de 1990, artículo 3o)
Distribuidor mayorista: Toda persona natural o jurídica dedicada a ejercer la distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo, a través de una planta de abastecimiento conforme a lo señalado en el artículo 2.2.1.1.2.2.3.83 y siguientes del presente decreto.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 4o, modificado por el Decreto 1333 de 2007, artículo 2o)
Distribuidor minorista: Toda persona natural o jurídica dedicada a ejercer la distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo al consumidor final, a través de una estación de servicio o como comercializador Industrial, en los términos del artículo 2.2.1.1.2.2.3.90. y siguientes del presente decreto.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 4o, modificado por el Decreto 1717 de 2008, artículo 2o)
Ebullición Desbordante: Fenómeno presentado en el incendio de ciertos aceites en un tanque abierto, cuando después de arder por cierto tiempo, hay un repentino aumento en la intensidad del fuego, asociado con la expulsión de aceite incendiado fuera del tanque. Este fenómeno se presenta en la mayoría de los petróleos crudos, combustibles líquidos de amplio intervalo de ebullición como el combustible (Fuel Oil número 6) y cuando en el fondo del tanque se acumula agua que se vaporiza repentinamente.
(Decreto 283 de 1990, artículo 3o)
Estación de servicio: Establecimiento en el cual se almacenan y distribuyen al consumidor final los combustibles líquidos derivados del petróleo. Dependiendo del tipo de combustibles que distribuyan las estaciones de servicio se clasifican en:
i) Estación de servicio de aviación;
ii) Estación de servicio automotriz;
iii) Estación de servicio fluvial, y
iv) Estación de servicio marítima.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 4o)
Estación de servicio de aviación: Establecimiento en donde se almacenan y distribuyen combustibles líquidos derivados del petróleo, destinados exclusivamente para aviación.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 4o)
Estación de servicio automotriz: Establecimiento en el cual se almacenan y distribuyen combustibles básicos utilizados para vehículos automotores, los cuales se entregan a partir de equipos fijos (surtidores) que llenan directamente los tanques de combustible.
Dichos establecimientos pueden incluir facilidades para prestar uno o varios de los siguientes servicios: lubricación, lavado general y/o de motor, cambio y reparación de llantas, alineación y balanceo, servicio de diagnóstico, trabajos menores de mantenimiento automotor, venta de llantas, neumáticos, lubricantes, baterías y accesorios y demás servicios afines.
En las estaciones de servicio automotriz también podrá operar venta de GLP en cilindros portátiles, con destino al servicio público domiciliario, caso en el cual se sujetarán a la reglamentación específica que establezca el Ministerio de Minas y Energía. Asimismo podrán funcionar minimercados, tiendas de comidas rápidas, cajeros automáticos, tiendas de vídeos y otros servicios afines a estos, siempre y cuando se obtengan de las autoridades competentes las autorizaciones correspondientes y se cumplan todas las normas de seguridad para cada uno de los servicios ofrecidos.
Las estaciones de servicio también podrán disponer de instalaciones y equipos para la distribución de gas natural comprimido (GNC) para vehículos automotores, caso en el cual se sujetarán a la reglamentación expedida por el Ministerio de Minas y Energía.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 4o)
Estación de servicio fluvial: Establecimiento en el cual se almacenan y distribuyen los combustibles líquidos derivados del petróleo, a partir de equipos (surtidores), que cuenta con tanques de almacenamiento instalados en barcazas flotantes no autopropulsadas y ancladas o aseguradas en un lugar fijo, que llenan directamente los tanques de combustible.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 4o, modificado por el Decreto 1717 de 2008, artículo 2o)
Estación de servicio marítima: Establecimiento en donde se almacenan y distribuyen combustibles líquidos derivados del petróleo destinados exclusivamente para buques o naves.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 4o)
Estación de servicio privada: Establecimiento perteneciente a una empresa o institución, destinada exclusivamente al suministro de combustibles líquidos derivados del petróleo para sus vehículos, aeronaves, barcos y/o naves.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 4o adicionado por el Decreto 1717 de 2008, artículo 1o)
Estación de servicio pública: Establecimiento destinado al suministro de combustibles líquidos derivados del petróleo, servicios y venta de productos al público en general, según la clase del servicio que preste.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 4o, adicionado por el Decreto 1717 de 2008, artículo 1o)
Evaluación de la conformidad: Será la definición contenida en la sección Organización Del Subsistema de la Calidad del Decreto Reglamentario Único del Sector Comercio, Industria y Turismo o aquella que la modifique sustituya o adicione.
(Decreto 1471 de 2014 artículo 7o)
Eventos de escasez de combustibles líquidos derivados del petróleo, y las mezclas con biocombustibles. <Definición adicionada por el artículo 1 del Decreto 1310 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> Situaciones en las que se presenta limitación en la disponibilidad y suministro de combustibles y/o sus mezclas con biocombustibles en cualquier eslabón de la cadena de distribución, con las cuales no se logre atender la demanda en uno o más centros de consumo. Igualmente, en eventos de fuerza mayor o caso fortuito localizados en dichos centros de consumo”.
Gasolina Motor o Gasolina: Para los efectos del presente decreto la gasolina es una mezcla compleja de hidrocarburos entre tres y doce átomos de carbono formada por fracciones combustibles provenientes de diferentes procesos de refinación del petróleo tales como destilación atmosférica, ruptura catalítica, ruptura térmica, alquilación, polimerización, reformado catalítico, etc. Las propiedades de este combustible deberán ajustarse a las especificaciones establecidas en la Resolución 0068 del 18 de enero de 2001 de los Ministerios de Medio Ambiente y desarrollo sostenible y Minas y Energía y las disposiciones que la modifiquen o deroguen.
(Decreto 1503 de 2002, artículo 1o)
Gran consumidor: Persona natural o jurídica que, por cada instalación, consume en promedio anual más de 20.000 galones mes de combustibles líquidos derivados del petróleo para uso propio y exclusivo en sus actividades, en los términos establecidos en los artículos 2.2.1.1.2.2.3.93. y 2.2.1.1.2.2.3.94 del presente decreto, y puede ser: i) gran consumidor con instalación fija, ii) gran consumidor temporal con instalación y iii) gran consumidor sin instalación.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 4o, modificado por el Decreto 1717 de 2008, artículo 2o)
Gran consumidor con instalación fija: Es aquel gran consumidor que cuenta con instalaciones que permiten descargar, almacenar y despachar combustibles líquidos derivados del petróleo.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 4o, adicionada por el Decreto 1333 de 2007, artículo 1o)
Gran Consumidor Individual No Intermediario de ACPM: Únicamente para efectos de aplicar el artículo 14 de la Ley 681 de 2001, se considera Gran Consumidor Individual No Intermediario de ACPM aquel que tiene un consumo propio de ACPM, nacional o importado, igual o superior a diez mil (10.000) barriles mensuales. Los Sistemas de Transporte Terrestre Masivos de Pasajeros y las empresas generadoras de energía ubicadas en las Zonas Interconectadas del Territorio Nacional serán considerados como Grandes Consumidores Individuales No Intermediarios de ACPM, independientemente de su consumo.
Para efectos del presente decreto se entiende como ACPM, el definido por el artículo 2o de la Ley 681 de 2001, y por consumo propio, el utilizado en las actividades relacionadas con su objeto social principal.
PARÁGRAFO 1o. Se exceptúa el ACPM consumido por el servicio público de generación eléctrica en las Zonas No Interconectadas del Territorio Nacional.
PARÁGRAFO 2o. En el caso de los sistemas de transporte masivo, el combustible se cobrará en forma proporcional a las diferentes empresas operadoras que participen en el mismo y sobre los volúmenes consumidos por cada una de ellas en los buses que hacen parte de su operación.
Ecopetrol S. A. o quien haga sus veces, previo visto bueno del Ministerio de Minas y Energía -Dirección de Hidrocarburos-, definirá los procedimientos generales de cobro sobre el particular.
(Decreto 2988 de 2003, artículo 1o modificado por el Decreto 4483 de 2006, artículo 1o modificado por la Ley 1430 de 2010).
Gran consumidor temporal con instalación: Es aquel gran consumidor que cuenta con instalaciones que permiten descargar, almacenar y despachar combustibles líquidos derivados del petróleo y que para el desarrollo de su actividad, como la ejecución de obras de infraestructura, servicios petroleros, exploración y explotación petrolera y minera y actividades agroindustriales, requiera el consumo de combustibles en un periodo que no exceda de un año.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 4o, modificado por el Decreto 1717 de 2008, artículo 2o)
Gran consumidor sin instalación: Es aquel gran consumidor que consume combustibles para uso propio y exclusivo en sus aeronaves, buques o naves.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 4o, adicionado por el Decreto 1333 de 2007, artículo 1o)
Importador: Toda persona natural o jurídica que ejerce la actividad de importación de combustibles líquidos derivados del petróleo, conforme a lo establecido en el artículo 2.2.1.1.2.2.3.77. y siguientes del presente decreto.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 4o)
Isla de surtidor para combustibles líquidos derivados del petróleo: Es la base o soporte de material resistente y no inflamable, generalmente concreto, sobre la cual van instalados los surtidores o bombas de expendio, construida con una altura mínima de veinte (20) centímetros sobre el nivel del piso y un ancho no menor de un metro con veinte centímetros (1.20 m).
(Decreto 1521 de 1998, artículo 2o)
Insalvables restricciones en la oferta de combustibles líquidos derivados del petróleo, y sus mezclas con biocombustibles. <Definición adicionada por el artículo 1 del Decreto 1310 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> Limitaciones técnicas en las capacidades de oferta, transporte de estos productos y todas aquellas situaciones que limiten su entrega y la atención de la demanda en uno o varios centros de consumo, pese a las gestiones técnicas y logísticas realizadas por los agentes de la cadena de distribución de combustibles líquidos”.
Isla de surtidor para gas natural comprimido (GNC): Sector sobreelevado y adecuadamente protegido del patio de maniobras, sobre el que no se admitirá la circulación vehicular. En esta se ubicará el surtidor de despacho de G.N.C., sus válvulas de bloqueo y, de resultar necesario, las columnas de soporte de surtidores y canopys.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 2o)
Líquido Inflamable: Un líquido que tiene un punto de inflamación inferior a 100 oF (37.8 oC) y una presión de vapor absoluta máxima, a 100 oF (37.8 oC), de 2.82 Kg/cm2 (2068 mm Hg). Estos líquidos son definidos por la NFPA como clase IA, IB y IC de acuerdo con sus puntos de inflamación y ebullición.
(Decreto 283 de 1990, artículo 3o, subrogado por el Decreto 1521 de 1998, artículo 2o)
Líquido combustible: Líquido que tiene un punto de inflamación igual o superior de 100oF (37.8oC). Estos líquidos son definidos por la NFPA como Clase II, IIIA y IIIB de acuerdo con su punto de inflamación.
(Decreto 283 de 1990, artículo 3o, subrogado por el Decreto 1521 de 1998, artículo 2o)
Mantenimiento: Actividades tendientes a lograr el adecuado funcionamiento de equipos, elementos, accesorios, maquinarias, etc., con el fin de garantizar una eficaz y eficiente prestación del servicio al usuario.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 2o)
Marcación: Proceso mediante el cual se agrega al combustible una sustancia química denominada Marcador, la cual no afecta ninguna de sus propiedades, físicas, químicas ni visuales, ni ninguna de sus especificaciones.
(Decreto 1503 de 2002, artículo 1o)
Marcador: Sustancia química que permite obtener información sobre la procedencia del combustible.
La aplicación de marcadores en los combustibles puede ser utilizada para propósitos de diferenciar calidades, mezclas, combustibles, extraídos ilícitamente de los poliductos y para controlar evasión de impuestos y adulteración de combustibles, entre otros.
(Decreto 1503 de 2002, artículo 1o)
Modificación de instalaciones: Se refiere al cambio de ubicación de islas, tanques y/o edificaciones localizadas en la estación de servicio.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 2o)
Organismo de acreditación: Será la definición contenida en la sección Organización del Subsistema de la Calidad del Decreto Reglamentario Único del Sector Comercio, Industria y Turismo o aquella que la modifique sustituya o adicione.
(Decreto 1471 de 2014, artículo 7o)
Organismo de certificación: La definición establecida en el Decreto 2269 del 16 de septiembre de 1993 o en aquellas normas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, la cual se transcribe: Entidad imparcial, pública o privada, nacional, extranjera o internacional, que posee la competencia y la confiabilidad necesarias para administrar un sistema de certificación, consultando los intereses generales.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 4o)
Otras definiciones: Siempre y cuando no contradigan lo consagrado en el presente decreto, se tendrán en cuenta las definiciones establecidas en la Resolución 80582 del 8 de abril de 1996 o en aquellas normas que las aclaren, modifiquen o deroguen.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 2o)
Petróleo Crudo: Mezclas de hidrocarburos que tienen un punto de inflamación por debajo de 150o F (65.6o C) y que no han sido procesados en una refinería.
(Decreto 283 de 1990, artículo 3o, subrogado por el Decreto 1521 de 1998, artículo 2o)
Planta de abastecimiento: Son las instalaciones físicas, construidas y operadas en tierra, necesarias para almacenar, manejar y despachar al por mayor combustibles líquidos derivados del petróleo a la(s) planta(s) de otro(s) distribuidor(es) mayorista(s), a distribuidores minoristas o al gran consumidor.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 4o)
Precio de referencia de la gasolina de aviación A1 en Colombia: Es el promedio de los precios ponderados por volumen de venta de combustible de aviación para motores tipo turbina (gasolina de aviación Jet A1) para los siete aeropuertos con mayor consumo de este combustible en el país.
Para determinar el precio de venta se tendrán en cuenta el Ingreso al Productor y la tarifa de transporte por poliductos.
(Decreto 2166 de 2006, artículo 1o)
Precio de referencia de la gasolina de aviación Jet A1 Internacional: Es el precio promedio del combustible de aviación para motores tipo turbina (gasolina de aviación Jet Al) en ala de avión de los Aeropuertos del Área y del Golfo de México, en el cual se tendrán en cuenta el precio al productor y otros cargos al combustible en cada aeropuerto (intoplane fee, Fletes, seguros, transporte, o similares) y sin incluir los márgenes de intermediación, de truputh o de manejo de inventarios.
(Decreto 2166 de 2006, artículo 1o)
Protección a áreas expuestas: Son las medidas de seguridad contra incendio para las instalaciones y bienes situados en áreas adyacentes a plantas de abasto. Se acepta que existe la protección contra incendio para estas instalaciones o áreas cuando están:
1. Ubicadas dentro de la jurisdicción de un cuerpo de bomberos oficial o voluntario, debidamente equipado;
2. Contiguas a plantas que tengan brigadas privadas contra incendio capaces de proporcionar chorros de agua para enfriar las instalaciones o áreas expuestas;
3. Cuando la instalación expuesta tiene capacidad suficiente de equipos y agua a presión para garantizar esta protección.
(Decreto 283 de 1990, artículo 3o)
Puerto: Conjunto de elementos físicos que incluyen obra, canales de acceso, instalaciones y servicios que permiten aprovechar un área frente a la costa o ribera de un río en condiciones favorables para la realización de operaciones de cargue y descargue de toda clase de buques, intercambio de mercancías entre tráfico terrestre, marítimo y/o fluvial. Dentro del puerto quedan los terminales portuarios, muelles o embarcaderos.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 4o)
Punto de Inflamación: La temperatura mínima a la cual un líquido despide vapor en concentración suficiente, para formar una mezcla inflamable con aire, cerca de la superficie del líquido dentro del recipiente que lo contiene.
(Decreto 283 de 1990, artículo 3o, subrogado por el Decreto 1521 de 1998, artículo 2o)
Refinador: Toda persona natural o jurídica que ejerce la actividad de refinación de hidrocarburos para la producción de combustibles líquidos derivados del petróleo, en los términos del artículo 2.2.1.1.2.2.3.75. y siguientes del presente decreto.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 4o)
Sistemas de protección contra incendio: Son aquellas medidas de seguridad, materiales, accesorios y equipos, suficientes para prevenir o atender un siniestro. Estableciendo un plan de acción, se indicará la actividad a cumplir y la jerarquización para la asignación de responsabilidades que involucre a cada uno de los miembros que se desempeñe dentro del área que comprende la estación de servicio, incluyendo a quienes prestan los servicios adicionales autorizados.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 2o)
Surtidor: El dispositivo con registro de volumen y precio del combustible, mediante el cual se entrega el producto directamente en los tanques o cilindros de combustible de los automotores.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 2o)
Tanque Atmosférico: Es un tanque de almacenamiento de combustibles diseñados para operar a presiones que van, desde la atmosférica hasta 0.035 kg/cm2 manométricas (760 a 786 mm. de mercurio), medidas en el tope del tanque.
(Decreto 283 de 1990, artículo 3o)
Transportador: Toda persona natural o jurídica que ejerce la actividad de transporte de combustibles líquidos derivados del petróleo y alcohol carburante, en los términos del artículo 2.2.1.1.2.2.3.85. y siguientes del presente decreto.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 4o)
b) SIGLAS.
ICONTEC: Instituto Colombiano de Normas Técnicas. Organismo Nacional de Normalización.
(Decreto 283 de 1990, artículo 3o)
NFPA: The National Fire Protection Association. Asociación Nacional de Protección Contra Incendios de los Estados Unidos de Norteamérica, cuyas normas son ampliamente aceptadas en la mayoría de los países.
(Decreto 283 de 1990, artículo 3o)
OPCI: Organización Iberoamericana de Protección contra Incendios: Es la entidad que interpreta y difunde las normas NFPA en Iberoamérica y sirve como asesora y consultora para el mundo de habla hispana, con asistencia de la NFPA.
(Decreto 283 de 1990, artículo 3o)
API: American Petroleum Institute. Instituto Americano del Petróleo de Estados Unidos de Norteamérica, encargado de estandarizar y normalizar bajo estrictas especificaciones de control de calidad, diferentes materiales y equipos para la industria petrolera. Igualmente establece normas para diseño, construcción y pruebas en instalaciones petroleras, incluyendo diseño de equipos y pruebas de laboratorio para derivados del petróleo.
(Decreto 283 de 1990, artículo 3o)
ASME: American Society of Mechanical Engineers. Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos de Estados Unidos de Norteamérica, encargada de velar por la normalización de todo lo relacionado con ingeniería Mecánica.
(Decreto 283 de 1990, artículo 3o)
ANSI: American National Standards Institute. Instituto Americano Nacional de Normas de los Estados Unidos de Norteamérica, encargado de coordinar y acreditar las normas técnicas que elaboran diferentes entidades especializadas, tales como API, NFPA, ASME, etc., sobre diseño, fabricación, inspección y pruebas de equipos industriales utilizados en el montaje de plantas.
(Decreto 283 de 1990, artículo 3o)
GLP: Gas licuado del petróleo, también conocido comúnmente como gas propano.
(Decreto 283 de 1990, artículo 3o)
c) NORMAS CITADAS.
NFPA 77: Electricidad Estática.
NFPA 11: Sistemas de Espuma de Expansión Baja y de Agentes Combinados.
NFPA 70: CÓDIGO ELÉCTRICO NACIONAL.
NFPA 30: Código de Líquidos Combustibles e Inflamables.
NFPA 30A: Código para Estaciones de Servicio.
NFPA 22: Tanques de Agua, para Protección Contra Incendio en Propiedades Privadas.
NFPA 24: Instalación de Tuberías de Servicio para Sistemas Contra Incendio en Propiedades Privadas.
ANSI-B.31.3: Tuberías para Plantas Químicas y Refinerías de Petróleo.
API 650: Tanques de Almacenamiento Atmosférico.
(Decreto 283 de 1990, artículo 3o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.1.5. CLASIFICACIÓN DE LAS ESTACIONES DE SERVICIO. Sin perjuicio de la definición establecida en el artículo 2.2.1.1.2.2.1.4., las estaciones de servicio se clasificarán así:
1. Por la clase de servicios que prestan:
CLASE A. Es la que, además de vender combustibles, tiene instalaciones adecuadas para prestar tres o más de los siguientes servicios: lubricación, lavado general y de motor cambio y reparación de llantas, alineación y balanceo reparaciones menores. Además, puede disponer de instalaciones para la venta de lubricantes, baterías, llantas, neumáticos y accesorios para automotores.
CLASE B. Es aquella dedicada exclusivamente a la venta de combustibles y que, además tiene instalaciones adecuadas para la venta de lubricantes, baterías, llantas, neumáticos y accesorios.
CLASE C. Es aquella dedicada única y exclusivamente a la venta de combustibles. Esas estaciones pueden ubicarse en áreas reducidas, siempre y cuando cumplan con todos los requisitos de seguridad de acuerdo con normas internacionalmente reconocidas, como las de la NFPA. Por excepción, pueden tener puntos de venta de lubricantes, agua para batería, aditivos y algunos accesorios.
(Decreto 283 de 1990, artículo 4o, modificado parcialmente en sus clases a y b, por el artículo 2o del Decreto 353 de 1991)
2. Por su naturaleza
Estación de servicio pública. Establecimiento destinado al suministro de combustibles líquidos derivados del petróleo, servicios y venta de productos al público en general, según la clase del servicio que preste.
Estación de servicio privada. Establecimiento perteneciente a una empresa o institución, destinada exclusivamente al suministro de combustibles líquidos derivados del petróleo para sus vehículos, aeronaves, barcos y/o naves.
(Decreto 4299 de 2005, adicionado por el Decreto 1717 de 2008, artículo 1o)
3. Por la clase de producto que manejan:
Estación de Servicio Dedicada: Es la Estación de Servicio destinada solamente a la distribución de un tipo de combustible, ya sea combustibles líquidos derivados del petróleo o combustibles gaseosos.
(Decreto 1605 de 2002 artículo 3o)
Gas natural comprimido (GNC): Establecimiento que dispone de instalaciones y equipos para el almacenamiento y distribución de combustibles gaseosos, excepto gas licuado del petróleo (G.L.P.), para vehículos, a través de equipos fijos (surtidores) que llenan directamente los tanques o cilindros de combustible. Además, pueden incluir facilidades para prestar uno o varios de los siguientes servicios: lubricación, lavado general o de motor, cambio o reparación de llantas, alineación y balanceo, servicio de diagnosticentro, trabajos menores de mantenimiento de motor, venta de llantas, neumáticos, lubricantes, baterías, accesorios y demás servicios afines. (Definición de acuerdo con lo consagrado en el artículo 1o de la Resolución número 8 0582 del 8 de abril de 1996).
Combustibles líquidos derivados del petróleo: Establecimiento que dispone de instalaciones y equipos para el almacenamiento y distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo, excepto gas licuado del petróleo (G.L.P.), para vehículos, a través de equipos fijos (surtidores) que llenan directamente los tanques de combustible. Además, puede incluir facilidades para prestar uno o varios de los siguientes servicios: lubricación, lavado general o de motor, cambio o reparación de llantas, alineación y balanceo, servicio de diagnosticentro, trabajos menores de mantenimiento de motor, venta de llantas, neumáticos, lubricantes, baterías, accesorios y demás servicios afines.
Mixta. Establecimiento que dispone de instalaciones y equipos para el almacenamiento y distribución de combustibles gaseosos y combustibles líquidos derivados del petróleo, excepto gas licuado del petróleo (G.L.P.), para vehículos, a través de equipos fijos (surtidores) que llenan directamente los tanques de combustible. Además, puede incluir facilidades para prestar uno o varios de los siguientes servicios: lubricación, lavado general o de motor, cambio o reparación de llantas, alineación y balanceo, servicio de diagnosticentro, trabajos menores de mantenimiento de motor, venta de llantas, neumáticos, lubricantes, baterías, accesorios y demás servicios afines.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 3o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.1.6. PLAN DE CONTINUIDAD EN MATERIA DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS DERIVADOS DEL PETRÓLEO Y SUS MEZCLAS CON BIOCOMBUSTIBLES Y EL PLAN DE EXPANSIÓN DE LA RED DE POLIDUCTOS DEL MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1281 de 2020. El nuevo texto es el siguiente:> El Ministerio de Minas y Energía podrá expedir el Plan de Continuidad, así como el Plan de Expansión de la Red de Poliductos en materia de combustibles líquidos derivados del petróleo y sus mezclas con biocombustibles, a partir de los proyectos que adopte del Plan Indicativo de Abastecimiento de Combustibles Líquidos de la UPME.
El Plan Indicativo de Abastecimiento de Combustibles Líquidos contendrá el listado de proyectos y servicios elegibles y requeridos para asegurar el abastecimiento y la confiabilidad de la cadena de combustibles líquidos en el corto, mediano y largo plazo, así como sus esquemas y período de remuneración, los tiempos requeridos para su planeación, ejecución y puesta en operación. Dicho plan deberá tener en cuenta, con la mejor información disponible: las proyecciones de niveles de oferta y demanda de crudo, de combustibles líquidos derivados del petróleo y de biocombustibles, las condiciones actuales de la infraestructura de la cadena de abastecimiento.
El Ministerio de Minas y Energía o la entidad en que se delegue esta función, establecerá los demás criterios que se deberán tener en cuenta en el Plan Indicativo de Abastecimiento de Combustibles Líquidos, y desarrollará lo necesario para la implementación de estos, incluyendo todo lo requerido para el desarrollo de los proyectos allí adoptados y su esquema de remuneración.
PARÁGRAFO: Los proyectos presentados en los respectivos planes deberán asegurar el cumplimiento de los requisitos de calidad de los combustibles líquidos derivados del petróleo, biocombustibles y sus mezclas.
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.1.6.1. DESARROLLO E IMPLEMENTACIÓN DEL PLAN DE CONTINUIDAD EN MATERIA DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS DERIVADOS DEL PETRÓLEO Y SUS MEZCLAS CON BIOCOMBUSTIBLES Y EL PLAN DE EXPANSIÓN DE LA RED DE POLIDUCTOS. <Artículo adicionado por el artículo 4 del Decreto 1135 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> La CREG deberá expedir la regulación aplicable a la implementación y desarrollo de los planes de continuidad o de expansión de la red de poliductos, en materia de combustibles líquidos derivados del petróleo y sus mezclas con biocombustibles, para lo cual deberá establecer:
1. Criterios para determinar qué agente puede desarrollar el proyecto. Los proyectos u obras de los respectivos planes deberán ser desarrolladas, en primera instancia, por un agente como complemento de la infraestructura existente. En caso de que los primeros no sean desarrollados por el agente, deberán ser desarrollados como resultado de la aplicación de mecanismos abiertos y competitivos.
2. Condiciones para la aplicación de mecanismos abiertos y competitivos para la selección. La CREG será la responsable del diseño de los mecanismos abiertos y competitivos de los que trata el presente artículo.
3. Obligaciones de los agentes que, en primera instancia, desarrollen proyectos adoptados por el Ministerio como complemento de su infraestructura existente para garantizar su entrada en operación oportuna. Estas obligaciones contemplarán los mecanismos de cubrimiento, auditoría y control a que haya lugar, los mecanismos para manifestar su interés, entre otros.
4. Obligaciones de los agentes a los que se les asigne la construcción y operación de los proyectos mediante mecanismos abiertos y competitivos, para garantizar su entrada en operación oportuna. Estas obligaciones contemplarán, entre otros, los mecanismos de cubrimiento, auditoría y control a que haya lugar.
5. Procedimientos, requisitos y documentación a adjuntar para el proceso de asignación del proyecto según lo establecido por el Ministerio de Minas y Energía acorde con la correspondiente instancia.
6. Metodologías de remuneración de los proyectos u obras de los respectivos planes. La mencionada metodología podrá considerar la remuneración de los activos mediante cargos fijos y variables.
PARÁGRAFO. La UPME será responsable de la aplicación e implementación de los mecanismos abiertos y competitivos de selección, a los que se refiere este artículo. Así como de la identificación de los beneficiarios de cada proyecto.
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.1.7 TIPOS DE ALMACENAMIENTO DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS DERIVADOS DEL PETRÓLEO, DE LOS BIOCOMBUSTIBLES Y SUS MEZCLAS. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1281 de 2020. El nuevo texto es el siguiente:>
a) Almacenamiento Estratégico: Es la capacidad de almacenamiento y el volumen mínimo de combustibles líquidos derivados del petróleo, biocombustibles y sus mezclas, requeridos para garantizar el abastecimiento de uno o varios mercados o regiones, durante un período determinado, así como los volúmenes que no podrán ser retirados de la infraestructura del almacenamiento, salvo que se presenten insalvables restricciones en la oferta de combustibles líquidos derivados del petróleo y sus mezclas con biocombustibles, restricciones en las capacidades de transporte o movilización de combustibles, o demás situaciones que deriven en algún tipo de eventos de escasez.
b) Almacenamiento Comercial: Es la capacidad de almacenamiento y volumen mínimo de combustibles líquidos derivados del petróleo, biocombustibles y sus mezclas acopiados en las plantas de almacenamiento o almacenamientos de los agentes de la cadena de distribución de combustibles, para realizar las actividades de comercialización sin interrupciones, y con el objetivo de atender la demanda interna, garantizar la calidad del producto y su suministro continuo.
c) Almacenamiento Operativo: Es la capacidad de almacenamiento y volumen mínimo de combustibles líquidos derivados del petróleo, biocombustibles y sus mezclas; requerido para equilibrar u optimizar el flujo o tránsito continuo de dichos productos, con el fin de mantener una operación segura, eficiente y adecuada de los sistemas de transporte por poliductos, medios de transporte alternativos y de los sistemas de refinación y/o puertos de importación o plantas de abastecimiento.
El Ministerio de Minas y Energía desarrollará lo relacionado con los tipos, usos y manejo de los almacenamientos que se señalan el presente artículo.
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.1.8 REPORTE DE INFORMACIÓN POR PARTE DE LOS AGENTES DE LA CADENA DE DISTRIBUCIÓN DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS DERIVADOS DEL PETRÓLEO Y SUS MEZCLAS CON BIOCOMBUSTIBLES. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1281 de 2020. El nuevo texto es el siguiente:> El Ministerio de Minas y Energía, expedirá la regulación para solicitar a los agentes de la cadena señalados en el artículo 2.2.1.1.2.2.1.2., información y reportes relacionados con sus actividades operacionales, logísticas y comerciales, así como respecto de su infraestructura física y ubicación geográfica de sus instalaciones y sitios de operación.
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.1.9 MEDIDAS RESPECTO DE LOS CONTRATOS PARA LA CADENA DE DISTRIBUCIÓN DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS DERIVADOS DEL PETRÓLEO, DE LOS BIOCOMBUSTIBLES Y SUS MEZCLAS. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1281 de 2020. El nuevo texto es el siguiente:> El Ministerio de Minas y Energía o la entidad que este delegue, expedirá la regulación para el registro y contenido mínimo de los contratos de la cadena de distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo, de los biocombustibles y sus mezclas.
PARÁGRAFO TRANSITORIO: El Ministerio de Minas y Energía fijará las condiciones y el lapso dentro del cual los contratos vigentes cumplirán las exigencias establecidas en el presente artículo.
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.1.10. <Artículo adicionado por el artículo 4 del Decreto 1135 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> Para ejercer la actividad de refinación, importación, almacenamiento, transporte, distribución mayorista y minorista de combustibles líquidos y sus mezclas con biocombustibles y para actuar como gran consumidor, los interesados deberán obtener autorización de la Dirección de Hidrocarburos.
El Ministerio de Minas y Energía expedirá las normas que señalen los requisitos y las obligaciones que deben cumplir los interesados en desarrollar actividades relacionadas con la cadena de distribución de combustibles y sus mezclas con biocombustibles.
PARÁGRAFO 1o. El Ministerio de Minas y Energía, en la regulación que expida, podrá clasificar los agentes determinados en el artículo 61 de la Ley 812 de 2003, o en aquella que la reemplace, sustituya o modifique.
PARÁGRAFO 2o. Una vez el Ministerio de Minas y Energía desarrolle lo relacionado con los tipos, usos y manejo de los almacenamientos que se señalan en el artículo 2.2.1.1.2.2.1.7 del presente decreto, el almacenador deberá informar, reportar y actualizar cualquier cambio en el estado de su operación, frente a los mencionados tipos de almacenamiento que desarrolla.
PARÁGRAFO 3o. Sin perjuicio de los volúmenes consumidos y mientras el Ministerio de Minas y Energía expide o actualiza la regulación sobre el Gran Consumidor, el transportador de combustibles líquidos por poliducto será clasificado como un Gran Consumidor solo para efectos del abastecimiento de las necesidades energéticas del sistema de poliductos, y para mantener balanceados los inventarios de dichos sistemas. De tales necesidades se excluyen los consumos de la flota de vehículos que el transportador emplee en su operación.
PARÁGRAFO TRANSITORIO. Los siguientes artículos del Decreto número 1073 de 2015, para cada agente, se mantendrán vigentes hasta que el Ministerio de Minas y Energía expida la regulación respectiva de que trata el presente artículo:
2.2.1.1.2.2.3.72 al 2.2.1.1.2.2.3.74; 2.2.1.1.2.2.3.75 y 2.2.1.1.2.2.3.76; 2.2.1.1.2.2.3.77 al 2.2.1.1.2.2.3.80; 2.2.1.1.2.2.3.81 y 2.2.1.1.2.2.3.82; 2.2.1.1.2.2.3.83 y 2.2.1.1.2.2.3.84; 2.2.1.1.2.2.3.87 al 2.2.1.1.2.2.3.89; 2.2.1.1.2.2.3.90 al 2.2.1.1.2.2.3.92; y 2.2.1.1.2.2.3.93 y 2.2.1.1.2.2.3.94.
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.1.11. PROHIBICIÓN PARA LA EXPORTACIÓN DE COMBUSTIBLES OBJETO DE ESTABILIZACIÓN MEDIANTE EL FEPC. <Artículo adicionado por el artículo 4 del Decreto 1135 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> No podrán exportarse los combustibles que sean objeto de estabilización mediante el Fondo de Estabilización de Precios de los Combustibles (FEPC) o aquel que haga sus veces, por lo que para exportar un combustible es necesario que el refinador o el importador lo haya excluido explícitamente de la estabilización del FEPC y así se lo certifique al Ministerio.
ALMACENAMIENTO TRANSITORIO DE ACPM.
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.2.1. AUTORIZACIÓN TRANSITORIA PARA EL ALMACENAMIENTO DE ACEITE COMBUSTIBLE PARA MOTOR ACPM. La Empresa Colombiana de Petróleos, Ecopetrol S.A. o quien haga sus veces, cuando considere que exista riesgo de desabastecimiento de aceite combustible para motor ACPM, informará lo pertinente al Ministerio de Minas y Energía, quien evaluará los correspondientes hechos y, si las circunstancias lo ameritan, podrá autorizar transitoriamente el funcionamiento de instalaciones para el almacenamiento de ACPM, que cumplan los requisitos señalados en la presente subsección.
(Decreto 318 de 2003; artículo 1o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.2.2. SOLICITUD PARA EL ALMACENAMIENTO TRANSITORIO DE ACEITE COMBUSTIBLE DE MOTOR ACPM. Los interesados en obtener del Ministerio de Minas y Energía la autorización para almacenar en forma transitoria ACPM, deberán solicitar una visita de un funcionario de la Dirección de Hidrocarburos con el fin de que se efectúe una revisión detallada de las instalaciones, de acuerdo con los requisitos establecidos en la presente subsección. Para el efecto, la solicitud deberá presentarse acompañada de los siguientes documentos:
1. Certificado de existencia y representación legal, expedido por la Cámara de Comercio, con fecha no superior a tres (3) meses.
2. Permiso de uso y utilización del suelo, expedido por la autoridad competente, que permita el almacenamiento de ACPM.
3. Título de propiedad del inmueble o contrato que lo acredite como arrendatario del mismo.
4. Plano general de las instalaciones, máximo a una escala de 1:250, con ubicación de las edificaciones de la misma, tanques, llenaderos, tuberías, casa de bombas, bodegas, talleres y red de instalación de agua para los sistemas contra incendio.
5. Póliza de responsabilidad civil extracontractual que cubra los daños a terceros, en sus bienes y personas, por el transporte, manejo, almacenamiento y distribución de combustibles (ACPM), con límite asegurado mínimo de dos mil (2.000) salarios mínimos mensuales legales vigentes, sin perjuicio de otras pólizas que haya constituido el interesado.
(Decreto 318 de 2003; artículo 2o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.2.3. REQUISITOS PARA EL ALMACENAMIENTO TRANSITORIO DE ACEITE COMBUSTIBLE DE MOTOR ACPM. Los interesados en obtener del Ministerio de Minas y Energía la autorización para almacenar en forma transitoria ACPM, en sus instalaciones deberán cumplir con los siguientes requisitos técnicos:
a) La distancia de los linderos de la planta proyectada a los linderos más próximos de sitios de alta densidad poblacional, tales como templos, escuelas, colegios, hospitales, clínicas, supermercados, centros comerciales, teatros, polideportivos, bibliotecas públicas, clubes sociales, edificios multifamiliares y establecimientos similares, no podrá ser inferior a cien (100) metros;
b) La distribución de los tanques y demás instalaciones y su separación con respecto a propiedades adyacentes, deberán cumplir con las distancias mínimas indicadas en la tabla siguiente:
Tabla número 1
Distancias mínimas internas en plantas de abastecimiento y a propiedades adyacentes para el almacenamiento de combustibles Diésel.
A) Líquidos estables* (presión de operación menor de 0.175 kg/cm2)
| Tipo de tanque | Protección | Distancia mínima en metros desde la pared del tanque al lindero de la propiedad vecina que está o puede ser sometida a construcción, incluyendo el lado opuesto de una vía pública | Distancia mínima en metros desde la pared del tanque al lado más próximo de cualquier vía pública o del edificio importante más cercano de la misma propiedad | Distancia mínima desde la pared del tanque a equipo contraincendio, casas de bombas y demás equipos principales de la planta. | Distancia mínima entre tanques adyacentes, medida de pared a pared. |
| Techo flotante | Areas expuestas protegidas | diámetro del tanque (mínimo 2 metros) | 1/6 diámetro del tanque (mínimo 2 metros) | 1 diámetro del tanque | 1/4 suma de los diámetros de los tanques adyacentes (mínimo 2 metros) |
| Sin protección | 1 diámetro del tanque (mínimo 2 metros) | 1/6 diámetro del tanque (mínimo 2 metros) | |||
| Vertical con techo fijo, suelda débil | Áreas expuestas protegidas | 1 diámetro del tanque (mínimo 2 metros) | 1/3 diámetro del tanque (mínimo 2 metros) | 1 diámetro del tanque | 1/4 suma de los diámetros de los tanques adyacentes (mínimo 2 metros) |
| Sin protección | 2 diámetros del tanque (mínimo 2 metros) | 1/3 diámetro del tanque (mínimo 2 metros) | |||
| Tanque con protección de espuma o con gas inerte | diámetro del tanque (mínimo 2 metros) | 1/6 diámetro del tanque (mínimo 2 metros) | |||
| Horizontal y vertical con ventilación de alivio para limitar las presiones a 2.5 1b/pulg2 | Áreas expuestas protegidas | vez la tabla número 2 | Una vez la tabla número 1 | 1 diámetro del tanque | suma de los tanques adyacentes (mínimo 2 metros) |
Tabla número 2.
| Capacidad del tanque en galones | Distancia mínima desde la pared del tanque al lindero de la propiedad vecina que está o puede ser sometida a construcción, incluyendo el lado opuesto de una vía pública | Distancia mínima desde la pared del tanque al lado más próximo de cualquier vía pública o del edificio importante más cercano de la mima propiedad |
| Metros | Metros | |
| 12,000 o menos | 4,57 | 1,52 |
| 12,001 a 30.000 | 6,09 | 1,52 |
| 30,001 a 50,000 | 9,14 | 3,05 |
| 50.001 a 100.000 | 15,23 | 4,57 |
| 100,001 a más | 24,37 | 6,09 |
c) Cada planta de abastecimiento deberá tener o contratar un laboratorio para el análisis de los productos, dotado como mínimo con equipos para la determinación del punto de chispa, ensayo de destilación y densidad;
d) El alineamiento de las vías internas respecto de las oficinas, tanques, llenaderos, etc., deberá permitir fácil acceso y cómoda circulación de los carros tanques y vehículos;
e) Los muros o paredes de las oficinas, talleres y bodegas deberán ser construidos con materiales resistentes a la combustión;
f) Todo tanque o grupo de tanques que contengan Aceite Combustible Para Motor-ACPM deberán estar rodeados por un muro de retención impermeabilizado, que deberá construirse en concreto, tierra apisonada e impermeabilizada u otro material adecuado. La altura mínima de dicho muro será de sesenta centímetros (60 cm) y la máxima será de dos metros (2 m). Si un recinto rodeado por un muro de retención contiene un solo tanque, su capacidad neta será por lo menos igual a la capacidad del tanque y se calculará como si tal tanque no existiera. Esto último, teniendo en cuenta que en caso de máximo derrame del tanque, quedará en este un nivel líquido igual a la altura del muro de retención. Si el recinto de retención contiene dos o más tanques, su capacidad neta será por lo menos igual a la del tanque de mayor capacidad dentro del recinto, más el diez por ciento (10%) de la capacidad de los otros tanques;
g) Los tanques que almacenen ACPM deben haber sido construidos y probados, de conformidad con lo exigido en las normas técnicas pertinentes;
h) En el interior de los muros de contención no debe haber ningún tipo de instalaciones diferentes de las estrictamente necesarias para el manejo seguro del combustible líquido derivado del petróleo (ACPM);
i) Todas las tuberías y accesorios, dentro y fuera de los recintos o muros de retención, serán de acero-carbón. Las que se instalen dentro deberán diseñarse para resistir altas temperaturas;
j) La distancia entre las instalaciones de carga y descarga de carrotanques debe separarse de tanques sobre superficie, depósitos, otras edificaciones de la planta o el lindero más cercano de la propiedad vecina sobre la cual puede construirse, por una distancia de por lo menos 4.6 metros, medida desde la boca de llenado o desde la conexión para transferencia (de líquido o vapor) más cercana;
k) Toda plataforma de llenadero deberá estar provista, al menos, de:
Dos escaleras, con inclinación máxima de cuarenta y cinco grados (45o);
Conexiones a tierra para eliminar la corriente estática, una por cada brazo de llenado;
Señales preventivas en colores reflectivos;
l) Los equipos contra incendio que deberán ser instalados deben cumplir con:
Tanque para agua contra incendio, con un mínimo de cuatro (4) horas de almacenamiento.
Sistema de hidrantes, monitores o regaderas exteriores, para enfriamiento.
Sistema de aplicación y almacenamiento de espuma.
El número de extintores portátiles suficientes para atender un conato de incendio en las diferentes áreas de la instalación;
m) Plan de emergencia para casos de derrames, fugas o incendio;
n) La fecha de calibración de los tanques para el almacenamiento de ACPM no debe superar los cinco (5) años, desde su última calibración. No obstante lo anterior, en tanques que no se encuentren en uso (es decir, aquellos en los que no se esté almacenando ninguna clase de producto), se debe realizar la calibración respectiva, como requisito previo a la obtención de la autorización de que trata la presente subsección.
(Decreto 318 de 2003; artículo 3o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.2.4. RESULTADO DE LA VISITA DEL MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA. El funcionario del Ministerio de Minas y Energía que efectúe la visita a las correspondientes instalaciones deberá rendir un informe escrito y pormenorizado sobre el resultado de la misma, dentro del término de cinco (5) días hábiles siguientes al de la visita. El Ministerio de Minas y Energía comunicará por escrito -al interesado, propietario y/o representante legal del establecimiento en el que se encuentran las instalaciones- los resultados de la visita y ordenará, si fuere el caso, ejecutar los trabajos u obras necesarias para que dichas instalaciones reúnan todos los requisitos exigidos, con el fin de otorgarle la autorización para el almacenamiento transitorio de ACPM.
PARÁGRAFO. El solicitante obtendrá, bajo su responsabilidad, las demás autorizaciones, permisos o licencias que requiera para almacenar y distribuir ACPM.
(Decreto 318 de 2003; artículo 4o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.2.5. RESOLUCIÓN DE AUTORIZACIÓN O NEGACIÓN DE ALMACENAMIENTO TRANSITORIO DE ACPM. Cumplidos los requisitos del caso, la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía -mediante resolución motivada- autorizará o negará el almacenamiento transitorio de ACPM en las respectivas instalaciones.
PARÁGRAFO 1o. La autorización del almacenamiento del combustible diésel (ACPM) tendrá vigencia por el tiempo que se señale en el contrato que, para el efecto, suscriba Ecopetrol S.A. o quien haga sus veces con el autorizado, pero sin que el mismo sea superior a cuatro (4) meses, prorrogables por un período igual, a juicio de Ecopetrol S.A., previo aviso a la Dirección de Hidrocarburos. Si transcurrido el término inicial, contado a partir de la entrada en vigencia de dicha resolución, no se ha iniciado el almacenamiento, la autorización precluirá.
PARÁGRAFO 2o. La autorización a la que se hace referencia no otorga al autorizado para almacenar ACPM la facultad para actuar en calidad de distribuidor mayorista.
PARÁGRAFO 3o. No se podrá iniciar el almacenamiento de ACPM sin la resolución de aprobación expedida por la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía
(Decreto 318 de 2003; artículo 5o)
DISTRIBUCIÓN DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS DERIVADOS DEL PETRÓLEO.
DE LAS PLANTAS DE ABASTECIMIENTO DE COMBUSTIBLES.
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.1. NORMATIVA APLICABLE A LAS PLANTAS DE ABASTECIMIENTO DE COMBUSTIBLES. La ubicación, diseño, construcción, mejoras ampliación, aforo y pruebas de las instalaciones de las plantas de abastecimiento de combustibles líquidos derivados del petróleo, deberán ceñirse a los requisitos que se establecen en la presente sección y en las normas Icontec. Para lo no estipulado en las normas mencionadas se aplicará la norma NFPA-30.
(Decreto 283 de 1990, artículo 5o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.2. SOLICITUD. El interesado que planee la construcción de una planta de abastecimiento de combustibles líquidos derivados del petróleo deberá solicitar por escrito al Ministerio de Minas y Energía. La visita, de un funcionario de la Dirección General de Hidrocarburos al lote donde se proyecta construir la planta, anexando una descripción general y justificación detallada de la misma; además, deberá incluir un plano general de localización, donde se señalen la ubicación de otras plantas de abastecimiento si existieren y sitios de alta densidad poblacional indicados en el artículo siguiente; capacidad de almacenamiento, combustible que expenderá zona de influencia que abastecerá; inversión aproximada y forma de abastecerse de los combustibles.
PARÁGRAFO. El interesado que planee la ampliación o mejoras de una planta de abastecimiento de combustibles líquidos derivados del petróleo, deberá solicitar por escrito al Ministerio de Minas y Energía la visita de un funcionario de la Dirección General de Hidrocarburos con la finalidad de constatar todos los aspectos técnicos y decidir sobre la viabilidad de la misma.
(Decreto 283 de 1990, artículo 6o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.3. VISITA Y ESTUDIO DE DOCUMENTACIÓN. El funcionario que realice la visita de que trata el artículo anterior, deberá estudiar cuidadosamente la documentación presentada por el interesado y verificar que los planos presentados corresponden a la realidad; además, deberá tener en cuenta criterios de racionalización de la distribución de combustibles en el país de acuerdo a las plantas de abastecimiento ya existentes en el área de influencia, con miras a que el Ministerio de Minas y Energía pueda determinar la saturación o inconveniencia: su localización respecto a poliductos, refinerías otras plantas de abastecimiento existentes en el área de influencia, así como también, distancias de los linderos de la planta proyectada a los linderos más próximos de sitios de alta densidad poblacional, tales como templos, escuelas, colegios, hospitales, clínicas Supermercados centros comerciales, teatros, polideportivos bibliotecas públicas, clubes sociales, edificios multifamiliares y establecimientos similares, las que deberán ser mínimo de cien (100) metros.
PARÁGRAFO. No se podrán adelantar proyectos de alta densidad poblacional como los mencionados en este artículo a menos de cien (100) metros de las plantas de abastecimiento de combustibles.
(Decreto 283 de 1990, artículo 7o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.4. RESOLUCIÓN MOTIVADA. Realizada la visita y con base en el informe presentado por el funcionario de acuerdo con lo estipulado en el artículo anterior el Ministerio de Minas y Energía autorizará o negará la construcción de la planta de abastecimiento por medio de resolución motivada.
La resolución de autorización para la construcción de una planta de abastecimiento tendrá una vigencia de seis (6) meses. Si transcurrido este término no se han presentado los planos indicados en el siguiente artículo la autorización de construcción precluirá.
(Decreto 283 de 1990, artículo 8o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.5. REQUISITOS ADICIONALES. Autorizada la construcción de una planta de abastecimiento de combustibles líquidos derivados del petróleo, el interesado deberá presentar a la Dirección General de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía para su estudio: Una memoria técnica con descripción detallada del proyecto; autorización de las entidades competentes para la preservación del medio ambiente en las zonas que lo requieran; autorización del Ministerio de Obras Públicas y Transporte en caso de que la planta de abastecimiento se ubique en vías nacionales; copia auténtica del título de propiedad del lote debidamente registrado, o prueba del correspondiente acto o negocio jurídico que le permita construir la planta de abastecimiento, y, los siguientes planos a escala adecuada y firmados por un ingeniero o arquitecto debidamente matriculado:
a) Plano de ubicación del lote con indicación de: 1) Cruces de calles; 2) líneas de alcantarillado; 3) punto de desagüe general de la planta; 4) localización de los establecimientos indicados en el artículo séptimo; 5) cables de alta tensión aéreos o enterrados en el área del lote; 6) ríos o quebradas; 7) conexiones a poliductos o refinerías de donde se abastecerá la planta; Cuando no sea procedente el señalamiento de parte de la información solicitada en este literal, así deberá indicarse;
b) Plano general de planta, con ubicación de las edificaciones de la misma, tanques, llenaderos, tuberías, casa de bombas, bodegas, talleres y red de instalación de agua para los sistemas contra incendio;
c) Plano de planta y cortes de los llenadores;
d) Plano de los tanques de almacenamiento con el señalamiento de las siguientes características: espesores y tipo de acero de las láminas, diámetro, volumen, diámetro de los orificios, especificaciones de las válvulas v accesorios, y normas de construcción respectivas y producto, que se almacenará en cada tanque;
e) Plano de la red de tuberías para combustibles dentro de la planta, con indicación de tipo, diámetro espesor y presión máxima de trabajo;
F) Plano del sistema contra incendio;
g) Plano de los sistemas separadores de agua-producto y conexiones a alcantarillados o drenajes;
h) Plano del sistema eléctrico.
PARÁGRAFO 1o. No se podrá iniciar ninguna construcción sin la aprobación previa de los planos por parte del Ministerio de Minas y Energía.
PARÁGRAFO 2o. No se podrán iniciar operaciones de las instalaciones de una planta de abastecimiento sin la licencia de funcionamiento otorgada por el Ministerio de Minas y Energía.
PARÁGRAFO 3o. Todo cambio de producto a almacenar en los tanques, deberá ser previamente autorizado por la Dirección General de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía.
(Decreto 283 de 1990, artículo 9o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.6. PRESENTACIÓN DE PLANOS AL MINISTERIO DE MINAS. Los planos indicados en el artículo anterior se presentarán al Ministerio de Minas y Energía en dos (2) copias, una (1) de las cuales será devuelta al solicitante por la Dirección General de Hidrocarburos, dentro de los sesenta (60) días hábiles siguientes, con la correspondiente constancia de aprobación o con las observaciones a que hubiere lugar.
Toda modificación de los planos deberá ser aprobada por el Ministerio de Minas y Energía antes de la iniciación de las respectivas obras.
(Decreto 283 de 1990, artículo 10)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.7. REQUERIMIENTO DE INFORMACIÓN POR PARTE DEL MINISTERIO. El Ministerio de Minas y Energía podrá exigir por escrito información adicional en relación con el proyecto. Sus funcionarios previamente autorizados y debidamente identificados podrán inspeccionar las obras en cualquier momento y comunicar al interesado por escrito las observaciones que estime conveniente.
(Decreto 283 de 1990, artículo 11)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.8. ADECUACIÓN DE VÍAS INTERNAS. El alineamiento de las vías internas respecto a las oficinas, tanques, llenaderos, etc., deberá ser tal que permita fácil acceso y cómoda circulación de los carrotanques y vehículos. Además, deberá disponerse de sitios adecuados para estacionar los vehículos, de modo que no obstaculicen la circulación. Las vías de doble circulación dentro de las plantas, tendrán un ancho mínimo de seis (6) metros.
(Decreto 283 de 1990, artículo 12)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.9. MUROS Y PAREDES. Los muros o paredes de las oficinas talleres y bodegas deberán ser construidos con materiales incombustibles.
(Decreto 283 de 1990, artículo 13)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.10. SERVICIOS SANITARIOS. Toda planta de abastecimiento de combustibles líquidos derivados del petróleo dispondrá de suficiente, y adecuados servicios sanitarios, de acuerdo con el número de personas que allí laboren. Además, dispondrán de estos servicios para el público que llegue a retirar los productos.
(Decreto 283 de 1990, artículo 14)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.11. CAÑERÍAS DE DESAGUE. Las cañerías de desagüe serán de diámetro apropiado y desembocarán en los sitios autorizados por las empresas de acueducto y alcantarillado de la localidad o por la autoridad competente, teniendo en cuenta las normas sobre contaminación.
(Decreto 283 de 1990, artículo 15)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.12. TANQUES DE ALMACENAMIENTO. Los tanques de almacenamiento podrán ser de techo fijo o flotante y serán diseñados construidos y probados de acuerdo con la última edición de las normas API, en especial la 650 y sus apéndices.
(Decreto 283 de 1990, artículo 16)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.13. TANQUES ATMOSFÉRICOS. Para almacenar productos de alto punto de chispa o inflamación, es decir, superiores a 37.8 oC (100 oF), se pueden utilizar tanques atmosféricos de techo fijo con suelda débil.
Los productos con bajo punto de chispa, inferiores a 37.8 oC (100 oF), se podrán almacenar en tanques de techo o pantalla flotante, con el fin de aumentar la seguridad y disminuir la evaporación. Si se usan tanques de techo fijo con suelda débil, deberán acogerse a condiciones más exigentes de protección tal como se indica en el siguiente artículo.
PARÁGRAFO. Cada planta de abastecimiento deberá tener un laboratorio para el análisis de los productos dotado, como mínimo, con equipos para la determinación de punto de chispa, ensayo de destilación y densidad.
(Decreto 283 de 1990, artículo 17)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.14. DISTRIBUCIÓN DE LOS TANQUES DE ALMACENAMIENTO. La distribución de tanques y demás instalaciones de una planta de abastecimiento de combustibles líquidos derivados del petróleo y su separación con respecto a propiedades adyacentes, deberá cumplir con las distancias mínimas indicadas en la tabla siguiente:
DISTANCIAS MÍNIMAS INTERNAS EN PLANTAS DE ABASTECIMIENTO Y A PROPIEDADES ADYACENTES PARA EL ALMACENAMIENTO DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS DERIVADOS DEL PETRÓLEO
A. Líquidos estables*(presión de operación menor de 0.175 kg/cm2).
| TIPO DE TANQUE | PROTECCIÓN | Distancia mínima desde la pared del tanque al lindero de la propiedad vecina que está o puede ser sometida a construcción, incluyendo el lado opuesto de una vía pública | Distancia mínima desde la pared del tanque al lado más próximo de cualquier vía pública o del edificio importante más cercano de la misma propiedad | Distancia mínima desde la pared del tanque a equipo contra incendio, casas de bombas y demás equipos principales de la planta | Distancia mínima entre tanques adyacentes, medida de pared a pared |
| Techo flotante | Áreas expuestas protegidas | diámetro del tanque (mínimo 10 metros) | 1/6 diámetros del tanque (mínimo 5 metros) | 1 diámetro del tanque (mínimo 15 metros) | suma de los diámetros de los tanques adyacentes (mínimo 2 metros) |
| Sin protección | 1 diámetros del tanque (mínimo 20 metros) | 1/6 diámetro del tanque (mínimo 10 metros) | |||
| Áreas expuestas protegidas | 1 diámetro del tanque (mínimo 20 metros) | 1/3 diámetro del tanque (mínimo 5 metros) | |||
| Vertical con techo fijo, suelda débil | Sin protección | 2 diámetros del tanque (mínimo 40 metros) | 1/3 diámetros del tanque (mínimo 10 metros) | 1 diámetro del tanque (mínimo 15 metros) | suma de los diámetros de los tanques adyacentes (mínimo 2 metros) |
| Tanque con protección de espumas o con gas inerte | diámetro del tanque (mínimo 10 metros) | 1/6 diámetro del tanque (mínimo 5 metros) | |||
| Áreas expuestas protegidas | veces la tabla No 1 | Una vez la tabla No 1 | |||
| Horizontal o vertical con válvula de ali | Sin protección | 2 veces la tabla No 1 | Una vez la tabla No 1 | 1 diámetro del tanque (mínimo 15 metros) | suma de los diámetros de los tanques adyacentes (mínimo 2 metros) |
| Sistema de gas inerte o sistema de espuma en los tanques verticales | veces la tabla No 1 | vez la tabla No 1 | |||
B. Líquidos estables * (Presión de operación mayor de 0.175 kg/cm2).
| Cualquier tipo | Áreas expuestas protegidas | 1 veces la tabla No 1 (mínimo 10 metros) | 1 veces la tabla No 1 (mínimo 10 metros) | 1 diámetro del tanque (mínimo 15 metros) | suma de los diámetros de los tanques adyacentes (mínimo 2 metros) |
| Sin protección | 3 veces la tabla No 1 (mínimo 20 metros) | 1 veces la tabla No 1 (mínimo 10 metros) | |||
* Cualquier líquido no definido como inestable.
C. Líquidos Inestables**.
| Horizontal y vertical con válvula de alivio que ventea a presión no mayor de 0.175 Kg/cm. | Tanque protegido con cualquiera de los siguientes sistemas: Rociador de agua Gas inerte Aislamiento y refrigeración Barrera | Tabla No 1 (mínimo 15 metros) | Mínimo 15 metros | 1 diámetro del tanque (mínimo 15 metros) | suma de los diámetros de los tanques adyacentes (mínimo 2 metros) |
| Áreas expuestas protegidas | 2 veces tabla No 1 , (mínimo 30 metros) | Mínimo 30 metros | |||
| Sin protección | 5 veces la tabla No 1 (mínimo 60 metros) | Mínimo 60 metros | |||
| Horizontal y vertical con válvula de alivio que ventea a más de 0.175 Kg/cm. | Tanque protegido con cualquiera de los siguientes sistemas: Rociador de agua Gas inerte Aislamiento y refrigeración Barrera | 2 veces la tabla No 1 (mínimo 30 metros) | Mínimo 30 metros | 1 diámetro del tanque (mínimo 15 metros) | suma de los diámetros de los tanques adyacente (mínimo 5 metros) |
| Áreas expuestas protegidas | 4 veces tabla No 1 (mínimo 60 metros) | Mínimo 60 metros | |||
| Sin protección | 8 veces la tabla No 1 (mínimo 90 metros) | Mínimo 90 metros | |||
**Los que se polimerizan, descomponen, sufren reacción de condensación o se vuelven autorreactivos bajo condiciones de choque, presión o temperatura.
D. Líquidos que producen ebullición desbordante.
| Áreas expuestas protegidas | diámetro del tanque (mínimo 10 metros) | 1/6 diámetro del tanque (mínimo 5 metros) | 1 diámetro del tanque (mínimo 15 metr | suma de los diámetros de los tanques adyacentes (mínimo 5 metros) | |
| Techo flotante | Sin protección | 1 diámetro del tanque (mínimo 20 metros) | 1/6 diámetro del tanque (mínimo 5 metros) | ||
| Áreas expuestas protegidas | 2 diámetros del tanque (mínimo 30 metros) | 2/3 diámetro del tanque (mínimo 10 metros) | suma de los diámetros de los tanques adyacentes | ||
| Techo fijo | Sin protección | 4 diámetros del tanque (mínimo 60 metros) | 2/3 diámetro del tanque (mínimo 20 metros) | 1.5 diámetro del tanque (mínimo 20 metros) | (mínimo 5 metros) |
| Tanque con protección de espuma o gas inerte | 1 diámetro del tanque (mínimo 20 metros) | 2/3 diámetro del tanque (mínimo 10 metros) | |||
TABLA No. 1
| CAPACIDAD DEL TANQUE EN GALONES | Distancia mínima desde la pared del tanque al lindero de la propiedad vecina que está o puede ser sometida a construcción, incluyendo el lado opuesto de una vía pública | Distancia mínima desde la pared del tanque al lado más próximo de cualquier vía pública o del edificio importante más cercano de la misma propiedad. | ||
| METROS | METROS | |||
| 275 | o | menos | 1.50 | 1.50 |
| 276 | a | 750 | 3.00 | 1.50 |
| 751 | a | 12.000 | 4.60 | 1.50 |
| 12.001 | a | 30.000 | 6.00 | 1.50 |
| 30.001 | a | 50.000 | 9.00 | 3.00 |
| 50.001 | a | 100.000 | 15.00 | 4.60 |
| 100.001 | a | 500.000 | 24.40 | 7.60 |
| 500.001 | a | 1.000.000 | 30.50 | 10.60 |
| 1.000.001 | a | 2.000.000 | 41.00 | 13.70 |
| 2.000.001 | a | 3.000.000 | 50.00 | 16.80 |
| 3.000.001 | o | más | 53.40 | 18.30 |
PARÁGRAFO. Tal como se indica en el artículo 2.2.1.1.2.2.3.3., la distancia mínima desde los linderos de la planta proyectada a sitios de alta densidad ocupacional debe ser mínimo cien (100) metros.
(Decreto 283 de 1990, artículo 18)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.15. DISTANCIAS MÍNIMAS DE LOS TANQUES RESPECTO DE LAS EDIFICACIONES. Las distancias mínimas entre un tanque que almacene combustibles líquidos pesados con punto de inflamación superior a 93 pc (Clase III B NFPA) y las edificaciones, vías de circulación, propiedad adyacentes y equipos son las siguientes:
| CAPACIDAD DEL TANQUE EN GALONES | Distancia mínima desde la pared del tanque al lindero de la propiedad vecina que está o puede ser sometida a construcción, incluyendo el lado opuesto de una vía pública | Distancia mínima desde la pared del tanque al lado más próximo de cualquier vía pública o del edificio importante más cercano de la misma propiedad. | ||
| METROS | METROS | |||
| 12.000 | o | menos | 1.50 | 1.50 |
| 12.001 | a | 30.000 | 3.00 | 1.50 |
| 30.001 | a | 50.000 | 3.00 | 3.00 |
| 50.001 | a | 100.000 | 4.60 | 3.00 |
| 100.001 | o | más | 4.60 | 4.60 |
(Decreto 283 de 1990, artículo 19)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.16. MUROS DE RETENCIÓN. Todo tanque o grupo de tanques que contengan productos de petróleo, deberán estar rodeados por un muro de retención impermeabilizado. Este deberá construirse en concreto, tierra apisonada e impermeabilizada u otro material adecuado. La altura mínima de dicho muro será de sesenta (60) cm y la máxima será de dos (2) metros. Estos muros podrán protegerse con grama o pastos de poco crecimiento.
(Decreto 283 de 1990, artículo 20)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.17. CAPACIDAD NETA DE UN MURO DE RETENCIÓN QUE CONTIENE UN SOLO TANQUE. Si un recinto rodeado por un muro de retención contiene un solo tanque, su capacidad neta será por lo menos igual a la capacidad del tanque y se calculará, como si tal tanque no existiera. Esto último, teniendo en cuenta que en caso de máximo derrame del tanque, quedará en este un nivel líquido Igual a la altura del muro de retención.
Si el recinto de retención contiene dos o más tanques, su capacidad neta será por lo menos igual a la del tanque de mayor capacidad dentro del recinto, más el diez por ciento (10%) de la capacidad de los otros tanques.
(Decreto 283 de 1990, artículo 21)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.18. PROVISIÓN DE DRENAJES. El recinto deberá estar provisto de cunetas y sumideros interiores que permitan el fácil drenaje, cuyo flujo deberá controlarse con una válvula o brazo basculante ubicado en el exterior del recinto, que permita la rápida evacuación de las aguas lluvias o combustibles que se derramen en una emergencia.
(Decreto 283 de 1990, artículo 22)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.19. BASES DE LOS TANQUES. Los tanques descansarán sobre bases firmes, sea de hormigón o de material resistente, seleccionado y compactado. En este último caso, entre el fondo del tanque y la base, se colocará una capa de arena Impregnada de emulsión asfáltica.
Cuando haya varios tanques en un recinto común, deberán estar separados por un muro interior de cuarenta y cinco centímetros (45 cm) de alto como mínimo, para cada tanque con capacidad de diez mil barriles (10.000 bls.) o más y por cada grupo de tanques que no excedan de una capacidad agregada de quince mil barriles (15.000 bls.).
(Decreto 283 de 1990, artículo 23)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.20. PROHIBICIÓN DE UTILIZACIÓN DE MANGUERAS FLEXIBLES. Se prohíbe en el interior de los recintos el empleo permanente de mangueras flexibles. Su utilización se limitará a Operaciones esporádicas de corta duración Los motobombas de trasiego deberán estar situadas en el exterior de los recintos.
(Decreto 283 de 1990, artículo 24)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.21. ESPECIFICACIÓN DEL MATERIAL DE LAS TUBERÍAS Y ACCESORIOS. Todas las tuberías y accesorios, dentro y fuera de los recintos o muros de retención, serán de acero-carbón. Las que se instalen dentro deberán diseñarse para resistir altas temperaturas.
(Decreto 283 de 1990, artículo 25)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.22. DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE LAS TUBERÍAS. El diseño y construcción de las tuberías en una planta de abastecimiento deberá hacerse de acuerdo a la última edición de la Norma ANSI-B.31-3.
Para evitar contaminación durante el bombeo, cada producto deberá tener su propia línea de entrega o recibo.
(Decreto 283 de 1990, artículo 26)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.23. PROTECCIÓN DE LAS TUBERÍAS ENTERRADAS. Todas las tuberías enterradas deberán estar protegidas en los cruces de carreteras y caminos por tubería concéntrica u otro dispositivo equivalente. Los extremos de esta tubería deben sellarse para evitar corrosión del tramo enterrado.
Cuando las condiciones del suelo lo exijan, las líneas subterráneas deberán estar protegidas catódicamente.
(Decreto 283 de 1990, artículo 27)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.24. DISTANCIA MÍNIMA ENTRE LAS OFICINAS Y LLENADEROS. La distancia mínima desde las oficinas de la planta, hasta los llenaderos de carrotanques o ferrotanques será de 20 metros.
(Decreto 283 de 1990, artículo 28)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.25. OBLIGATORIEDAD DE ÁREA DE PARQUEO PARA LOS LLENADEROS PARA FERROTANQUES. Los llenaderos para ferrotanques deberán tener su propia área de parqueo, de acuerdo con los reglamentos de la Sociedad Colombiana de Transporte Ferroviario, S.T.F.
(Decreto 283 de 1990, artículo 29)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.26. UBICACIÓN DE LOS LLENADEROS PARA CARROTANQUES. Los llenaderos para carrotanques deberán ser ubicados de tal modo que permitan el fácil acceso y la rápida evacuación en caso de emergencia.
(Decreto 283 de 1990, artículo 30)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.27. TECHO DE UN LLENADERO. El techo de un llenadero deberá ser de tal forma, que facilite la aireación y tener una altura suficiente para el manejo de los brazos de llenado en su posición más alta.
(Decreto 283 de 1990, artículo 31)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.28. ALTURA DE LA PLATAFORMA DE UN LLENADERO. La altura de la plataforma de un llenadero, deberá permitir al operarlo alcanzar fácilmente las tapas de los carrotanques o ferrotanques. Cuando la operación de llenado lo requiera, la plataforma deberá estar provista de puentes móviles para el acceso a los vehículos de cargue, en tal forma que no estorben dicha operación.
(Decreto 283 de 1990, artículo 32)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.29. ESPECIFICACIONES DE LAS PLATAFORMAS DE LLENADO. Toda plataforma deberá estar provista, al menos de:
a) Dos escaleras con una inclinación máxima de cuarenta y cinco grados (45o);
b) Conexiones a tierra para eliminar la corriente estática, una por cada brazo de llenado;
c) Señales preventivas en colores reflectivos;
d) Protección con un sistema de diluvio con espuma, diseñado de acuerdo con la Norma NFPA 11.
(Decreto 283 de 1990, artículo 33)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.30. INSTALACIONES ELÉCTRICAS. Todo lo relacionado con las instalaciones eléctricas deberá cumplir con la última versión de la Norma NFPA 70.
(Decreto 283 de 1990, artículo 34)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.31. ELECTRICIDAD ESTÁTICA Y CONEXIONES A TIERRA. Todo lo relacionado con la electricidad estática y conexiones a tierra deberá cumplir con la última versión de la Norma NFPA 77.
(Decreto 283 de 1990, artículo 35)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.32. DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO CONTRA INCENDIO A INSTALARSE. En cada planta de abastecimiento, deberá instalarse como mínimo el equipo contra incendio a continuación descrito:
a) Extintores portátiles de mano en la siguiente forma:
1. Para bodegas: Dos extintores de polvo químico de nueve (9) kilogramos cada uno, por cada cuatrocientos (400) metros cuadrados de área del piso.
2. Casa de bombas: Un extintor de polvo químico de nueve (9) kilogramos por cada doscientos veinticinco (225) metros cuadrados de área del piso.
3. Llenaderos: Un extintor de polvo químico de nueve (9) kilogramos por cada dos brazos de llenado.
4. Oficinas: Un extintor multipropósito con una capacidad no inferior a cuatro y medio (4.5) kilogramos. Para el equipo electrónico un extintor de Halon o de Gas Carbónico no Inferior a cinco (5) Kilogramos de capacidad:
b) Extintores sobre ruedas:
Un extintor portátil de carretel de polvo químico seco de sesenta y ocho (68) kilogramos por cada dos tanques de almacenamiento mayores de quinientos (500) barriles cada uno.
(Decreto 283 de 1990, artículo 36)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.33. SISTEMAS CONTRAINCENDIOS ADICIONALES. Además de lo indicado anteriormente, toda planta de abastecimiento deberá tener un sistema de hidrantes y monitores para enfriamiento y un mínimo de almacenamiento de agua contra incendio de cuatro horas, de acuerdo con las Normas NFPA 22 y 24. También deberá tener un sistema de aplicación y almacenamiento de espuma, en los términos de la Norma NFPA 11.
(Decreto 283 de 1990, artículo 37)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.34. EQUIPOS DE PRIMEROS AUXILIOS. Cada planta de abastecimiento deberá tener un equipo de respiración con un tanque de aire portátil, una camilla de emergencia y un botiquín de primeros auxilios que contenga los elementos necesarios y el procedimiento de utilización.
(Decreto 283 de 1990, artículo 38)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.35. SISTEMA DE COMUNICACIÓN. Toda planta de abastecimiento de combustibles líquidos deberá contar con un sistema de comunicación confiable con los bomberos de la localidad y con las instalaciones vecinas relacionadas con la distribución y almacenamiento de combustibles.
(Decreto 283 de 1990, artículo 39)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.36. PLAN DE EMERGENCIA. Toda planta de abastecimiento de combustibles líquidos deberá tener en forma escrita un plan de emergencia para casos de fugas o Incendio Así mismo, deberá tener una brigada u organización similar capaz de operar los sistemas y equipos de protección existentes y de poner en funcionamiento el plan de emergencia.
(Decreto 283 de 1990, artículo 40)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.37. VISITA DE VERIFICACIÓN DEL CUMPLIMIENTO DE TODOS LOS REQUISITOS. Terminada la etapa de construcción, el interesado solicitará la visita de un funcionario del Ministerio de Minas y Energía, con el fin de efectuar una revisión detallada de las Instalaciones y edificaciones de acuerdo con los requisitos de la presente sección y presenciar el aforo, las calibraciones de las unidades de medida utilizadas en la entrega de combustibles y las pruebas de los tanques, así como la de tuberías y demás equipos.
PARÁGRAFO 1o. Las pruebas de los tanques de techo fijo flotante se harán de acuerdo con la última edición de la Norma API-650 y sus apéndices.
PARÁGRAFO 2o. Las pruebas de las tuberías, válvulas, bridas y uniones, se harán de acuerdo con la última edición de la Norma ANSI-B.31-3.
(Decreto 283 de 1990, artículo 41)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.38. RESULTADOS DE LA VISITA Y VERIFICACIÓN DE CUMPLIMIENTO DE LAS NORMAS POR PARTE DEL MINISTERIO. Terminada la visita de que trata el artículo anterior se levantara el acta correspondiente, en la que se harán constar los resultados de las pruebas, aforos, calibraciones y revisiones. Además, deberá constar cualquier obra o trabajo adicional que deba realizarse con el fin de cumplir los requisitos con miras a la obtención de licencia de funcionamiento.
El acta deberá firmarse por el funcionario del Ministerio y por el representante del propietario de la planta, y además, por los responsables de las pruebas, calibraciones y aforos.
(Decreto 283 de 1990, artículo 42)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.39. INFORME ESCRITO DE LA VISITA. El funcionario que efectúe la visita, deberá rendir informe escrito y pormenorizado sobre el resultado de la misma. El Ministerio de Minas y Energía comunicará por escrito al propietario de la planta los resultados de la visita y ordenará, si fuere el caso ejecutar los trabajos u obras necesarias para que la planta reúna todos los requisitos con el fin de otorgarle la licencia de funcionamiento.
La aprobación de la licencia de funcionamiento de las plantas de abastecimiento de combustibles derivados del petróleo se hará por resolución motivada.
(Decreto 283 de 1990, artículo 43)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.40. OBLIGACIÓN DE MANTENER LA CALIBRACIÓN DE TODAS LAS UNIDADES DE MEDIDA. Es responsabilidad de las plantas de abastecimiento mayoristas de combustibles líquidos derivados del petróleo, mantener en todo tiempo debidamente calibradas las unidades de medida de sus equipos de entrega de combustibles. Para este fin el recipiente utilizado en la calibración deberá estar debidamente certificado por el Centro de Control y Calidad y Metrología de la Superintendencia de industria y Comercio o quien haga sus veces u otra entidad debidamente acreditada ante el Ministerio de Minas y Energía. Este verificará periódicamente por medio de sus funcionarios o de quien delegue, que dicha calibración se ajuste a los parámetros del presente decreto.
(Decreto 283 de 1990, artículo 44)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.41. VERIFICACIÓN DE LA CALIBRACIÓN Y FUNCIONAMIENTO DE LAS UNIDADES DE MEDIDA. Cuando la autoridad competente verifique la calibración y el funcionamiento de las unidades de medida y los equipos de entrega de combustibles en las plantas de abastecimiento se procederá así:
a) Se levantará un acta en la que se dejará constancia de todas las circunstancias observadas en la diligencia, la cual será suscrita por el respectivo funcionario y el distribuidor o el representante del propietario y servirá de base para la apertura de la investigación por eventuales Infracciones, si fuere procedente;
b) Se entenderá que una unidad de medida se encuentra descalibrada si al momento de verificar la calibración, el nivel de entrega está por encima o por debajo de la línea cero (0) de la escala de medida del calibrador, caso en el cual se procederá a realizar los ajustes correctivos de las fallas encontradas para que la unidad pueda seguir funcionando correctamente;
c) Si en el curso de la diligencia no fuere posible hacer los ajustes necesarios, se procederá por parte del funcionario a condenar la unidad y esta no podrá entrar a funcionar hasta tanto se hayan hecho las reparaciones correspondientes, se realice una nueva calibración y se envíe el acta correspondiente al Ministerio de Minas y Energía.
PARÁGRAFO. Si durante la calibración de cualquier unidad de medida de entrega se encuentra una diferencia mayor de uno (1) por mil (1.000), por debajo de la línea de referencia del calibrador, se impondrá la sanción correspondiente.
(Decreto 283 de 1990, artículo 45)
DE LAS ESTACIONES DE SERVICIO.
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.42. CERTIFICACIÓN DEL USO Y UTILIZACIÓN DEL SUELO. Las autoridades competentes enunciadas en el artículo 49 del Decreto 2150 del 5 de diciembre de 1995, modificado y adicionado por el artículo 99 de la Ley 388 del 18 de julio de 1997 o la norma que las modifique, adiciones o derogue, certificarán el uso y utilización del suelo, según los correspondientes planes de ordenamiento urbanístico.
Las oficinas de planeación municipal, distrital o metropolitana, o las autoridades que hagan sus veces, establecerán -mediante actos locales de carácter general- las distancias que deben existir entre los tanques que almacenan líquidos inflamables y combustibles en las estaciones de servicio con respecto a los linderos de los predios vecinos, respetando como mínimo las distancias reconocidas por la norma NFPA 30. En todo caso, las distancias adoptadas por las autoridades competentes deberán estar técnicamente soportadas.
Para la instalación de tanques subterráneos que almacenen líquidos inflamables y combustibles, la citada norma señala que la distancia de cualquiera de estos tanques hasta el muro más próximo de un cimiento o pozo no debe ser inferior a un pie (0.30 m), y hasta el lindero de cualquier propiedad que pueda ser construida, no menos de 3 pies (0.90 m).
Las estaciones de servicio se podrán ubicar en zonas urbanas o rurales, previo concepto de la autoridad competente, en cuanto a localización y uso del suelo, condicionadas a que sus tanques de almacenamiento estén enterrados y cumplan con las distancias mínimas establecidas en la norma NFPA 30 vigente.
PARÁGRAFO 1o. Por razones de condiciones geológicas especiales y elevado nivel freático, comprobados con un estudio de suelos y por limitaciones en el fluido eléctrico, debidamente certificado por la entidad competente, podrá autorizarse la instalación de tanques de almacenamiento en superficie con las debidas medidas de seguridad tales como muros de retención y tubería de respiración, de acuerdo con lo establecido en la presente subsección.
PARÁGRAFO 2o. Las estaciones de servicio ubicadas en las zonas urbanas estarán sujetas también a las disposiciones distritales, metropolitanas o municipales; y, en las vías nacionales, a las disposiciones del Ministerio de Transporte. Lo anterior sin perjuicio de la aprobación o visto bueno que deban impartir las entidades a las cuales compete la preservación del medio ambiente.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 5o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.43. VIGENCIA DE LA AUTORIZACIÓN. El acto administrativo mediante el cual se autorice la construcción, modificación o ampliación de una estación de servicio tendrá una vigencia de seis (6) meses, contados a partir de la fecha en la que quede en firme. Si transcurrido este término no se ha iniciado la construcción, modificación o ampliación, conforme con lo aprobado en los respectivos planos, la correspondiente autorización perderá su vigencia.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 6o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.44. NORMAS APLICABLES A LOS TRÁMITES. Los trámites relacionados con estaciones de servicio que expendan gas natural comprimido (GNC); serán adelantados de conformidad con lo dispuesto en el Título II del presente decreto. Las estaciones de servicio mixtas, cumplirán lo consagrado en este decreto y en la Resolución 80582 del 8 de abril de 1996 o aquella que la derogue, modifique o adicione.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 7o, derogado parcialmente, por el Decreto 4299 de 2005, artículo 42)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.45. MODIFICACIÓN O AMPLIACIÓN DE ESTACIONES DE SERVICIO. Toda modificación o ampliación que se pretenda realizar en la estación de servicio, deberá ser previamente aprobada por la(s) autoridad(es) respectiva(s).
PARÁGRAFO 1o. No se podrá iniciar la construcción, ampliación o modificación de ninguna estación de servicio sin la aprobación previa de la licencia de construcción (que incluya la aprobación de los planos) por parte de la entidad competente, ni se podrán dar al servicio las instalaciones de una estación de servicio sin haber cumplido satisfactoriamente con las pruebas hidrostáticas de los tanques y tuberías. Igualmente se deberá realizar la calibración de los surtidores conforme se establece en el presente decreto.
PARÁGRAFO 2o. Una vez obtenida la licencia de construcción, modificación o ampliación de la estación de servicio (incluyendo la aprobación de respectivos planos), el interesado deberá iniciar las correspondientes obras dentro de los seis (6) meses siguientes -contados a partir de la fecha en la que quede en firme el acto mediante el cual se notifica la aprobación- y terminarlas dentro del año siguiente al del inicio de la construcción, modificación o ampliación. En caso de que el interesado no culmine las obras dentro del plazo señalado, este podrá solicitar prórroga, por una sola vez, justificando las razones para ello, prórroga que en ningún caso deberá ser superior a seis (6) meses. Si no se acoge la justificación presentada, dicha decisión no hará responsable a la autoridad competente que conceptuó negativamente, debiendo el interesado reiniciar, desde un principio, los trámites pertinentes.
PARÁGRAFO 3o. Las solicitudes en trámite para la construcción, modificación o ampliación de estaciones de servicio, deberán ceñirse al procedimiento establecido en el presente decreto.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 8o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.46. PENDIENTE MÍNIMA DEL PISO DE LAS ESTACIONES DE SERVICIO. El piso de las estaciones de servicio deberá tener una pendiente mínima de uno por ciento (1%) para que puedan escurrir los residuos de aguas hacia las cañerías. El desagüe de los lavaderos deberá ser subterráneo. El desagüe general deberá estar provisto de una trampa de grasas que separe los productos antes de entrar al colector de aguas, con el fin de evitar la contaminación de las mismas. Lo anterior sin perjuicio de lo exigido por el Ministerio de Medio Ambiente y Desarrollo Sostenible o de la autoridad que haga sus veces.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 9o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.47. DIÁMETRO Y DESEMBOCADURA DE LAS CAÑERÍAS. Las tuberías de desagüe (cañerías), deberán tener diámetro apropiado y desembocar en los sitios autorizados por las empresas de acueducto y alcantarillado de la localidad o por la autoridad competente, teniendo en cuenta las normas del medio ambiente que las regulen.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 10)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.48. INSTALACIONES SANITARIAS EN LAS ESTACIONES DE SERVICIO. Toda estación de servicio deberá poseer instalaciones sanitarias apropiadas para uso exclusivo de sus trabajadores e instalaciones sanitarias independientes para uso del público, localizadas en sitios de fácil acceso y se conservarán en perfecto estado de limpieza y funcionamiento.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 11)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.49. ESTRUCTURAS DE LAS EDIFICACIONES. Las estructuras de las edificaciones de las estaciones de servicio deberán construirse con materiales incombustibles.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 12)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.50. SEPARACIÓN DEL ÁREA DE LAS ESTACIONES DE SERVICIO. El área de las estaciones de servicio deberá estar separada de las vías públicas por andenes o aceras y zonas verdes, con el ancho y la forma exigidos por las reglamentaciones urbanísticas del municipio respectivo, además dando cumplimiento a las normas ambientales pertinentes.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 13)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.51. PROHIBICIÓN DEL FUNCIONAMIENTO DE VIVIENDA. Prohíbase la construcción y funcionamiento de vivienda o alojamiento, temporal o permanente, dentro de las instalaciones de las estaciones de servicio.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 14)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.52. PROTECCIÓN DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS. Las instalaciones eléctricas deberán protegerse con tubería conduit y sus accesorios ser a prueba de explosión, de acuerdo con la Norma NFPA 70 vigente y las especificaciones de la empresa de energía que provea el servicio.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 15)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.53. PLAN DE CONTINGENCIA CONTRA INCENDIOS EN ESTACIONES DE SERVICIO. Las estaciones de servicio deberán contar con un plan de contingencia contra incendios; se instalarán extintores de diez (10) kilogramos de polvo químico seco, así:
- Dos por cada isla.
- Dos en la oficina de administración de la estación de servicio.
- Uno por cada instalación que preste servicio adicional al de distribución de combustibles.
En estaciones de servicio con más de cuatro (4) mangueras de suministro, se dispondrá de un extintor rodante, de polvo químico seco, con capacidad mínima de setenta (70) kilogramos, que se ubicará a un costado de la construcción destinada a las oficinas de administración de la estación. En las estaciones de servicio mixtas se tendrá en cuenta la totalidad de mangueras de suministro, independientemente del combustible que se entregue a través del surtidor.
Los extintores se deberán mantener en perfectas condiciones de funcionamiento, protección, mantenimiento y vigentes las cargas.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 16)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.54. DISTANCIA MÍNIMA DEL TANQUE DE ALMACENAMIENTO CON EL PAVIMENTO. La parte superior de los tanques enterrados en una estación de servicio, no podrá estar a menos de cuarenta y cinco (45) centímetros bajo el nivel del pavimento o de sesenta (60) centímetros si no lo tiene.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 17)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.55. PISO DE LA EXCAVACIÓN ROCOSO. Sin perjuicio de lo exigido por la autoridad ambiental, cuando el piso de la excavación es de roca, material muy duro (compacto) o que pueda causar corrosión o deterioro al tanque, se colocará una capa de un mínimo de diez (10) centímetros de arena limpia o recebo lavado, libre de sales. Con estos mismos materiales se rellenará la excavación en tal forma que las paredes del tanque queden en contacto con ellos. Para evitar contaminaciones, la excavación donde va el tanque deberá forrarse con una película plástica de polietileno de calibre no menor de seis (6) milésimas de pulgada.
PARÁGRAFO. Cuando los avances tecnológicos lo permitan, se tendrán en cuenta las disposiciones que al respecto profieran las autoridades encargadas de velar por la calidad de protección de tanques, tuberías y accesorios, en relación con el medio corrosivo que lo pueda afectar.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 18)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.56. PROHIBICIONES AL ENTERRAR LOS TANQUES. Los tanques no podrán estar enterrados bajo ninguna edificación, isla, vía pública o andenes, ni sus extremos estar a menos de un (1) metro de los muros de la edificación más próxima.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 19)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.57. ANCLAJE DE LOS TANQUES DE ALMACENAMIENTO. Los tanques enterrados deberán anclarse cuando puedan ser alcanzados por el nivel freático. El anclaje deberá diseñarse de acuerdo con las condiciones del subsuelo y el volumen del tanque. Alternativamente se debe construir un sistema de drenaje subterráneo.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 20)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.58. TUBOS DE RESPIRACIÓN DE LOS TANQUES. Las bocas de los tubos de respiración de los tanques deberán salir al aire libre, por encima de tajados y paredes cercanas y alejadas de conducciones eléctricas. Además, deberán estar localizadas a distancias mayores de quince (15) metros de cualquier chimenea o fuente de ignición y en forma tal que los vapores no desemboquen en el interior de edificación alguna. Las bocas podrán ir protegidas con una válvula de alivio de presión y vacío, para evitar daños al tanque y pérdidas por evaporación y contaminación.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 21)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.59. DIÁMETRO DEL TUBO DE RESPIRACIÓN. El diámetro de tubo de respiración (desfogue) del tanque no podrá ser menor de la mitad del diámetro de la boca de llenado, pero en ningún caso inferior a treinta (30) mm (1 pulgadas).
(Decreto 1521 de 1998, artículo 22)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.60. REFUERZO DEL PISO INTERIOR DEL TANQUE. El piso interior del tanque, perpendicular a la boca de media de nivel, deberá reforzarse con una lámina de treinta (30) centímetros por treinta (30) centímetros y de calibre igual al de la lámina del tanque.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 23)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.61. REQUISITOS PARA LA INSTALACIÓN DE LAS BOCAS DE LLENADO DE LOS TANQUES. En la instalación de las bocas de llenado de los tanques, deberán observarse los siguientes requisitos:
a) Estar dotadas de tapones impermeables;
b) Estar localizadas por lo menos a un (1) metro con cincuenta (50) centímetros de cualquier puerta, ventana o abertura, en edificaciones de la estación de servicio o de linderos de predios vecinos.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 24)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.62. PROTECCIÓN DE LOS TANQUES ALMACENADORES. Los tanques deberán estar debidamente protegidos con pinturas anticorrosivas y/o con protección catódica, debiéndose ejercer un adecuado control y mantenimiento, periódicamente.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 25)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.63. NORMAS APLICABLES A LAS INSTALACIONES DE LAS ESTACIONES DE SERVICIO. Las instalaciones de las estaciones de servicio deberán cumplir con lo estipulado en este decreto, en las normas nacionales y en las normas NFPA 30 y 30-A.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 26)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.64. CERTIFICACIÓN DE CONSTRUCCIÓN DE LOS TANQUES ALMACENADORES. La persona que construya una estación de servicio, deberá presentar -ante las autoridades competentes- una certificación del constructor de los tanques de almacenamiento, que incluya las normas y especificaciones bajo las cuales fueron construidos y las presiones de prueba a que fueron sometidos; además, deberá enviar los planos de construcción de dichos tanques.
El sistema de tanques de almacenamiento y líneas de distribución de combustible, deberá probarse hidrostáticamente -durante dos (2) horas como mínimo- a una presión manométrica de 0.5 kilogramos por centímetro cuadrado. Estas pruebas deberán efectuarse en presencia del propietario o representante legal de la estación de servicio y de un funcionario designado por la autoridad competente, designación que deberá ser solicitada por los interesados con no menos de siete (7) días de antelación a la fecha en la cual se efectuarán las pruebas mencionadas.
De las correspondientes pruebas se levantará un acta que, debidamente firmada, se allegará al expediente de la estación de servicio.
Si a la autoridad competente se le presenta inconveniente de fuerza mayor para designar al funcionario que deberá presenciar las pruebas, dicha situación deberá ser puesta en conocimiento de los interesados con no menos de tres (3) días de anticipación a la fecha de realización de las pertinentes pruebas, las que -en cualquier caso- se deberán realizar dentro de los cinco (5) días siguientes a la fecha inicialmente fijada.
Si el funcionario designado no acude el día y a la hora de la citación para la práctica de las pruebas -excepto cuando se haya comunicado la existencia de inconveniente de fuerza mayor- los interesados podrán efectuarlas, debiendo enviar el acta levantada a la autoridad competente (señalando el resultado obtenido); lo anterior sin perjuicio de la sanción a que haya lugar, impuesta por la autoridad legalmente designada para hacerlo, en contra del funcionario que -sin justa causa- no asistió a la práctica de las pruebas.
PARÁGRAFO 1o. Cuando en el sistema de la estación de servicio se utilicen bombas sumergibles para el envío del combustible al surtidor, la tubería entre este y la bomba, deberá probarse a una presión de tres (3.0) kilogramos por centímetro cuadrado durante una (1) hora como mínimo.
PARÁGRAFO 2o. Para tanques fabricados con material y tecnologías nuevas, deberán cumplir las pruebas y procedimientos que estipule la norma respectiva Nacional y/o Internacional.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 27)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.65. OPERACIÓN DE LAS ESTACIONES DE SERVICIO. No podrá una estación de servicio entrar a operar sin haber dado total cumplimiento a lo exigido en el presente decreto; en caso de hacerlo, se le impondrá la sanción pertinente.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 28)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.66. SOLICITUDES ADICIONALES DE INFORMACIÓN. La autoridad competente podrá exigir al interesado cualquier información adicional, si así lo juzga necesario, y sus funcionarios comisionados, debidamente identificados, podrán inspeccionar las obras en cualquier momento y formular, por escrito, las observaciones del caso.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 29)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.67. CALIBRACIÓN DE LOS SURTIDORES DE COMBUSTIBLE. La calibración de los surtidores de combustibles derivados del petróleo de las estaciones de servicio se hará con un recipiente de cinco (5) galones de capacidad, debidamente calibrado y certificado por el Centro de Control de Calidad y Metrología de la Superintendencia de Industria y Comercio o quien haga sus veces u otra entidad debidamente acreditada ante el Ministerio de Minas y Energía.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 30)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.68. PROCEDIMIENTO PARA LA CALIBRACIÓN. El procedimiento para la calibración de los surtidores de combustibles líquidos derivados del petróleo será el siguiente:
a) Se humedece el calibrador, llenándolo -hasta su capacidad total- con el combustible; después de dicha operación, el líquido se devuelve al tanque de almacenamiento;
b) Se lleva a ceros (0) la cantidad marcada en la registradora y con la boquilla del surtidor completamente abierta (máxima rata de llenado), se vierten en el calibrador cinco (5) galones del surtidor, según lectura de la registradora;
c) Se lee en la escala graduada del calibrador el número de pulgadas cúbicas (líneas) entregadas por el surtidor, en exceso o en defecto (por encima o por debajo de la línea cero), de lo cual se tomará nota;
d) Después de desocupar el calibrador, se llena nuevamente según lo señalado en el literal b), pero con la boquilla del surtidor parcialmente cerrada, para limitar el flujo aproximadamente a cinco (5) galones por minuto, es decir, esta operación de llenado debe efectuarse aproximadamente en un minuto;
e) Se repite la operación indicada en el literal c), tomando nota de la lectura obtenida;
f) Se entenderá que un surtidor se encuentra descalibrado si al momento de verificar la calibración, el nivel de entrega está por encima o por debajo de la línea cero (0) de la escala de medida del calibrador;
g) El margen de calibración establecido por la norma API (American Petroleum Institute) es de más o menos siete (+ o -7) pulgadas cúbicas (líneas) en relación con la línea cero (0) del calibrador de cinco (5) galones de capacidad; lo anterior, sin perjuicio de la responsabilidad que cada distribuidor minorista de combustible tiene -en todo tiempo- de mantener en perfecto estado de conservación, funcionamiento y debidamente calibrada en ceros (0), la unidad de medida de los surtidores.
Los funcionarios competentes tendrán en cuenta que, a partir del 4 de agosto de 1998, el régimen sancionatorio se aplicará cuando las diferencias encontradas durante la verificación de la calibración de un surtidor en una estación de servicio sean mayores de más o menos de siete (+ o -7) pulgadas cúbicas (líneas) en relación con la línea cero (0) del calibrador de cinco (5) galones de capacidad.
PARÁGRAFO. La inspección de las registradoras se realizará para comprobar que el precio de los cinco (5) galones extraídos por el surtidor corresponde al autorizado.
Esto se obtiene multiplicando el volumen entregado por el precio unitario autorizado para la localidad. Si el resultado no corresponde al precio marcado en la registradora para los cinco (5) galones, la registradora está descalibrada.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 31)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.69. VERIFICACIÓN DE LA CALIBRACIÓN Y EL FUNCIONAMIENTO DE LOS SURTIDORES. Cuando la autoridad competente verifique la calibración y el funcionamiento de los surtidores, se procederá así:
a) Se cumplirá con lo estipulado en los artículos precedentes del presente decreto;
b) Se levantará un acta en la que se dejará constancia de todas las circunstancias observadas en la diligencia, la cual será suscrita por el respectivo funcionario y el interesado, delegado o encargado de la administración del distribuidor minorista o de la estación de servicio, que hubiere presenciado la inspección y servirá de base para la apertura de la investigación por presuntas infracciones, si fuere procedente;
c) Si en el curso de la diligencia no fuere posible hacer los ajustes necesarios, se procederá por parte del funcionario a sellar el surtidor y este no podrá entrar a operar nuevamente, hasta tanto no se hayan realizado las reparaciones de rigor, se efectúe una nueva calibración y se envíe el acta correspondiente a la autoridad competente, debidamente firmada por el interesado, delegado o encargado de la administración del distribuidor minorista o de la estación de servicio que hubiera presenciado la inspección.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 32)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.70. NORMATIVIDAD APLICABLE A LOS VEHÍCULOS DE TRANSPORTE DE DERIVADOS LÍQUIDOS DEL PETRÓLEO. Los tanques de los vehículos automotores dedicados al transporte de combustible y productos líquidos derivados del petróleo (gasolina motor, extra, CLD, queroseno, ACPM, bencina industrial, bases lubricantes, disolventes, combustóleo, etc.), deberán cumplir con todos los requisitos establecidos por la (s) norma (s) relacionada (s) con la construcción de los tanques que almacenen el producto.
(Decreto 1521 de 1998 artículo 37)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.71. RÉGIMEN APLICABLE A LOS ESTABLECIMIENTOS QUE PRESTEN SERVICIOS DE CAMBIO DE ACEITES. Todo establecimiento comercial que preste servicio de cambio de aceites y filtros estará obligado a cumplir con las disposiciones proferidas por la autoridad competente en cuanto a los envases y filtros cambiados, residuos líquidos y sólidos. El no cumplimiento de esta disposición acarreará las sanciones correspondientes.
(Decreto 1521 de 1998 artículo 54)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.71.1. NORMATIVA APLICABLE A LOS PUNTOS DE SUMINISTRO DE ENERGÉTICOS. <Artículo adicionado por el artículo 4 del Decreto 1135 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> La ubicación, diseño, construcción, modificación y/o mejoras, calibración, aforo, pruebas y demás requisitos que deberán cumplir los interesados en la construcción de un punto de suministro energético serán regulados por el Ministerio de Minas y Energía.
PARÁGRAFO. Se entenderá por punto de suministro energético la instalación que agrupa infraestructura que permite la distribución de uno o varios energéticos al consumidor final, de acuerdo con los requisitos técnicos y las obligaciones que señale el Ministerio de Minas y Energía.
DEL GRAN CONSUMIDOR INDIVIDUAL NO INTERMEDIARIO DE ACPM.
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.72. DETERMINACIÓN DEL INGRESO AL PRODUCTOR PARA GRANDES CONSUMIDORES INDIVIDUALES NO INTERMEDIARIOS DE ACPM. <Ver Notas de Vigencia> Para los Grandes Consumidores Individuales No Intermediarios de ACPM definidos en el artículo anterior, el ingreso al productor al cual Ecopetrol S.A. o quien haga sus veces venderá el ACPM producido en las refinerías del país, distribuido de manera directa o a través de los distribuidores mayoristas, será como mínimo, el promedio de precios FOB del Diésel Oil exportado por Ecopetrol S.A. en los 30 días calendario precedentes a la fecha de facturación, o el precio internacional equivalente de las cotizaciones de los 30 días calendario precedentes a la fecha de facturación del índice No. 2 U. S. Gulf Coast Waterborne de la publicación PLATT's de Standard & Poor's, cuando no se hayan presentado exportaciones dentro de ese mismo período.
PARÁGRAFO 1o. Cuando por atender necesidades normales o adicionales de Grandes Consumidores Individuales No Intermediarios de ACPM, Ecopetrol S.A. requiera importar o recurrir a otra fuente de abastecimiento diferente a las refinerías de su propiedad, el ingreso al productor al cual Ecopetrol S.A. podrá vender dicho producto, distribuido de manera directa o a través de los distribuidores mayoristas, deberá como mínimo remunerar todos los costos en que incurra Ecopetrol S.A. para realizar estas actividades, sin que en ningún caso pueda ser inferior al precio de exportación del producto.
PARÁGRAFO 2o. Para los Sistemas de Transporte Terrestre Masivos de Pasajeros y las empresas generadoras de energía ubicadas en las Zonas Interconectadas del Territorio Nacional consumidores de ACPM definidas en el artículo anterior, el Ingreso al Productor al cual Ecopetrol S. A. podrá vender el ACPM distribuido de manera directa o a través de los Distribuidores Mayoristas, será el de paridad de precios de importación.
(Decreto 2935 de 2002, artículo 2o, parágrafo 2o adicionado por el Decreto 2988 de 2003, artículo 2o, modificado por el Decreto 4483 de 2006, artículo 2o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.73. REPORTES DE INFORMACIÓN. <Ver Notas de Vigencia> A partir del 5 de diciembre de 2002, Ecopetrol S.A. o quien haga sus veces, los distribuidores mayoristas de combustibles, los refinadores locales y los importadores deberán reportar a la Unidad de Planeación Minero Energética-UPME las ventas totales de ACPM realizadas durante el trimestre anterior y discriminadas por cliente, dentro de los quince (15) días hábiles siguientes a la terminación de cada trimestre (enero, marzo, abril, junio, julio, septiembre, octubre y diciembre).
La Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, con base en la anterior información, elaborará dentro de los veinticinco (25) días hábiles siguientes a la terminación de cada trimestre, la lista de los Grandes Consumidores Individuales No Intermediarios de ACPM de que trata el artículo 14 de la Ley 681 de 2001, así como un análisis del comportamiento de la demanda de ACPM en el país. Esta lista se hará pública a través de la página Web de dicha Unidad y regirá para las ventas realizadas a estos en el respectivo trimestre y hasta tanto se emita una nueva lista.
Igualmente, la UPME deberá presentar al Ministerio de Minas y Energía dentro del mismo término, un informe ejecutivo con el análisis del comportamiento de la demanda de ACPM en el país durante el respectivo trimestre.
El incumplimiento del reporte de información contenido en el presente artículo por parte de los agentes señalados, acarreará las sanciones contempladas en la Ley 39 de 1987 adicionada por la Ley 26 de 1989.
(Decreto 2935 de 2002, artículo 3o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.74. SOLICITUDES DE ACPM POR PARTE DE LOS DISTRIBUIDORES MAYORISTAS. <Ver Notas de Vigencia> Las solicitudes de ACPM que los distribuidores mayoristas hagan a Ecopetrol S.A. o quien haga sus veces con destino a los Grandes Consumidores No Intermediarios de ACPM serán individuales y particulares para cada caso y su facturación se hará de manera independiente.
(Decreto 2935 de 2002, artículo 4o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.75. AUTORIZACIÓN EJERCER LA ACTIVIDAD DE REFINACIÓN DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS DERIVADOS DEL PETRÓLEO. <Ver Notas de Vigencia> Para ejercer la actividad de refinación de hidrocarburos para la producción de combustibles líquidos derivados del petróleo en el territorio colombiano el interesado deberá obtener autorización del Ministerio de Minas y Energía, para lo cual, previamente, deberá acreditar o cumplir los siguientes requisitos:
1. Licencia de construcción y permisos y/o autorizaciones ambientales correspondientes, expedidos para la respectiva refinería, por las autoridades competentes, si estas así lo requieren.
2. Copia de los estatutos sociales, estados financieros al momento de su constitución y composición accionaria de la empresa, según el caso.
3. Certificado de existencia y representación legal -para personas jurídicas- o registro mercantil -para personas naturales- expedido por la Cámara de Comercio respectiva con no más de tres (3) meses de antelación, en el que conste que dentro de su objeto social se encuentra la actividad de refinación de hidrocarburos para la producción de combustibles líquidos derivados del petróleo.
4. Memoria técnica que incluya la descripción de la refinería, ubicación, capacidad, especificaciones de calidad de los productos a producir, el monto de las inversiones, tipo y procedencia del hidrocarburo en la carga a la refinería y el volumen de producción de cada uno de los productos.
5. Certificado de conformidad de las instalaciones de la refinería, emitido por un organismo de certificación acreditado, para el caso donde este aplique, siempre y cuando existan reglamentos técnicos sobre el particular.
6. Póliza de seguro de responsabilidad civil extracontractual a que hace referencia el presente decreto, en la cual debe aparecer expresamente determinada y ubicada las instalaciones de la refinería sobre la cual versa la respectiva solicitud, acompañada del clausulado general con sus correspondientes anexos, así como copia del recibo de pago, en los montos establecidos.
PARÁGRAFO 1o. El Ministerio de Minas y Energía revisará la documentación allegada, dentro del plazo de sesenta (60) días contados desde la fecha de radicación. En caso de que dicha autoridad formule observaciones, el interesado contará con un término hasta de treinta (30) días para aclarar o adicionar la información.
Presentadas las anteriores aclaraciones o adiciones por parte del interesado, el Ministerio de Minas y Energía, mediante resolución, autorizará la operación de la refinería, en un plazo máximo de treinta (30) días. En caso contrario, no le será concedida dicha autorización, hasta tanto no se dé cumplimiento de los requisitos exigidos en el presente artículo.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 5o; numeral 4 modificado por el Decreto 1717 de 2008, artículo 5o; numeral 7o derogado por el Decreto 1333 de 2007, artículo 4o, parágrafo ha perdido vigencia.)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.76. OBLIGACIONES DEL REFINADOR. <Ver Notas de Vigencia> Todo refinador además de sujetarse a las normas vigentes, deberá cumplir las siguientes obligaciones:
1. Mantener una prestación regular del servicio.
2. Mantener vigente el certificado de calibración del instrumento patrón para la calibración de las unidades de medida para la entrega de combustibles líquidos derivados del petróleo, emitido por un laboratorio de metrología acreditado.
3. Mantener vigente la póliza de responsabilidad civil extracontractual de la refinería de combustibles líquidos derivados del petróleo que posea o utilice, en los términos establecidos en el presente decreto.
4. Informar a la autoridad de regulación, control y vigilancia, previamente al inicio de las obras, cualquier ampliación o modificación de la refinería.
5. Prestar la colaboración necesaria al Ministerio de Minas y Energía para el cumplimiento de sus funciones.
6. Registrar la información señalada por la regulación del Sistema de Información de Combustibles Líquidos Derivados del Petróleo Sicom, expedida por el Ministerio de Minas y Energía.
7. Deberá realizar suministros a los agentes autorizados en el numeral siguiente que cuenten con instalaciones que reúnan las condiciones técnicas, de seguridad y ambientales establecidas; para el efecto, podrá exigir los permisos y autorizaciones que acrediten el cumplimiento de la normatividad sobre instalaciones, seguridad industrial y ambientales aplicable, quedando en caso de obtenerlos, liberado de responsabilidad por este concepto. La responsabilidad por los suministros realizados a instalaciones no aptas para recibirlos recaerá en el refinador.
8. El refinador solamente podrá distribuir los combustibles líquidos derivados del petróleo que produzca a otro refinador, al distribuidor mayorista, al distribuidor minorista a través de estación de servicio de aviación y marítima, al gran consumidor con instalación fija que consuma ACPM en volúmenes iguales o superiores a cuatrocientos veinte mil (420.000) galones mes y al gran consumidor con instalación fija que consuma combustibles para quemadores industriales (combustóleos - fuel oil), y/o gasolina natural - nafta.
Los despachos de combustibles para quemadores industriales y/o Avigas, podrán ser entregados por el refinador directamente a las instalaciones del gran consumidor con instalación fija y/o estación de servicio de aviación, respectivamente, o a través del distribuidor mayorista y/o distribuidor minorista para estación de servicio de aviación. En todo caso y para estas dos condiciones el margen del mayorista y/o de la estación de servicio de aviación será regulado por el Ministerio de Minas y Energía.
9. Abstenerse de despachar los combustibles líquidos derivados del petróleo a carrotanques que no cumplan los requisitos exigidos en la sección "Transporte terrestre de mercancías peligrosas por carretera" del Decreto Reglamentario Único del Sector Transporte, o en las normas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.
10. Abstenerse de realizar prácticas comerciales restrictivas o aquellas consideradas como competencia desleal, según lo previsto en las Leyes 155 de 1959 y 256 de 1996, y demás normas reglamentarias concordantes.
11. Tener y hacer cumplir un reglamento interno de seguridad, el cual detalle las acciones necesarias que deban desarrollarse frente a las distintas posibilidades de accidentes. Para el efecto, deberá brindar la capacitación necesaria para que el personal a su cargo se encuentre instruido en la ejecución de estos procedimientos.
12. Llevar y mantener registros detallados sobre las especificaciones y características de los combustibles líquidos derivados del petróleo producidos, para verificación por parte de la autoridad de regulación, control y vigilancia o cualquier otra autoridad competente.
13. Entregar a sus clientes los certificados de calidad y cantidad de los combustibles líquidos derivados del petróleo producidos y despachados, sobre el cumplimiento de los requisitos de calidad y de marcación establecidos en los reglamentos técnicos y en el presente decreto.
14. Despachar sus productos con la guía única de transporte y certificado de marcación, para aquellos que lo requieran.
15. Cumplir con las normas establecidas sobre protección y preservación del medio ambiente.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 6o; numerales 2, 7 y 9 modificados por el Decreto 1717 de 2008, artículo 6o; numeral 4 derogado por el Decreto 1333 de 2007, artículo 4o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.77. AUTORIZACIÓN PARA EJERCER LA ACTIVIDAD DE IMPORTACIÓN. <Ver Notas de Vigencia> Toda persona natural o jurídica que se encuentre interesada en importar combustibles líquidos derivados del petróleo para consumo o distribución dentro del territorio nacional, deberá obtener previamente al ejercicio de dicha actividad, autorización del Ministerio de Minas y Energía para lo cual deberá presentar los siguientes documentos:
1. Copia de los estatutos sociales, estados financieros al momento de su constitución y composición accionaria de la empresa, según el caso.
2. Certificado de existencia y representación legal -para personas jurídicas- o registro mercantil -para personas naturales- expedido por la respectiva Cámara de Comercio con no más de tres (3) meses de antelación, en el que conste que dentro de su objeto social se encuentra la actividad de importación de combustibles líquidos derivados del petróleo.
3. Documento en donde se indique: Nombre o razón social del importador, dirección comercial, ciudad, teléfono, fax, correo electrónico, origen, tipo y volumen del combustible a importar, medio de transporte a utilizar en la importación.
4. Copia del contrato de almacenamiento que suscriba para el recibo del combustible a importar.
5. Copia del contrato o acuerdo suscrito con el agente de la cadena de distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo que distribuirá o consumirá el combustible importado.
PARÁGRAFO. El importador podrá suscribir contratos o acuerdos para distribuir o consumir el combustible líquido derivado del petróleo importado con el refinador, el distribuidor mayorista, el distribuidor minorista, a través de estación de servicio de aviación y marítima, el gran consumidor con instalación fija que consuma ACPM en volúmenes iguales o superiores a cuatrocientos veinte mil (420.000) galones mes y el gran consumidor que consuma combustible para quemadores industriales (combustóleos - fuel oil).
(Decreto 4299 de 2005, artículo 7o, numeral 4 derogado por el Decreto 1333 de 2007, artículo 4o, parágrafo modificado por el Decreto 1333 de 2007, artículo 8o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.78. VISTO BUENO PARA LA IMPORTACIÓN DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS DERIVADOS DEL PETRÓLEO. <Ver Notas de Vigencia> De acuerdo con la anterior documentación, el Ministerio de Minas y Energía comunicará por escrito al importador la negación o autorización de la importación de los combustibles líquidos derivados del petróleo dentro de los tres (3) días hábiles siguientes al recibo completo de la información. En caso de ser autorizada, para que los combustibles se puedan consumir, distribuir o comercializar en el territorio nacional, dicha entidad deberá otorgar el Visto Bueno respectivo al registro de importación, para que se continúe de conformidad con los procedimientos establecidos en materia de comercio exterior.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 8o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.79. ESPECIFICACIONES DE CALIDAD DEL COMBUSTIBLE IMPORTADO. <Ver Notas de Vigencia> Los combustibles líquidos derivados del petróleo que se importen al territorio nacional, deberán contar con un certificado de conformidad expedido por un organismo certificador acreditado, sobre el cumplimiento de los requisitos de calidad establecidos en la normatividad aplicable. Dicho certificado deberá ser presentado por el importador, ante la Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales, DIAN, como documento soporte de la declaración de importación del producto.
PARÁGRAFO 1o. Cuando se pretenda importar combustibles líquidos derivados del petróleo sobre los cuales no se hayan establecido especificaciones mínimas de calidad, el importador deberá solicitar permiso al Ministerio de Minas y Energía, informando la necesidad de dicho combustible, las especificaciones de calidad, la destinación que tendrá, los procesos en que se usará y los volúmenes que importará.
En caso de que dicha autoridad encuentre procedente la importación de esta clase de combustibles, establecerá antes de la importación al país, los correspondientes requisitos técnicos a cumplir y comunicará al interesado para que continúe con el procedimiento señalado en la presente subsección.
PARÁGRAFO 2o. En caso de que el organismo de certificación acreditado no expida el certificado de conformidad del producto, este deberá ser reembarcado.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 9o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.80. OBLIGACIONES DEL IMPORTADOR. <Ver Notas de Vigencia> Todo importador de combustibles líquidos derivados del petróleo deberá cumplir, además de las obligaciones establecidas en los anteriores artículos, las siguientes:
1. Prestar la colaboración necesaria al Ministerio de Minas y Energía para el cumplimiento de sus funciones.
2. Cumplir el procedimiento respecto de la marcación de combustibles establecido en la subsección "Marcación de combustibles líquidos derivados del Petróleo" del presente decreto, o aquellas normas que las modifiquen, adicionen o sustituyan.
3. Abstenerse de despachar los combustibles líquidos derivados del petróleo a carrotanques que no cumplan los requisitos exigidos en el Decreto Reglamentario Único del Sector Transporte, sección "Transporte terrestre automotor de mercancías peligrosas por carretera" o en las normas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.
4. Abstenerse de realizar prácticas comerciales restrictivas o aquellas consideradas como competencia desleal, según lo previsto en la Leyes 155 de 1959 y 256 de 1996, y demás normas reglamentarias concordantes.
5. Tener y hacer cumplir un reglamento interno de seguridad, el cual detalle las acciones necesarias que deban desarrollarse frente a las distintas posibilidades de accidentes. Para el efecto, deberá brindar la capacitación necesaria para que el personal a su cargo se encuentre instruido en la ejecución de estos procedimientos.
6. Registrar la información señalada por la regulación del Sistema de Información de Combustibles Líquidos Derivados del Petróleo Sicom, expedida por el Ministerio de Minas y Energía.
7. Mantener por el término de seis (6) meses, a disposición del Ministerio de Minas y Energía u otra autoridad competente, las muestras de los combustibles importados, con sus respectivos certificados de conformidad expedidos por el organismo de certificación acreditado.
8. Entregar a sus clientes los certificados de conformidad de calidad y cantidad de los combustibles líquidos derivados del petróleo importados.
9. Suministrar la guía única de transporte a cada uno de los agentes autorizados, en los términos señalados en el presente decreto.
10. Cumplir con las normas establecidas sobre protección y preservación del medio ambiente.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 11, numeral 3 derogado por el Decreto 1333 de 2007, artículo 4o; numeral 7 modificado por el Decreto 1717 de 2008, artículo 7o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.81. AUTORIZACIÓN PARA EJERCER LA ACTIVIDAD DE ALMACENADOR. <Ver Notas de Vigencia> Toda persona natural o jurídica que se encuentre interesada en ejercer la actividad de almacenamiento de combustibles líquidos derivados del petróleo en el territorio colombiano deberá obtener previamente autorización del Ministerio de Minas y Energía, para lo cual deberá presentar los siguientes documentos:
1. Copia de los estatutos sociales, estados financieros al momento de su constitución y composición accionaria de la empresa, según el caso.
2. Certificado de existencia y representación legal -para personas jurídicas- o registro mercantil -para personas naturales- expedido por la Cámara de Comercio con no más de tres (3) meses de antelación, en el que conste que dentro de su objeto social se encuentra la actividad de almacenamiento de combustibles líquidos derivados del petróleo.
3. Certificado de conformidad expedido por un organismo de certificación acreditado, sobre el cumplimiento de los requisitos contemplados en el reglamento técnico expedido por la autoridad competente, respecto de la planta de abastecimiento sobre la cual versa la solicitud que se tramita.
4. Póliza de seguro de responsabilidad civil extracontractual a que hace referencia el presente decreto, en la cual debe aparecer expresamente determinada y ubicada la planta de abastecimiento sobre la cual versa la respectiva solicitud, acompañada del clausulado general con sus correspondientes anexos, así como copia del recibo de pago, en los montos establecidos.
PARÁGRAFO 1o. El Ministerio de Minas y Energía revisará la anterior documentación, dentro del plazo de treinta (30) días contados a partir de la fecha de radicación de la solicitud. En caso de que dicha autoridad formule observaciones, el interesado contará con un término de hasta quince (15) días para aclarar o adicionar la información.
Presentadas las aclaraciones correspondientes por parte del interesado el Ministerio de Minas y Energía, mediante resolución y en un plazo no mayor a treinta (30) días emitirá la autorización para actuar como almacenador de combustibles líquidos derivados del petróleo.
En el evento en que no se absuelvan dentro del término establecido las observaciones formuladas, se rechazará la solicitud.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 12, numeral 4 derogado por el Decreto 1333 de 2007, artículo 4o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.82. OBLIGACIONES DEL ALMACENADOR. <Ver Notas de Vigencia> El almacenador deberá cumplir con todas las normas vigentes en materia de hidrocarburos, en especial las siguientes:
1. Mantener una prestación regular del servicio de almacenamiento de combustibles
2. Prestar la colaboración necesaria al Ministerio de Minas y Energía para e
3. Atender y ejercer las acciones correctivas formuladas por las autoridades competentes, relacionadas con el debido mantenimiento, limpieza, presentación, preservación del medio ambiente y seguridad, en sus instalaciones, tanques, tuberías, equipos y demás accesorios, conservando las mejores condiciones para la prestación de un eficiente servicio al público.
4. Mantener vigentes los certificados de calibración de las unidades de medida para la entrega de los combustibles líquidos derivados del petróleo, emitidas por un laboratorio de metrología acreditado.
5. Obtener y mantener vigente el certificado de conformidad de la planta de abastecimiento, expedido por un organismo de certificación acreditado, sobre el cumplimiento de los requisitos técnicos contemplados en el reglamento técnico expedido por las autoridades competentes. El certificado de conformidad se deberá renovar como mínimo cada cinco (5) años y cada vez que se realice una modificación o ampliación de la planta.
6. Obtener y/o mantener vigentes los permisos, licencias o autorizaciones expedidas por las alcaldías, las curadurías urbanas y las autoridades ambientales competentes, según corresponda.
7. Mantener vigente la póliza de responsabilidad civil extracontractual de la planta de abastecimiento de combustibles líquidos derivados del petróleo que posea o utilice, en los términos establecidos en el presente decreto.
8. Prestar el servicio de almacenamiento de combustibles líquidos derivados del petróleo a la persona natural o jurídica que lo requiera para actuar como agente importador, refinador, distribuidor mayorista, distribuidor minorista a través de estación de servicio de aviación o marítima, el gran consumidor con instalación fija que consuma ACPM en volúmenes iguales o superiores a cuatrocientos veinte mil (420.000) galones mes y el gran consumidor que requiera el uso de combustibles para quemadores industriales (combustóleos - fuel oil). Para este efecto, se requerirá autorización del Ministerio de Minas y Energía, previa presentación del respectivo contrato.
9. Registrar la información señalada por la regulación del Sistema de Información de Combustibles Líquidos Derivados del Petróleo Sicom, expedida por el Ministerio de Minas y Energía.
10. Abstenerse de consumir o comercializar los combustibles que almacene.
11. Abstenerse de recibir y/o despachar los combustibles líquidos derivados del petróleo a carrotanques que no cumplan los requisitos exigidos en el Decreto Reglamentario Único del Sector Transporte, sección "Transporte terrestre automotor de mercancías peligrosas por carretera", o en las normas que lo modifiquen, adicionen o sustituyan.
12. Abstenerse de realizar prácticas comerciales restrictivas o aquellas consideradas como competencia desleal, según lo previsto en la Leyes 155 de 1959, 256 de 1996, y demás normas reglamentarias concordantes.
13. Cumplir con las normas establecidas sobre protección y preservación del medio ambiente.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 13, numeral 4 derogado por el Decreto 1333 de 2007, artículo 4o; numeral 9 modificado por el Decreto 1333 de 2007, artículo 9o; modificado de nuevo por el Decreto 1717 de 2008, artículo 9o; numeral 10 modificado por el Decreto 1717 de 2008, artículo 8o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.83. REQUISITOS PARA EJERCER LA ACTIVIDAD DE DISTRIBUIDOR MAYORISTA. <Ver Notas de Vigencia> Toda persona natural o jurídica que se encuentre interesada en ejercer la actividad de distribuidor mayorista de combustibles líquidos derivados del petróleo en el territorio colombiano deberá obtener, previamente, autorización del Ministerio de Minas y Energía para lo cual deberá presentar los siguientes documentos:
1. Copia de los estatutos sociales, estados financieros al momento de su constitución y composición accionaria de la empresa, de ser el caso.
2. Certificado de existencia y representación legal -para personas jurídicas- o registro mercantil -para personas naturales- expedido por la respectiva Cámara de Comercio con no más de tres (3) meses de antelación, en el que conste que dentro de su actividad principal se encuentra la distribución mayorista de combustibles líquidos derivados del petróleo.
3. Certificado de conformidad expedido por un organismo de certificación acreditado, sobre el cumplimiento de los requisitos contemplados en el reglamento técnico emitido por la autoridad competente, de la planta de abastecimiento sobre la cual versa la solicitud que se tramita.
4. Póliza de seguro de responsabilidad civil extracontractual, en los términos establecidos en el presente decreto, en la cual debe aparecer expresamente determinada y ubicada la planta de abastecimiento sobre la cual versa la respectiva solicitud, acompañada del clausulado general con sus correspondientes anexos, así como copia del recibo de pago, en los montos establecidos.
5. Demostrar que tiene asegurada la fuente de suministro necesaria para el abastecimiento que proyecta realizar.
6. Demostrar que en la planta o plantas de abastecimiento que tiene a su cargo ha realizado despachos, mediante contratos o acuerdos comerciales, de combustibles líquidos derivados del petróleo en volúmenes superiores a dos millones seiscientos mil (2.600.000) galones al mes, de los cuales el setenta por ciento (70%) como mínimo debe corresponder a despachos realizados a distribuidores minoristas a través de estaciones de servicio automotriz y/o fluvial que cuenten con su marca.
PARÁGRAFO 1o. Dada su ubicación geográfica y/o la limitada demanda de combustibles en el área de influencia que atienden, las plantas de abastecimiento de combustibles líquidos derivados del petróleo, actualmente existentes en los municipios de San Andrés (Archipiélago de San Andrés); Florencia (Caquetá); San José del Guaviare (Guaviare); Buenaventura (Valle del Cauca) y Turbo (Antioquia), deberán demostrar que han celebrado contratos o acuerdos comerciales de combustibles líquidos derivados del petróleo con distribuidores minoristas o grandes consumidores, quedando exceptuados del cumplimiento del volumen señalado en el numeral 7 del presente artículo. En igual sentido quedan exceptuados del cumplimiento de la señalada obligación, las plantas de abastecimiento actualmente existentes y las que se construyan en los municipios ubicados en los departamentos fronterizos del territorio nacional, al igual que las que se construyan para distribuir exclusivamente combustibles para quemadores industriales.
PARÁGRAFO 2o. Para iniciar operaciones el distribuidor mayorista deberá contar como mínimo con una planta de abastecimiento, con una capacidad de almacenamiento de por lo menos el 30% del volumen mensual señalado en el numeral 7 de este artículo.
El distribuidor mayorista dispondrá de un plazo de doce (12) meses contados a partir de la fecha de autorización para cumplir con la obligación de distribuir el volumen señalado en el numeral 7 del presente artículo, los cuales deberán estar justificados mediante contratos o acuerdos comerciales. Una vez vencido dicho plazo sin que se haya dado cumplimiento se sancionará con multa de conformidad con el procedimiento establecido en la ley, y de allí en adelante cada semestre se entrará a revisar dicho cumplimiento.
En los sucesivos semestres primero, segundo, tercero, cuarto y siguientes, el distribuidor mayorista que no haya dado cumplimiento a la obligación señalada en el inciso primero de este parágrafo, deberá girar al Tesoro Nacional el valor que resulte de aplicar la siguiente ecuación, para lo cual la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía expedirá el acto administrativo correspondiente:
{((1.820.000 - Vdm) + (780.000 - Voa)) * No * Fm * Ts}
Vdm = Es el volumen en galones mensual de despachos suscritos con distribuidores minoristas a través de estaciones de servicio automotriz y/o fluvial, y el cual se calcula de acuerdo con el promedio de despachos mensuales de los últimos seis meses anteriores al cálculo. En el evento que Vdm sea mayor a 1.820.000 entonces Vdm será igual a 1.820.000.
Voa = Es el valor positivo que resulte de la diferencia entre los despachos totales del distribuidor mayorista y 1.820.000. En el evento que Voa sea mayor a 780.000 entonces Voa será igual a 780.000.
No = Margen base del distribuidor mayorista. Para efectos de este cálculo se tomará el valor promedio de los últimos seis meses anteriores al cálculo correspondiente al margen máximo reconocido por el Ministerio de Minas y Energía a favor del distribuidor mayorista por las ventas de gasolina motor corriente.
Fm = Factor de margen que se verá afectado. Se establecerá para el primer semestre de cálculo en 0.1, para el segundo semestre en 0.2, para el tercer semestre en 0.3, para el cuarto semestre y sucesivos en 0.4.
Ts = 6, que equivale a los seis (6) meses correspondiente al semestre de cálculo
PARÁGRAFO 3o. En el evento que un distribuidor mayorista tenga a su cargo más de una planta de abastecimiento, deberá cumplir lo establecido en el artículo 2.2.1.1.2.3.95 del presente decreto.
PARÁGRAFO 4o. El Ministerio de Minas y Energía revisará la anterior documentación, dentro del plazo de treinta (30) días contados desde la fecha de radicación de aquella. En caso de que dicha entidad formule observaciones, el interesado contará con un término hasta de quince (15) días para aclarar o adicionar la información.
Presentadas las aclaraciones correspondientes por parte del interesado, el Ministerio de Minas y Energía, en un término de treinta (30) días, mediante resolución, emitirá la correspondiente autorización para operar como distribuidor mayorista.
En el evento en que no se absuelvan dentro del término establecido las observaciones formuladas, se rechazará la solicitud.
PARÁGRAFO 5o. En todos aquellos casos relacionados con lo señalado en el parágrafo 5o del artículo 2.2.1.1.2.2.3.90. del presente decreto, los distribuidores mayoristas podrán aplicar las excepciones y plazos señalados en el mismo, es decir continuar con la venta durante los plazos establecidos a los actores señalados en el respectivo parágrafo.
(Decreto 4299 de 2005 artículo 14, numeral 7 modificado por el Decreto 1717 de 2008, artículo 10; parágrafo 2o modificado por el Decreto 1717 de 2008, artículo 11; parágrafo 1o modificado por el Decreto 1333 de 2007, artículo 11; parágrafo 3o modificado por el Decreto 1333 de 2007, artículo 13)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.84. OBLIGACIONES DEL DISTRIBUIDOR MAYORISTA. <Ver Notas de Vigencia> El distribuidor mayorista tiene las siguientes obligaciones:
1. Prestar la colaboración necesaria al Ministerio de Minas y Energía para el cumplimiento de sus funciones.
2. Garantizar un suministro de carácter regular y estable de los combustibles con las personas con las que tenga un contrato o acuerdo comercial, salvo interrupción justificada del suministro.
3. Almacenar los combustibles líquidos derivados del petróleo en la planta de abastecimiento propia o arrendada, previo a su distribución. Se exceptúan los combustibles para quemadores industriales y/o Avigas, según lo señalado en el artículo 2.2.1.1.2.2.3.76. del presente decreto.
4. En el caso de entregas a plantas de otros distribuidores mayoristas, lo cual no aplica para entregas entre dos o varios distribuidores que comparten una misma planta, el producto deberá destinarse exclusivamente a las mismas, de tal forma que el producto se almacene previamente a su distribución, de acuerdo con lo señalado en el numeral 3, ibídem.
5. En el contrato o acuerdo comercial que se suscriba, el distribuidor mayorista deberá incluir una cláusula de compromiso que faculte al distribuidor minorista a través de estación de servicio automotriz y fluvial para exhibir su marca comercial, con el fin de autorizar a aquel para exigir de este el cumplimiento de estándares de seguridad y de calidad en la prestación del servicio
6. Atender y ejercer las acciones correctivas para el debido mantenimiento, limpieza, presentación, preservación del medio ambiente y seguridad en sus instalaciones, tanques, tuberías, equipos y demás accesorios, formuladas por las autoridades competentes, conservando las mejores condiciones para la prestación de un eficiente servicio al público.
7. Suministrar combustibles únicamente al distribuidor mayorista, al gran consumidor y al distribuidor minorista, que cuenten con autorización del Ministerio de Minas y Energía o de la autoridad en quien este delegue. Así mismo se le autoriza la distribución de combustibles directamente a las embarcaciones, en aquellos casos en que las plantas de abastecimiento cuenten con muelles. La responsabilidad por los suministros realizados a dichas personas, corresponderá al distribuidor mayorista quien para el efecto podrá exigir los permisos y autorizaciones que acrediten el cumplimiento de la normatividad vigente, quedando en caso de obtenerlos, liberado de responsabilidad al respecto.
8. Abstenerse de vender combustibles líquidos derivados del petróleo a aquellos agentes de la cadena con los cuales no se tenga un contrato o acuerdo comercial y, adicionalmente, con aquellos distribuidores minoristas a través de estación de servicio automotriz y fluvial que no tengan exhibida su marca comercial.
9. Mantener vigente el certificado de calibración del instrumento patrón para la calibración de las unidades de medida para la entrega de combustibles líquidos derivados del petróleo, emitido por un laboratorio de metrología acreditado.
10. Obtener y mantener vigente el certificado de conformidad de la planta de abastecimiento que posea o utilice, expedido por un organismo de certificación acreditado, sobre el cumplimiento de los requisitos contemplados en el reglamento técnico expedido por las autoridades competentes. Los certificados de conformidad se deberán renovar como mínimo cada cinco (5) años o cada vez que se realice una modificación o ampliación a la planta.
11. Registrar la información señalada por la regulación del Sistema de Información de Combustibles Líquidos Derivados del Petróleo Sicom, expedida por el Ministerio de Minas y Energía.
12. Enviar al Ministerio de Minas y Energía durante los primeros diez (10) días del mes de enero de cada año, un informe de la capacidad de almacenamiento comercial de cada una de las plantas de abastecimiento que posea o utilice, relacionando:
i) Numeración del tanque;
ii) Capacidad nominal del tanque;
iii) Tipo de producto almacenado;
iv) Fecha de calibración del tanque, y
v) Organismo certificador de la medición en los formatos, mecanismos y procedimientos que este diseñe para tal fin.
13. Abstenerse de despachar los combustibles líquidos derivados del petróleo a carrotanques que no cumplan los requisitos exigidos en el Decreto Reglamentario Único del Sector Transporte, sección "Transporte terrestre de mercancías peligrosas por carretera", o en las normas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.
14. Obtener y/o mantener vigentes los permisos, licencias o autorizaciones expedidas por las alcaldías, las curadurías urbanas y las autoridades ambientales competentes, para las plantas de abastecimiento según corresponda.
15. Mantener vigente la póliza de responsabilidad civil extracontractual, en los términos establecidos en el presente decreto, de la planta de abastecimiento de combustibles líquidos derivados del petróleo que posea.
16. Cumplir el procedimiento de aditivación de los combustibles líquidos derivados del petróleo establecido en la Resolución 80155 de 1999 del Ministerio de Minas y Energía, o en las normas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.
17. Suministrar la guía única de transporte por cada uno de los despachos que efectúe, en los términos señalados en el presente decreto.
18. Disponer de instalaciones adecuadas en relación con la capacidad de almacenamiento comercial de conformidad con lo establecido en el presente decreto.
19. Abstenerse de realizar prácticas comerciales restrictivas o aquellas consideradas como competencia desleal, según lo previsto en la Leyes 155 de 1959 y 256 de 1996, el Decreto 2153 de 1992 y demás normas concordantes.
20. Cumplir con las normas establecidas sobre protección y preservación del medio ambiente.
21. El Distribuidor Mayorista está obligado a pagar la sobretasa en los municipios reportados por el Distribuidor Minorista, quien a su vez deberá informar el destino final de los combustibles al momento de la facturación.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 15, numerales 2, 5 y 18 modificados por el Decreto 1333 de 2007 artículo 14; numerales 3, 8, 9, 10 y 12 modificados por el Decreto 1717 de 2008, artículo 12)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.85. MEDIOS DE TRANSPORTE. El transporte de combustibles líquidos derivados del petróleo se podrá realizar a través de los siguientes medios:
i) Terrestre;
ii) Poliductos;
iii) Marítimo;
iv) Fluvial;
v) Férreo, y
vi) Aéreo.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 16)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.86. TRANSPORTE TERRESTRE. <Artículo modificado por el artículo 1 del Decreto 1135 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> El transporte de combustibles líquidos, biocombustibles y/o de sus mezclas, que se movilicen por vía terrestre, solo podrá hacerse en vehículos con carrocería tipo tanque. Los transportadores deberán portar o tener acceso digital continuo a la guía de transporte de hidrocarburos, biocombustibles y sus mezclas o al documento físico o digital que haga sus veces y adicionalmente cumplir con los demás documentos y requisitos establecidos en la normativa de transporte vigente y aquella que la modifique, adicione o derogue, especialmente aquella que regule el transporte terrestre de mercancías peligrosas.
PARÁGRAFO 1o. Para realizar la actividad de transporte de combustibles líquidos, biocombustibles y/o de sus mezclas, se deberá cumplir con los requisitos establecidos por el Ministerio de Transporte, el Ministerio de Minas y Energía y demás autoridades competentes.
PARÁGRAFO 2o. Con el fin de realizar monitoreo, control y seguimiento a la actividad de transporte de combustibles líquidos, biocombustibles y/o de sus mezclas, el Ministerio de Minas y Energía, el Ministerio de Transporte, las autoridades de policía, y demás autoridades competentes, podrán exigir el porte o acceso digital continuo a la guía de transporte de hidrocarburos, biocombustibles y sus mezclas o al documento que hagas sus veces.
En el caso de que las autoridades de policía soliciten al transportador de dichos productos la exhibición de estos documentos y el conductor no los porte en la forma exigida o no tenga acceso digital a ellos, las mencionadas autoridades podrán imponer las sanciones respectivas de que trata el Código Nacional de Seguridad y Convivencia Ciudadana, la Ley 336 de 1996 y las demás normas aplicables.
PARÁGRAFO 3o. El agente transportador de combustibles líquidos, biocombustibles y/o de sus mezclas, deberá mantener a disposición de las autoridades que así lo requieran, una relación actualizada y detallada de los vehículos utilizados para realizar estas actividades. El Ministerio de Minas y Energía, a través de la Dirección de Hidrocarburos, podrá regular las condiciones y los datos requeridos para la mencionada relación de los vehículos.
PARÁGRAFO 4o. Los transportadores de combustibles líquidos, biocombustibles y/o de sus mezclas deberán mantener vigente una póliza de responsabilidad civil extracontractual por cada vehículo, en los términos establecidos en el artículo 2.2.1.1.2.2.3.100 del presente decreto.
PARÁGRAFO 5o. <Ver Notas del Editor> Autorícese en los municipios del territorio colombiano y sin perjuicio de las autorizaciones y competencias de otras autoridades, el transporte de combustibles líquidos derivados del petróleo en máximo cuatro (4) recipientes de cincuenta y cinco (55) galones, los cuales deberán estar sellados de manera que a temperaturas normales no permitan el escape de líquido ni vapor, con destino exclusivo al sector agrícola, industrial y comercial. El volumen de combustible almacenado en dichos recipientes no podrá exceder los doscientos veinte (220) galones y podrá adquirirse hasta un máximo de 8.000 galones/ mes, en una estación de servicio automotriz o fluvial, sin que pueda ser trasladado a otra jurisdicción municipal diferente a donde se compró, salvo en el evento en que no exista en un municipio determinado estación de servicio, caso en el cual se autoriza la venta, previa notificación del distribuidor minorista al mayorista para efectos del giro de la sobretasa respectiva.
Para los efectos señalados en el inciso anterior, el respectivo alcalde municipal certificará la imposibilidad de efectuar el abastecimiento por medio de los agentes y procedimientos definidos en el presente decreto y que ameriten utilizar esta figura de excepción.
En tal sentido, la estación de servicio que lo provea deberá enviar a las autoridades de control respectivas como al Ministerio de Minas y Energía - Dirección de Hidrocarburos copia de dicha certificación; así mismo, deberá entregar una copia al transportador. La certificación deberá incluir los usuarios autorizados para desarrollar tal actividad y se deberá mantener actualizada.
El vehículo que se utilice para realizar dicha actividad no podrá transportar simultáneamente personas, animales, medicamentos o alimentos destinados al consumo humano o animal.
Corresponde al alcalde municipal tomar las medidas necesarias que conduzcan a la verificación del cumplimiento de lo dispuesto en este parágrafo.
PARÁGRAFO 6o. El Ministerio de Minas y Energía podrá establecer las medidas administrativas correspondientes para ejercer la vigilancia y el control de lo establecido en el presente artículo.
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.86.1. EXCEPCIÓN A LA ENTREGA DE COMBUSTIBLES DESDE ESTACIÓN DE SERVICIO AUTOMOTRIZ Y A SU TRANSPORTE MEDIANTE CARRO TANQUE. <Artículo adicionado por el artículo 4 del Decreto 1135 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> El Ministerio de Minas y Energía establecerá las disposiciones aplicables al suministro y transporte de combustibles líquidos y sus mezclas con biocombustibles, cuando sean distribuidos a usuarios finales a través de mecanismos diferentes al llenado directo de los tanques de combustible líquido y/o de sus mezclas con biocombustibles de los vehículos automotores desde los surtidores.
Una vez el Ministerio regule esta materia, el parágrafo 5 del artículo 2.2.1.1.2.2.3.86 de este decreto se entenderá derogado.
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.87. TRANSPORTE EN ZONAS ESPECIALES. <Ver Notas de Vigencia> El transportador de combustibles líquidos derivados del petróleo en zonas de frontera deberá cumplir con lo estipulado en la Ley 681 de 2001, modificada por las Leyes 1430 de 2010 y 1607 de 2012, la subsección Distribución de combustibles líquidos en zonas de frontera del presente decreto en las normas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.
PARÁGRAFO. Los carrotanques destinados al transporte de combustibles líquidos derivados del petróleo en los municipios definidos como zona de frontera, de control por el Consejo Nacional de Estupefacientes y los ubicados en el Magdalena Medio señalados para el efecto por el Ministerio de Minas y Energía, deberán utilizar sellos electrónicos de seguridad que posean sistemas de consulta centralizada de eventos de apertura y cerrado de cada precinto. Dichos sellos deberán estar instalados en cada uno de los puntos de ingreso y salida de combustible del carrotanque, los cuales solamente podrán ser abiertos durante la carga o descarga del producto. Además de lo anterior, deberán disponer de un Sistema Geoposicionador Global - GPS con consulta centralizada de ubicación del vehículo en tiempo real. El Ministerio de Minas y Energía señalará mediante resolución los procedimientos y mecanismos que se requieran para el efecto.
(Decreto 4299 de 2005 artículo 18, parágrafo modificado por el Decreto 1333 de 2007, artículo 16)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.88. TRANSPORTE POR POLIDUCTO. <Ver Notas de Vigencia> La actividad de transporte de combustibles líquidos derivados del petróleo por poliducto, se regirá por el reglamento de transporte que para el efecto expida el Ministerio de Minas y Energía.
PARÁGRAFO. <Parágrafo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1281 de 2020. El nuevo texto es el siguiente:> Cuando una estación de servicio de aviación, con el fin de abastecer la demanda de combustible tipo Jet de un aeropuerto o terminal aérea, sea atendida total o parcialmente desde un poliducto, el Ministerio de Minas y Energía, o la entidad delegada, podrá señalar el tipo y uso de los almacenamientos, la infraestructura asociada y los cargos de transporte o remuneración de la actividad, según corresponda. Dichos cargos de transporte o remuneración serán fijados de conformidad con lo dispuesto por el artículo 35 de la Ley 1955 de 2019, o la norma que lo derogue, modifique o adicione.
(Decreto 4299 de 2005 artículo 19)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.89. TRANSPORTE MARÍTIMO, FLUVIAL, FÉRREO Y AÉREO. <Ver Notas de Vigencia> El transporte marítimo, fluvial, férreo y aéreo se regirá por las normas comerciales y las demás que expidan las autoridades competentes.
PARÁGRAFO. Las embarcaciones que transporten combustibles líquidos derivados del petróleo que se movilicen por vía marítima o fluvial deberán portar la guía única de transporte. Dicha guía deberá ser solicitada por la Fuerza Pública y demás autoridades que ejerzan funciones de policía judicial. En el evento en que no la porten se inmovilizarán inmediatamente las embarcaciones de transporte y se pondrán a disposición de las autoridades judiciales competentes.
(Decreto 4299 de 2005 artículo 20)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.90. AUTORIZACIÓN PARA EJERCER LA ACTIVIDAD DE DISTRIBUIDOR MINORISTA. <Ver Notas de Vigencia> Toda persona natural o jurídica que se encuentre interesada en ejercer la actividad de distribuidor minorista de combustibles líquidos derivados del petróleo en el territorio colombiano, a través de una estación de servicio (automotriz, de aviación, fluvial o marítima) o como comercializador industrial, deberá obtener, previamente, autorización del Ministerio de Minas y Energía o de la autoridad en quien este delegue, para lo cual deberá presentar los siguientes documentos:
A. Estación de servicio automotriz:
1. Copia de los estatutos sociales, estados financieros al momento de su constitución y composición accionaria de la empresa, según el caso.
2. Certificado de existencia y representación legal -para personas jurídicas- o registro mercantil -para personas naturales-, expedidos con una antelación no superior a tres (3) meses por la respectiva Cámara de Comercio, en el que conste que la actividad a desarrollar dentro de la distribución minorista de combustibles líquidos derivados del petróleo es a través de una estación de servicio automotriz.
3. Licencia de construcción y permisos y/o autorizaciones ambientales correspondientes, expedidos para la respectiva estación de servicio por las autoridades competentes si estas así lo requieren.
4. Concepto técnico de ubicación del Instituto Nacional de Vías (Invías) o de la Agencia Nacional de Infraestructura, según se trate de vías no concesionadas o de vías concesionadas, respectivamente, en caso de que la estación de servicio se ubique en carreteras a cargo de la Nación, para lo cual deberá presentar ante la entidad que corresponda la petición, de acuerdo con el formato previamente diseñado por el Ministerio de Transporte, con el plano de localización en planta general de la estación de servicio, a escala 1:250.
5. Póliza de seguro de responsabilidad civil extracontractual, expedida en los términos establecidos en el presente decreto, en la cual debe aparecer expresamente determinada y ubicada la estación de servicio sobre la cual versa la solicitud, acompañada del clausulado general con sus correspondientes anexos, así como copia del recibo de pago de la prima, en los montos establecidos.
6. Certificado de conformidad expedido por un organismo de certificación acreditado, sobre el cumplimiento de los requisitos contemplados en el reglamento técnico expedido por las autoridades competentes, de la estación de servicio sobre la cual versa la solicitud que se tramita.
7. Demostrar que ha celebrado contrato de combustibles líquidos derivados del petróleo con un distribuidor mayorista, excepto cuando el solicitante sea también distribuidor mayorista.
8. Adjuntar el Registro Único Tributario -RUT-, en cumplimiento del artículo 555-2 del Estatuto Tributario, reglamentado a través del Decreto 2788 del 31 de agosto de 2004, o las normas que lo modifiquen, adicionen o deroguen.
B. Estación de servicio de aviación:
1. Copia de los estatutos sociales, estados financieros al momento de su constitución y composición accionaria de la empresa, según el caso.
2. Certificado de existencia y representación legal -para personas jurídicas- o registro mercantil -para personas naturales-, expedidos con una antelación no superior a tres (3) meses por la respectiva Cámara de Comercio, en el que conste que la actividad a desarrollar dentro de la distribución minorista de combustibles líquidos derivados del petróleo es a través de una estación de servicio de aviación.
3. Autorizaciones y/o permisos ambientales correspondientes, expedidos para la respectiva estación de servicio por las autoridades competentes si estas así lo requieren.
4. Póliza de seguro de responsabilidad civil extracontractual, expedida en los términos establecidos en el presente decreto, en la cual debe aparecer expresamente determinada y ubicada la estación de servicio sobre la cual versa la solicitud, acompañada del clausulado general con sus correspondientes anexos, así como copia del recibo de pago, en los montos establecidos.
5. Certificado de conformidad expedido por un organismo de certificación acreditado, sobre el cumplimiento de los requisitos contemplados en el reglamento técnico expedido por las autoridades competentes, de la estación de servicio sobre la cual versa la solicitud que se tramita.
6. Copia de las demás licencias requeridas para la operación incluyendo los permisos de la Aeronáutica Civil.
7. Adjuntar el Registro Único Tributario -RUT-, en cumplimiento del artículo 555-2 del Estatuto Tributario, reglamentado a través del Decreto 2788 del 31 de agosto de 2004, o las normas que lo modifiquen, adicionen o deroguen.
C. Estación de servicio marítima y fluvial:
1. Copia de los estatutos sociales, estados financieros al momento de su constitución y composición accionaria de la empresa, según el caso.
2. Certificado de existencia y representación legal -para personas jurídicas- o registro mercantil -para personas naturales-, expedidos con una antelación no superior a tres (3) meses por la respectiva Cámara de Comercio, en el que conste que la actividad a desarrollar dentro de la distribución minorista de combustibles líquidos derivados del petróleo es a través de una estación de servicio marítima o fluvial según corresponda.
3. Autorizaciones y/o permisos ambientales correspondientes, expedidos para la respectiva estación de servicio por las autoridades competentes si estas así lo requieren.
4. Póliza de seguro de responsabilidad civil extracontractual, expedida en los términos establecidos en el presente decreto, en la cual debe aparecer expresamente determinada la estación de servicio sobre la cual versa la solicitud, acompañada del clausulado general con sus correspondientes anexos, así como copia del recibo de pago, en los montos establecidos.
5. Certificado de conformidad expedido por un organismo de certificación acreditado, sobre el cumplimiento de los requisitos contemplados en el reglamento técnico expedido por las autoridades competentes, de la estación de servicio sobre la cual versa la solicitud que se tramita.
6. Certificado de navegabilidad y de operaciones para combustibles, de arqueo, de inspección naval, de inspección de casco, de inspección del equipo contra incendio, de inspección anual, de matrícula para el artefacto naval, patente de navegación, expedido por Dimar, en donde sea aplicable.
7. Certificado de inspección y registro de la Capitanía de Puerto cuando se requiera.
8. Adjuntar el Registro Único Tributario -RUT-, en cumplimiento del artículo 555-2 del Estatuto Tributario, reglamentado a través del Decreto 2788 del 31 de agosto de 2004, o las normas que lo modifiquen, adicionen o deroguen.
9. Para el caso de la estación de servicio fluvial, demostrar que ha celebrado contrato de combustibles líquidos derivados del petróleo con un distribuidor mayorista, excepto cuando el solicitante sea también distribuidor mayorista.
D. Comercializador Industrial:
1. Copia de los estatutos sociales, estados financieros y composición accionaria, según el caso. Para el efecto deberá acreditar activos por valor mínimo de mil quinientas (1.500) unidades de salario mínimo legal mensual vigente.
2. Certificado de existencia y representación legal -para personas jurídicas- o registro mercantil -para personas naturales-, expedido con antelación no superior a tres (3) meses por la respectiva Cámara de Comercio, en el que conste que la actividad a desarrollar dentro de la distribución minorista de combustibles líquidos derivados del petróleo es la de comercializador industrial.
3. Información detallada de la infraestructura de transporte a través de la cual desarrollará su actividad, anexando, para el caso de los vehículos carrocería tipo tanque, la licencia de tránsito y el registro nacional de transporte de combustible, y para las barcazas las autorizaciones emitidas por la autoridad competente para dicho tipo de transporte. En este sentido, deberá demostrar la propiedad, como mínimo, de un vehículo de carrocería tipo tanque o barcaza. Si la actividad se desarrolla a través de vehículos de empresas de servicio público de transporte de carga, se deberá allegar copia del documento que demuestre la relación contractual.
4. Copia de la póliza de seguro de responsabilidad civil extracontractual, expedida en los términos establecidos en el presente decreto, de cada uno de los medios de transporte sobre los cuales versa la solicitud. Para el caso de las barcazas el monto de dicha póliza debe corresponder a dos mil (2.000) unidades de salarios mínimos legales mensuales vigentes. Las pólizas deberán acompañarse del clausulado general con sus correspondientes anexos, así como copia del recibo de pago.
5. Demostrar que ha celebrado contrato de combustibles líquidos derivados del petróleo con un distribuidor mayorista o distribuidor minorista a través de una estación de servicio de aviación. Dicha información deberá ser actualizada con carácter obligatorio cada vez que exista un cambio sobre el particular.
6. Para cada uno de los consumidores finales y para el gran consumidor sin instalación a los cuales le provea combustibles, deberá allegar un contrato o acuerdo comercial, en el cual se indique el volumen y el uso del mismo.
7. Adjuntar el Registro Único Tributario -RUT-, en cumplimiento del artículo 555-2 del Estatuto Tributario, reglamentado a través del Decreto 2788 del 31 de agosto de 2004, o las normas que lo modifiquen, adicionen o deroguen.
PARÁGRAFO 1o. Corresponderá a las alcaldías o curadurías urbanas, dentro del territorio de su jurisdicción, otorgar licencia de construcción para las estaciones de servicio en los aspectos urbanísticos, arquitectónicos y estructurales, de conformidad con la legislación vigente.
PARÁGRAFO 2o. El Ministerio de Minas y Energía o la autoridad en quien este delegue revisará la documentación a fin de verificar el cumplimiento de los anteriores requisitos, dentro del plazo de treinta (30) días, contados desde la fecha de radicación. En caso de que dicha autoridad formule observaciones el interesado contará con un término hasta de quince (15) días para aclarar o adicionar la información.
Presentadas las aclaraciones correspondientes por parte del interesado, el Ministerio de Minas y Energía o la autoridad en quien este delegue, mediante resolución, expedirá la autorización para operar como distribuidor minorista, de acuerdo con la clase de estación de servicio que se tramita.
En el evento en que no se absuelvan dentro del término establecido las observaciones formuladas, se rechazará dicha solicitud.
PARÁGRAFO 3o. El comercializador industrial únicamente podrá distribuir combustibles líquidos derivados del petróleo al consumidor final que consuma un volumen igual o menor a veinte mil (20.000) galones al mes, al gran consumidor sin instalación y a la estación de servicio de aviación de propiedad de las Fuerzas Militares.
PARÁGRAFO 4o. Únicamente el comercializador industrial que cuente con autorización del Ministerio de Minas y Energía o de la autoridad en quien este delegue, podrá operar como tal y solo podrá abastecerse de un solo distribuidor mayorista para lo cual deberá presentar dicha autorización.
PARÁGRAFO 5o. El comercializador industrial en caso de realizar la distribución en vehículos de terceros, lo debe hacer a través de una empresa de servicio público de transporte terrestre automotor de carga legalmente constituida y debidamente habilitada ante el Ministerio de Transporte. No obstante lo anterior, en cualquier caso será responsable de la operación y debe cumplir con las normas vigentes en la materia.
PARÁGRAFO 6o. El distribuidor minorista a través de estación de servicio privada, no está obligado a incluir dentro de su objeto social la distribución minorista de combustibles líquidos a través de una estación de servicio. Así mismo, se acepta la licencia de uso industrial del suelo que haya tramitado para el desarrollo de su objeto social.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 21 numeral 4 literal a), modificado por el Decreto 4915 de 2011, artículo 1o; numerales 3 del literal d) y 6o de los literales a), b) y c) derogados por el Decreto 1333 de 2007, artículo 4o; parágrafos 3 y 5o les fueron ampliados sus plazos de vigencia por el Decreto 1606 de 2006, artículos 1o, 2o y 3o sin embargo aún esas ampliaciones de plazo ya expiraron; numeral 10 literal c) adicionado por el Decreto 1333 de 2007, artículo 17; numerales 1, 4, 5 y 7 modificados por el Decreto 1333 de 2007, artículo 18; numerales 4, 5 y 6 modificados de nuevo por el Decreto 1717 de 2008, artículo 13; parágrafo 7o modificado por el Decreto 1333 de 2007, artículo 19; posteriormente modificado por el Decreto 1717 de 2008, artículo 14; parágrafo 11 adicionado por el Decreto 1717 de 2008, artículo 15)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.91. OBLIGACIONES DE LOS DISTRIBUIDORES MINORISTAS A TRAVÉS DE ESTACIONES DE SERVICIO. <Ver Notas de Vigencia> El distribuidor minorista a través de estaciones de servicio, tiene las siguientes obligaciones, según corresponda:
1. Prestar la colaboración necesaria al Ministerio de Minas y Energía o a la autoridad en quien este delegue, para el cumplimiento de sus funciones.
2. Mantener vigentes los permisos, licencias o autorizaciones expedidas por las alcaldías, las curadurías urbanas y las autoridades ambientales competentes, de acuerdo con el tipo de estación de servicio.
3. Mantener vigente la póliza de responsabilidad civil extracontractual en los términos establecidos en el presente decreto.
4. Garantizar un suministro de carácter regular y estable a los consumidores finales con los que mantenga una relación mercantil vinculante, sea cual fuere la forma de la misma, salvo interrupción justificada del suministro.
5. Atender y ejercer las acciones correctivas relacionadas con el debido mantenimiento, limpieza, presentación, preservación del medio ambiente y seguridad, en sus instalaciones, tanques, tuberías, equipos y demás accesorios, formuladas por las autoridades competentes, conservando las mejores condiciones para la prestación de un eficiente servicio al público.
6. Mantener vigente el certificado de calibración del instrumento patrón para la calibración de las unidades de medida para la entrega de combustibles líquidos derivados del petróleo, emitido por un laboratorio de metrología acreditado.
7. Obtener y mantener vigente el certificado de conformidad de la estación de servicio que posea o utilice, expedido por un organismo de certificación acreditado, sobre el cumplimiento de los requisitos contemplados en el reglamento técnico emitido por la autoridad competente. Los certificados de conformidad se deberán renovar como mínimo cada tres (3) años y cada vez que se amplíe o modifique la instalación.
8. Los distribuidores minoristas a través de estaciones de servicio automotriz, fluvial y marítima deberán abstenerse de vender combustibles líquidos derivados del petróleo a otros distribuidores minoristas, salvo en el caso señalado en el artículo 2.2.1.1.2.2.3.103. del presente decreto.
9. Cuando se construyan, modifiquen y/o amplíen estaciones de servicio automotriz ubicadas en carreteras a cargo de la Nación, deberá solicitar el concepto técnico de ubicación del Instituto Nacional de Vías (Invías) o de la Agencia Nacional de Infraestructura, según se trate de vías no concesionadas o de vías concesionadas, respectivamente, para lo cual deberá presentar ante la entidad que corresponda la petición, de acuerdo con el formato previamente diseñado por el Ministerio de Transporte, con el plano de localización en planta general de la estación de servicio, a escala 1:250.
10. Las estaciones de servicio automotriz y fluvial deberán abstenerse de adquirir combustibles simultáneamente de dos o más distribuidores mayoristas. La estación de servicio de aviación podrá adquirir los combustibles, de un importador, refinador, distribuidor mayorista y/o de una estación de servicio de aviación y para el caso de una estación de servicio de propiedad de las Fuerzas Militares adicionalmente de un Comercializador Industrial; en lo que respecta a la estación de servicio marítima, se podrá abastecer a través del importador, refinador y/o distribuidor mayorista.
11. Distribuir los combustibles líquidos derivados del petróleo almacenados en las estaciones de servicio marítimas solamente a buques o naves.
12. <Ver Notas del Editor> Abstenerse de vender GLP para uso vehicular, de conformidad con lo previsto en la Ley 689 de 2001, en el caso de las estaciones de servicio automotriz.
13. Exhibir la marca comercial del distribuidor mayorista del cual se abastece, en el caso de la estación de servicio automotriz y fluvial. Así mismo no podrá vender combustibles líquidos derivados del petróleo de otra marca comercial diferente a la que tenga exhibida, excepto para las estaciones de servicio automotriz y fluvial ubicadas en los municipios definidos como zona de frontera, los cuales estarán sometidos a las disposiciones que sobre el particular expida el Ministerio de Minas y Energía.
14. Registrar la información señalada por la regulación del Sistema de Información de Combustibles Líquidos Derivados del Petróleo, Sicom, expedida por el Ministerio de Minas y Energía.
15. Abstenerse de recibir los combustibles líquidos derivados del petróleo de carrotanques que no porten la guía única de transporte y de aquellos que no cumplan los requisitos exigidos en el Decreto Reglamentario Único del Sector Transporte, sección Transporte terrestre de mercancías peligrosas por carretera o en las normas que lo modifiquen o adicionen o sustituyan.
17. Mantener a disposición de las autoridades competentes copia de la guía única de transporte, correspondiente a cada uno de los productos recibidos.
18. Abstenerse de realizar prácticas comerciales restrictivas o aquellas consideradas como competencia desleal, según lo previsto en la Leyes 155 de 1959 y 256 de 1996, el Decreto 2153 de 1992 y demás normas concordantes.
19. Cumplir con las normas establecidas sobre protección y preservación del medio ambiente.
20. Reportar al Distribuidor mayorista al momento de la facturación, la ubicación de la estación de servicio automotriz y fluvial, para efectos de la liquidación de la sobretasa.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 22 numeral 5 derogado por el Decreto 1333 de 2007, artículo 4o; numerales 9, 12, 14 y 20 modificados por el del Decreto 1333 de 2007, artículo 21; numerales 7,11 y 15 modificados por el Decreto 1717 de 2008, artículo 15; numeral 10 modificado por el Decreto 4915 de 2011, artículo 2o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.92. OBLIGACIONES DEL DISTRIBUIDOR MINORISTA CUANDO ACTÚE COMO COMERCIALIZADOR INDUSTRIAL. <Ver Notas de Vigencia> El distribuidor minorista que ejerza su actividad como comercializador industrial, tiene las siguientes obligaciones:
1. Prestar la colaboración necesaria al Ministerio de Minas y Energía o a la autoridad en quien este delegue, para el cumplimiento de sus funciones.
2. Mantener vigente las pólizas de responsabilidad civil extracontractual, de conformidad con lo establecido en el presente decreto.
3. Garantizar un suministro de carácter regular y estable a los consumidores finales con los que mantenga una relación mercantil vinculante, sea cual fuere la forma de la misma, salvo interrupción justificada del suministro.
4. Adquirir los combustibles que distribuya únicamente de un solo distribuidor mayorista con el que tenga una relación contractual vigente. En el caso del comercializador industrial que adicionalmente distribuya combustibles para aviación, se le permite para dichos productos que tenga como proveedores varios distribuidores mayoristas o estaciones de servicio de aviación, con la condición que los mismos no se encuentren ubicados dentro de la misma región geográfica definida en el parágrafo 2o del artículo 2.2.1.1.2.2.3.95 del presente decreto. Cuando se actúe como comercializador industrial de combustibles para quemadores industriales (combustóleos - fuel oil), en el caso de que el distribuidor mayorista no cuente con el abastecimiento del mismo, se podrá abastecer de dicho producto de otro distribuidor mayorista. Los respectivos contratos que tenga con cada uno de los citados agentes, deberán presentarse al Ministerio de Minas y Energía.
6. Abstenerse de entregar combustibles líquidos derivados del petróleo a un consumidor final, gran consumidor sin instalación y/o estación de servicio de aviación de las Fuerzas Militares, con los cuales no tenga ningún tipo de contrato o acuerdo comercial. En ese sentido, se prohíbe a dos o más comercializadores industriales entregar los productos a un mismo consumidor final, gran consumidor sin instalación y/o estación de servicio de aviación de las Fuerzas Militares.
7. Abstenerse de vender combustibles líquidos derivados del petróleo a otros distribuidores minoristas y directamente a vehículos.
8. Atender únicamente al consumidor final que consuma combustibles en volúmenes inferiores a los veinte mil (20.000) galones al mes, y que cumplan con los términos y condiciones señalados en el parágrafo del presente artículo, excepto cuando se distribuya al gran consumidor sin instalación.
9. Exhibir en sus vehículos de transporte, los cuales deben ser de carrocería tipo tanque, la marca comercial del distribuidor mayorista del cual se abastece, en un aviso cuyas dimensiones deberá ser de por lo menos 1.50 metros de largo por 0.8 metros de ancho.
10. Abstenerse de suministrar combustibles líquidos derivados del petróleo a instalaciones que no presenten condiciones mínimas técnicas y de seguridad para su correcto funcionamiento. En tal sentido, deberá recomendar a las instalaciones las acciones correctivas relacionadas con el debido mantenimiento, limpieza, presentación, preservación del medio ambiente y seguridad en dichas instalaciones (tanques, tuberías, equipos y demás accesorios).
11. Registrar la información señalada por la regulación del Sistema de Información de Combustibles Líquidos Derivados del Petróleo, Sicom, expedida por el Ministerio de Minas y Energía.
12. Mantener a disposición de las autoridades competentes copia de la guía única de transporte correspondiente a cada uno de los productos recibidos.
13. Abstenerse de realizar prácticas comerciales restrictivas o aquellas consideradas como competencia desleal, según lo previsto en la Leyes 155 de 1959 y 256 de 1996, el Decreto 2153 de 1992 y demás normas concordantes.
14. Reportar al Distribuidor Mayorista al momento de la facturación, el o los municipios en los cuales se consumirán los combustibles entregados.
15. Los carrotanques que utilicen los distribuidores minoristas como comercializadores industriales en los municipios definidos como zona de frontera, de control por el Consejo Nacional de Estupefacientes y los ubicados en el Magdalena Medio, definidos para el efecto por el Ministerio de Minas y Energía, deberán dar cumplimiento a lo establecido en el parágrafo del artículo 2.2.1.1.2.2.3.87.
16. Dar estricto cumplimiento a la(s) guía(s) de transporte correspondiente(s) a cada despacho, de tal forma que no podrá entregar el combustible a destinatario diferente a aquel señalado en la guía.
17. Abstenerse de suministrar combustibles a aquellos consumidores que no cumplan con las condiciones establecidas en el parágrafo del presente artículo.
PARÁGRAFO. El consumidor final que consuma combustibles en volúmenes inferiores a los veinte mil (20.000) galones al mes, deberá cumplir con las siguientes obligaciones:
1. Destinar el combustible únicamente para cumplir con los procesos inherentes a su actividad.
2. Abstenerse de subdistribuir, redistribuir o revender el combustible líquido derivado del petróleo adquirido.
3. Abstenerse de recibir los combustibles líquidos derivados del petróleo de carrotanques que no porten la guía única de transporte.
4. Cumplir con las normas sobre protección y preservación del medio ambiente.
5. Abstenerse de adquirir combustibles simultáneamente de dos o más distribuidores mayoristas o distribuidores minoristas como comercializador industrial.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 23; numeral 8 modificado por el Decreto 2165 de 2006, derogado por el Decreto 1333 de 2007, artículo 27; parágrafo modificado por el Decreto 1333 de 2007, artículo 23; numeral 4 derogado por el Decreto 1333 de 2007, artículo 4o; numerales 15, 9 y 7 modificados por el Decreto 1333 de 2007, artículo 23; numerales 5, 6 y 11 modificados por el Decreto 1717 de 2008, artículo 17)
DEL GRAN CONSUMIDOR CON INSTALACIÓN FIJA Y EL GRAN CONSUMIDOR TEMPORAL CON INSTALACIÓN.
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.93. AUTORIZACIÓN DEL MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA PARA EL GRAN CONSUMIDOR CON INSTALACIÓN FIJA Y EL GRAN CONSUMIDOR TEMPORAL CON INSTALACIÓN. <Ver Notas de Vigencia> El Gran Consumidor con instalación fija y el Gran Consumidor Temporal con Instalación, requerirán autorización de la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía para recibir, almacenar y consumir los referidos combustibles, para lo cual deberán allegar los siguientes documentos:
1. Certificado de existencia y representación legal para personas jurídicas o registro mercantil para personas naturales, en el caso que aplique, expedidos por la Cámara de Comercio, con fecha no superior a tres (3) meses. En el caso de entidades públicas se deberá anexar el respectivo acto administrativo de constitución o el acto que rige el desarrollo de su objeto.
2. Certificación firmada por el interesado persona natural o por el representante legal cuando se trate de personas jurídica o entidad pública, a través de la cual se certifique la necesidad del combustible para el desarrollo de su actividad, así como la indicación de la infraestructura para el recibo y almacenamiento del combustible, la relación mes a mes de los consumos del último año contados a partir de la fecha de la presentación de la solicitud, detallando el tipo de combustible, volumen y uso del mismo.
3. Póliza de seguro de responsabilidad civil extracontractual en los términos establecidos en el presente decreto, en la cual debe aparecer expresamente determinada y ubicada la instalación sobre la cual versa la autorización en trámite, acompañada del clausulado general con sus correspondientes anexos, así como copia del recibo de pago de prima de la póliza, en los montos establecidos.
4. El gran consumidor con instalación fija deberá presentar el certificado de conformidad expedido por un organismo de certificación acreditado, sobre el cumplimiento de los requisitos contemplados en el reglamento técnico respectivo expedido por la autoridad competente.
5. El gran consumidor temporal con instalación deberá presentar el documento correspondiente que certifique la ejecución de obras de infraestructura, servicios petroleros, exploración, explotación petrolera y minera y actividades agroindustriales.
PARÁGRAFO 1o. El Ministerio de Minas y Energía revisará la documentación presentada, dentro del plazo de treinta (30) días, contados desde la fecha de radicación. En caso de que dicha autoridad formule observaciones el interesado contará con un lapso hasta de quince (15) días para aclarar o adicionar la información.
Presentadas las aclaraciones correspondientes por parte del interesado, el Ministerio de Minas y Energía, mediante resolución, expedirá la autorización correspondiente, dentro de los mismos términos antes señalados.
PARÁGRAFO 2o. El gran consumidor que para el desarrollo de su actividad requiera el consumo de combustibles por un tiempo limitado mayor a un (1) año, tendrá que solicitar la autorización como gran consumidor con instalación fija.
Una vez concluidas las operaciones, el gran consumidor deberá informarlo al Ministerio de Minas y Energía, quien dará por terminada la respectiva autorización.
PARÁGRAFO 3o. El gran consumidor con instalación fija y el gran consumidor temporal con instalación deberán abastecerse únicamente de un solo distribuidor mayorista. No obstante, el gran consumidor con instalación fija que consuma ACPM en volúmenes iguales o superiores a cuatrocientos veinte mil (420.000) galones mes, combustibles para quemadores industriales (combustóleos - fuel oil), y/o gasolina natural - nafta, podrán además abastecerse del importador o refinador.
PARÁGRAFO 4o. El gran consumidor con instalación fija deberá solicitar autorización del Ministerio de Minas y Energía en aquellos casos en que para el desarrollo de su actividad principal, requiera utilizar combustibles líquidos derivados del petróleo por fuera de sus instalaciones. En el caso del gran consumidor temporal que al terminar las operaciones le haya quedado un inventario de combustible, deberá solicitar autorización a la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía para poder trasladarlo a otra locación.
PARÁGRAFO 5o. El gran consumidor sin instalación se podrá abastecer del distribuidor mayorista y/o distribuidor minorista a través de una estación de servicio de aviación, marítima o como comercializador industrial.
PARÁGRAFO 6o. El establecimiento perteneciente a una empresa o institución destinado exclusivamente al suministro de combustibles para el abastecimiento de sus vehículos automotores que operan por fuera de sus instalaciones, no se podrán clasificar como grandes consumidores y en tal sentido las que se construyan o existan deberán solicitar la autorización al Ministerio de Minas y Energía como estación de servicio automotriz o fluvial, según el caso. Se podrán instalar en estos casos tanques en superficie, bajo el cumplimiento de los reglamentos técnicos expedidos por el Ministerio de Minas y Energía, o en su defecto, bajo el cumplimiento de lo señalado en las normas internacionales en la materia.
PARÁGRAFO 7o. Los sitios en donde la Fuerza Pública requiera llevar a cabo operaciones militares especiales y para el efecto requiera el uso de equipos FARE, o similares, para aplicación del presente decreto, se definirán como un gran consumidor sin instalación.
(Decreto 4299 artículo 24, modificado en su totalidad por el Decreto 1333 de 2007, artículo 24; parágrafos 2o, 3o y 4o modificados por el Decreto 1717 de 2008, artículo 18; Parágrafo 7o adicionado por el Decreto 1717 de 2008, artículo 19)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.94. OBLIGACIONES DEL GRAN CONSUMIDOR. <Ver Notas de Vigencia> El gran consumidor tiene las siguientes obligaciones:
1. Prestar la colaboración necesaria al Ministerio de Minas y Energía, para el cumplimiento de sus funciones.
2. Mantener vigente la póliza de responsabilidad civil extracontractual, de conformidad con lo establecido en el presente decreto.
3. Atender y ejercer las acciones correctivas relacionadas con el debido mantenimiento, limpieza, presentación, preservación del medio ambiente y seguridad, en sus instalaciones, tanques, tuberías, equipos y demás accesorios, formuladas por las autoridades competentes, conservando las mejores condiciones para eficiente funcionamiento de la instalación.
4. Obtener y mantener vigente el certificado de conformidad de la instalación industrial que posea, expedido por un organismo de certificación acreditado, sobre el cumplimiento de los requisitos contemplados en el reglamento técnico expedido por las autoridades competentes. Los certificados de conformidad se deberán renovar como mínimo cada cinco (5) años y cada vez que se modifique o amplíe la instalación.
5. Registrar la información señalada por la regulación del Sistema de Información de Combustibles Líquidos Derivados del Petróleo, Sicom, expedida por el Ministerio de Minas y Energía.
6. Abstenerse de vender los combustibles líquidos derivados del petróleo que adquiera.
7. Abstenerse de recibir combustibles líquidos derivados del petróleo de carrotanques que no porten la guía única de transporte, así como de aquellos vehículos que no cumplan los requisitos exigidos en el Decreto Reglamentario Único del Sector Transporte, sección Transporte terrestre de mercancías peligrosas por carretera en las normas que lo modifiquen o adicionen o sustituyan.
8. Abastecerse de combustibles líquidos derivados del petróleo solamente de los agentes debidamente autorizados por el Ministerio de Minas y Energía, de conformidad con lo dispuesto en los parágrafos 3o y 5o del artículo 2.2.1.1.2.2.3.93 del presente decreto. Para el efecto deberán suscribir los respectivos contratos.
9. Mantener a disposición de las autoridades competentes copia de la guía única de transporte correspondiente a cada uno de los productos recibidos.
10. Abstenerse de realizar prácticas comerciales restrictivas o aquellas consideradas como competencia desleal, según lo previsto en las Leyes 155 de 1959, 256 de 1996, el Decreto 2153 de 1992 y demás normas concordantes.
11. Cumplir con las normas establecidas sobre protección y preservación del medio ambiente.
(Decreto 4299 de 2005 artículo 25 numeral 5 derogado por el Decreto 1333 de 2007, artículo 4o; numeral 6 y 9 modificados por el Decreto 1717 de 2008, artículo 20)
OTRAS DISPOSICIONES INHERENTES A LA DISTRIBUCIÓN DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS DERIVADOS DEL PETRÓLEO.
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.95. CAPACIDAD DE ALMACENAMIENTO COMERCIAL. El distribuidor mayorista debe disponer en todo momento de una capacidad mínima de almacenamiento correspondiente al 30% de su volumen mensual de despachos de cada planta de abastecimiento que posea, calculado de acuerdo con el promedio de despachos mensuales de los últimos doce (12) meses anteriores al cálculo del factor Ca definido en el 2.2.1.1.2.2.3.96 del presente decreto. Esta disposición aplica para cada tipo de combustible líquido derivado del petróleo manejado en cada planta de abastecimiento.
PARÁGRAFO 1o. Para el cumplimiento de la capacidad mínima de almacenamiento exigida, se tendrá en cuenta la capacidad nominal de cada uno de los tanques que el distribuidor mayorista posea en su planta de abastecimiento, así como la capacidad de su propiedad o que pueda arrendar de otras plantas de abastecimiento siempre y cuando estas cumplan la totalidad de los siguientes requisitos: i) que esté en capacidad de arrendar, recibirle y entregarle el combustible, ii) que esté conectado al sistema de transporte por poliductos y iii) que se encuentre ubicado en la misma región geográfica de conformidad con la establecida en el parágrafo 2o del presente artículo.
PARÁGRAFO 2o. Para efectos de lo señalado en el parágrafo anterior se establecen las siguientes regiones geográficas:
Región Norte. Atención a los centros de consumo localizados en Cartagena, Barranquilla, Santa Marta, resto de la Costa Norte y sus respectivas áreas de influencia.
Región Oriental. Atención a los centros de consumo localizados en Bucaramanga, Cúcuta, resto de los Santanderes, Sur del Cesar, Sur de Bolívar y sus respectivas áreas de influencia.
Región Central. Atención a los centros de consumo localizados en Bogotá y su respectiva área de influencia.
Región Centro-Occidente. Atención a los centros de consumo localizados en Medellín y su respectiva área de influencia.
Región Sur-Occidental. Atención a los centros de consumo localizados en Manizales, Pereira, Cartago, Buga, Cali y sus respectivas áreas de influencia.
Región Centro-Sur. Atención a los centros de consumo localizados en Ibagué, Neiva y sus respectivas áreas de influencia.
PARÁGRAFO 3o. El distribuidor mayorista que tenga una capacidad de almacenamiento inferior a la prevista en este artículo, deberá completarla en un plazo de doce (12) meses, contados a partir de la expedición del presente decreto. Una vez vencido este plazo se procederá conforme a lo establecido en el parágrafo 3o del artículo siguiente.
(Decreto 4299 de 2005 artículo 26; inciso primero y parágrafo primero modificados por el Decreto 1717 de 2008, artículo 21)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.95.1. CAPACIDAD DE ALMACENAMIENTO COMERCIAL. <sic, 2.2.1.1.2.2.3.95-1> <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1281 de 2020. El nuevo texto es el siguiente:> El Ministerio de Minas y Energía, o la entidad delegada, expedirá la regulación relacionada con la capacidad de almacenamiento y los niveles de inventario.
PARÁGRAFO TRANSITORIO 1o. La actual Capacidad de Almacenamiento Comercial contenida en el artículo 2.2.1.1.2.2.3.95, seguirá vigente hasta tanto el Ministerio de Minas y Energía o la entidad delegada, expida la regulación de que trata el presente artículo.
PARÁGRAFO TRANSITORIO 2o. Hasta tanto el Ministerio de Minas y Energía o la entidad delegada expida la regulación de que trata el presente artículo, el mismo Ministerio de Minas y Energía podrá señalar una regulación transitoria
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.96. MARGEN DEL DISTRIBUIDOR MAYORISTA. Fíjase la siguiente fórmula tarifaria para determinar el margen del distribuidor mayorista de combustibles líquidos derivados del petróleo:
Donde: Ca = Cr / Cm
Ca = Factor de almacenamiento, que tendrá como máximo un valor igual a uno (1). Para cada uno de los combustibles líquidos derivados del petróleo, defínase Ca como la proporción entre la capacidad nominal y capacidad mínima exigida.
Cr = Capacidad nominal (galones) de los tanques instalados por el distribuidor mayorista, debidamente certificada por el representante legal de la empresa, al momento del cálculo.
Cm = Capacidad mínima de almacenamiento (galones) exigida en el anterior .La capacidad mínima de almacenamiento se establecerá de acuerdo con el promedio del volumen mensual de despachos durante los últimos doce (12) meses anteriores al cálculo del factor Ca.
PARÁGRAFO 1o. Hasta el vencimiento del término establecido en el parágrafo 3o del artículo 2.2.1.1.6.126 del presente decreto, Ca será igual a uno (1). Una vez vencido dicho término, en el evento en que Ca sea mayor a uno (1), entonces Ca será igual a uno (1). Cuando Ca sea menor a uno (1) se aplicará el procedimiento establecido en el parágrafo 3o del presente artículo.
PARÁGRAFO 2o. El Ministerio de Minas y Energía certificará al refinador o importador, según el caso, el valor del factor de almacenamiento (Ca) por producto, en cada una de las plantas de abastecimiento que posea el distribuidor mayorista. Dicho factor se revisará y certificará cada tres (3) meses.
PARÁGRAFO 3o. El Distribuidor Mayorista que, vencido el plazo establecido en el parágrafo 3o del artículo 2.2.1.1.6.126, no haya dado cumplimiento a la capacidad mínima de almacenamiento exigida en el artículo anterior, se sancionará con multa de conformidad con el artículo 2.2.1.1.6.134 del presente decreto y se le concederá un plazo único de seis (6) meses para el cumplimiento de la misma.
Una vez vencido el plazo, se procederá a realizar el cálculo del factor Ca por producto, y de encontrarse que Ca es menor a uno (1), se aplicará el siguiente factor:
(1-Ca) * No
Donde:
No = Margen base del distribuidor mayorista. Para efectos de este cálculo se tomará el valor correspondiente al margen máximo reconocido por el Ministerio de Minas y Energía a favor del distribuidor mayorista para cada uno de los combustibles líquidos derivados del petróleo. Para la determinación de este valor se tomará el promedio de los últimos doce (12) meses anteriores al cálculo.
El valor resultante será multiplicado por cada uno de los despachos que el refinador y/o importador entregue al distribuidor mayorista, y adicionado en la factura de despacho durante los tres (3) meses siguientes al cálculo, hasta obtener la nueva certificación del factor Ca.
El resultado del cálculo anterior será recaudado y girado al Tesoro Nacional por el refinador y/o importador, en las condiciones que el Ministerio de Hacienda y Crédito Público establezca.
PARÁGRAFO 4o. Para aquellos combustibles líquidos derivados del petróleo sobre los cuales exista libertad de precios, el Ministerio de Minas y Energía establecerá mediante resolución los procedimientos de obtención de información, de tal forma que se señale un margen de referencia, el cual corresponderá al margen base del distribuidor mayorista (No), para efectos de aplicación en el presente artículo.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 27, modificado en su totalidad por el Decreto 1717 de 2008, artículo 22)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.96.1. FORMATO DE LA GUÍA DE TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS, BIOCOMBUSTIBLES Y SUS MEZCLAS O EL DOCUMENTO QUE HAGA SUS VECES. <Artículo adicionado por el artículo 4 del Decreto 1135 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> La guía de transporte de hidrocarburos, biocombustibles y sus mezclas o el documento que haga sus veces consiste en el documento digital y/o físico que soporta la operación del transporte terrestre o fluvial de los productos.
El Ministerio de Minas y Energía establecerá las características e información que deberá tener el documento de que trata este artículo y podrá regular lo atinente a las condiciones, procedimientos, suministro, costo, custodia y vigencia, entre otras.
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.97. FORMATO DE LA GUÍA ÚNICA DE TRANSPORTE. La Guía Única de Transporte consiste en un documento con las siguientes características: Papel marca de agua de ocho y medio por siete pulgadas, de fondo bicolor fugitivo azul, numeración consecutiva en tinta tri-reactiva y los demás caracteres en tintas de aceite, con el logotipo del agente que la suministrará al margen izquierdo, tipo y volumen de combustible, fecha de expedición y vigencia, información de los agentes de la cadena comprometidos en la transacción comercial, identificación del vehículo de transporte, origen, ruta y destino del combustible.
PARÁGRAFO. El Ministerio de Minas y Energía realizará una amplia difusión del formato a los agentes autorizados para su suministro, así como a los proveedores del mismo.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 28)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.98. AGENTES AUTORIZADOS PARA SUMINISTRAR LA GUÍA ÚNICA DE TRANSPORTE. Los siguientes agentes de la cadena de distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo tienen la obligación de suministrar original y una copia de la guía única de transporte a que hace referencia el siguiente artículo, en los casos que se señalan:
a) El refinador entregará diligenciada la guía única de transporte al transportador y por intermedio de este al distribuidor mayorista, al gran consumidor cuando el consumo de ACPM sea igual o superior a 420.000 galones mensuales o al distribuidor minorista a través de estaciones de servicio de marítimas y de aviación, al momento de la entrega del combustible;
b) El importador entregará diligenciada la guía única de transporte al transportador y por intermedio de este al distribuidor mayorista, al gran consumidor cuando el consumo de ACPM sea igual o superior a 420.000 galones mensuales o al distribuidor minorista a través de estaciones de servicio de marítimas y de aviación, al momento de la entrega del combustible;
c) El distribuidor mayorista entregará diligenciada la guía única de transporte al transportador y por intermedio de este a otro distribuidor mayorista, al distribuidor minorista o al gran consumidor, al momento de la entrega del combustible;
d) El almacenado entregará diligenciada la guía única de transporte al transportador y por intermedio de este al importador, refinador, gran consumidor, distribuidor mayorista y al distribuidor minorista con destino a estaciones de servicio marítimas y de aviación, al momento de la entrega del combustible;
PARÁGRAFO 1o. El agente autorizado entregará al transportador original y copia de la guía única de transporte, quien deberá tenerla a disposición de las autoridades que la requieran durante el tiempo de viaje.
PARÁGRAFO 2o. La guía única de transporte tendrá una vigencia en horas, definida por el agente autorizado para expedirla, con base en la distancia existente entre los sitios de transporte, sin que supere las veinticuatro (24) horas; excepto, cuando en aquellas regiones que por condiciones de carácter geográfico, restricciones de tránsito, estado de las vías, entre otros, el tiempo de viaje sea mayor a 24 horas, caso en el cual se requiere una autorización, previa de carácter general, del Ministerio de Minas y Energía.
PARÁGRAFO 3o. Cuando se transporte simultáneamente volúmenes de combustibles líquidos derivados del petróleo para diferentes destinatarios, el transportador llevará sendas guías únicas de transporte por cada entrega que efectúe.
PARÁGRAFO 4o. El transportador entregará al destinatario del combustible el original de la guía única de transporte y conservará copia de la misma.
(Decreto 4299 de 2005 artículo 29; Literal e), modificado por el Decreto 2165 de 2006, artículo 5o; posteriormente derogado por el Decreto 1333 de 2007, artículo 27)
oncordancias>
Resolución MINMINAS 40607 de 2016, Art. 9o.
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.99. SUMINISTRO, COSTO Y CUSTODIA DE LA GUÍA ÚNICA DE TRANSPORTE. Los agentes que cuenten con el visto bueno del Ministerio de Minas y Energía deberán obtener a su costo y únicamente de los proveedores que también cuenten con el respectivo visto bueno de dicha autoridad, las guías que le resulten necesarias, con todas las características de seguridad e información señaladas en el presente decreto; a su vez, deberán actuar con máxima diligencia en su cuidado, suministro y custodia para eliminar el riesgo de que sean hurtadas.
PARÁGRAFO. Cuando el agente autorizado para suministrar la guía única de transporte, por cualquier motivo cancele o pierda una guía o grupo de estas, deberá informar de manera inmediata a las autoridades aduaneras, militares y policivas de la región, según corresponda, para lo de su competencia. De igual forma se deberá remitir un informe mensual al Ministerio de Minas y Energía, dentro de los primeros cinco días hábiles de cada mes, sobre el manejo de las guías en el mes anterior, so pena de hacerse acreedor a las sanciones establecidas en la sección relativa a las sanciones del presente Título.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 30)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.100. OBTENCIÓN DE PÓLIZAS. Los agentes de la cadena de distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo deberán mantener vigente una póliza de seguro de responsabilidad civil extracontractual, que tenga como beneficiarios a terceros por daños causados en sus bienes o personas con ocasión de las actividades desarrolladas, asociadas al transporte, almacenamiento, manejo, y distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo, expedida por una compañía de seguros establecida legalmente en el país, de acuerdo con los reglamentos y normas de la Superintendencia Bancaria, sin perjuicio de otras pólizas que deba tomar el asegurado.
Los límites mínimos en dichos seguros de responsabilidad civil, expresado en unidades de salario mínimo mensual legal vigente a la fecha de tomar o renovar la póliza serán los siguientes:
1. Para refinerías de siete mil quinientas (7.500) unidades de salario.
2. Para plantas de abastecimiento de dos mil (2.000) unidades de salario.
3. Para estaciones de servicio automotriz de ochocientas (800) unidades de salario.
4. Para estaciones de servicio fluvial de mil (1.000) unidades de salario.
5. Para estaciones de servicio de aviación y marítima, de dos mil (2.000) unidades de salario.
6. Para el gran consumidor, ochocientas (800) unidades de salario.
7. Para los agentes de la cadena de distribución que contraten o utilicen vehículos de su propiedad para el transporte de combustible, debe tenerse en cuenta lo establecido en el Decreto Reglamentario Único del Sector Transporte, sección Transporte terrestre de mercancías peligrosas por carretera o aquella norma que la modifique, adicione o derogue.
8. Para cada uno de los vehículos del transportador, de acuerdo con la capacidad nominal del carrotanque así:
8.1. Hasta quinientos (500) galones, doscientas (200) unidades de salario.
8.2. De quinientos uno (501) hasta mil (1.000) galones, doscientas cincuenta (250) unidades de salario.
8.3. De mil uno (1.001) hasta dos mil (2.000) galones, trescientas (300) unidades de salario.
8.4. De dos mil uno (2.001) hasta tres mil quinientos (3.500) galones, cuatrocientas (400) unidades de salario.
8.5. De tres mil quinientos uno (3.501) hasta cinco mil (5.000) galones, cuatrocientas cincuenta (450) unidades de salario.
8.6. De cinco mil uno (5.001) hasta diez mil (10.000) galones, seiscientas (600) unidades de salario.
8.7. Y de diez mil un galones (10.001) en adelante, ochocientas (800) unidades de salario.
PARÁGRAFO 1o. Las pólizas de seguro a que se refiere el presente artículo deben incluir expresamente las siguientes cláusulas:
- Revocación de la póliza a sesenta (60) días, previo aviso al Ministerio de Minas y Energía.
- Contaminación accidental súbita e imprevista.
PARÁGRAFO 2o. Las pólizas de seguro a que se refiere el presente artículo deben ser tomadas individualmente por cada instalación o vehículo que maneje, distribuya o transporte combustible, independientemente de que estas pertenezcan a un mismo propietario. En el caso en que el asegurado tome una póliza agrupada bajo la cual se amparan varias instalaciones o vehículos, cada una de ellas debe contar con la cobertura, en los términos exigidos en el presente decreto; en consecuencia, se debe expresar que el valor asegurado es en cada caso por riesgo y evento; lo anterior para efectos de garantizar efectiva cobertura para todas y cada una de las instalaciones o vehículos respecto de las cuales se otorga el amparo.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 31)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.101. EXPEDICIÓN DE REGLAMENTOS TÉCNICOS. Los ministerios competentes para expedir normas que tengan injerencia en las diferentes actividades que conforman la cadena de distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo, expedirán los reglamentos técnicos respectivos y determinarán los requisitos obligatorios que deben cumplirse en cada uno de ellos.
PARÁGRAFO. Hasta tanto no se expidan los reglamentos técnicos pertinentes se deberá dar cumplimiento a las siguientes disposiciones por parte de los agentes respectivos:
1. El distribuidor mayorista, el almacenador, el distribuidor minorista (Estación de Servicio de Aviación y Marítima), y el gran consumidor, deberán acogerse a las disposiciones establecidas en el artículo 2.2.1.1.2.2.3.1. y artículos 2.2.1.1.2.3.41. y siguientes del presente decreto.
2. Adicional a lo establecido en el numeral anterior, respecto al almacenamiento de los combustibles de aviación para motores tipo turbina, se deberá dar cumplimiento al artículo 7o de la Resolución 180790 de 2002, expedida por el Ministerio de Minas y Energía, por la cual se establecen los requisitos de calidad, de almacenamiento, transporte y suministro de los combustibles de aviación para motores tipo turbina, y se dictan otras disposiciones.
3. El distribuidor minorista (Estación de Servicio Automotriz y Fluvial) deberá acogerse a las disposiciones establecidas en los artículos 2.2.1.1.2.2.3.42, 2.2.2.1.1.2.2.3.43, parágrafo 5o del artículo 2.2.1.1.2.2.3.44, artículos 2.2.1.1.2.3.45 al 2.2.1.1.2.2.3.69., 2.2.1.1.2.2.3.70. y 2.2.1.1.2.2.3.71 del presente decreto.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 38)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.102. INVENTARIOS. El Ministerio de Minas y Energía mediante resolución establecerá la reglamentación pertinente a los inventarios mínimos que deben disponer cada uno de los agentes de la cadena de distribución de combustibles.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 39)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.103. VENTA DE COMBUSTIBLES ENTRE ESTACIONES DE SERVICIO. El Ministerio de Minas y Energía reglamentará mediante acto administrativo de carácter general la comercialización de combustibles líquidos derivados del petróleo entre estaciones de servicio establecida en el numeral 9 del artículo 2.2.1.1.2.2.3.91 del presente decreto, cuando el mercado y la logística de distribución lo ameriten.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 40; modificado por el Decreto 1333 del 2007, artículo 26)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.104. COMPETITIVIDAD AEROPORTUARIA EN MATERIA DE COMBUSTIBLE DE AVIACIÓN PARA MOTORES TIPO TURBINA (GASOLINA DE AVIACIÓN JET A1). Para efectos de la presente sección y con el objeto de medir la competitividad aeroportuaria, el Ministerio de Minas y Energía, semestralmente y de conformidad con lo señalado en el siguiente artículo, debe realizar la comparación sistemática de los precios internacionales del combustible de aviación para motores tipo turbina (aeropuertos del área y del Golfo de México) con los precios de referencia del mencionado combustible en Colombia, entendiendo que si el precio internacional es mayor que el precio de referencia nacional, significa que somos competitivos y lo contrario implica que se debe generar una política de competitividad aeroportuaria en materia de combustible de aviación para motores tipo turbina (gasolina de aviación Jet Al), abriendo la posibilidad para el otorgamiento de un descuento en el precio del mencionado combustible producido por Ecopetrol S. A.
PARÁGRAFO. Para efectos de medir la competitividad aeroportuaria, el Ministerio de Minas y Energía podrá excluir cualquier aeropuerto del área o del Golfo de México, cuando no cuente con información suficiente y consistente de los precios del combustible de aviación para motores tipo turbina (gasolina de aviación Jet Al).
(Decreto 2166 de 2006, artículo 2o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.105. CONCEPTO DEL MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA. El Ministerio de Minas y Energía, mediante resolución motivada, emitirá semestralmente concepto favorable o desfavorable para que Ecopetrol S.A. decida autónomamente si otorga o no el descuento en el precio del combustible de aviación para motores tipo turbina (gasolina de aviación Jet A1) producido en sus refinerías.
Este concepto deberá emitirse durante los primeros veinticinco días calendario de los meses de enero y julio de cada año, con base en la información disponible en los doce meses anteriores.
(Decreto 2166 de 2006, artículo 3o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.106. REPORTE DE INFORMACIÓN. Para el desarrollo de las obligaciones contenidas en el presente decreto, los operadores aéreos nacionales, a través de la Asociación Colombiana del Transporte Aéreo en Colombia, ATAC, o quien haga sus veces, deberán entregar, a más tardar el séptimo (7o) día hábil de cada mes, al Ministerio de Minas y Energía -Dirección de Hidrocarburos, la información disponible del mes anterior relacionada con el precio de referencia del combustible de aviación para motores tipo turbina (gasolina de aviación Jet A1) Internacional de que trata el artículo Primero del presente decreto, indicando en cada caso la fuente de información.
El Ministerio de Minas y Energía podrá revisar la validez y consistencia de la información recibida de conformidad con lo señalado en el presente artículo y abstenerse de utilizar aquella que no considere válida.
(Decreto 2166 de 2006, artículo 4o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.107. RETENCIÓN PARA EL FONDO DE PROTECCIÓN SOLIDARIA, SOLDICOM. La retención de que habla el artículo 8o de la Ley 26 de 1989, la harán en cada factura de venta los distribuidores mayoristas y los terceros que distribuyan gasolina motor corriente y/o extra a los distribuidores minoristas del país.
PARÁGRAFO 1o. El dinero recaudado deberá consignarse por los distribuidores mayoristas y los terceros, dentro de los cinco (5) primeros días del mes siguiente al que se haya efectuado el recaudo, a nombre del Fondo de Protección Solidaria, Soldicom, en la cuenta que para el efecto designe la Administradora del Fondo.
Dentro del término señalado en el inciso anterior, los agentes recaudadores deberán entregar al Ministerio de Minas y Energía -Dirección de Hidrocarburos- y a la Administradora del Fondo, la información en la que conste el número de factura de venta, fecha, nombre del distribuidor minorista, ubicación, tipo de combustible vendido, volumen despachado en el mes anterior (galones/mes), monto recaudado. El Ministerio de Minas y Energía o el Fondo de Protección Solidaria, Soldicom, podrá verificar en cualquier momento las retenciones de que trata el presente decreto.
(Decreto 3322 de 2006, artículo 1o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.107.1. DE LA ADMINISTRACIÓN DEL FONDO DE PROTECCIÓN SOLIDARIA (SOLDICOM). <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1705 de 2021. El nuevo texto es el siguiente:> El Ministerio de Minas y Energía establecerá el mecanismo a seguir para seleccionar el administrador del Fondo de Protección Solidaria (SOLDICOM) creado por la Ley 26 de 1989, así como las disposiciones necesarias para el desarrollo de la administración, conforme a los siguientes parámetros:
1. Cuando se determine que solo existe una federación que cumple con los requisitos que establece el artículo 7o de la Ley 26 de 1989, esta será quien lo administre.
2. Cuando existan dos o más federaciones que cumplan con los requisitos que establece el artículo 7o de la Ley 26 de 1989, el Ministerio de Minas y Energía podrá establecer mecanismos diferenciales dependiendo de si existe consenso o no entre las federaciones para desarrollar una administración conjunta.
3. El periodo de administración del Fondo será de máximo 24 meses, de acuerdo con los criterios, métodos y modalidad aplicable que igualmente determine el Ministerio de Minas y Energía.
PARÁGRAFO TRANSITORIO. Mientras el Ministerio de Minas y Energía establece e implementa los mecanismos para determinar el administrador del Fondo de Protección Solidaria (SOLDICOM), la Federación que esté administrando dicho Fondo a la entrada en vigencia del presente artículo, continuará ejerciendo dichas tareas.
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.108. SANCIONES AL INCUMPLIMIENTOS DE LOS PRECEPTOS NORMATIVOS. Los Distribuidores Mayoristas y los Terceros que no cumplan con las obligaciones señaladas en el presente decreto serán sancionados de conformidad con lo establecido en el artículo 3o de la Ley 26 de 1989, en concordancia con la sección sanciones, del presente Título.
(Decreto 3322 de 2006, artículo 2o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.109. PÉRDIDA POR EVAPORACIÓN Y MERMA POR TRANSPORTE. Para los efectos del artículo 4o de la Ley 26 de 1989, la pérdida por evaporación y merma por transporte, manejo y trasiego de los combustibles entre la planta de abastecimiento y la estación de servicio, se fija en el 0.4% del precio de venta en planta de abasto mayorista en las diferentes zonas del país.
(Decreto 3322 de 2006, artículo 3o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.110. CERTIFICADO DE CONFORMIDAD. La planta de abastecimiento, la estación de servicio automotriz, fluvial, marítima y aviación y el gran consumidor con instalación fija, deberán obtener el certificado de conformidad expedido por un organismo de certificación acreditado o aquel que determine la Superintendencia de Industria y Comercio o quien haga sus veces.
PARÁGRAFO TRANSITORIO. En el evento en que no exista organismo de certificación acreditado que otorgue los certificados de conformidad de las instalaciones señaladas en el presente artículo, la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía revisará las mismas a fin de poder certificarlas, y las mismas tendrán validez por los periodos establecidos en la presente subsección.
(Decreto 1333 de 2007, artículo 3o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.111. MEZCLA DE COMBUSTIBLES. A partir del 23 de diciembre de 2011 se utilizarán en Colombia los siguientes combustibles, en lo que a motores a gasolina se refiere:
1. Gasolina motor con porcentajes de mezcla obligatoria que variarán entre el 8% y el 10% de mezcla de alcohol carburante en base volumétrica (E-8 E-10 corriente y extra).
A partir del 1o de enero del año 2013, los ministerios de Minas y Energía y de Ambiente y Desarrollo Sostenible, o quien haga sus veces y mediante acto administrativo, previa consulta con la Comisión Intersectorial de Biocombustibles, podrán fijar porcentajes obligatorios de alcohol carburante superiores al 10% de mezcla obligatoria para el alcohol carburante.
2. Para uso en motores diésel, a partir del 1o de enero del año 2013, los Ministerios de Minas y Energía y de Ambiente y Desarrollo Sostenible, o quien haga sus veces y mediante acto administrativo, previa consulta con la Comisión Intersectorial de Biocombustibles, podrán fijar porcentajes obligatorios de biocombustibles superiores al 10% de mezcla obligatoria de biocombustibles.
PARÁGRAFO. Los Ministerios de Minas y Energía y de Ambiente y Desarrollo Sostenible, o quien haga sus veces, tomarán en cuenta (i) la oferta nacional de alcohol carburante y de biocombustibles para uso en motores diésel; (ii) en la medida en que tecnológica y ambien-talmente sea viable para el parque automotor, y, (iii) se tenga claridad sobre la infraestructura asociada al almacenamiento, transporte y distribución.
3. En forma voluntaria, y sin perjuicio de lo señalado sobre mezclas obligatorias en los incisos anteriores, para vehículos con tecnología Flex Fuel exclusivamente (E-25 E-85), gasolina motor con una mezcla flexible de alcohol carburante entre un 25% y un 85% en base volumétrica.
(Decreto 4892 de 2011, artículo 1o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.112. AJUSTES EN LOS PARÁMETROS DE LA GASOLINA BÁSICA. Los Ministerios de Minas y Energía y de Ambiente y Desarrollo Sostenible, o quien haga sus veces, podrán solicitar ajustes en los parámetros de la gasolina básica a ser utilizada en las diferentes mezclas, en lo que al octanaje se refiere, con el fin de mejorar el desempeño de los vehículos con los nuevos combustibles.
Cuando a juicio del Gobierno Nacional, se presenten situaciones excepcionales de interés social, público y/o de conveniencia nacional, los Ministerios de Minas y Energía y de Ambiente y Desarrollo Sostenible, o quien haga sus veces, podrán autorizar el uso paralelo de otro tipo de combustibles.
El Ministerio de Minas y Energía, mediante acto administrativo, podrá fijar porcentajes de biocombustibles inferiores a los señalados en el presente decreto y en el artículo 2.2.1.1.2.2.3.115., teniendo en cuenta la oferta nacional de alcohol carburante y/o biocombustibles para motores diésel.
PARÁGRAFO 1o. El Ministerio de Minas y Energía, o quien haga sus veces, establecerá los lugares del territorio nacional y periodos durante los cuales estarán vigentes los porcentajes de biocombustibles para uso en motores diésel en las mezclas obligatorias.
(Decreto 4892 de 2011, artículo 2o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.113. COMPETENCIA DE LOS MINISTERIOS PARA EXPEDIR REGLAMENTACIÓN. Los Ministerios de Minas y Energía, de Transporte, de Ambiente y Desarrollo Sostenible, de la Salud y de la Protección Social, o quien haga sus veces, dentro de sus competencias, expedirán la regulación aplicable a la producción, almacenamiento, transporte, distribución, infraestructura, uso, vigilancia y control de las mezclas aquí estipuladas, así como a las emisiones permitidas y demás controles ambientales y de salubridad pública.
(Decreto 4892 de 2011, artículo 3o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.114. PLAZOS PARA EL ACONDICIONAMIENTO DE MOTORES. Cuando a juicio del Gobierno Nacional se presenten situaciones excepcionales de interés social, público y/o de conveniencia nacional, podrá autorizar el uso paralelo de otro tipo de combustibles y/o de vehículos y motores.
CONFORME CON SUS COMPETENCIAS, LOS MINISTERIOS DE TRANSPOrte y de Comercio, Industria y Turismo, señalarán las condiciones de importación, transporte, distribución y comercialización de los productos de que trata este artículo.
Dentro de lo de sus competencias, los Ministerios de Transporte y de Comercio, Industria y Turismo homologarán los paquetes de conversión a los niveles de combustible aquí señalados, para facilitar la transformación del parque automotor.
(Decreto 2629 de 2007, artículo 1o, literal a), derogado por el Decreto 1135 de 2009, artículo 6o; literal b), derogado por el Decreto 4892 de 2011, artículo 4o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.115. AUTORIDADES REGULATORIAS. Los Ministerios de Minas y Energía, de Transporte, de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial y de Protección Social, dentro de sus competencias, regularán la producción, transporte, distribución y uso, así como las emisiones permitidas y demás controles ambientales y de salubridad pública, para el uso de los biocombustibles E-20, B-10 y B-20 en las fechas establecidas.
(Decreto 2629 de 2007, artículo 3o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.116. PROMOCIÓN DE CULTIVOS QUE GENEREN ALCOHOLES CARBURANTES. El Ministerio de Agricultura y Desarrollo Rural promoverá el cultivo de plantaciones que generen la producción de alcoholes carburantes y biocombustibles para uso en motores diésel, con el fin de cumplir lo señalado en el presente decreto.
(Decreto 2629 de 2007, artículo 4o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.117. RÉGIMEN DE TRANSICIÓN. Los procedimientos y actuaciones administrativas que versen sobre distribución de combustibles líquidos derivados del Petróleo en curso al 26 de diciembre de 2011; seguirán rigiéndose y culminarán de conformidad con la normatividad vigente al momento de la radicación.
(Decreto 4915 de 2011, artículo 3o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.118. MEZCLAS DE GASOLINA PARA EFECTOS FISCALES. Para efectos fiscales la mezcla de gasolina motor, con alcohol carburante de que trata la Ley 693 de 2001, no se considera un proceso industrial o de producción.
(Decreto 3862 de 2005, artículo 1o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.119. MEZCLAS DE DIÉSEL PARA EFECTOS FISCALES. Para efectos fiscales las mezclas de diésel de origen fósil (ACPM) con los biocombustibles de origen vegetal o animal, para uso en motores diésel de que trata la Ley 939 de 2004, no se considerará como proceso industrial o de producción.
(Decreto 3492 de 2007, artículo 1o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.120. NORMATIVA APLICABLE A LAS FUERZAS MILITARES Y LA POLICÍA NACIONAL. <Artículo adicionado por el artículo 4 del Decreto 1135 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> El Ministerio de Minas y Energía podrá regular los esquemas de abastecimiento aplicables y requisitos que deberán cumplir las Fuerzas Militares y la Policía Nacional para acreditarse como distribuidores minoristas de combustibles líquidos o para acreditarse bajo la figura de gran consumidor.
PARÁGRAFO. Cuando las Fuerzas Militares actúen como agentes serán sujeto del régimen sancionatorio aplicable.
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.3.121. NORMATIVA APLICABLE A LA ACTIVIDAD DE IMPORTACIÓN, EXPORTACIÓN, TRANSPORTE Y PRODUCCIÓN DE BIOCOMBUSTIBLES. <Artículo adicionado por el artículo 4 del Decreto 1135 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> Para ejercer las actividades de importación, exportación, transporte y producción de biocombustibles, el interesado deberá obtener la autorización de la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía, según la regulación que para tales efectos este expida.
Las actividades de exportación de biocombustibles deberán considerar y supeditarse a la prioridad que tiene el abastecimiento de la demanda interna.
MARCACIÓN DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS DERIVADOS
DEL PETRÓLEO.
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.4.1. MARCACIÓN DE LOS COMBUSTIBLES. Toda la gasolina motor y el ACPM que se almacene, maneje, transporte y distribuya en el territorio nacional deberán estar marcados.
(Decreto 1503 de 2002, artículo 2o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.4.2. PROCEDIMIENTO PARA LA MARCACIÓN. Será responsabilidad de Ecopetrol S.A. o quien haga sus veces determinar el procedimiento de Marcación y el Marcador que se utilizará en todo el país, así como los procedimientos de Detección.
(Decreto 1503 de 2002, artículo 3o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.4.3. RESPONSABILIDAD DE LA MARCACIÓN DE LOS COMBUSTIBLES. Será responsabilidad de Ecopetrol S.A. o quien haga sus veces y de los importadores o refinadores locales, marcar toda la gasolina y el ACPM, ya sean importados o producidos en Colombia, ciñéndose estrictamente al procedimiento y al Marcador, de conformidad con la presente subsección.
(Decreto 1503 de 2002, artículo 4o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.4.4. TERCERIZACIÓN DE LA MARCACIÓN. Ecopetrol S. A. o quien haga sus veces podrá contratar la Marcación con terceros de comprobada idoneidad técnica. Sin embargo, mantendrá la responsabilidad en los casos en que le corresponda por la adecuada realización de dicho procedimiento.
(Decreto 1503 de 2002, artículo 5o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.4.5. LUGAR DE ADICIÓN DEL MARCADOR. Ecopetrol S. A. o quien haga sus veces deberá realizar la adición del Marcador en los puntos de entrega física del producto del poliducto a las plantas de abastecimiento de los distribuidores mayoristas y, en los muelles y llenaderos de refinería, en las ventas realizadas a distribuidores mayoristas, minoristas y grandes consumidores.
(Decreto 1503 de 2002, artículo 6o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.4.6. MARCACIÓN POR PARTE DE LOS REFINADORES E IMPORTADORES. Los importadores o refinadores locales adicionarán el marcador que suministre Ecopetrol S. A. o quien haga sus veces, en el punto de venta a los distribuidores mayoristas o minoristas y a grandes consumidores.
(Decreto 1503 de 2002, artículo 7o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.4.7. SELECCIÓN DEL MARCADOR. Ecopetrol S. A. o quien haga sus veces, deberá seleccionar el marcador más conveniente desde el punto de vista técnico y tomará todas las precauciones manteniendo los controles necesarios para garantizar la seguridad y exclusividad del marcador, e igualmente, podrá variar las características del mismo cuando lo estime necesario.
(Decreto 1503 de 2002, artículo 8o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.4.8. RECONOCIMIENTO DE LA MARCACIÓN Y DETECCIÓN EN LA ESTRUCTURA DE PRECIOS DE LOS COMBUSTIBLES. El Ministerio de Minas y Energía reconocerá dentro de la estructura de precios de los combustibles un componente dedicado a la marcación y detección de los mismos, de tal forma que le permita a Ecopetrol S.A. o quien haga sus veces, a los refinadores locales y a los importadores, cumplir con las obligaciones establecidas en el presente decreto.
(Decreto 1503 de 2002, artículo 9o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.4.9. OBLIGACIONES RESPECTO DE LOS DISTRIBUIDORES MAYORISTAS RESPECTO DE LOS PROCESOS DE MARCACIÓN Y DETECCIÓN. Los distribuidores mayoristas deberán:
1. Aplicar el procedimiento de Detección desarrollado por Ecopetrol S.A. o quien haga sus veces, a los combustibles que reciban.
2. Certificar que el volumen entregado o transferido en custodia a sus clientes está debidamente marcado. Esta certificación podrá ser realizada analizando en presencia del representante de su cliente muestras de combustible tomadas de los compartimientos de los vehículos en los que depositan el combustible, o analizando en presencia de terceros idóneos muestras representativas de los tanques de la respectiva Planta de Abastecimiento, de manera tal que pueda construir la debida trazabilidad de los niveles de marcación del combustible entregado o transferido en custodia y analizando además muestras de por lo menos el cinco por ciento (5%) de los vehículos cargados cada día.
3. Entregar a sus clientes documentos que acrediten la debida marcación del combustible que les entregan o transfieren en custodia y conservar copia de ellos.
4. Conservar durante dos meses contramuestras del combustible para efectos de verificar, niveles de marcación.
5. Diseñar y aplicar mecanismos que le permitan asegurar la trazabilidad de la marcación del combustible que entrega o transfiere en custodia y de las certificaciones de marcación que expida.
PARÁGRAFO. Los transportadores, los grandes consumidores y los distribuidores minoristas deberán:
1. Conservar copia de la certificación recibida de los distribuidores mayoristas.
2. Solicitar, si lo estiman pertinente, a las autoridades y organismos de control competentes aplicar el procedimiento de Detección desarrollado por Ecopetrol S. A. o quien haga sus veces, a los combustibles a recibir de su respectivo agente suministrador en la cadena de comercialización. Ecopetrol S. A., diseñará por regiones los protocolos que permitan cumplir con lo señalado en el presente numeral.
3. Tomar las precauciones que le permitan asegurar que reciben y entregan combustibles de origen lícito.
4. Diseñar y aplicar mecanismos que le permitan asegurar la trazabilidad de la marcación del combustible que recibe.
(Decreto 1503 de 2002, artículo 10, modificado por el Decreto 3563 de 2003, artículo 1o).
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.4.10. OBLIGACIONES DE LA EMPRESA COLOMBIANA DE PETRÓLEOS RESPECTO DE LOS PROCESOS DE MARCACIÓN Y DETECCIÓN. Ecopetrol S.A., está obligada a:
1. Suministrar el Detector aplicable bajo el procedimiento de Detección diseñado por él, a los distribuidores mayoristas, así como a las autoridades y organismos de control que colaboren en la búsqueda de combustibles ilícitos.
2. Diseñar y aplicar mecanismos que le permitan asegurar la trazabilidad del origen del combustible que entrega o transfiere en custodia y de las certificaciones de marcación que expida.
PARÁGRAFO. Ecopetrol S.A. o quien haga sus veces, podrá distribuir el Detector directamente o a través de terceros contratados para tal efecto, quienes deberán rendir informe a Ecopetrol S.A., respecto de la entrega que realicen.
(Decreto 1503 de 2002, artículo 11, modificado por el Decreto 3563 de 2003, artículo 2o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.4.11. SOCIALIZACIÓN DEL PROCESO DE DETECCIÓN. Ecopetrol S.A. o quien haga sus veces tendrá a su cargo la divulgación, capacitación y adecuada distribución del procedimiento de Detección.
(Decreto 1503 de 2002, artículo 12)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.4.12. PROHIBICIÓN DE TENENCIA DE COMBUSTIBLES QUE NO HAYAN SIDO MARCADOS. Es obligación de todos los actores dedicados al almacenamiento, manejo, transporte y distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo señalados por el artículo 2o de la Ley 39 de 1987, abstenerse de tener en su poder, a cualquier título, gasolina motor o ACPM que no hayan sido marcados debidamente, de acuerdo con la obligación que se indica en el artículo 2.2.1.1.2.2.4.1. del presente decreto.
(Decreto 1503 de 2002, artículo 13)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.4.13. OBLIGACIONES DEL MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA. Para todos los efectos legales, corresponde al Ministerio de Minas y Energía:
a) Vigilar el cumplimiento de las obligaciones de marcación y manejo de combustibles marcados que se establecen en el presente decreto;
b) Sancionar como se establece en el presente decreto, a los infractores de las obligaciones establecidas en el mismo;
c) Informar a las autoridades competentes la utilización, manejo o posesión de gasolina motor o ACPM sin marcar, para que estas establezcan la eventual infracción a otras normas;
d) Coordinar con las diferentes entidades oficiales y autoridades policiales y de control, los mecanismos tendientes a evitar y detectar el almacenamiento, manejo, transporte y distribución de gasolina motor y ACPM sin marcar.
PARÁGRAFO. Sin perjuicio de las facultades del Ministerio de Minas y Energía, las Alcaldías Municipales, Distritales o Metropolitanas, de acuerdo con la delegación de funciones que otorgue o haya otorgado el Ministerio de Minas y Energía, deberán cumplir con las obligaciones señaladas en el presente artículo en lo inherente a las estaciones de servicio.
No obstante la delegación efectuada, en cualquier momento, el Ministerio de Minas y Energía podrá avocar conocimiento de casos especiales inherentes a las estaciones de servicio.
(Decreto 1503 de 2002, artículo 14)
DEFINICIONES APLICABLES A LA DISTRIBUCIÓN DE COMBUSTIBLES LIQUIDOS DERIVADOS DEL PETRÓLEO EN ZONAS DE FRONTERA.
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.5.1. DEFINICIONES. Para los efectos del presente decreto se tendrán en cuenta las siguientes definiciones:
Combustibles líquidos derivados del petróleo. Como combustibles líquidos derivados del petróleo se tendrán exclusivamente el electrocombustible, el ACPM y la Gasolina Motor en los términos previstos en el artículo 2.2.1.1.2.2.1.4 del presente decreto.
Refinador, distribuidor mayorista, gran consumidor, distribuidor minorista, planta de abastecimiento, transportador de combustibles: Serán los definidos en la sección Distribución de combustibles del presente decreto.
Tercero: Toda persona natural o jurídica, debidamente registrada y autorizada por el Ministerio de Minas y Energía que cuente con capacidad logística suficiente para importar y/o distribuir combustibles líquidos derivados del petróleo en un municipio ubicado en zona de frontera.
(Decreto 386 de 2007, artículo 1o)
Zonas de frontera. Para efectos de las exenciones de los impuestos de arancel, IVA e Impuesto Global de que trata el párrafo cuarto del artículo primero de la Ley 681 de 2001, se entenderán por Zonas de Frontera los siguientes municipios y corregimientos:
a) En el departamento de Amazonas: El Encanto, La Pedrera, Leticia, Puerto Alegría, Puerto Arica, Puerto Nariño y Tarapacá.
b) En el departamento de Arauca: Arauca, Arauquita, Cravo Norte, Fortul, Puerto Rondón, Saravena y Tame.
c) En el departamento de Boyacá: Cubará.
d) En el departamento de Cesar: Aguachica, Agustín Codazzi, Becerril, Bosconia, César, Chiriguaná, Curumaní, El Copey, El Paso, Gamarra, La Gloria, La Jagua de Ibirico, La Paz, Manaure, Pelaya, Pailitas, Río de Oro, San Diego San Martín, San Alberto Valledupar.
e) En el departamento de Chocó: Acandí, Juradó, Riosucio y Unguía.
f) En el departamento de Guajira: Albania, Barrancas, Dibulla, Distracción, El Molino, Fonseca, Hato Nuevo, La Jagua del Pilar, Maicao, Manaure, Riohacha, San Juan del Cesar, Uribia, Urumita y Villanueva.
g) En el departamento de Guainía: Cacahual, La Guadalupe, Pana Pana, Puerto Colombia, Puerto Inírida y San Felipe.
h) En el departamento de Nariño: Aldana, Ancuyá, Aponte, Arboleda, Barbacoas, Belén, Buesaco, Carlosama, Cartago, Chachagüí, Colón-Génova, Consacá, Córdoba, Cumbal, Cumbitara, El Charco, El Contadero, El Peñol, El Tablón, El Tambo, Francisco Pizarro, Funes, Guachucal, Guaitarilla, Gualmatán, lles, Imués, Ipiales, La Cruz, La Florida, La Unión, La Tola, Leiva, Linares, Maguí, Mallama, Mosquera, Nariño, Olaya Herrera, Ospina, Pasto, Payán, Policarpa, Potosí, Puerres, Pupiales, Ricaurte, Roberto Payán, Rosario, Samaniego, San Bernardo, San José de Albán, San Lorenzo, San Pablo, Sapuyes, Sandoná, Santa Bárbara Iscuande, Santacruz-Guachaves, Sotomayor, Taminango, Tangua, Tumaco, Túquerres y Yacuanquer,
i) En el departamento de Norte de Santander: Abrego, Bochalema, Bucarasica, Chinácota, Convención, Cúcuta, Durania, El Carmen, El Tarra, El Zulia, Hacarí, Herrán, La Esperanza, La Playa, Los Patios, Ocaña, Pamplona, Pamplonita, Puerto Santander, Ragonvalia, San Calixto, San Cayetano, Sardinata, Teorama, Tibú, Toledo, y Villa del Rosario.
j) En el departamento de Putumayo: La Dorada San Miguel, La Hormiga o Valle del Guamuez, Puerto Asís y Puerto Leguízamo, Sibundoy, Santiago, San Francisco, Mocoa, Colón, Puerto Caicedo, Orito, Puerto Guzman y Villa Garzón.
k) En el departamento Vaupés: Mitú, Pacoa, Taraira y Yavarate.
l) En el departamento de Vichada: Cumaribo, La Primavera y Puerto Carreño.
(Decreto 2875 de 2001, artículo 1o, modificado por los Decretos 1730 de 2002, artículo 1o, 2970 de 2003, artículo 1o; 1037 de 2004, artículo 1o; 3459 de 2004, artículo 1o; 2484 de 2006, artículo 1o; 1010 de 2007, artículo 1o y 1253 de 2002, artículo 1o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.5.2. CUMPLIMIENTO DE REQUISITOS. Para efectos de la certificación de estaciones de servicio, asignación de volúmenes máximos y ajuste y aprobación de los respectivos planes de abastecimiento de los municipios señalados en el artículo anterior, se deberá cumplir con lo dispuesto en los artículos 2.2.1.1.2.2.6.7 a 2.2.1.1.2.2.6.16., o las normas que lo modifiquen, adicionen o sustituyan.
(Decreto 1253 de 2010, artículo 2o)
DISTRIBUCIÓN DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS EN ZONAS DE FRONTERA.
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.6.1. IMPORTACIÓN EN ZONAS DE FRONTERA. La persona natural o jurídica interesada en importar combustibles líquidos derivados del petróleo para el consumo o distribución en zonas de frontera deberá cumplir con lo estipulado en la Ley 681 de 2001 y lo establecido en la presente subsección o en las normas que los modifiquen, adicionen o sustituyan.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 10)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.6.2. COMBUSTIBLES PARA EL DEPARTAMENTO DE LA GUAJIRA. La presente subsección aplicará únicamente para los combustibles líquidos derivados del petróleo (gasolina sin plomo y ACPM) que se introduzcan desde la República Bolivariana de Venezuela por los sitios previamente establecidos por la Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales, DIAN, siempre y cuando los mismos se vendan y almacenen en las plantas de abastecimiento de combustibles líquidos derivados del petróleo debidamente aprobadas por el Ministerio de Minas y Energía y se distribuyan, por parte de la cooperativa creada por los indígenas Wayúu y las personas naturales residentes en dichos territorios y que tradicionalmente se han dedicado a esta actividad, en los municipios calificados como Zona de Frontera en el departamento de La Guajira. Para el efecto, las plantas de abastecimiento deberán habilitarse ante la DIAN como Depósito, conforme con las disposiciones establecidas en el Título III, Capítulo II, artículo 47 y siguientes del Decreto 2685 de 1999 y demás normas que lo adicionen, modifiquen, aclaren o deroguen, salvo lo previsto en el literal a) del artículo 51 y en el literal b) del artículo 71 respecto del valor del patrimonio neto por acreditar, el cual para efectos de la habilitación de la planta de abastecimiento como 'depósito' será de una décima parte del valor previsto en las referidas disposiciones.
PARÁGRAFO. Quienes introduzcan combustibles líquidos derivados del petróleo provenientes de la República Bolivariana de Venezuela por sitios diferentes a los señalados por la Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales, DIAN o quienes vendan, almacenen o distribuyan los referidos combustibles en lugares diferentes a las plantas de abastecimiento, estarán incursos en los delitos tipificados en los artículos 70 a 74 de la Ley 788 de 2002, o las normas que modifiquen, adicionen o deroguen, sin perjuicio de las demás sanciones a que haya lugar.
(Decreto 1980 de 2003, artículo 1o; modificado por el Decreto 3353 de 2004, artículo 1o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.6.3. FUNCIÓN DE DISTRIBUCIÓN EN EL DEPARTAMENTO DE LA GUAJIRA. De conformidad con lo dispuesto en el artículo 1o de la Ley 681 de 2001; modificado por el artículo 9o de la Ley 1430 de 2010, modificado a su vez en su inciso primero por el artículo 173 de la Ley 1607 de 2012; en las Zonas de Frontera del departamento de La Guajira, el Ministerio de Minas y Energía podrá ceder de manera preferencial la función de distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo a la cooperativa constituida para el efecto.
Para recibir la contratación o cesión., la cooperativa deberá inscribirse como tercero ante el Ministerio de Minas y Energía, cumpliendo con lo señalado en la subsección Distribución de combustibles líquidos derivados del Petróleo, o las normas que lo modifiquen, aclaren, adicionen o deroguen.
Las plantas de abastecimiento de combustibles líquidos derivados del petróleo sólo podrán distribuir combustibles importados de Venezuela a las estaciones de servicio legalmente establecidas, con cupo asignado por la Dirección de Hidrocarburos Ministerio de Minas y Energía, a los Grandes Consumidores y a Ecopetrol S. A. o quien haga sus veces, siempre que los mismos se destinen a los municipios señalados como Zonas de Frontera en el departamento de La Guajira.
PARÁGRAFO 2o. Solamente de no ser posible la cesión a la cooperativa organizada para el efecto, el Ministerio de Minas y Energía ejercerá esta función directamente como Distribuidor Mayorista, o la podrá ceder o contratar total o parcialmente, con los Distribuidores Mayoristas que cuenten con la capacidad logística, técnica o interés comercial para la distribución de combustibles, reconocidos y registrados como tales por el Ministerio de Minas y Energía, o con terceros debidamente registrados y aprobados.
(Decreto 1980 de 2003, artículo 2o, modificado por el Decreto 3353 de 2004, artículo 2o; parágrafo 1o derogado por el Decreto 2363 de 2006, artículo 3o.)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.6.4. VISTO BUENO DEL MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA PARA LA DISTRIBUCIÓN DE COMBUSTIBLES EN EL DEPARTAMENTO DE LA GUAJIRA. El Ministerio de Minas y Energía, elaborará y aprobará un Plan de Abastecimiento de combustibles líquidos derivados del petróleo para cada uno de los municipios considerados como Zonas de Frontera en el departamento de La Guajira, en los términos señalados en el presente decreto. Dicho Plan que deberá consultar los cupos máximos de combustibles fijados para cada municipio por la Dirección de Hidrocarburos del mencionado Ministerio. Dentro de los cinco (5) días siguientes a la fecha de elaboración del referido Plan, se evaluará y, si es el caso, se realizarán los ajustes pertinentes. El Plan, se aprobará mediante resolución motivada y otorgará en ese mismo acto los vistos buenos para la distribución de combustibles en los municipios y corregimientos de Zona de Frontera.
La aprobación para ejercer la distribución de combustibles en el departamento de La Guajira estará vigente por doce (12) meses; al final de dicho período, si es necesario, el Ministerio, deberá ajustar el Plan de Abastecimiento a las condiciones del mercado y aprobarlo, en los términos señalados en el presente decreto. De lo contrario, permanecerá vigente por un período de hasta dos (2) años más, con revisiones anuales en los términos indicados en este inciso.
Una vez aprobado el Plan de Abastecimiento por parte del Ministerio de Minas y Energía, se iniciarán los trámites correspondientes para el cumplimiento de la función de distribución en los municipios y corregimientos considerados como Zona de Frontera en el departamento de La Guajira.
Dentro de los tres (3) días siguientes a la ejecutoria de los actos administrativos de aprobación de que trata el presente artículo, el Ministerio de Minas y Energía, deberá poner en conocimiento de la Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales, DIAN, y demás autoridades de control competentes el plan de abastecimiento de combustibles líquidos derivados del petróleo para cada una de las Zonas de Frontera y sus correspondientes modificaciones.
(Decreto 1980 de 2003, artículo 3o; modificado por el artículo 3o del Decreto 3353 de 2004, modificado por las Leyes 1430 de 2010, artículo 1o, y 1607 de 2012, artículo 1o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.6.5. IMPORTACIÓN DE COMBUSTIBLES HACIA EL DEPARTAMENTO DE LA GUAJIRA. El trámite para la importación de combustibles líquidos derivados del petróleo para el departamento de la Guajira se sujetará a las disposiciones del Decreto 2685 de 1999, salvo lo relacionado en el Capítulo II, Título V, artículo 90 y siguientes.
La Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales, DIAN, habilitará, mediante resolución motivada, los sitios para el ingreso de los referidos combustibles
(Decreto 1980 de 2003; artículo 4o, modificado por el Decreto 3353 de 2004, artículo 4o)
1. Los combustibles líquidos derivados del petróleo amparados mediante el artículo 1o de la Ley 681 de 2001, modificado por la Ley 1430 de 2010 y 1607 de 2012, no podrán ser vendidos y/o distribuidos a través de estaciones de servicio y/o transportadores diferentes a los autorizados, ni en volúmenes superiores a los determinados por la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía, como tampoco podrán ser distribuidos fuera de los municipios definidos como Zona de Frontera en el Departamento de La Guajira. Para el efecto, El Ministerio adelantará las acciones de control que considere pertinentes, sin perjuicio de las facultades legales otorgadas a la DIAN.
2. La cooperativa no podrá celebrar contratos de transporte de combustibles líquidos derivados del petróleo para las Zonas de Frontera con personas naturales o jurídicas que no tengan sus vehículos debidamente registrados y autorizados ante el Ministerio de Minas y Energía, en los términos señalados en la presente subsección en las normas que lo modifiquen, aclaren, adicionen o deroguen. Lo anterior sin perjuicio del cumplimiento de las obligaciones que para el efecto se exigen en la subsección Distribución de combustibles líquidos derivados del Petróleo.
3. La Cooperativa deberá enviarle a la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía y a la DIAN, mensualmente y a más tardar el tercer día del mes siguiente al de la adquisición del producto, la información sobre los combustibles entregados y vendidos en cada uno de los municipios donde operan, debidamente certificada por Contador Público o Revisor Fiscal.
4. Las estaciones de servicio que distribuyan combustibles en los municipios y corregimientos ubicados en Zonas de Frontera del departamento de La Guajira deberán informar, dentro de los cinco (5) días siguientes a la terminación del mes, a la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía y a la DIAN, el volumen (en galones) de combustibles adquiridos y la relación de las ventas efectuadas en el mes calendario inmediatamente anterior, con discriminación de productos, cantidad (en galones) y precios de los mismos, so pena de hacerse acreedoras a las sanciones señaladas en la sección relativa a las sanciones del presente Título.
5. Las plantas de abastecimiento legalmente establecidas, que se encuentren localizadas en el área de influencia, que abastezcan estaciones de servicio ubicadas en municipios y corregimientos de Zonas de Frontera, deberán llevar un registro independiente para cada uno de los combustibles que se distribuyan allí, el cual deberá distinguir entre otros: Nombre de la estación de servicio y/o transportador, municipio, volumen retirado mensual, valor correspondiente a sobretasa. Este registro deberá ser informado mensualmente a la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía, dentro de los cinco (5) días siguientes a la terminación del mes, so pena de hacerse acreedor a la imposición de las sanciones contempladas en la sección relativa a las sanciones del presente Título.
(Decreto 1980 de 2003; artículo 5o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.6.7. ALCANCE DE LA FUNCIÓN DE DISTRIBUCIÓN DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS DERIVADOS DEL PETRÓLEO. La función de distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo de que trata el artículo 1o de la Ley 681 de 2001, comprende las actividades de importación, transporte, almacenamiento, distribución (mayorista, minorista y tercero) de los combustibles líquidos derivados del petróleo por parte del Ministerio de Minas y Energía en los municipios de zonas de frontera.
El Ministerio, podrá ejercer esta función directa y autónomamente o la podrá ceder o contratar, total o parcialmente, con los distribuidores mayoristas con capacidad logística, técnica o interés comercial para la distribución de combustibles, autorizados como tales por el mencionado Ministerio, con terceros previamente aprobados y registrados por el mismo y/o con distribuidores minoristas.
La contratación o cesión de esta función por parte del Ministerio., o de las actividades que ella comprende, se realizará teniendo en cuenta las condiciones propias de cada municipio de zona de frontera con sujeción al siguiente orden de prelación, el cual aplicará únicamente para efectos de la distribución de combustibles al consumidor final a través de estaciones de servicio.
1. Las plantas de abastecimiento ubicadas en el respectivo departamento fronterizo.
2. Las plantas de abastecimiento ubicadas en los municipios y departamentos vecinos a la respectiva zona de frontera con posibilidades técnicas y económicas de abastecerlos.
3. Los terceros previamente aprobados y registrados por el Ministerio de Minas y Energía.
4. Las estaciones de servicio ubicadas en las zonas de frontera.
PARÁGRAFO 1o. Para el desarrollo de las actividades de importación de combustibles se deberá dar cumplimiento a lo señalado para el efecto en la legislación aduanera, particularmente lo contemplado en el Decreto 2685 de 1999 y las normas que lo aclaren, modifiquen o sustituyan.
PARÁGRAFO 2o. En el caso de la distribución a los grandes consumidores, escogerá desde el punto de vista normativo, logístico, económico y comercial, la mejor opción disponible.
PARÁGRAFO 3o. El consumidor final de zona de frontera que consuma menos de ocho mil (8.000) galones mes de combustibles líquidos derivados del petróleo, con destino al sector industrial, agrícola y comercial, podrá abastecerse directamente de una estación de servicio automotriz por surtidor, bien sea a través de recipientes de 55 galones para lo cual deberá cumplir con lo establecido en el parágrafo 5o del artículo 2.2.1.1.2.2.3.86., o por medio de un vehículo al cual se le haya adaptado un tanque o por un vehículo con carrocería tipo tanque, casos en los cuales la capacidad del tanque no podrá ser superior a los mil (1.000) galones.
El consumidor final de zona de frontera que consuma más de dos mil quinientos (2.500) y menos de veinte mil (20.000) galones mes de combustibles líquidos derivados del petróleo, con destino al sector agrícola, industrial y comercial, podrá abastecerse de una estación de servicio automotriz a través de vehículos con carrocería tipo tanque provenientes directamente de la planta de abastecimiento del Distribuidor Mayorista, para lo cual la estación de servicio automotriz que le distribuya deberá solicitar autorización ante el Ministerio de Minas y Energía Dirección de Hidrocarburos.
Para efectos de que la estación de servicio automotriz con cupo asignado obtenga la autorización del Ministerio de Minas y Energía Dirección de Hidrocarburos para distribuir directamente desde la planta de abastecimiento del Distribuidor Mayorista hacia la instalación del Consumidor Final en vehículos con carrocería tipo tanque, es requisito presentar copia de los siguientes documentos:
1. Certificado de existencia y representación legal del Consumidor Final, para personas jurídicas o registro mercantil para personas naturales, en el caso que aplique, expedidos por la Cámara de Comercio, con fecha no superior a un (1) mes. En el caso de entidades públicas se deberá anexar el respectivo acto administrativo de constitución o el acto que rige el desarrollo de su objeto.
2. Certificación firmada por el interesado persona natural o por el representante legal cuando se trate de persona jurídica o entidad pública, a través de la cual conste la necesidad del combustible para el desarrollo de su actividad, así como la indicación de la infraestructura para el recibo y, de ser necesario en su actividad el almacenamiento del combustible, la infraestructura en que se depositará, la relación mes a mes de los consumos del último año, contados a partir de la fecha de la presentación de la solicitud, detallando el tipo de combustible, volumen y uso.
3. Información detallada de la infraestructura de los vehículos carrocería tipo tanque a través de la cual transportará y recibirá el combustible, anexando la autorización otorgada por el Ministerio de Minas y Energía para el transporte en Zonas de Frontera.
4. Contrato o acuerdo comercial suscrito entre la estación de servicio automotriz y el Consumidor Final.
5. En caso de que el Consumidor Final sea contratista del Estado para ejecutar obras de infraestructura, deberá presentar el documento correspondiente que lo certifique.
Cuando el distribuidor minorista a través de estación de servicio automotriz, ubicado en zona de frontera adquiera combustible con destino al consumidor final de que trata el presente artículo, así deberá expresarlo a su distribuidor mayorista, indicando: el tipo de combustible, el volumen y la dirección del consumidor final para que incluya estos datos en la guía única de transporte, así como la autorización dada por el Ministerio de Minas y Energía. Cada despacho debe estar respaldado con una factura de venta emitida por la estación de servicio automotriz, en la cual aparezca claramente detallados el combustible, volumen, origen y destino.
El distribuidor mayorista entregará copia de la guía única de transporte al vehículo con carrocería tipo tanque que reciba y transporte el combustible a las instalaciones del consumidor final.
El volumen que distribuya la estación de servicio automotriz al consumidor final bajo la modalidad de entregas directas con vehículos tipo carrocería tanque no puede superar el setenta por ciento (70%) del cupo total asignado por la UPME a la estación.
PARÁGRAFO 5o. El Gran Consumidor ubicado en zonas de frontera podrá abastecerse de una estación de servicio automotriz, a través de vehículos con carrocería tipo tanque, provenientes directamente de la planta de abastecimiento del distribuidor mayorista, para lo cual la estación de servicio automotriz que le distribuya deberá solicitar autorización ante el Ministerio de Minas y Energía Dirección de Hidrocarburos, presentando los siguientes documentos:
1. Información detallada de la infraestructura de los vehículos carrocería tipo tanque a través de la cual transportará y recibirá el combustible, anexando la autorización otorgada por el Ministerio de Minas y Energía para el transporte en Zonas de Frontera.
2. Contrato o acuerdo comercial suscrito entre la estación de servicio automotriz y el Gran consumidor.
3. En caso de que el Gran Consumidor sea contratista del Estado para ejecutar obras de infraestructura, deberá presentar el documento correspondiente que lo certifique.
Cuando el distribuidor minorista a través de estación de servicio automotriz ubicado en zona de frontera adquiera combustible con destino al gran consumidor, así deberá expresarlo a su distribuidor mayorista, indicando el tipo de combustible, el volumen y la dirección del gran consumidor para que incluya estos datos en la guía única de transporte, así como la autorización dada por el Ministerio de Minas y Energía. Cada despacho debe estar respaldado con una factura de venta emitida por la estación de servicio automotriz, en la cual aparezca claramente detallado el combustible, volumen, origen y destino.
El distribuidor mayorista entregará copia de la guía única de transporte al vehículo con carrocería tipo tanque que reciba y transporte el combustible a las instalaciones del gran consumidor.
El volumen que distribuya la estación de servicio automotriz al gran consumidor bajo la modalidad de entregas directas con vehículos tipo carrocería tanque no puede superar el cincuenta por ciento (50%) del cupo total asignado por la UPME a la estación.
(Decreto 386 de 2007, artículo 2o, parágrafos 4o y 5o adicionados por el Decreto 2776 de 2010, artículo 1o; la remisión que realiza el parágrafo 3o del presente artículo a los decretos 2337 de 2004, modificado por los Decretos 4237 de 2004 y 2363 de 2006, 2338, 2339 y 2340 de 2004, modificado este último por los Decretos 4236 de 2004 y 2363 de 2006 y los tres anteriores por el Decreto 2363 de 2006).
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.6.8. APROBACIÓN DE UN PLAN DE ABASTECIMIENTO POR PARTE DEL MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA. Para el otorgamiento de la autorización de que trata el artículo 1o de la Ley 681 de 2001, modificada por el artículo 9o de la Ley 1430 de 2010 y el artículo 173 de la Ley 1607 de 2012, el Ministerio de Minas y Energía-Dirección de Hidrocarburos, elaborará y aprobará un plan de abastecimiento de combustibles líquidos derivados del petróleo para cada uno de los departamentos que cuenten con municipios definidos como zona frontera, para lo cual podrá consultar a los distribuidores mayoristas, minoristas y/o terceros interesados, sin que ello implique que tales conceptos sean de obligatorio recibo.
Este plan deberá consultar los volúmenes máximos de combustibles establecidos para cada municipio por la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía, y deberá contener de manera detallada las condiciones bajo las cuales se efectuará el abastecimiento de combustibles, en especial las siguientes:
1. Los lugares desde donde se abastecerá de combustibles a la zona de frontera, indicando la procedencia del producto (nacional o importado) y determinando las posibles rutas que se utilizarán hasta el sitio de entrega por parte de dicha empresa.
2. La cadena de distribución que va a utilizar para la importación, almacenamiento, manejo, transporte y distribución de combustibles.
3. Las condiciones óptimas para abastecer el municipio, atendiendo las consideraciones económicas y logísticas.
Dentro de los diez (10) días siguientes a la fecha de presentación del referido Plan, el Ministerio de Minas y Energía-Dirección de Hidrocarburos, lo evaluará y, si es el caso, se realizarán los ajustes pertinentes. Conforme con el Plan, el Ministerio de Minas y Energía-Dirección de Hidrocarburos, lo aprobará mediante resolución motivada y otorgará en ese mismo la autorización para la distribución de combustibles en el respectivo municipio de zona de frontera.
Las autorizaciones tendrán una vigencia de dos (2) años. Si el plan de abastecimiento no se modifica, la autorización se renovará automáticamente hasta por una vez. En todo caso, el Ministerio de Minas y Energía-Dirección de Hidrocarburos, deberá elaborar un informe con los resultados y actividades desarrolladas en los municipios considerados como zonas de frontera, en materia de distribución de combustibles.
Si durante la vigencia de la autorización se presentaren cambios significativos en las condiciones de mercado que incidan en la prestación eficiente del servicio de distribución de combustibles líquidos, se ajustará el referido plan y el Ministerio de Minas y Energía-Dirección de Hidrocarburos, lo aprobará de acuerdo con el procedimiento establecido anteriormente.
PARÁGRAFO. Dentro de los tres (3) días siguientes a la ejecutoria de los actos administrativos que conceden la autorización de que trata el presente artículo, se deberá poner en conocimiento de las autoridades de control que considere pertinentes y especialmente de la Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales, DIAN, el plan de abastecimiento de combustibles líquidos derivados del petróleo para cada una de las zonas de frontera y sus correspondientes modificaciones.
(Decreto 386 de 2007, artículo 3o),
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.6.9. METODOLOGÍA PARA LA DISTRIBUCIÓN DE COMBUSTIBLES CON BENEFICIOS TRIBUTARIOS EN ZONA DE FRONTERA. <Artículo modificado por el artículo 2 del Decreto 1135 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> El Ministerio de Minas y Energía expedirá la metodología de asignación periódica de volúmenes máximos de combustibles con beneficios tributarios a distribuir en los municipios de zonas de frontera, previo cumplimiento de lo dispuesto en el Decreto número 1068 de 2015 o el que lo modifique, sustituya o derogue y las demás normas aplicables a la distribución de combustible con beneficios tributarios.
Para tal efecto, se considerarán, al menos, los siguientes criterios:
i. Fomento al desarrollo y crecimiento económico de los municipios de zonas de frontera.
ii. Incentivo y fomento a la legalidad en las actividades de distribución de combustibles y actividades económicas conexas en las zonas de frontera.
iii. Asignación preferente del volumen a distribuir para el uso y consumo de la población en general, sobre los usos en actividades industriales y comerciales intensivas o de gran escala.
iv. Sostenibilidad fiscal y eficiencia presupuestal.
v. Evidencia de una prestación continua del servicio público de distribución minorista de combustibles.
vi. Infraestructura y capacidad de despacho de los agentes de la cadena involucrados en la distribución de combustibles.
vii. Valoración de los beneficios en función del tipo de vehículo o del uso del vehículo que consuma el combustible.
viii. Uso racional del combustible y sostenibilidad ambiental, esto es, procurando la eficiencia y optimización en el uso del combustible, lo cual deberá estar alineado con la Ley 99 de 1993 o aquella que la modifique, adicione o sustituya.
ix. Viabilidad de ejercer acciones de fiscalización tributaria por autoridades o entidades competentes.
PARÁGRAFO 1o. La vigencia de cada metodología que establezca el Ministerio de Minas y Energía a la que se refiere este artículo será de treinta y seis (36) meses, luego de los cuales se deberá expedir una nueva metodología o un acto administrativo que señale que la misma se mantendrá vigente por otro periodo igual.
PARÁGRAFO 2o. En situaciones que pongan en riesgo la continuidad y/o la confiabilidad de la cadena de distribución de combustibles y, solo en el evento en que no se puedan conjurar a través de actos administrativos aplicables a cada caso específico, el Ministerio de Minas y Energía podrá actualizar, modificar o reformular de forma temporal dicha metodología antes del cumplimiento de la vigencia, de conformidad con los criterios establecidos en el presente artículo.
PARÁGRAFO 3o. La metodología que establezca el Ministerio de Minas y Energía únicamente aplicará a aquellos volúmenes de combustibles tipo gasolina motor corriente, gasolina motor corriente oxigenada, ACPM y ACPM mezclado con biocombustibles para uso en motores diésel a distribuir en zona de frontera, de conformidad con las Leyes 1430 de 2010 y 2135 de 2021 o aquellas que las modifiquen, sustituyan o deroguen.
PARÁGRAFO 4o. La información cuantitativa utilizada para la caracterización de los municipios ubicados en zona de frontera, necesaria para la formulación de la metodología, deberá provenir de fuentes gubernamentales o institucionales, entidades oficiales u organizaciones internacionales, de tal manera que gocen de confiabilidad estadística y se hayan desarrollado con criterios técnicos, objetivos y verificables.
PARÁGRAFO TRANSITORIO. Este artículo aplicará una vez se agote la vigencia de la metodología actual o de la resolución que la modifique, adicione o complemente.
Jurisprudencia Concrdante
- Consejo de Estado, Sección Cuarta, Expediente No. 11001-03-26-000-2018-00125-00(24328) de 5 de noviembre de 2020, C.P. Dr. Milton Chaves García.
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.6.10. ASIGNACIÓN DE VOLÚMENES MÁXIMOS. <Artículo modificado por el artículo 3 del Decreto 1135 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> La Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía podrá: i) determinar mecanismos de asignación de los volúmenes máximos de combustibles con beneficios tributarios; ii) calcular y asignar periódicamente los mencionados volúmenes, aplicando la metodología vigente y los mecanismos que hubiese determinado y/o; iii) establecer las herramientas tecnológicas necesarias y los procedimientos que permitan calcular, asignar, monitorear y controlar los volúmenes máximos con beneficios tributarios, según la metodología vigente.
PARÁGRAFO 1o. Sin perjuicio de la asignación de los volúmenes máximos de combustibles a los municipios considerados como zonas de frontera, la Dirección de Hidrocarburos podrá focalizar los beneficios tributarios de forma directa e individual en el consumidor final a través de herramientas digitales cuando ello sea posible, teniendo en cuenta las siguientes características o criterios:
i. Priorización de los vehículos de placa nacional.
ii. Denominación de los beneficios en pesos colombianos.
iii. Utilización de cupos o límites máximos periódicos para la entrega de beneficios por tipo de vehículo, trazabilidad de la asignación y uso de los beneficios asignados de forma directa e individual.
iv. Viabilidad de ejercer acciones de fiscalización tributaria por autoridades o entidades competentes.
PARÁGRAFO 2o. Para la distribución de los beneficios, se aplicarán las siguientes disposiciones:
i. Los volúmenes máximos con beneficios tributarios solo podrán ser distribuidos en estaciones de servicio que se encuentren ubicadas en municipios de zonas de frontera.
ii. Cuando se apliquen mecanismos de focalización, para la entrega del beneficio se tendrán en cuenta las condiciones del combustible líquido al momento de la compra, entre otras: tipo de combustible, cantidad, precio y volumen disponible del beneficiario. En estos casos, la entrega del beneficio se podrá realizar al momento de la compra o en cuentas bancarias digitales del sistema financiero colombiano.
PARÁGRAFO 3o. La asignación que efectúe la Dirección de Hidrocarburos tendrá la misma vigencia que la metodología de asignación periódica de volúmenes máximos de combustibles con beneficios tributarios a que se refiere el artículo 2.2.1.1.2.2.6.9 del presente decreto o aquel que lo modifique, adicione o sustituya.
PARÁGRAFO 4o. La Dirección de Hidrocarburos podrá utilizar las funcionalidades del SICOM para efectos de implementar lo establecido en el presente artículo, así como otras herramientas digitales y plataformas informáticas. Lo anterior, para garantizar la seguridad, confiabilidad y disponibilidad de la información.
PARÁGRAFO 5o. El Ministerio de Minas y Energía pondrá a disposición de las autoridades o entidades competentes, cuando estas lo requieran, toda la información relacionada con la focalización de los beneficios tributarios, de manera que estas puedan ejercer las respectivas acciones de fiscalización.
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.6.11. REASIGNACIÓN DE VOLÚMENES MÁXIMOS Y SANCIONES. En el evento en que una estación de servicio que haya sido objeto de asignación de un volumen máximo de combustibles líquidos derivados del petróleo pierda el derecho de continuar operando, bien sea por sanciones administrativas, penales y/o derivados del contrato o cesión con el Ministerio de Minas y Energía, o que no haya suscrito el respectivo contrato o cesión dentro de los 30 días hábiles a la expedición del señalado volumen máximo, el Ministerio con el fin de evitar desbalances en el abastecimiento de los municipios fronterizos reasignará dicho volumen entre las demás estaciones de servicio del referido municipio, sin que sea necesario esperar hasta la próxima asignación general, de conformidad con la metodología señalada en la normatividad vigente y el procedimiento que para el efecto expida la mencionada Unidad.
En el evento en que se presenten los casos de pérdidas de derechos de que trata el presente artículo, las autoridades respectivas informarán al Ministerio dentro de los dos (2) días siguientes a la ejecutoria del acto administrativo o a la expedición de la respectiva comunicación, sobre la determinación tomada en relación con el contrato o cesión, para que la Dirección de Hidrocarburos dentro de los cinco (5) días siguientes efectúe el proceso de reasignación.
La estación de servicio que pierda el derecho de continuar operando como consecuencia de la comisión de una conducta penal imputable a su propietario y/o administrador, esta no tendrá derecho a que se le conceda un volumen máximo por lo menos durante las dos (2) siguientes asignaciones generales.
En el caso en que la sanción impuesta en contra de la estación de servicio, tenga orígenes administrativos y/o derivados del contrato o cesión con el Ministerio., siempre que no involucre actividades ilícitas, el propietario de la estación podrá, luego de haber transcurrido una (1) asignación general y previo el estudio y la aprobación por parte del Ministerio de Minas y Energía-Dirección de Hidrocarburos, de acuerdo con las condiciones generales señaladas en el presente decreto, solicitar nuevamente la asignación de un volumen máximo.
El Ministerio de Minas y Energía, deberá manejar y administrar en forma coordinada la información relacionada con la distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo en zonas de frontera, con el fin de agilizar el proceso de captura de los datos relacionados con este tema.
PARÁGRAFO. El retiro del certificado de conformidad por parte de un organismo de certificación dará lugar a la cancelación del cupo asignado, bien sea a las estaciones de servicio o a los grandes consumidores. En este sentido el organismo certificador deberá enviar una comunicación al Ministerio de Minas y Energía Dirección de Hidrocarburos explicando las razones de dicha decisión, respaldándolas con un informe documentado con base en el cual la Dirección de Hidrocarburos realizará la cancelación del cupo y las reasignaciones contempladas en el presente artículo.
En todo caso, el Ministerio de Minas y Energía Dirección de Hidrocarburos, cuando medien consideraciones de orden legal, técnico o de seguridad industrial frente a los requisitos señalados en la normatividad vigente, solicitará a los organismos de certificación las explicaciones respectivas con el fin de que si es el caso, adopten las medidas pertinentes
(Decreto 386 de 2007, artículo 6o, parágrafo adicionado por el Decreto 2776 de 2010, artículo 8o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.6.12. INCLUSIÓN DE NUEVOS MUNICIPIOS COMO ZONAS DE FRONTERA. Una vez expedido el acto administrativo de inclusión del nuevo municipio fronterizo, las estaciones de servicio ubicadas en dichos entes territoriales, que se encuentren operando, deberán presentar ante el Ministerio de Minas y Energía-Dirección de Hidrocarburos, dentro de los veinte (20) días hábiles siguientes, el certificado de conformidad expedido con no más de cuatro (4) meses de antelación, por un organismo de certificación acreditado o aquel organismo que determine la Superintendencia de Industria y Comercio o quien haga sus veces, en el que conste que la misma cumple con la totalidad de requisitos establecidos en la normatividad vigente; así mismo, deberán presentar el Registro único Tributario, RUT.
El Ministerio de Minas y Energía llevará la relación de las estaciones de servicio que cumplan la totalidad de requisitos para efectos de los respectivos volúmenes máximos, y para los ajustes correspondientes en el plan de abastecimiento.
Una vez recibida la información en mención, el Ministerio asignará los respectivos volúmenes máximos dentro de los veinte (20) días hábiles siguientes. Dentro de los cinco (5) días siguientes a la fecha en que se asignen los volúmenes máximos, el Ministerio de Minas y Energía-Dirección de Hidrocarburos, ajustará en el plan de abastecimiento de combustibles líquidos derivados del petróleo para el correspondiente departamento fronterizo.
Dentro de los cinco (5) días siguientes a la fecha de elaboración del referido plan, el Ministerio de Minas y Energía-Dirección de Hidrocarburos, lo evaluará y, si es el caso, señalará un plazo, para que se realicen los ajustes pertinentes. Conforme con el plan, el Ministerio de Minas y Energía-Dirección de Hidrocarburos, lo aprobará mediante resolución motivada y otorgará en ese mismo acto el visto bueno para la distribución de combustibles en el respectivo municipio de zona de frontera.
Definida la primera asignación de volúmenes máximos, la dinámica sobre el particular se ajustará a las condiciones generales señaladas en este decreto.
(Decreto 386 de 2007, artículo 7o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.6.13. TRANSPORTE DE COMBUSTIBLES. Los interesados en transportar combustibles entre las instalaciones de los agentes que distribuyan combustibles exentos en zonas de frontera, deberán enviar al Ministerio de Minas y Energía-Dirección de Hidrocarburos, para su autorización y registro los siguientes documentos:
1. Certificado de revisión y aceptación otorgado por el Ministerio de Transporte o quien haga sus veces sobre el cumplimiento de los requisitos exigidos en el Decreto Reglamentario Único del sector transporte, sección transporte terrestre de mercancías peligrosas por carretera., o en las normas que lo modifiquen, adicionen o sustituyan.
2. Póliza de responsabilidad civil extracontractual (acompañada del clausulado general y anexos) por el monto establecido en la subsección de distribución de combustibles líquidos derivados del Petróleo.
3. Información sobre el departamento fronterizo hacia o dentro del cual desea transportar combustibles, el cual deberá ser uno solo y de modificarse deberá solicitar la respectiva corrección del registro.
4. De ser necesario, información sobre el cabezote utilizado para transportar cada remolque habilitado para el transporte de combustibles. No se autorizarán remolques que no tengan claramente definido su respectivo cabezote.
Los transportadores de combustibles líquidos derivados del petróleo en los municipios de Zonas de Frontera tendrán, además de las obligaciones establecidas en el presente decreto, aquellas consagradas en la Subsección de distribución de combustibles líquidos derivados del Petróleo del presente decreto y el Decreto Reglamentario Único del Sector Transporte.
El transporte de combustibles en zonas de frontera podrá ser efectuado por los Distribuidores Mayoristas, Distribuidores Minoristas y Terceros, con sus propios carrotanques o con transportadores contratados por ellos; en cualquier caso, el transportador debe cumplir con las obligaciones contempladas en las autorizaciones y/o cesiones suscritos entre el Ministerio y los distribuidores Mayoristas, Minoristas y/o Terceros.
Si el transportador no cumple dichas obligaciones, el Ministerio de Minas y Energía, previo agotamiento del procedimiento correspondiente, determine si hay lugar o no a la imposición de sanción, de conformidad con lo establecido en la sección relativa a las sanciones del presente Título.
El Ministerio de Minas y Energía pondrá a disposición de los Distribuidores Mayoristas y Minoristas, de los Terceros y de las autoridades de control, entre ellas la Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales, DIAN, el reporte de los transportadores autorizados para ejercer la actividad en cada municipio de zonas de frontera.
El ministerio deberá establecer rutas específicas y horarios para el transporte de combustibles hacia los municipios de las zonas de frontera, que serán incluidas en los planes de abastecimiento, sin perjuicio de que pueda incorporar en ellos otras rutas alternas por condiciones logísticas de optimización.
PARÁGRAFO 1o. Para los efectos del transporte de combustibles hacia las zonas de frontera, las guías de transporte establecidas en la subsección de distribución de combustibles líquidos derivados del Petróleo o la norma que lo modifique, aclare o sustituya, tendrán una fecha de expiración que será definida por el Ministerio de Minas y Energía-Dirección de Hidrocarburos, a través de la aprobación de los respectivos planes de abastecimiento, información que se pondrá en conocimiento de los distribuidores mayoristas, minoristas y terceros.
PARÁGRAFO 2o. <Parágrafo adicionado por el por el artículo 5 del Decreto 1135 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> De conformidad con lo señalado en el parágrafo 4 del artículo 6o de la Ley 2135 de 2021, el Ministerio de Minas y Energía dará aplicación al artículo 55 de la Ley 191 de 1995 y al artículo 267 de la Ley 1955 de 2019 en relación con la compensación del transporte terrestre de GLP que se realice hacia el departamento de Nariño, como se explica a continuación:
a) La UPME estará a cargo de la expedición de la metodología para determinar los volúmenes objeto de compensación del transporte terrestre de GLP;
b) El Ministerio de Minas y Energía calculará, liquidará el valor final a compensar y efectuará el pago de la compensación.
(Decreto 386 de 2007, artículo 8o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.6.14. APROBACIÓN Y REGISTRO DE TERCEROS. Los Terceros interesados en obtener autorización, para la distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo en las zonas de frontera, deberán contar con registro y aprobación previa por parte del Ministerio de Minas y Energía-Dirección de Hidrocarburos, para lo cual deberán presentar:
1. Certificado de existencia y representación legal, expedido por la Cámara de Comercio, con fecha no superior a tres meses en el que conste que dentro de su actividad principal se encuentra la importación, comercialización y distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo.
2. Información que acredite la capacidad técnica y operativa para el manejo de combustibles.
3. Póliza de responsabilidad civil extracontractual (acompañada del clausulado general y anexos de la misma) vigente por el monto establecido en la subsección de distribución de combustibles líquidos derivados del Petróleo.
PARÁGRAFO 1o. El Ministerio de Minas y Energía-Dirección de Hidrocarburos, decidirá sobre la solicitud de inscripción de los terceros mediante resolución motivada dentro de los diez (10) días siguientes al recibo de la información establecida en el presente artículo.
Las aprobaciones y registros de los terceros sólo aplicarán para las contrataciones o cesiones con el Ministerio de Minas y Energía, de que trata el artículo 1o de la Ley 681 de 2001, modificado por el artículo 9o de la Ley 1430 de 2010 y el artículo 173 de la Ley 1607 de 2012. Por lo tanto, su vigencia estará circunscrita a la duración del contrato que el respectivo Tercero celebre con el Ministerio. En aquellos casos en los que el tercero que haya sido aprobado y registrado no cuente con contrato, la aprobación y registro tendrán una duración máxima de seis (6) meses a partir de la fecha de su otorgamiento y podrán ser renovados por períodos iguales.
PARÁGRAFO 2o. Los terceros que operen en los departamentos de La Guajira, e regirán por lo dispuesto en las normas señaladas en el Parágrafo Tercero del artículo 2.2.1.1.2.2.6.7. del presente decreto.
(Decreto 386 de 2007, artículo 9o, modificado por la Ley 1430 de 2010, artículo 9o; modificado a su vez por la Ley 1607 de 2012, artículo 176, parágrafo 2o derogado parcialmente por el Decreto 1475 de 2014)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.6.15. RESPONSABILIDADES Y OBLIGACIONES DE ECOPETROL S. A., DE LOS DISTRIBUIDORES MAYORISTAS Y MINORISTAS, DE LOS GRANDES CONSUMIDORES, DE LOS TERCEROS Y DE LOS TRANSPORTADORES. Los combustibles de que trata el artículo 1o de la Ley 681 de 2001, modificado por el artículo 9o de le Ley 1430 de 2010, modificado a su vez por el artículo 173 de la Ley 1607 de 2012, deberán ser almacenados y distribuidos por los minoristas a los cuales el Ministerio de Minas y Energía les haya asignado el correspondiente volumen máximo y tengan suscrito un contrato o cesión con la entidad competente. Los volúmenes máximos con las excepciones de impuestos de tales combustibles a distribuir en cada estación de servicio, no podrán ser superiores a los asignados por el Ministerio para cada estación de servicio, para lo cual, además de las acciones de control que desarrolle la DIAN y el Ministerio, los Distribuidores Mayoristas, Minoristas y los Terceros, adelantarán las que consideren pertinentes.
Se autoriza la cesión de volúmenes máximos, entre estaciones de servicio ubicadas en un mismo municipio y dentro del mismo departamento fronterizo para la gasolina motor y el ACPM y entre los municipios del departamento fronterizo para el ACPM, lo cual se deberá realizar a título gratuito y con previa autorización del Ministerio de Minas o de la entidad competente. Los volúmenes cedidos serán tenidos en cuenta a la estación de servicio que los reciba para efectos de las siguientes asignaciones y deberán ser despachados directamente, desde las respectivas plantas de abastecimiento o centros de acopio a la estación de servicio cesionaria del volumen.
En igual sentido, se autoriza bajo las mismas condiciones señaladas en el inciso anterior, la cesión de volúmenes máximos a estaciones de servicio que se constituyan como nuevas dentro de una respectiva vigencia, siempre y cuando dichas estaciones cumplan con lo señalado en el artículo 2.2.2.1.1.2.2.6.1. del presente decreto, es decir obtener el certificado de conformidad y el aval del Ministerio de Minas y Energía Dirección de hidrocarburos, sin que ello signifique obligación de asignación de volúmenes máximos a las mismas, antes de la próxima asignación.
Los Distribuidores Mayoristas y Minoristas, los Grandes Consumidores y Terceros no podrán celebrar contratos de transporte para las Zonas de Frontera con personas naturales o jurídicas que no cumplan los requisitos establecidos en el Decreto Reglamentario Único del Sector Transporte y la subsección de distribución de combustibles líquidos derivados del Petróleo, del presente decreto o en las normas que los modifiquen o sustituyan.
Los Distribuidores Mayoristas y Minoristas y Terceros autorizados por el Ministerio de Minas, o la entidad competente, o les ceda las actividades de que trata el artículo 1o de la Ley 681 de 2001, modificado por el artículo 9o de la Ley 1430 de 2010 modificado a su vez por el artículo 173 de la Ley 1607 de 2012, deberán entregar a dicho ente y a la DIAN, mensualmente y a más tardar el tercer día hábil del mes siguiente al de la adquisición del combustible, la información sobre los productos vendidos en cada uno de los municipios y corregimientos donde operan, debidamente certificada por contador público o revisor fiscal.
Las estaciones de servicio y los grandes consumidores ubicados en Zonas de Frontera deberán informar a través del Sistema de Información de la Cadena de Distribución de Combustibles Sicom, en concordancia con los términos y condiciones señalados en la Resolución 182113 de 2007 o en las normas que los modifiquen o sustituyan, el volumen en galones, de combustibles adquiridos y la relación de las ventas efectuadas en el mes calendario inmediatamente anterior, con discriminación de productos, cantidad en galones y precios de los mismos, so pena de la imposición de las sanciones señaladas en la sección Sanciones del Presente Título o las normas que lo modifiquen o sustituyan. El Sicom pondrá a disposición de la entidad competente y la DIAN la información que requieran sobre el particular.
No obstante lo anterior, durante los tres (3) meses siguientes al 3 de agosto de 2010, los agentes de la cadena de distribución y los terceros deberán seguir enviando adicionalmente copia de dicha información directamente al y la DIAN dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la terminación del mes.
Sin perjuicio de la sanción a que haya lugar por no entregar oportunamente la información señalada en el inciso anterior, El Ministerio en el siguiente proceso de asignación de los volúmenes máximos de que trata la presente subsección no tendrá en cuenta la información que sea presentada extemporáneamente respecto de cualquier periodo.
A más tardar dentro de los veinte (20) días hábiles siguientes a la finalización de cada año, el Sistema de Información de la Cadena de Distribución de Combustibles Sicom pondrá a disposición del Ministerio de Minas y Energía y para efectos de la asignación de los volúmenes máximos, las compras de cada una de las estaciones de servicio ubicadas en los departamentos considerados como Zonas de Frontera.
Los Distribuidores Mayoristas, las estaciones de servicio, los Grandes Consumidores, Terceros y/o los Transportadores que operen en Zonas de Frontera, deberán conservar en sus archivos las guías únicas de transporte de que tratan la subsección de distribución de combustibles líquidos derivados del Petróleo.
Las plantas de abastecimiento legalmente establecidas, que se encuentren localizadas en el área de influencia, que abastezcan estaciones de servicio ubicadas en municipios de Zonas de Frontera, deberán llevar un registro independiente para cada uno de los combustibles que se distribuyan en dicha zona, el cual deberá contener, entre otros: nombre de la estación de servicio, municipio, cupo mensual asignado, volumen retirado mensual, valor correspondiente a sobretasa. Este registro deberá ser informado mensualmente al Ministerio de Minas y Energía Dirección de Hidrocarburos o a la entidad competente, y a la DIAN, so pena de imposición de las sanciones contempladas en los artículos la sección Sanciones del presente Título o la norma que lo modifique o sustituya.
PARÁGRAFO: El Ministerio de Minas y Energía, o la entidad competente, en los contratos o cesiones que suscriba con distribuidores Mayoristas, Minoristas y Terceros, podrá exigir las garantías sobre responsabilidad que considere pertinentes y tomar las demás previsiones a que haya lugar.
(Decreto 386 de 2007, artículo 10, modificado por el Decreto 2776 de 2010, artículo 9o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.6.16. ESTRUCTURA DE PRECIOS DE LOS COMBUSTIBLES EN ZONAS DE FRONTERA. El Ministerio de Minas y Energía definirá la estructura de precios de los combustibles en las zonas de frontera de acuerdo con los costos en los que incurra y la cadena de distribución que utilice.
(Decreto 386 de 2007, artículo 11)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.6.17. FUTUROS ESTABLECIMIENTOS DE VOLÚMENES MÁXIMOS. Los volúmenes máximos señalados en el artículo 2.2.1.1.2.2.6.9., permanecerán vigentes hasta el primer trimestre del año 2013, año en el cual y en adelante se aplicará el procedimiento señalado en el artículo 2.2.1.1.2.2.6.10. o en las normas que lo modifiquen o sustituyan.
(Decreto 2776 de 2010, artículo 3o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.6.18. ASIGNACIÓN DE VOLÚMENES MÁXIMOS A NUEVAS ESTACIONES DE SERVICIO. Autorízase al Ministerio de Minas y EnergíaDirección de Hidrocarburos para otorgar en cualquier momento volúmenes máximos a las estaciones de servicio que hayan quedado por fuera de la asignación general llevada a cabo en determinado año, incluidas las señaladas en el artículo 2.2.1.1.2.2.6.11 del presente decreto, siempre y cuando obtengan el certificado de conformidad y hasta tanto se realice la nueva asignación general. Lo anterior, bajo la metodología general establecida en las normas vigentes y de ser el caso por encima del tope señalado para el respectivo municipio en el cual se encuentren las diferentes estaciones.
(Decreto 2776 de 2010, artículo 4o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.6.19. ASIGNACIÓN O REASIGNACIÓN DE VOLÚMENES MÁXIMOS EN CONDICIONES ESPECIALES. El Ministerio de Minas y Energía, a través de un acto general y con el debido soporte, podrá señalar medidas para la asignación o reasignación de volúmenes máximos cuando por condiciones especiales se requiera trasladar volúmenes entre municipios fronterizos del mismo departamento, con miras a garantizar el abastecimiento de combustibles, generar medidas de control a la distribución y corregir fenómenos derivados de dificultades con países vecinos o de problemas con connotación social en las regiones fronterizas.
(Decreto 2776 de 2010, artículo 6o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.6.20. DEFINICIÓN DE ESQUEMAS ESPECIALES DE ABASTECIMIENTO DE COMBUSTIBLES. La Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía, con base en los planes de abastecimiento debidamente aprobados en los términos señalados en el presente decreto o en las normas que lo modifiquen o sustituyan, podrá diseñar esquemas especiales de abastecimiento de combustibles a los departamentos fronterizos.
(Decreto 2776 de 2010, artículo 7o)
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.6.21. ESTABLECIMIENTO DE VOLÚMENES MÁXIMOS A ESTACIONES DE SERVICIO VINCULADAS A SISTEMAS DE TRANSPORTE MASIVO Y/O A SISTEMAS ESTRATÉGICOS DE TRANSPORTE PÚBLICO. A las estaciones de servicio vinculadas a Sistemas de Transporte Masivo o a Sistemas Estratégicos de Transporte Público ubicadas en municipios considerados zonas de frontera, el Ministerio de Minas y Energía asignará volúmenes máximos de combustibles, de acuerdo con el consumo estimado para su parque vehicular y por fuera de la metodología general de asignación para las estaciones de servicio del respectivo municipio. En dicho sentido, el volumen se fijará por encima del tope señalado para el municipio en el cual se encuentren las estaciones y para el efecto el Ministerio tendrá en cuenta, entre otros, la cantidad de vehículos, el crecimiento del parque vehicular, periodo de asignación, número de recorridos y consumo por vehículo, de acuerdo con los promedios eficientes.
Las estaciones de servicio que cumplan con las condiciones señaladas en el presente artículo, deberán enviar a la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía, en el plazo previsto en el inciso tercero del artículo 2.2.1.1.2.2.6.10., las certificaciones emitidas por las autoridades competentes, las cuales deberán ser renovadas cada año, so pena de perder el beneficio.
PARÁGRAFO. Si en la actualidad existen estaciones de servicio con volúmenes máximos asignados y pertenecientes a empresas vinculadas a Sistemas de Transporte Masivo y/o a Sistemas Estratégicos de Transporte Público, estas no podrán ser objeto de doble beneficio y el Ministerio tendrá en cuenta dicha condición al momento de asignar los volúmenes máximos.
(Decreto 2776 de 2010, artículo 10)
MEDIDAS PARA ATENCIÓN DE LAS EMERGENCIAS DE ABASTECIMIENTO DE HIDROCARBUROS Y COMBUSTIBLES LÍQUIDOS.
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.7.1. OBJETO. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1648 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> El objeto de la presente Subsección es establecer medidas para la atención de emergencias nacionales o internacionales de abastecimiento de hidrocarburos y combustibles líquidos.
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.7.2. PRIORIZACIÓN DE LA DEMANDA DE LOS CONSUMIDORES DE HIDROCARBUROS, COMBUSTIBLES LÍQUIDOS Y SUS MEZCLAS CON BIOCOMBUSTIBLES. <Artículo modificado por el artículo 2 del Decreto 1310 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> El Ministerio de Minas y Energía priorizará la atención de la demanda de los consumidores de hidrocarburos, combustibles líquidos y las mezclas con biocombustibles, cuando se configuren emergencias nacionales o internacionales, o se presenten situaciones de insalvable restricción en la oferta en eventos de escasez de estos productos.
PARÁGRAFO 1o. El Ministerio de Minas y Energía mediante acto administrativo establecerá los lineamientos para garantizar el abastecimiento continúo cumpliendo los estándares de operación y la calidad del servicio, en atención a las particularidades de cada situación y su ubicación geográfica, para lo cual se podrá articular con las entidades correspondientes.
PARÁGRAFO 2o. Cuando se presenten insalvables restricciones en la oferta, restricciones en las capacidades de transporte o movilización de combustibles, o demás situaciones que deriven en algún tipo de eventos de escasez, el Ministerio de Minas y Energía, mediante acto administrativo, establecerá el orden de prioridad que deberán seguir los agentes de la cadena para atender la demanda de combustibles líquidos y las mezclas con biocombustibles.
PARÁGRAFO 3o. La Unidad de Planeación Minero – Energética (UPME) realizará un estudio que permita determinar los criterios a usar por el Ministerio de Minas y Energía para priorizar la demanda de combustibles líquidos y sus mezclas con Biocombustibles.
Este estudio podrá ser financiado a través de cooperación internacional o convenios interadministrativos.
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.7.3. CONFIGURACIÓN DE UNA EMERGENCIA INTERNACIONAL O NACIONAL EN MATERIA DE HIDROCARBUROS Y COMBUSTIBLES LÍQUIDOS. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1648 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> Cuando la Agencia Internacional de Energía comunique a la “Comisión Intersectorial para las Emergencias Nacionales o Internacionales relacionadas con el abastecimiento de hidrocarburos” el inicio de una “Acción Colectiva”, de conformidad con el Acuerdo sobre un Programa Internacional de Energía y una vez este tratado entre en vigencia en la República de Colombia, se entenderá que existe una emergencia internacional que puede afectar la demanda u oferta continua de hidrocarburos.
Cuando se adviertan que existen situaciones a nivel nacional que afecten o puedan afectar la demanda interna u oferta continua de hidrocarburos y sus derivados, o cuando se presenten insalvables restricciones en la oferta de hidrocarburos, o, situaciones de graves perturbaciones de orden público que lleven a interrupciones en el suministro de hidrocarburos y sus derivados, el Ministerio de Minas y Energía, informará y convocará de inmediato a la “Comisión Intersectorial para las Emergencias Nacionales o Internacionales relacionadas con el abastecimiento de hidrocarburos” para advertirle de la existencia de una emergencia nacional.
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.7.4. CONSTITUCIÓN DE RESERVAS DE EMERGENCIA DE PETRÓLEO. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1648 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), en el marco de sus competencias y con recursos propios, será la encargada de llevar a cabo todas las acciones tendientes a la constitución de las reservas de emergencia de petróleo, su disposición y liberación para responder a: i) una emergencia internacional; o ii) una emergencia nacional, de las que trata el artículo 2.2.1.1.2.2.7.3. del presente decreto. El Ministerio de Minas y Energía podrá regular lo atinente a la constitución y liberación de reservas.
La Comisión Intersectorial para las emergencias nacionales e internacionales relacionadas con el abastecimiento de hidrocarburos podrá determinar la conveniencia de la liberación de reservas y recomendarla a la ANH de conformidad con su Manual de Medidas.
ALMACENAMIENTO ESTRATÉGICO DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS DERIVADOS DEL PETRÓLEO Y SUS MEZCLAS CON BIOCOMBUSTIBLES.
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.8.1. OBJETO. <Artículo adicionado por el artículo 3 del Decreto 1310 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> La presente Subsección tiene por objeto reglamentar la identificación, priorización, construcción, operatividad y/o mantenimiento de la infraestructura nueva o existente asociada con los almacenamientos estratégicos de combustibles líquidos derivados del petróleo y sus mezclas con biocombustibles, especialmente en zonas de frontera, con el interés social de garantizar la seguridad energética nacional y el suministro oportuno de combustibles, en los términos del artículo 246 de la Ley 2294 de 2023 o la norma que lo modifique o sustituya.
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.8.2. DEFINICIONES. <Artículo adicionado por el artículo 3 del Decreto 1310 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> Para efectos de la interpretación y aplicación de la presente subsección, se tendrán en cuenta las siguientes definiciones:
Infraestructura Existente: Infraestructura que, al momento de presentarse a la convocatoria o al mecanismo de asignación que haga sus veces, ha prestado servicios de almacenamiento comercial, operativo o estratégico de petróleo, sus derivados y sus mezclas con biocombustibles.
Infraestructura Existente con Necesidad de Obra: Infraestructura Existente que, al momento de presentarse a la convocatoria o al mecanismo de asignación que haga sus veces, requiere ampliaciones o adecuaciones para cumplir con las condiciones establecidas en el mecanismo.
Infraestructura Nueva: Infraestructura de almacenamiento estratégico que no ha iniciado la etapa de construcción al momento de presentarse a la convocatoria o mecanismo de asignación que haga sus veces.
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.8.3. IDENTIFICACIÓN DE LAS UBICACIONES DE ALMACENAMIENTOS ESTRATÉGICOS. <Artículo adicionado por el artículo 3 del Decreto 1310 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> La Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) dentro del Plan Indicativo de Abastecimiento de Combustibles Líquidos y de Gas Licuado de Petróleo (GLP) en su componente de confiabilidad o sus documentos complementarios, deberá identificar las zonas para la construcción y/o ampliación de infraestructura nueva, existente o existente con necesidad de obra de almacenamiento estratégico en el país, que haya sido construida mediante convocatorias o el mecanismo de asignación que haga sus veces, y priorizando las zonas de frontera, para los combustibles líquidos derivados del petróleo y sus mezclas con biocombustibles, en función de la capacidad de almacenamiento y el inventario requerido, así como de los puntos críticos de abastecimiento y confiabilidad que defina el Ministerio de Minas y Energía.
Para efectos de lo anterior, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) deberá considerar, como mínimo, los siguientes criterios: i) el tamaño de los inventarios a ser almacenados por tipo de combustible; ii) la cercanía a los centros de consumo, en especial aquellos lugares más expuestos a presentar algún tipo de alteración que pueda generar riesgos en el abastecimiento continuo; y iii) la ubicación en nodos estratégicos que permitan atender varios centros de consumo, en caso de requerirse.
PARÁGRAFO 1o. El Ministerio de Minas y Energía definirá la priorización para la ejecución de los proyectos de infraestructura adoptados dentro de su Plan de Continuidad de combustibles líquidos derivados del petróleo y sus mezclas con biocombustibles, a partir de los criterios establecidos en conjunto con la Unidad de Planeación Minero- Energética (UPME) y la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG).
PARÁGRAFO 2o. El desarrollo e implementación de los proyectos de los que trata el presente artículo se realizará al tenor de lo establecido en el artículo 2.2.1.1.2.2.1.6.1. del Decreto número 1073 de 2015 o la norma que lo modifique o sustituya.
PARÁGRAFO 3o. La CREG deberá establecer la metodología para el reconocimiento del Ingreso Anual Esperado, así como de los demás valores a reconocer sobre la Infraestructura Nueva, Infraestructura Existente e Infraestructura Existente con Necesidad de Obras.
PARÁGRAFO 4o. Los agentes interesados que cuenten con Infraestructura Existente o Infraestructura Existente con Necesidad de Obra podrán presentarse de forma independiente o a través de figuras asociativas a los mecanismos abiertos y competitivos que adelante la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME).
PARÁGRAFO 5o. Los agentes interesados en presentarse a las convocatorias abiertas y competitivas para la construcción y operación de almacenamientos estratégicos deberán contar con un sistema de internación en cualquier modo de transporte o movilización incluyendo el transporte terrestre, por duetos, fluvial, marítimo, aéreo o ferroviario u otras modalidades.
PARÁGRAFO 6o. Los agentes deberán reportar ante la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) la información que está considere necesaria para el desarrollo efectivo de su función y de los mecanismos abiertos y competitivos que se celebren, en el tiempo, forma y condiciones por ella establecidos.
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.8.4. OPERATIVIDAD Y ADMINISTRACIÓN DE LOS ALMACENAMIENTOS ESTRATÉGICOS. <Artículo adicionado por el artículo 3 del Decreto 1310 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> El Ministerio de Minas y Energía dentro del año siguiente a la entrada en vigencia de la presente subsección reglamentará los aspectos administrativos como: i) protocolo de decisión de liberación y uso de los inventarios estratégicos, ii) entidad a cargo de decidir la liberación y uso de los inventarios estratégicos; iii) rol de los agentes de la cadena en la operación del esquema durante un evento de liberación y uso de los inventarios estratégicos; y iv) procedimiento para la coordinación de las acciones operativas de suministro, transporte y manejo de almacenamientos estratégicos en situaciones un evento de liberación y uso de los inventarios estratégicos.
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.8.5. CARGOS O MÁRGENES DE CONFIABILIDAD. <Artículo adicionado por el artículo 3 del Decreto 1310 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> Los proyectos de almacenamiento estratégico de combustibles líquidos y sus mezclas con biocombustibles, serán remunerados mediante el reconocimiento de cargos como parte del margen aplicable en la estructura de precios que defina la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), entidad delegada para expedir la regulación económica para las actividades de la cadena de combustibles líquidos derivados de hidrocarburos, en los términos y condiciones señalados en la ley y demás disposiciones aplicables, o quien haga sus veces.
PARÁGRAFO 1o. Para efectos de lo anterior, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), en el término máximo de doce (12) meses contados a partir de la entrada en vigencia de la presente subsección, deberá establecer una metodología para determinar los cargos o márgenes de confiabilidad dentro de las estructuras de precios de los productos antes señalados en el marco de la regulación vigente, así como los términos, plazos y condiciones para la implementación de estos.
PARÁGRAFO 2o. La Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) dentro del Plan Indicativo de Abastecimiento de Combustibles Líquidos y sus mezclas con biocombustibles en su componente de confiabilidad, o en sus documentos complementarios, deberá identificar los beneficiarios de cada proyecto de infraestructura contemplado en tal plan.
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.8.6. IMPULSO A LA CONSTRUCCIÓN DE INFRAESTRUCTURAS DE ALMACENAMIENTO ESTRATÉGICO DE COMBUSTIBLES Y SUS MEZCLAS CON BIOCOMBUSTIBLES. <Artículo adicionado por el artículo 3 del Decreto 1310 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> El Ministerio de Minas y Energía podrá destinar recursos para financiar o cofinanciar los proyectos de infraestructura de almacenamiento estratégico de combustibles líquidos y sus mezclas con biocombustibles, para lo cual establecerá los lineamientos y requisitos para acceder a la cofinanciación o financiación que deberán cumplirse en atención a la fuente de los recursos y a la disponibilidad presupuestal.
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.8.7. REQUISITOS TÉCNICOS Y DE SEGURIDAD DE LOS ALMACENAMIENTOS ESTRATÉGICOS. <Artículo adicionado por el artículo 3 del Decreto 1310 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> Los almacenamientos estratégicos de combustibles líquidos y sus mezclas con biocombustibles en el territorio nacional, particularmente en las zonas de frontera, deberán cumplir con los requisitos y reglamentos técnicos y de seguridad aplicables o los que para tal efecto establezca el Ministerio de Minas y Energía o quien este delegue. En cualquier caso, se aplicarán las buenas prácticas de la industria.
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.8.8. OBTENCIÓN DE AUTORIZACIONES, CONCESIONES Y PERMISOS. <Artículo adicionado por el artículo 3 del Decreto 1310 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> Previo a la entrada en operación de los almacenamientos estratégicos de combustibles líquidos el interesado en iniciar operación con dicha infraestructura deberá solicitar autorización a la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía.
Para estos efectos, deberá presentar las concesiones y permisos ambientales expedidos por la autoridad competente, y demás requisitos que el Ministerio de Minas y Energía establezca.
PARÁGRAFO. El Ministerio de Minas y Energía, a través de la Dirección de Hidrocarburos, establecerá los requisitos técnicos y de seguridad que deben cumplir los interesados para la obtención de las autorizaciones de las que trata el presente artículo.
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.8.9. ARMONIZACIÓN REGULATORIA. <Artículo adicionado por el artículo 3 del Decreto 1310 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> El Ministerio de Minas y Energía realizará los ajustes regulatorios necesarios para garantizar la correcta integración de los almacenamientos estratégicos de combustibles y sus mezclas con biocombustibles, así como su operación.
ARTÍCULO 2.2.1.1.2.2.8.10. SANCIONES. <Artículo adicionado por el artículo 3 del Decreto 1310 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> El incumplimiento de la normativa concerniente a los almacenamientos estratégicos de combustibles líquidos y sus mezclas con biocombustibles en el territorio nacional, particularmente, en las zonas de frontera, dará lugar al inicio de la investigación e imposición de las sanciones aplicables a la distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo, de conformidad con el artículo 3o de la Ley 26 de 1989, en concordancia con el Decreto número 4299 de 2005 compilado en el Decreto número 1073 de 2015 o las disposiciones que los modifiquen o sustituyan.
ASPECTOS ECONÓMICOS.
PROPIEDAD DEL RECURSO.
ARTÍCULO 2.2.1.2.1.1. REGISTRO DE PROVIDENCIAS. Para los efectos del artículo 1o de la Ley 10 de 1961 y sin perjuicio del Registro de Instrumentos Públicos y Privados establecidos en el Código Civil, en la Secretaría del Ministerio de Minas y Petróleos se hará el registro de las sentencias y de todas las providencias administrativas que reconozcan y declaren definitivamente la propiedad privada del subsuelo petrolífero, y también de los actos y contratos que con posterioridad a dicho reconocimiento trasladen o muden el dominio de tal subsuelo, o le impongan gravámenes o limitaciones de cualquier naturaleza. Este registro se llevará en tres libros, debidamente foliados y rubricados en cada una de sus páginas con la firma del Secretario General, libros que tendrán las siguientes destinaciones:
Libro primero. En él se anotarán, en riguroso orden de entrada, las sentencias judiciales definitivas que reconozcan y declaren la propiedad privada del subsuelo petrolífero.
Libro segundo. En él se anotarán, igualmente en orden de entrada, los reconocimientos que de la propiedad privada del subsuelo petrolífero se hagan mediante providencia administrativa.
Libro tercero. En este libro se inscribirán los actos y contratos que con posterioridad al reconocimiento de la propiedad privada del subsuelo petrolífero trasladen o muden el dominio del mismo o le impongan gravámenes o limitaciones de cualquier naturaleza.
(Decreto 1348 de 1961, artículo 1o)
ARTÍCULO 2.2.1.2.1.2. CARACTERÍSTICAS DEL REGISTRO. Para efectuar el registro, el propietario o cualquier persona que tenga interés jurídico en ello, presentará copia auténtica de la sentencia judicial, de la providencia administrativa o del instrumento en que consten las mutaciones o gravámenes, según el caso. El registro contendrá los siguientes datos:
1. NÚMERO Y FECHA DE LA INSCRIPCIÓN.
2. Nombre, nacionalidad y vecindad del propietario.
3. Departamento, intendencia o comisaría y municipio en donde se halle situado el terreno petrolífero de cuyo registro se trate.
4. Nombre del terreno, extensión y alinderación del mismo.
5. fecha y parte dispositiva de la resolución administrativa que haya reconocido la propiedad privada del petróleo, fecha y parte dispositiva de la sentencia de la Corte Suprema de Justicia en que se haya declarado el derecho o número y fecha del instrumento por medio del cual se haya efectuado la mutación del dominio o impuesto gravámenes o limitaciones al mismo.
PARÁGRAFO. Con destino al Ministerio de Minas y Energía, el Procurador General de la Nación solicitará a la Corte Suprema de Justicia copia del papel común de todas las sentencias que recaigan o hubieren recaído sobre demandas referentes a propiedad privada del subsuelo petrolífero.
(Decreto 1348 de 1961, artículo 2o)
ARTÍCULO 2.2.1.2.1.3. INCUMPLIMIENTO DE LA OBLIGACIÓN DE REALIZAR EL REGISTRO. Las multas causadas por la renuencia en el cumplimiento de la obligación del registro, serán impuestas al propietario del subsuelo petrolífero, por el Ministerio de Minas y Energía a favor del Tesoro Nacional, mediante resolución motivada.
(Decreto 1348 de 1961, artículo 3o)
ARTÍCULO 2.2.1.2.1.4. DESLINDE DE ZONAS PETROLÍFERAS. Cuando de conformidad con el artículo 2o de la Ley 10 de 1961 se formalizare pacto para el deslinde de zonas petrolíferas reconocidas definitivamente como de propiedad privada, se procederá así:
1. Dentro de los quince días siguientes a la fecha del pacto, el Ministerio de Minas y Energía señalará día y hora para la diligencia del deslinde y las partes designarán los peritos que en ella deban intervenir.
2. Si practicada la diligencia no hubiere discrepancia sobre ella, el Ministerio la aprobará dentro de los quince (15) días siguientes, mediante resolución que deberá ser inscrita en el libro de registro de que trata el artículo 37 del Código de Petróleos.
3. Si hubiere discrepancia en la diligencia de deslinde, la parte inconforme deberá acudir dentro de los quince (15) días siguientes al procedimiento arbitral establecido por el artículo 11 del Código de Petróleos a cuyo efecto concretará en resolución motivada o en memorial dirigido al Ministerio de Minas y Energía, los puntos de desacuerdo con la diligencia de deslinde que han de ser sometidos al arbitraje. Decidido por los peritos el punto controvertido, el Ministerio aprobará la diligencia como resulte en definitiva del fallo arbitral mediante resolución especial que dictará dentro de los quince (15) días siguientes, que deberá registrarse en el libro de que trata el artículo 37 del Código de Petróleos.
En este caso, se seguirá el procedimiento establecido en la Ley 1563 de 2012.
(Decreto 1348 de 1961, artículo 4o)
ARTÍCULO 2.2.1.2.1.5. DATOS DE CARÁCTER CIENTÍFICO Y TÉCNICO. El Gobierno previo concepto de los organismos técnicos del Ministerio de Minas y Energía, señalará, por medio de resolución para cada rama de la industria petrolera, los datos de carácter científico, técnico, económico y estadístico que a su juicio deban presentar las personas a que se refiere el artículo 4o de la Ley 10 de 1961 y la época en que ha de cumplirse tal obligación. La violación de la reserva que sobre estos datos está obligado a guardar el Gobierno, será sancionada con la destitución inmediata del responsable, sin perjuicio de las sanciones penales a que hubiere lugar.
(Decreto 1348 de 1961, artículo 6o)
ARTÍCULO 2.2.1.2.1.6. CIMA DE LA CORDILLERA ORIENTAL. Se entiende por cima de la Cordillera Oriental, la línea de puntos más altos de esta cadena de montañas, con rumbo general nordeste, que va desde el Sur del país hasta el ramal que termina en el punto de Tamá, que coincide con la línea de divorcio de aguas entre el sistema hidrográfico al Oriente de esa Cordillera y el resto del país.
(Decreto 1348 de 1961, artículo 7o)
ARTÍCULO 2.2.1.2.1.7. MANTENIMIENTO DE LOS BIENES OBJETO DE REVERSIÓN. A partir de los 20 años del período de explotación el concesionario deberá incluir, dentro de las inversiones previstas por el Código de Petróleos, las partidas necesarias para el mantenimiento de las instalaciones, equipos, bienes muebles e inmuebles, etc., objeto de reversión al Estado.
(Decreto 1348 de 1961, artículo 9o)
ARTÍCULO 2.2.1.2.1.8. DATOS Y DOCUMENTOS SOBRE ACTIVIDADES DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN. Los datos y documentos sobre actividades de exploración y explotación de que trata el artículo 28 del Código de Petróleos se entregarán al Ministerio antes del 1o de marzo siguiente al año calendario o parte del mismo a que se refieren. La memoria contendrá un informe documentado sobre la realización del programa de inversiones y actividades, de conformidad con las normas que dicte el Ministerio.
(Decreto 1348 de 1961, artículo 10)
ARTÍCULO 2.2.1.2.1.9. PRÓRROGA DEL PERÍODO DE EXPLOTACIÓN. Para que el Gobierno pueda entrar a considerar la solicitud de prórroga del período de exploración de todo contrato sobre exploración y explotación de petróleo de propiedad nacional, el respectivo concesionario deberá presentar al estudio del Ministerio de Minas y Petróleos la siguiente documentación:
1. Un plano topográfico o geológico del área contratada, levantado por sistemas acordes con las técnicas y la ciencia aplicables, a esta clase de levantamientos, que traduzca fielmente todos los accidentes geográficos, topográficos y geológicos principales de la zona concedida, y donde se hayan localizado las manifestaciones de hidrocarburos, aguas saladas, termales, azufradas o de otra índole, descubiertas por el concesionario.
2. Una columna estratigráfica que detalle la sucesión normal de los estratos así como las alteraciones e irregularidades que presenten y su reunión en conjunto y horizontes.
3. Uno o más perfiles transversales de cada una de las estructuras en las cuales el concesionario haya explorado con taladro, basados en la determinación de alturas hechas sobre el terreno, perfiles que deben ser claros y suficientemente detallados para poder apreciar cabalmente las estructuras por ellos representadas.
4. Un perfil longitudinal tomado por línea axial de la estructura explorada o por cerca de ella.
5. La descripción de los métodos topográficos y geológicos empleados en la confección de los documentos anteriores.
6. Una descripción general de la topografía con relación de vías de acceso a la localidad, característica de los ríos, depresiones de las cordilleras, población establecida, clima, etc.
7. Un trabajo sobre la estratigrafía y subdivisión de la formación o formaciones de la zona contratada.
8. Un muestrario completo, debidamente catalogado, del material de los estratos constitutivos de cada una de las estructuras en las cuales el concesionario haya explorado con taladro. Si este ha encontrado petróleo u otros hidrocarburos, al muestrario de las rocas acompañará, en cantidad suficiente, muestras de los hidrocarburos sólidos o líquidos encontrados dentro de la concesión.
9. Un plan de actividades que el concesionario desarrollará durante la prórroga solicitada, con inclusión de un programa de perforación mínima de 4.000 metros en busca de petróleo en uno o varios pozos, y de las inversiones por realizar durante la prórroga solicitada, todo ello para la aprobación del Ministerio y concepto del Consejo de Petróleos.
(Decreto 1348 de 1961, artículo 14)
ARTÍCULO 2.2.1.2.1.10. APROBACIÓN DE LOS DOCUMENTOS POR PARTE DEL MINISTERIO. Aprobados por el Ministerio de Minas y Energía los documentos anteriores para obtener la prórroga solicitada, el concesionario deberá demostrar los siguientes hechos:
1. Que ha cumplido la obligación de que trata el artículo 28 del Código de Petróleos.
2. Que ha perforado durante el período de exploración inicial un mínimo de 2.000 metros con equipo completo de perforación en busca de petróleo, en uno o varios pozos, siendo entendido que estos trabajos deberán iniciarse por lo menos seis (6) meses antes de vencerse el período inicial de exploración.
3. Que habiéndose hallado petróleo en los pozos perforados durante el período de exploración, la producción obtenida aún no puede considerarse comercial.
4. Que tiene cumplidas todas las obligaciones provenientes del contrato.
5. Que en el período anterior ha llevado a cabo el plan de actividades y de inversiones correspondientes.
La demarcación definitiva de los límites del área contratada que exige el artículo 29 del Código de Petróleos, se hará por medio de mojones de concreto, tanto en los vértices como en los alineamientos, de acuerdo con las normas y especificaciones indicadas en el artículo 161 del mismo Código y según los dispuesto por el artículo 26 de la Ley 10 de 1961
(Decreto 1348 de 1961, artículo 15)
ARTÍCULO 2.2.1.2.1.11. TÉRMINO PARA PRESENTAR LA SOLICITUD DE PRÓRROGA. Toda solicitud de prórroga deberá presentarse al Ministerio de Minas y Petróleos por lo menos sesenta (60) días antes de la fecha del vencimiento del período precedente. Si transcurridos sesenta días a partir de esta misma fecha, el Ministerio no hubiere dictado resolución definitiva al respecto, se considerará concedida la prórroga. Cuando el Ministerio considere necesario completar la documentación y pruebas de que tratan los artículos anteriores, este término solo se contratará a partir de la fecha en que el interesado cumpla lo ordenado al respecto.
(Decreto 1348 de 1961 artículo 16)
ARTÍCULO 2.2.1.2.1.12. DISPOSICIONES ADICIONALES. Lo dispuesto en el inciso 4o del artículo 9o de la Ley 10 de 1961 es aplicable también a todas las concesiones de petróleo vigentes.
(Decreto 1348 de 1961 artículo 17)
ARTÍCULO 2.2.1.2.1.13. OBLIGACIÓN DE SUMINISTRAR INFORMACIÓN AL MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA. Toda persona que explore y explote petróleo conjuntamente con gas natural o gas únicamente, de propiedad privada o nacional, está en la obligación de Suministrar al Ministerio de Minas y Petróleos los datos de carácter científico, técnico y económico que a juicio del Ministerio sean necesarios para el estudio y control de la explotación técnica de petróleo y gas en el país, con el fin de evitar el desperdicio de tales recursos y asegurar su máxima recuperación final.
(Decreto 1348 de 1961 artículo 27)
ARTÍCULO 2.2.1.2.1.14. ESTIMACIÓN DE LAS RESERVAS. Con el fin de conocer reservas y óptimas condiciones de producción, el Ministerio de Minas Petróleos podrá ordenar la ejecución de pruebas o ensayos de producción, presiones de fondo u otros en pozos de petróleo o gas según prácticas usuales en la industria del petróleo.
(Decreto 1348 de 1961 artículo 28)
ARTÍCULO 2.2.1.2.1.15. MEDICIÓN DE LOS HIDROCARBUROS. Los hidrocarburos líquidos y gaseosos deberán separarse y medirse de acuerdo con los métodos que al efecto prescriba el Ministerio o, en su defecto, por los de uso corriente en la industria del petróleo.
(Decreto 1348 de 1961 artículo 29)
ARTÍCULO 2.2.1.2.1.16. LÍMITES DE RELACIONES. La producción de los pozos no podrá efectuarse con relaciones perjudiciales de gas y petróleo o agua y petróleo. El Ministerio fijará en cada caso los límites de estas relaciones y, en consecuencia, podrá restringir la producción de pozos de petróleo y gas u ordenar el cierre de pozos que sobrepasen dichos límites.
(Decreto 1348 de 1961 artículo 30)
ARTÍCULO 2.2.1.2.1.17. CLASIFICACIÓN Y RECLASIFICACIÓN DE YACIMIENTOS DE HIDROCARBUROS. El Ministerio podrá clasificar y reclasificar los yacimientos como de petróleo, gas o condensado, o los pozos como de petróleo, gas o condensado
(Decreto 1348 de 1961 artículo 31)
ARTÍCULO 2.2.1.2.1.18. LÍMITE DE PRODUCCIÓN EFICIENTE. La producción de petróleo y de gas no podrá en ningún caso sobrepasar la rata máxima de producción eficiente según normas que dicte el Ministerio.
(Decreto 1348 de 1961 artículo 32)
ARTÍCULO 2.2.1.2.1.19. PARTICIPACIONES DEL ESTADO EN LA PRODUCCIÓN. Sobre todo gas producido en una explotación de propiedad nacional o privada, que se utilice para fines comerciales o industriales, deberán pagarse al Estado las participaciones o impuestos correspondientes, los cuales podrán ser reducidos de conformidad con lo establecido en el parágrafo primero del artículo 15, en concordancia con el artículo 17 de la Ley 10 de 1961.
Si no se efectuare la utilización industrial o comercial de que habla el inciso anterior dentro del plazo estipulado en el artículo 14 de la Ley 10 de 1961, el Gobierno podrá disponer gratuitamente del gas y contratar su aprovechamiento en cualquier tiempo con el mismo explotador o con terceros.
(Decreto 1348 de 1961 artículo 33)
ARTÍCULO 2.2.1.2.1.20. LIQUIDACIÓN DE PARTICIPACIONES DEL ESTADO. La Dirección de Hidrocarburos del Ministerio, al hacer la liquidación de las participaciones del Estado en las explotaciones correspondientes a contratos perfeccionados a partir de la vigencia de la Ley 10 de 1961, determinará el valor a cargo del respectivo explotador para atender al sostenimiento de becas de que trata el artículo 19 de la misma.
La suma liquidada se consignará mensualmente por el concesionario en el Fondo Especial de Becas del Ministerio de Minas y Energía.
(Decreto 1348 de 1961 artículo 38)
ARTÍCULO 2.2.1.2.1.21. LIQUIDACIÓN DE LAS PARTICIPACIONES Y DETERMINACIÓN DE BECAS. Las participaciones que en desarrollo del artículo 18 del Código de Petróleos, se establecen para las concesiones en explotación anteriores a la vigencia de la Ley 10 de 1961, continuarán rigiéndose por el Decreto 916 de 1959, y la determinación del número de becas, así como la liquidación del valor correspondiente, se hará por la Dirección de Hidrocarburos con destino al Fondo de que trata el artículo anterior.
(Decreto 1348 de 1961 artículo 39)
ARTÍCULO 2.2.1.2.1.22. VIGENCIA DE LA LEY 10 DE 1961. El concesionario que determinare adaptar el contrato sobre exploración y explotación de petróleo de propiedad nacional, perfeccionado con anterioridad a la vigencia de la Ley 10 de 1961 a los términos de esta, lo solicitará al Ministerio de Minas y Petróleos, el cual, si acepta la adaptación, ordenará suscribir el contrato adicional respectivo dentro del mes siguiente a la notificación de la providencia que la haya aceptado.
PARÁGRAFO. Cuando contratos perfeccionados con anterioridad a la vigencia de la Ley 10 de 1961, se adapten a sus disposiciones, los plazos fijados por esta para los períodos de exploración y explotación, se reducirán en el tiempo corrido para dichos plazos en el contrato inicial.
(Decreto 1348 de 1961 artículo 62)
ARTÍCULO 2.2.1.2.1.23. PROPIEDAD DE LOS YACIMIENTOS DE HIDROCARBUROS. De acuerdo con el artículo 332 de la Constitución Política y con los artículos 1o y 13 de la Ley 20 de 1969, todos los yacimientos de hidrocarburos pertenecen a la Nación. Se exceptúan de esta regla general los derechos constituidos a favor de terceros.
Dicha excepción, a partir del 22 de diciembre de 1969, solo comprende las situaciones jurídicas subjetivas y concretas debidamente perfeccionadas y vinculadas a uno o varios yacimientos descubiertos Se entiende que únicamente reúnen tales requisitos las situaciones individuales creadas con anterioridad a la fecha citada, por un título específico de adjudicación de hidrocarburos como mina o por una sentencia definitiva, siempre que tales actos conserven su validez jurídica y que el 22 de diciembre de 1969 esas situaciones estuvieran vinculadas a uno o varios yacimientos descubiertos.
(Decreto 1994 de 1989 artículo 1o)
ARTÍCULO 2.2.1.2.1.24. SOLICITUD PARA OBTENER AUTORIZACIÓN DE EXPLOTACIÓN. Con la solicitud para obtener la autorización de explotación de petróleo en yacimientos que se pretendan como de propiedad privada, el peticionario acompañará la prueba necesaria para acreditar:
a) La existencia de un título específico de adjudicación de los hidrocarburos como mina, otorgado de conformidad con las disposiciones vigentes a la época en que tal adjudicación fue posible, siempre que tal título no hubiere caducado por cualquier causa, o
b) La existencia de un fallo que conserve su validez jurídica y reconozca o declare el derecho del interesado a la propiedad de los hidrocarburos que existan en el predio objeto de la solicitud, y
c) Que el yacimiento materia de la solicitud fue descubierto antes del 22 de diciembre de 1969.
En la tramitación respectiva el procedimiento aplicable por el Ministerio de Minas y Energía es el consagrado en los artículos 35 y 36 del Código de Petróleos.
(Decreto 1994 de 1989 artículo 3)
CONTRIBUCIONES.
ARTÍCULO 2.2.1.2.2.1. EXENCIONES. Para efectos de las exenciones establecidas en los artículos 2o y 3o de la Ley 681 del 2001, que modifican el parágrafo 1o del artículo 58 de la Ley 223 de 1995 y adicionan el artículo 118 de la Ley 488 de 1998, se entiende por combustibles utilizados en actividades de pesca el diésel marino utilizado tanto en la acuicultura de acuerdo con los lineamientos establezca el Ministerio de Agricultura y Desarrollo Rural, como en la pesca marina comercial definida en el artículo relativo a la clasificación de la pesca, Capítulo relativo al procedimiento para diferenciar los recursos pesqueros de los recursos hidrobiológicos y de la clasificación de la pesca del Decreto Reglamentario Único del Sector Agropecuario, Pesquero y de Desarrollo Rural,, o las normas que lo modifiquen, adicionen o deroguen; por combustibles utilizados en actividades de cabotaje, incluidos los remolcadores, el diésel marino utilizado en el transporte por vía marítima entre puertos localizados en las costas colombianas; y, por combustible utilizado en actividades marítimas desarrolladas por la Armada Nacional, el ACPM utilizado en desarrollo de las actividades expresamente contempladas en el artículo 2o del Decreto 1874 de 1979, o las normas que lo modifiquen, adicionen o deroguen.
(Decreto 1505 de 2002, artículo 1o; modificado por el Decreto 4335 de 2004, artículo 1o).
ARTÍCULO 2.2.1.2.2.2. ESTABLECIMIENTO DE CUPOS DE CONSUMO. La Unidad de Planeación Minero Energética, UPME o quien haga sus veces, establecerá el cupo de consumo de diésel marino por nave de bandera colombiana utilizada en las actividades de pesca y/o cabotaje, incluidos los remolcadores en las costas colombianas y el cupo de consumo de ACPM utilizado en las actividades marítimas desarrolladas por la Armada Nacional, propias del cuerpo de guardacostas y para cada empresa dedicada a la acuicultura, los cuales estarán exentos del impuesto nacional al ACPM y la sobretasa.
Para efectos del establecimiento de los cupos de las empresas acuicultoras, estas deberán elevar a la UPME o quien haga sus veces una solicitud motivada, acompañada de la siguiente información:
1. Permiso de cultivo vigente expedido por la autoridad competente, de conformidad con lo dispuesto en el Decreto Reglamentario Único del Sector Agropecuario, Pesquero y de Desarrollo Rural, en la sección relativa al permiso de cultivo o las normas que lo modifiquen, adicionen o deroguen.
2. Indicación del número de galones de combustibles que solicitan como cupo.
3. Certificación del distribuidor mayorista sobre el número de galones de combustibles consumidos en el año inmediatamente anterior.
4. Certificación expedida por el Ministerio de Agricultura y Desarrollo Rural o la Entidad que este designe, en donde se señale que el referido cultivo corresponde a la acuicultura en los términos de este Decreto.
5. Extensión del cultivo de que trate, medido en hectáreas o metros cuadrados de espejo de agua.
6. Indicación de la especie hidrobiológica cultivada y de la producción obtenida en el año inmediatamente anterior, expresada en kilos o toneladas y su proyección para el siguiente o de la expectativa de producción para las empresas, según sea el caso.
7. Inventario de los motores que utilizarán el combustible y el uso de los mismos según sea para generar energía, bombear agua o cualquier otro propósito propio de la actividad de acuicultura de que se trate.
8. Descripción de las facilidades de almacenamiento de combustible con que cuente la empresa solicitante en las instalaciones acuícolas donde se proyecta el consumo.
9. Indicación del medio de transporte que se utilice para llevar el combustible a las fincas acuícolas y si este transporte es responsabilidad del solicitante o del proveedor.
10. Razón social del distribuidor mayorista que proveerá los combustibles.
11. Proyecto de incrementos de consumo durante el año.
También serán beneficiarios de los cupos de combustible de que trata esta sección, las naves de bandera extranjera que cuenten con permiso vigente de operación en aguas jurisdiccionales colombianas, se encuentren afiliados a una empresa nacional y que desembarquen producto en puertos colombianos.
Para el efecto las empresas deberán presentar ante la UPME o quien haga sus veces, la solicitud acompañada de la siguiente información:
1. Certificado de existencia y representación legal expedido por la Cámara de Comercio de la empresa, con no menos de un (1) mes de expedición.
2. Nombre de la nave de bandera extranjera y copia de la constancia del registro ante la CIAT de que la embarcación se encuentra inscrita, si se trata de naves atuneras.
3. Constancia del ICA o quien haga sus veces, a partir del procedimiento que expida el Ministerio de Agricultura y Desarrollo Rural, señalando los volúmenes mínimos de producto pesquero a desembarcar a la respectiva empresa nacional, para efectos de autorizar el cupo de combustible a la nave de bandera extranjera.
4. Garantía bancaria, correspondiente al 10% del valor del producto pesquero que descargará en aguas colombianas.
Los cupos de consumo de que trata este artículo se establecerán anualmente mediante resolución motivada, teniendo en cuenta la información actualizada de la flota pesquera industrial y las áreas de cultivo dedicadas a la acuicultura registradas en el Instituto de Desarrollo Rural, Incoder o la entidad que haga sus veces y las actividades de cabotaje y remolque desarrolladas en las costas colombianas según registros de la Dirección General Marítima del Ministerio de Defensa Nacional (Dimar).
El acto administrativo mediante el cual se establezcan los cupos de combustible exento deberá proferirse a más tardar el 28 de febrero de cada año. Para efectos de hacer seguimiento y control a los cupos de diésel marino, la UPME o quien haga sus veces informará inmediatamente a la Dirección General Marítima (Dimar) los beneficiarios de estos cupos, cada vez que quede en firme el cupo para cada beneficiario.
El beneficiario solo puede acceder al cupo y recibir combustible exento desde el día en que el correspondiente cupo establecido en el acto administrativo quede en firme y sea comunicado a la Dimar. En ese mes se entregará el combustible de forma proporcional. Si se trata de la asignación de nuevos cupos, el beneficiario seguirá consumiendo el cupo de combustible otorgado el año anterior, hasta tanto el nuevo cupo establecido en el acto administrativo quede en firme y comunicado a la Dimar.
La Dirección General Marítima, Dimar, por intermedio de las Capitanías de Puerto, será la encargada de llevar el control al cupo de consumo asignado por la UPME a cada nave, el cual se efectuará a través de un sistema de descuento del cupo mensual asignado, que se registrará cada vez que la Capitanía de Puerto expide el Zarpe, verifique con el informe del inspector de contaminación la cantidad de combustible tomada ante el distribuidor mayorista o minorista, según corresponda y haya otorgado al responsable de la embarcación un Certificado de cupo de exención, que para el efecto haya diseñado.
Cada vez que se solicite el Zarpe, el responsable de la embarcación deberá presentar la copia del último Certificado de cupo de exención y deberá solicitar a la Capitanía de Puerto la designación de un Inspector de Contaminación a costa del beneficiario de la exención, quien verificará la cantidad tomada de combustible, exento requerido por la embarcación para su operación, sin que sobrepase la capacidad de carga de combustible establecido en el Certificado de capacidad de transporte máximo de combustible expedido por la Dimar.
La entrega física de los combustibles se debe realizar a través de los distribuidores mayoristas o de las estaciones de servicio marítimo debidamente habilitadas para el efecto, de acuerdo con lo establecido en la subsección Distribución de Combustibles Líquidos Derivados del Petróleo del presente decreto
El cupo anual de consumo se dividirá en doce cuotas, para determinar el consumo máximo mensual. Los cupos anuales divididos en cuotas mensuales serán acumulables hasta en forma bimestral, trimestral y cuatrimestral, para el caso de las empresas acuicultoras, para las naves de 60 a 300 toneladas de registro bruto de bandera nacional o extranjera y las naves de 301 toneladas de registro bruto de bandera nacional o extranjera, afiliados a una empresa nacional, respectivamente.
En ningún evento podrán acumularse saldos de cupos de meses anteriores. En el caso de las empresas acuicultoras, las naves de 60 a 300 toneladas de registro bruto de bandera nacional o extranjera y las naves de 301 toneladas de registro bruto de bandera nacional o extranjera, afiliadas a una empresa nacional, terminado un bimestre, trimestre o cuatrimestre, respectivamente, contado a partir de que el cupo quede en firme y comunicado a la Dimar, no podrán solicitar acumulación de combustible dejado de consumir en el bimestre, trimestre y cuatrimestre, para períodos posteriores.
En aquellos casos en que la embarcación no tenga disponible cupo de consumo de combustible exento, la Capitanía de Puerto al momento de recibir la solicitud de Zarpe informará al responsable de la embarcación de tal situación y por tanto no expedirá ningún certificado para la compra de combustible exento. En este caso la embarcación podrá proveerse de combustible gravado en las condiciones del mercado.
PARÁGRAFO 1o. Es responsabilidad de la Dirección General Marítima, Dimar, informar a la UPME, dentro de los cinco (5) primeros días hábiles de cada mes, el nombre y las especificaciones de aquellas naves que se registren para el desarrollo de las actividades de pesca o de cabotaje, así como de aquellas naves que por alguna razón les sea cancelada la matrícula o el permiso de pesca o de operación en aguas jurisdiccionales colombianas.
Lo anterior, con el fin de que la UPME autorice, dentro del mes calendario en curso, los cupos de consumo de combustible exento asignado a aquellas naves que apenas ingresan al sistema y para que cancele los cupos otorgados a las naves a las cuales se les canceló la matrícula o el permiso. En este mismo sentido, la UPME podrá cancelar los cupos a aquellas naves que habiéndoseles otorgado cupo, no hagan uso del mismo por más de tres (3) meses, sin que medie causa justificada y en cualquier momento a partir de la comunicación motivada que sobre el particular profiera la Dirección General Marítima -Dimar- el Ministerio de Minas y Energía o cualquier autoridad de control.
PARÁGRAFO 2o. La UPME actualizará, mediante actos administrativos, los procedimientos para la entrega de información a que hace referencia el presente artículo, advirtiendo que si no presenta la información dentro de los plazos que se señalen, salvo que exista causa justificada, se perderá el derecho a la fijación del cupo por parte de la UPME para el año respectivo.
PARÁGRAFO TRANSITORIO. Para efectos de la asignación de cupos de diésel marino para el año 2009, la UPME podrá otorgarlos, a más tardar veinte (20) días después del 22 de mayo de 2009, con el fin de incluir aquellos actores que no hubieren sido objeto de asignación en la fecha límite del 28 de febrero del año en curso y que presenten la respectiva solicitud dentro de los diez (10) días siguientes al 19 de julio de 2002 ante dicha Unidad, con el lleno de los requisitos.
(Decreto 1505 de 2002 artículo 2o, modificado por el del Decreto 1891 de 2009, artículo 1o)
ARTÍCULO 2.2.1.2.2.3. EXCLUSIONES. Acorde con lo establecido en los artículos segundo y tercero de la Ley 681 del 2001, que modifican el parágrafo primero del artículo 58 de la Ley 223 de 1995, y adicionan el artículo 118 de la Ley 488 de 1998, se encuentra excluido del impuesto nacional y la sobretasa al ACPM, el electrocombustible utilizado para la generación eléctrica en zonas no interconectadas, definidas en los artículos 5o y 11 de la Ley 143 de 1994 como áreas geográficas en donde no se presta el servicio público de electricidad a través del sistema interconectado nacional. Así mismo están excluidos del impuesto nacional y la sobretasa el turbocombustible de aviación, las mezclas de tipo IFO utilizadas para el funcionamiento de grandes naves marítimas y las gasolinas tipo 100/130 utilizadas en aeronaves.
(Decreto 1505 de 2002 artículo 3o)
ARTÍCULO 2.2.1.2.2.4. SOBRETASA A LA GASOLINA. Para efectos de la liquidación de la sobretasa a la gasolina generada por el consumo de nafta o cualquier otro combustible o líquido derivado del petróleo que pueda ser usado como carburante en motores diseñados para ser utilizados con gasolina, se tomará como base gravable el precio de referencia por galón publicado mensualmente por la UPME o quien haga sus veces, para el cálculo de la sobretasa a la gasolina motor extra. La base gravable para la liquidación de la sobretasa a la gasolina corriente y a la gasolina extra, será la publicada mensualmente, acorde con lo establecido en el artículo 121 de la Ley 488 de 1998.
(Decreto 1505 de 2002 artículo 4o)
ARTÍCULO 2.2.1.2.2.5. SOBRETASA AL ACPM. Los responsables de declarar la sobretasa al ACPM deberán declarar tanto el combustible gravado como el combustible exento en los plazos establecidos en el artículo cuarto de la Ley 681 de 2001 y al momento de liquidar el impuesto sólo aplicarán la tarifa establecida en la Ley 488 de 1998 al volumen de combustible gravado. Para tal efecto la Dirección de Apoyo Fiscal del Ministerio de Hacienda y Crédito Público o quien haga sus veces ajustará los formularios existentes de declaración de sobretasa al ACPM de forma que permita discriminar el combustible gravado y exento enajenado en cada departamento.
PARÁGRAFO 1o. Para efectos de comprobar que el diésel marino declarado como exento ha sido destinado a las actividades de pesca y/o cabotaje de que trata este Decreto, el responsable de declarar y pagar la sobretasa al ACPM deberá solicitar los siguientes documentos al consumidor final, al momento de la venta y conservarlos como soporte de la respectiva factura:
1. Si se trata de una nave de pesca fotocopia de la patente vigente de pesca expedida por el Instituto de Pesca y Acuicultura, INPA o quien haga sus veces.
2. Si se trata de una nave de cabotaje fotocopia del Permiso de operación para rutas de cabotaje, expedido por la Dirección General Marítima del Ministerio de Defensa Nacional.
3. Fotocopia del zarpe expedido por la Capitanía de Puerto.
4. Fotocopia del certificado de la fecha y volumen del último desembarque de productos pesqueros, expedido por la planta procesadora debidamente autorizada por el INPA o quien haga sus veces.
5. Original del Certificado de cupo de exención expedido por la Capitanía de Puerto en donde conste la disponibilidad de cupo de consumo de combustible exento, y el volumen de galones exentos a despachar.
PARÁGRAFO 2o. Para efectos de comprobar que el ACPM declarado como exento ha sido destinado a las actividades marítimas desarrolladas por la Armada Nacional el responsable de declarar y pagar la sobretasa al ACPM deberá mostrar el convenio o contrato celebrado con dicha institución, en el cual el mayorista se compromete a abastecer a esa entidad del combustible necesario para desarrollar las actividades propias del cuerpo de guardacostas. En todo caso el volumen de combustible exento despachado a la Armada Nacional deberá estar dentro del cupo de consumo fijado para esta entidad por la UPME.
PARÁGRAFO 3o Para efectos de comprobar que los combustibles declarados como exentos han sido destinados a las actividades de acuicultura de que trata este Decreto, el responsable de declarar la sobretasa a los combustibles deberá solicitar los siguientes documentos a la empresa acuicultora al momento de la venta y conservarlos como soporte de la venta respectiva, junto con la factura:
1. Permiso de cultivo, vigente a la fecha de entrega del combustible.
2. Declaración expresa de la empresa acuicultora en el sentido de que destinará el combustible única y exclusivamente a sus actividades de pesca y que todos los consumos anteriores realizados fueron destinados a actividades de pesca.
Para efectos de aplicar el precio correspondiente a los combustibles exentos de sobretasa con destino a las actividades de las empresas acuicultoras, los distribuidores mayoristas que efectúen dichas ventas, deberán solicitar al respectivo cliente beneficiario de la exención copia de la Resolución de la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME o quien haga sus veces, que la concedió y los documentos a que hace referencia el presente parágrafo. Asimismo, para efectos de aplicar la exención en el precio del combustible, el distribuidor mayorista deberá verificar que la empresa acuicultora haya dado cumplimiento al consumo de cupo mensual, acumulable de forma trimestral, según la resolución emitida por la UPME. Si la empresa acuicultora no ha realizado los consumos al finalizar el trimestre, perderá el derecho al excedente del cupo por dicho trimestre.
(Decreto 1505 de 2002 artículo 5o, Parágrafo 3o adicionado por el Decreto 4335 de 2004, artículo 3o)
ARTÍCULO 2.2.1.2.2.6. OBLIGACIÓN DE REPORTAR INFORMACIÓN. Los responsables de declarar la sobretasa a la gasolina y/o la sobretasa al ACPM deberán remitir mensualmente dentro de los 20 primeros días calendario de cada mes a la Dirección de Apoyo Fiscal del Ministerio de Hacienda y Crédito Público o quien haga sus veces la relación de los galones facturados durante el mes anterior discriminados por entidad territorial y tipo de combustible. La Dirección de Apoyo Fiscal determinará el formato a utilizar para el registro de la información. El incumplimiento de tal obligación dará lugar a las sanciones establecidas en el artículo 651 del Estatuto Tributario.
Cuando con ocasión de modificaciones a las declaraciones de sobretasa a la gasolina y/o sobretasa al ACPM se generen modificaciones a los reportes de ventas remitidos a la Dirección de Apoyo Fiscal, el responsable deberá informar de las modificaciones a dicha entidad dentro de los 20 días calendario del mes siguiente a aquel en el cual se efectuaron las correcciones a las declaraciones, en el formato diseñado por la Dirección de Apoyo Fiscal.
(Decreto 1505 de 2002 artículo 6o)
ARTÍCULO 2.2.1.2.2.7. DECLARACIONES EN CERO. Para efectos de determinar la obligación que tienen los productores, importadores y distribuidores mayoristas de presentar declaración de sobretasa a la gasolina ante las entidades territoriales donde tengan operación, se entenderá que tienen operación en aquella entidad territorial en la cual hayan facturado al menos una vez cualquier volumen de combustible durante los últimos cuatro períodos gravables. Para el caso de aquellas entidades territoriales que no tienen convenios de recaudo de las sobretasas con entidades financieras se entenderá que el responsable cumplió con su obligación si presenta o remite la declaración debidamente diligenciada por correo certificado dentro del plazo establecido para declarar y pagar a la entidad territorial. Para efectos de determinar la obligación que tienen los productores, importadores y distribuidores mayoristas de presentar declaración de sobretasa al ACPM ante la Nación, se entenderá que tienen operación cuando hayan facturado al menos una vez cualquier volumen de ACPM o sus homologados en cualquier entidad territorial durante los últimos cuatro períodos gravables.
(Decreto 1505 de 2002 artículo 7o)
ARTÍCULO 2.2.1.2.2.8. COMPENSACIONES DE SOBRETASA A LA GASOLINA. Los responsables de declarar y pagar la sobretasa a la gasolina que realicen pagos de lo no causado a una entidad territorial podrán descontarlo del valor liquidado como impuesto a pagar en períodos gravables posteriores. En todo caso la compensación sólo se podrá hacer dentro del año siguiente al vencimiento del término para declarar el período gravable en el cual se genero el pago de lo no causado y una vez presentada la declaración de corrección en la cual se liquida un menor impuesto a cargo para ese período gravable. El responsable deberá conservar todos los documentos que soporten tal compensación para ser exhibidos en el momento en que la autoridad tributaría territorial se lo solicite.
La Dirección de Apoyo Fiscal del Ministerio de Hacienda y Crédito Público o quien haga sus veces ajustará los formularios existentes de declaración de sobretasa a la gasolina ante las entidades territoriales de forma que permita descontar el valor a compensar del impuesto a cargo.
PARÁGRAFO. En todo caso, las compensaciones autorizadas en este artículo se efectuarán de oficio por parte de los responsables de declarar y pagar la sobretasa.
(Decreto 1505 de 2002 artículo 8o)
ARTÍCULO 2.2.1.2.2.9. REGISTRO DE CUENTAS PARA LA CONSIGNACIÓN DE LAS SOBRETASAS. Para efectos de la declaración y pago de la sobretasa a la gasolina las entidades territoriales deberán informar a los responsables un único número de cuenta en la cual consignar la respectiva sobretasa y deberá denominarse Sobretasa a la Gasolina - seguida del nombre de la entidad territorial. Así mismo para la consignación de la participación a la que tienen derecho por concepto de sobretasa al ACPM los departamentos deberán informar a la Dirección de Apoyo Fiscal del Ministerio de Hacienda y Crédito Público o quien haga sus veces un único número de cuenta en la cual consignar tal participación y deberá denominarse Sobretasa al ACPM - seguida del nombre del Departamento. Cualquier modificación en el número de cuenta informado por la entidad territorial deberá comunicarse por escrito por el Alcalde, Gobernador o Secretario de Hacienda Municipal o Departamental o quien haga sus veces en la entidad territorial, y se tomará en cuenta para la consignación y/o pago del período gravable en curso. En todo caso, la entidad territorial sólo podrá efectuar hasta tres cambios de cuenta durante un año calendario.
(Decreto 1505 de 2002 artículo 9o)
ARTÍCULO 2.2.1.2.2.10. RESPONSABLES EN ZONAS DE FRONTERAS. Cuando en desarrollo de la función de distribución de combustible que tiene asignada El Ministerio de Minas y Energía para las zonas de frontera, esta entidad autorice la distribución por parte de otros no considerados distribuidores mayoristas del combustible, la responsabilidad por la declaración y pago de las sobretasas a la gasolina y al ACPM ante los sujetos activos de la renta, estará a cargo de Ecopetrol S.A. o quien haga sus veces.
Impuesto global a la gasolina y al ACPM
(Decreto 1505 de 2002 artículo 10)
ARTÍCULO 2.2.1.2.2.11. HECHO GENERADOR. El impuesto nacional a la gasolina y al ACPM, se genera por la venta, retiro o importación de gasolina corriente, extra, ACPM o de cualquiera de los productos homologados en el artículo segundo de la Ley 681 de 2001.
(Decreto 1505 de 2002 artículo 11)
ARTÍCULO 2.2.1.2.2.12. CAUSACIÓN. El impuesto nacional a la gasolina y al ACPM y a los productos asimilados u homologados a estos, se causa:
a) En las ventas efectuadas por los productores, en la fecha de emisión de la factura;
b) En los retiros para consumo de los productos, en la fecha del retiro;
c) En las importaciones, en la fecha en que se nacionalice la gasolina, el ACPM o de los productos asimilados u homologados.
(Decreto 1505 de 2002 artículo 12)
ARTÍCULO 2.2.1.2.2.13. CAUSACIÓN EN ÚNICA ETAPA. El impuesto nacional a la gasolina, al ACPM y los productos asimilados u homologados a estos se causa en una sola etapa respecto del hecho generador que ocurra primero, venta, retiro o importación.
(Decreto 1505 de 2002 artículo 13)
ARTÍCULO 2.2.1.2.2.14. IMPUESTO NACIONAL A LA GASOLINA. Para efectos de la liquidación del impuesto nacional a la gasolina generado por el consumo de nafta o cualquier otro combustible o líquido derivado del petróleo que pueda ser usado como carburante en motores diseñados para ser utilizados con gasolina, se tomarán como base gravable y tarifa las establecidas en el artículo sexto de la Ley 681 de 2001 para la gasolina motor extra. La base gravable para la liquidación del impuesto global sobre la gasolina corriente y extra, será la establecida en el artículo sexto de la Ley 681 de 2001, para cada tipo de combustible.
(Decreto 1505 de 2002 artículo 14)
ARTÍCULO 2.2.1.2.2.15. EXENCIONES DEL IMPUESTO NACIONAL AL ACPM. Para efectos de comprobar que el diésel marino ha sido destinado a las actividades de pesca y cabotaje y que el ACPM ha sido destinado a las actividades marítimas desarrolladas por la Armada Nacional, propias del cuerpo de guardacostas, y obtener la exención del impuesto global al ACPM que establece el artículo 2o de la Ley 681 de 2001, el distribuidor mayorista enviará con destino al productor y/o importador, en los plazos que estos establezcan, una relación del combustible exento enajenado, junto con copia de los documentos entregados por el consumidor final establecidos en los parágrafos 1o, 2o y 3o del artículo 2.2.1.2.2.5. de este Decreto, que comprueban el derecho a la exención.
Para efectos de aplicar el precio correspondiente a los combustibles exentos de impuesto global con destino a las actividades de las empresas acuicultoras, los distribuidores mayoristas que efectúen dichas ventas deberán solicitar al respectivo cliente beneficiario de la exención copia de la resolución de la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, que la concedió y los documentos a que hace referencia el parágrafo 3o del artículo 2.2.1.2.2.5. del presente decreto. Asimismo, para efectos de aplicar la exención en el precio del combustible, el distribuidor mayorista deberá verificar que la empresa acuicultora haya dado cumplimiento al consumo de cupo mensual, acumulable trimestralmente, según la Resolución emitida por la UPME. Si la empresa acuicultora no ha realizado los consumos al finalizar el trimestre, perderá el derecho al excedente del cupo por dicho trimestre
(Decreto 1505 de 2002, artículo 15, modificado por el Decreto 4335 de 2004, artículo 4o)
ARTÍCULO 2.2.1.2.2.16. RESPONSABLES. Son responsables del impuesto los productores y los importadores, respecto de los combustibles sometidos al tributo.
(Decreto 1505 de 2002, artículo 16)
ARTÍCULO 2.2.1.2.2.17. EXCLUSIÓN DEL IMPUESTO SOBRE LAS VENTAS. El valor del impuesto nacional a la gasolina y el ACPM se involucrará dentro del valor de venta de los combustibles, pero en ningún caso se tomará en cuenta para liquidar el impuesto sobre las ventas.
(Decreto 1505 de 2002, artículo 17)
ARTÍCULO 2.2.1.2.2.18. OBLIGACIONES TRIBUTARIAS DE LOS IMPORTADORES. Los importadores de gasolina regular y extra sometidos al impuesto nacional a la gasolina y el ACPM de que trata la presente sección, deberán pagar los impuestos de ley.
El gravamen arancelario será el establecido en el arancel de aduanas, de acuerdo con las normas vigentes sobre la materia. El impuesto sobre las ventas se liquidará sobre el valor en aduanas determinado conforme a las normas que rigen la valoración aduanera incrementada con el valor de los gravámenes arancelarios, de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 459 del estatuto tributario.
PARÁGRAFO. Cuando el importador efectúe ventas de gasolina motor regular y extra, liquidará el impuesto sobre las ventas, sobre el monto de su ingreso de acuerdo con lo señalado en el artículo 466 del estatuto tributario, sin perjuicio de lo dispuesto en el artículo 465 ibídem, cuando el Ministerio de Minas y Energía establezca precios para efectos de liquidar el impuesto sobre las ventas, en los demás productos refinados derivados del petróleo.
El impuesto sobre las ventas pagado por el importador constituye impuesto descontable de acuerdo con lo previsto en el artículo 485 del estatuto tributario y demás disposiciones concordantes.
(Decreto 1505 de 2002, artículo 18)
ARTÍCULO 2.2.1.2.2.19. CONSIGNACIÓN DEL IMPUESTO GLOBAL. Los productores e importadores responsables del impuesto nacional a la gasolina y al ACPM, deben consignarlo dentro de los 20 primeros días calendario, del mes siguiente a aquel en que se recaudó el impuesto, a favor de la Dirección General del Tesoro Nacional del Ministerio de Hacienda y Crédito Público o quien haga sus veces, en la cuenta abierta para el efecto.
PARÁGRAFO 1o. La consignación extemporánea del impuesto global a la gasolina y al ACPM a la Dirección General del Tesoro Nacional, causará intereses moratorios por mes o fracción de mes de retardo, a la tasa fijada de acuerdo con lo establecido en el artículo 635 del Estatuto Tributario.
PARÁGRAFO 2o. Los distribuidores mayoristas de gasolina regular, extra, ACPM y productos homologados, deberán entregar a los productores e importadores de tales productos el valor del impuesto global, dentro de los quince (15) primeros días calendario del mes siguiente a aquel en que sea vendido el producto por parte del productor o importador.
(Decreto 1505 de 2002, artículo 19)
ARTÍCULO 2.2.1.2.2.20. COBRO DEL IMPUESTO. La no consignación del impuesto nacional a la gasolina y al ACPM a que se refiere el presente decreto, dará lugar a su cobro coactivo a través del procedimiento administrativo de cobro, previsto en el Estatuto Tributario, para lo cual la Dirección General del Tesoro Nacional del Ministerio de Hacienda y Crédito Público deberá informar a la Subdirección de Cobranzas de la Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales o quien haga sus veces.
(Decreto 1505 de 2002, artículo 20)
ARTÍCULO 2.2.1.2.2.21. REPORTE DE VENTAS DE COMBUSTIBLE EXENTO. Los productores e importadores de combustibles mantendrán a disposición de la DIAN para cuando lo estime pertinente, la información de las ventas del producto exento de impuesto global y sobretasa, en el que las ventas deberán ceñirse a los cupos asignados por la UPME.
PARÁGRAFO 1o. Dentro de los diez (10) días hábiles siguientes a la terminación del mes, los beneficiarios de las exenciones al pago de impuesto global y sobretasa respecto de los combustibles consumidos en actividades de pesca y cabotaje, deberán informar a la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, con copia a Ecopetrol S. A. o quien haga sus veces, el volumen (en galones) de diésel marino adquirido en el mes calendario inmediatamente anterior. La información que no se entregue dentro de los términos señalados en el presente numeral, no será tenida en cuenta por la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, en el siguiente proceso de asignación de los volúmenes máximos de que trata el artículo 2.2.1.2.2.2 del presente decreto. Dicha información deberá conservarse a disposición de la DIAN para cuando lo estime pertinente.
PARÁGRAFO 2o. Los distribuidores mayoristas de combustibles líquidos derivados del petróleo deberán informar a la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, dentro de los diez (10) primeros días hábiles siguientes a la terminación del mes, discriminado por cada beneficiario, la fecha y el volumen (en galones) de diésel marino vendido en actividades de pesca y cabotaje, so pena de hacerse acreedores a la imposición de las sanciones contempladas en la sección relativa a las sanciones del presente Título o la norma que lo modifique, aclare, adicione o derogue.
(Decreto 1505 de 2002, artículo 21, modificado por el Decreto 4335 de 2004, artículo 5o)
PRESTACIÓN DE SERVICIOS Y LABORES PROPIAS DE LA INDUSTRIA.
ARTÍCULO 2.2.1.2.3.1. SUMINISTRO DE INFORMES DE NÓMINA DE LAS PERSONAS DEDICADAS A LA INDUSTRIA DEL PETRÓLEO. Toda persona dedicada a la industria del petróleo en las diversas ramas que la integran, incluyendo la prestación de servicios técnicos, está en la obligación de suministrar a los Ministerios de Trabajo y Minas y Petróleos, antes del primero de marzo siguiente al año calendario, una relación con los siguientes datos:
a) Nómina de empleados, con especificación de funciones, nacionalidad, tiempo de permanencia en Colombia si fueren extranjeros, estado civil, nombre y nacionalidad del cónyuge, asignación mensual y moneda en que se paga;
b) Número de los obreros de la empresa, dividido por grupos de nacionales y extranjeros, anotándose para los extranjeros su nacionalidad, tiempo de permanencia en Colombia y demás requisitos mencionados en el ordinal anterior;
c) Nómina de los contratistas con las especificaciones indicadas en los literales a) y b), y una síntesis de las condiciones y términos de los mismos contratos;
d) Valor de los honorarios y remuneraciones, que se pagan a los contratistas, empleados y obreros extranjeros;
e) Valor de los honorarios y remuneraciones que se pagan a los contratistas, empleados y obreros colombianos;
f) Declaración del tipo de cambio utilizado para la liquidación de los honorarios y remuneraciones que se pagan en monedas extranjeras.
Para otorgar la autorización de que trata el inciso segundo del artículo 18 de la Ley 10 de 1961, y para la celebración de los convenios allí indicados, se requerirá el concepto previo del Ministerio de Minas y Energía, el cual calificará, en cada caso, el personal especializado en la rama o ramas de la industria del petróleo.
(Decreto 1348 de 1961 artículo 36)
ARTÍCULO 2.2.1.2.3.2. EMPRESAS PRESTADORAS DE SERVICIOS INHERENTES AL SECTOR HIDROCARBUROS. Para los efectos relacionados con el artículo 16 de la Ley 9o de 1991, se consideran como empresas de servicios inherentes al sector de hidrocarburos, las que con dedicación exclusiva presten uno o varios de los servicios que se señalan a continuación:
1. Geología, Geofísica, Geoquímica: comprende la obtención de información, procesamiento e interpretación de resultados que conduzcan al descubrimiento de hidrocarburos por medio de técnicas tales como:
- Sísmica.
- Estudios de síntesis de cuenca.
- Magnetometría.
- Gravimetría.
- Fotogeología.
- Posicionamiento por satélite.
- Sensores remotos.
- Bioestatigrafía.
- Adquisición de información de geología de subsuelo.
- Cartografía.
2. Perforación de pozos de hidrocarburos: comprende actividades tales como:
- Suministro de equipos de perforación y pruebas correspondientes.
- Perforación de pozos.
- Fluidos de perforación.
- Toma, procesamiento, interpretación de registros.
- Corazonamiento, cementación, cañoneo.
- Servicio de pesca.
- Servicio de pozos dirigidos.
- Suministro de equipos de cementación y estimulación de pozos.
3. Producción de hidrocarburos: comprende actividades tales como:
- Terminación (completamiento) de pozos.
- Pruebas de presiones y de producción.
- Reacondicionamiento de pozos, estimulación (acidificación, fracturamiento de formación, empaquetamiento).
- Diseño, montaje y mantenimiento de facilidades (instalaciones) de producción (tanques separadores, calentadores, líneas de recolección).
- Diseño, operación y mantenimiento de producción, como bombeo mecánico, bombeo hidráulico, bombeo electrosumergible, gas lift y trabajos realizados a los pozos, posteriores a su terminación (limpieza, reparaciones).
- Diseño, construcción, operación y mantenimiento de oleoductos y gasoductos.
4. Ingeniería de yacimientos: comprende actividades tales como:
- Estudio y evaluación de yacimientos de hidrocarburos.
- ANÁLISIS Y CONTROL DE PRODUCCIÓN.
- Recuperación mejorada de hidrocarburos.
- Tasas máximas de producción.
- Análisis petrofísicos y petroquímicos de rocas y fluidos.
5. Otros: comprende actividades tales como:
- Administración, operación y mantenimiento de campos petroleros.
- Inspección del equipo, tuberías y otros elementos utilizados en la perforación y en la producción de hidrocarburos.
- Conservación del medio ambiente y seguridad industrial en relación con derrames de petróleo, contaminación y contraincendios.
En relación con los servicios anteriormente señalados, se podrán prestar los de suministro y mantenimiento de equipos, elementos y herramientas.
6. Servicios especiales. Compañías nacionales o las sucursales en el país de compañías extranjeras, de propósito específico y exclusivo, que adquieran de las empresas dedicadas a la exploración y explotación de hidrocarburos, la cesión de derechos sobre producción aleatoria de los mismos, o que inviertan en infraestructura dedicada exclusivamente a la exploración y explotación de hidrocarburos, para ponerla a disposición de estas empresas.
PARÁGRAFO. En desarrollo de las actividades señaladas en este artículo, las empresas podrán ejecutar directamente las necesarias para la prestación del servicio principal, tales como obras civiles, transporte de equipo y personal, telecomunicaciones, etc.
(Decreto 2058 de 1991, artículo 1o, numeral 6 adicionado por el Decreto 1629 de 1997, artículo 1o)
ARTÍCULO 2.2.1.2.3.3. ASIMILACIÓN DE SERVICIOS. El Ministerio de Minas y Energía, podrá asimilar a los servicios enumerados en el artículo anterior otros que guarden especial relación o similitud con los mismos, de acuerdo con la tecnología especializada y exclusiva que se aplique en el sector de hidrocarburos.
(Decreto 2058 de 1991, artículo 2o)
ARTÍCULO 2.2.1.2.3.4. ACREDITACIÓN DE LA DEDICACIÓN EXCLUSIVA. Para acreditar la dedicación exclusiva de que trata el artículo 16 de la Ley 9o de 1991 y acogerse, por tanto, al tratamiento especial que señala dicho artículo, las empresas de servicios inherentes al sector de hidrocarburos deberán obtener del Ministerio de Minas y Energía la certificación sobre el particular, de acuerdo con la clasificación establecida en el artículo 2.2.1.2.3.2 de este Decreto, la cual deberá reflejarse en el objeto social respectivo.
(Decreto 2058 de 1991, artículo 3o)
ARTÍCULO 2.2.1.2.3.5. LABORES PROPIAS Y ESENCIALES DE LA INDUSTRIA. Para los efectos del artículo 1o del Decreto 284 de 1957, constituyen labores propias y esenciales de la industria del petróleo las siguientes:
1. Los levantamientos geológicos, geofísicos, geodésicos, topográficos, destinados a la exploración y evaluación de yacimientos de hidrocarburos.
2. La operación de perforar pozos de hidrocarburos desde el inicio de la perforación hasta la terminación, completamiento o taponamiento del mismo.
3. La operación y reacondicionamiento de pozos de hidrocarburos.
4. La operación técnica de cerrar y abandonar un pozo que haya servido para la explotación de hidrocarburos, incluyendo los de inyección de fluidos para recuperación secundaria, pozos inyectores de aguas residuales u otro cualquiera requerido para el manejo y desarrollo del campo.
5. La operación de los sistemas de recolección, separación, tratamiento, almacenamiento y transferencia de hidrocarburos.
6. La operación del sistema de bombeo y tuberías que conducen los hidrocarburos hasta los tanques de almacenamiento, y desde ahí a los puntos de embarque o de refinación.
7. La operación de facilidades de levantamiento artificial y las instalaciones de recuperación secundaria y terciaria de petróleo.
8. La operación de los sistemas de tratamiento térmico, eléctrico y químico que permitan hacer más fácil o económico el bombeo de petróleo.
9. La construcción, control, operación y mantenimiento técnico de los equipos y unidades de procesos propias de la refinación del petróleo.
10. La construcción, operación y mantenimiento técnico de las tuberías, tanques y bombas para transporte de petróleo crudo, productos intermedios y finales de las refinerías.
PARÁGRAFO. Es entendido que las actividades de descontaminación ambiental que tengan que desarrollarse como consecuencia de daños ocasionados por actos dolosos, no son labores propias o esenciales de la industria del petróleo.
(Decreto 2719 de 1993 artículo 1o, modificado por el Decreto 3164 de 2003, artículo 1o)
SANCIONES.
ARTÍCULO 2.2.1.2.4.1. RÉGIMEN SANCIONATORIO EN LA DISTRIBUCIÓN DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS Y BIOCOMBUSTIBLES. <Ver Notas del Editor> <Artículo modificado por el artículo 1 del Decreto 1172 de 2016. El nuevo texto es el siguiente:> De conformidad con lo establecido en el artículo 25 de la Ley 1753 de 2015, los agentes de la cadena de distribución de combustibles líquidos y biocombustibles que transgredan las normas sobre el funcionamiento de ese servicio público o que incumplan las órdenes del Ministerio de Minas y Energía, serán objeto de imposición de las siguientes sanciones: a) multa entre diez (10) y dos mil (2.000) salarios mínimos legales mensuales vigentes, b) suspensión del servicio entre diez (10) y noventa (90) días calendario y bloqueo del Código Sicom, c) cancelación de la autorización y bloqueo del Código Sicom, y, d) decomiso administrativo permanente.
ARTÍCULO 2.2.1.2.4.2. MEDIDAS PREVENTIVAS. <Ver Notas del Editor> <Artículo modificado por el artículo 1 del Decreto 1172 de 2016. El nuevo texto es el siguiente:> El Ministerio de Minas y Energía o la autoridad en quien se delegue esta función, decretará la medida preventiva de suspensión de la actividad dentro del proceso sancionatorio mediante acto administrativo motivado, para lo cual procederá a bloquear el Código Sicom conforme lo dispone el parágrafo 1 del artículo 25 de la Ley 1753 de 2015.
ARTÍCULO 2.2.1.2.4.3. PROCEDENCIA DE LAS MEDIDAS PREVENTIVAS. <Ver Notas del Editor> <Artículo modificado por el artículo 1 del Decreto 1172 de 2016. El nuevo texto es el siguiente:> La medida preventiva podrá decretarse cuando pueda derivarse algún daño o peligro, o cuando la actividad se ejerce sin el lleno de los requisitos, permisos o autorizaciones para su funcionamiento.
Esta medida podrá decretarse en el mismo acto administrativo con el cual se da inicio a una investigación administrativa o de forma separada en el curso de la investigación hasta antes de la presentación de los descargos por parte del agente o actor investigado.
La medida preventiva está dirigida a proteger, prevenir o impedir la ocurrencia de un hecho, actuación y/o daño que atente contra la vida, la integridad de las personas, la seguridad, el medio ambiente o intereses jurídicos superiores.
ARTÍCULO 2.2.1.2.4.4. LEVANTAMIENTO DE LA MEDIDA PREVENTIVA. <Ver Notas del Editor> <Artículo modificado por el artículo 1 del Decreto 1172 de 2016. El nuevo texto es el siguiente:> La medida preventiva se levantará de oficio o a petición de parte cuando se compruebe que han desaparecido las causas que la originaron. En todo caso, la medida preventiva se levantará automáticamente si transcurrido un año desde la apertura del procedimiento sancionatorio, no se hubiera formulado pliego de cargos o su equivalente.
ARTÍCULO 2.2.1.2.4.5. DECOMISO TEMPORAL. <Ver Notas del Editor> <Artículo modificado por el artículo 1 del Decreto 1172 de 2016. El nuevo texto es el siguiente:> De conformidad con el parágrafo 2o del artículo 25 de la Ley 1753 de 2015, las autoridades de policía a nivel municipal podrán realizar los decomisos temporales de productos, elementos, medios o implementos utilizados para cometer la infracción a las normas que regulan la cadena de distribución de combustibles líquidos y biocombustibles.
El Ministerio de Minas y Energía a través de la Dirección de Hidrocarburos en coordinación con el Ministerio de Defensa, desarrollará los mecanismos que se deben adelantar a efectos de iniciar los trámites administrativos para el decomiso temporal de productos, elementos, medios o implementos utilizados para cometer la infracción a las normas que regulan la cadena de distribución de combustibles líquidos y biocombustibles.
ARTÍCULO 2.2.1.2.4.6. RÉGIMEN SANCIONATORIO EN EL SECTOR HIDROCARBUROS. <Ver Notas del Editor> <Artículo modificado por el artículo 1 del Decreto 1172 de 2016. El nuevo texto es el siguiente:> Acorde con el artículo 26 de la Ley 1753 de 2015, el Ministerio de Minas y Energía podrá imponer administrativamente multas entre dos mil (2.000) y cien mil (100.000) salarios mínimos legales mensuales vigentes (smmlv) en cada caso, por el incumplimiento de las obligaciones que se establecen en el Código de Petróleos cuando el incumplimiento no deba producir caducidad de contratos o cancelación de permisos, o cuando se prefiera optar por esta sanción y no declarar la caducidad.
ARTÍCULO 2.2.1.2.4.7. PROCEDIMIENTO SANCIONATORIO. <Ver Notas del Editor> <Artículo modificado por el artículo 1 del Decreto 1172 de 2016. El nuevo texto es el siguiente:> El procedimiento sancionatorio, tanto para el régimen señalado en el artículo 25 como para aquel contenido en el artículo 26 de la Ley 1753 de 2015, será el establecido en el Capítulo III del Título III de la Ley 1437 de 2011, en sus artículos 47, 48 y 49.
ARTÍCULO 2.2.1.2.4.8. PONDERACIÓN. <Ver Notas del Editor> <Artículo modificado por el artículo 1 del Decreto 1172 de 2016. El nuevo texto es el siguiente:> El operador jurídico al interior del Ministerio de Minas y Energía realizará la ponderación respectiva para cada caso concreto.
Dicha ponderación debe atender a los criterios establecidos en el Capítulo III del Título III de la Ley 1437 de 2011, en su artículo 50.
DEL SECTOR DE GAS.
GENERALIDADES.
ARTÍCULO 2.2.2.1.1. ÁMBITO DE APLICACIÓN. El Presente Título aplica a todos los Agentes e igualmente a todas las instituciones públicas y privadas relacionadas con el desarrollo de la actividad económica de gas natural.
(Decreto 2100 de 2011, artículo 3o)
ARTÍCULO 2.2.2.1.2. REMISIÓN AL TÍTULO DE ENERGÍA ELÉCTRICA. Para los efectos de este Decreto y en relación con la liquidación, cobro, recaudo y manejo de las contribuciones de solidaridad y de los subsidios en materia de servicios públicos de energía eléctrica y gas combustible distribuido por red física; se aplicarán las disposiciones del Título III del presente decreto.
ARTÍCULO 2.2.2.1.3. SIGLAS. Para efectos del presente decreto se tendrán en cuenta las siguientes siglas:
ANH: Agencia Nacional de Hidrocarburos
CIDV: Cantidades Importadas Disponibles para la Venta para el Consumo Interno
CREG: Comisión de Regulación de Energía y Gas
GBTUD: Giga BTU -British Thermal Unit- por día
GNCV: Gas Natural Comprimido Vehicular
CNOG: Consejo Nacional de Operación de Gas
MME: Ministerio de Minas y Energía
MPCD: Millones de Pies Cúbicos por Día
PC: Producción Comprometida de un Productor
PP: Potencial de Producción de gas natural de un campo determinado
PTDV: Producción Total Disponible para la Venta
SNT: Sistema Nacional de Transporte de Gas
UPME: Unidad de Planeación Minero Energética.
(Decreto 2100 de 2011, artículo 1o)
ARTÍCULO 2.2.2.1.4. DEFINICIONES. Para la adecuada interpretación de las expresiones empleadas en este Decreto se tendrán en cuenta las definiciones de la Ley 142 de 1994 las de las normas expedidas por la CREG y el MME; y las que se presentan a continuación:
(Decreto 2100 de 2011, artículo 2o)
ACUERDO OPERATIVO: Decisiones sobre los aspectos técnicos del SNT, tendientes a lograr una operación segura, económica y confiable.
(Decreto 2100 de 2011, artículo 2o)
Agentes: Son los productores de gas, los Agentes Operacionales, los Agentes Exportadores, los Agentes Importadores, los propietarios y/o transportadores en las Interconexiones Internacionales de Gas, los propietarios y/u operadores de la Infraestructura de Regasificación.
(Decreto 2100 de 2011, artículo 2o)
Agente Exportador de Gas: Persona jurídica que exporta gas.
(Decreto 2100 de 2011, artículo 2o)
Agente Importador de Gas: Persona jurídica que importa gas. Cuando el Agente Importador vende el gas importado para la atención del servicio público domiciliario de gas combustible, es un comercializador.
(Decreto 2100 de 2011, artículo 2o)
Agentes Operacionales: Personas naturales o jurídicas entre las cuales se dan las relaciones técnicas y/o comerciales de compra, venta, suministro y/o transporte de gas natural, comenzando desde la producción y pasando por los sistemas de transporte hasta alcanzar el punto de salida de un usuario. Son agentes los productores-comercializadores, los comercializadores, los distribuidores, los transportadores, los usuarios no regulados y los almacenadores independientes. Para los efectos de este Decreto el Comercializador de GNCV es un Agente Operacional.
(Decreto 2100 de 2011, artículo 2o)
Almacenamiento estratégico: <Definición adicionada por el artículo 2 del Decreto 1038 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> Infraestructura necesaria como cilindros, tanques de almacenamiento de gas combustible y sistemas de respaldo de GNL a pequeña escala, que permitan garantizar la continuidad en la prestación de servicio frente a situaciones que puedan afectar el suministro del combustible cuando es abastecido por vías terrestres o fluviales.
Área de influencia: El área de influencia es aquella que ejerce un Sistema Troncal perteneciente al Sistema Nacional de Transporte de Gas Natural, respecto de un grupo de empresas y usuarios del Gas conectados, directa o indirectamente, a este sistema troncal.
(Decreto 2225 de 2000, artículo 1o)
Campos Menores: Campos productores de hidrocarburos cuyo PP es igual o inferior a 30 MPCD.
(Decreto 2100 de 2011, artículo 2o)
Cantidades Importadas Disponibles para la Venta - CIDV: Cantidades diarias promedio mes de gas natural, medidas en GBTUD, que un Agente Importador estima tendrá disponibles para la venta para consumo interno, en un período determinado, a través de contratos de suministro.
(Decreto 2100 de 2011, artículo 2o)
Cofinanciación del FECFGN: <Definición modificada por el artículo 1 del Decreto 1038 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> Aporte de recursos del Fondo Especial Cuota de Fomento al que se refiere el artículo 15 de la Ley 401 de 1997, o el fondo que lo reemplace, con el objeto de completar los recursos necesarios para la ejecución total de proyectos elegibles dirigidos al desarrollo de la infraestructura, para la prestación efectiva del servicio de gas combustible por redes.
Comercialización de Gas Natural Competida. Para efectos del presente decreto, se considera que la actividad de Comercialización de gas natural desarrollada por los Productores y los Agentes Importadores es competida, cuando la Comisión de Regulación de Energía y Gas lo determine a partir de análisis que consideren índices reconocidos de competencia que involucren el número de Productores-Comercializadores y Agentes Importadores, la posición de dichos agentes en el mercado, su nivel de competencia; así como la madurez del mercado secundario de gas natural, la existencia de sistemas de información a los usuarios, la disponibilidad de infraestructura de transporte de gas natural y demás factores que encuentre pertinentes.
(Decreto 3429 de 2003, artículo 3o)
Comercializador de GNCV: Persona natural o jurídica que suministra GNCV a través de estaciones de servicio automotriz.
(Decreto 2100 de 2011, artículo 2o)
Conexión: <Definición adicionada por el artículo 2 del Decreto 1038 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> Conjunto de bienes que permiten conectar a un usuario residencial con las redes de distribución de gas combustible. La conexión se compone de la acometida y el medidor.
Confiabilidad: <Definición adicionada por el artículo 1 del Decreto 2345 de 2015. El nuevo texto es el siguiente:> capacidad del sistema de producción, transporte, almacenamiento y distribución de gas natural de prestar el servicio sin interrupciones de corta duración ante fallas en la infraestructura.
Contrato BOMT: Modalidad de contrato suscrito para construir, operar, mantener y transferir un gasoducto de transporte de Gas Natural. (Build, Operate, Maintain and Transfer, corresponde a las siglas en inglés). Los gasoductos construidos y operados bajo la modalidad BOMT se consideran parte constitutiva de un sistema de transporte.
(Decreto 2225 de 2000, artículo 1o)
Contrato Firme o que Garantiza Firmeza: Contrato escrito en el que un Agente garantiza el servicio de suministro de una cantidad máxima de gas natural y/o de capacidad máxima de transporte, sin interrupciones, durante un período determinado, excepto en los días establecidos para mantenimiento y labores programadas. Esta modalidad de contrato requiere de Respaldo Físico.
(Decreto 2100 de 2011, artículo 2o)
Contrato Interrumpible o que no Garantiza Firmeza: Contrato escrito en el que un Agente no asume compromiso de continuidad del servicio de suministro de un volumen máximo de gas natural y/o de capacidad máxima de transporte de gas natural. Este servicio puede ser interrumpido por cualquiera de las partes, en los términos definidos en el contrato.
(Decreto 880 de 2007, artículo 1o)
Contrato Mixto: Contrato escrito para prestar el servicio de suministro o de transporte de gas natural que involucra simultáneamente compromisos en Firme e Interrumpibles de volúmenes y/o capacidades de transporte de gas natural.
(Decreto 880 de 2007, artículo 1o)
Comercialización de Gas Natural Combustible: Es la actividad complementaria al servicio público domiciliario de gas natural combustible, que consiste en la compraventa o suministro de gas natural combustible a título oneroso.
(Decreto 3429 de 2003, artículo 1o; en concordancia con el Decreto 847 de 2001, artículo 1o, adicionado por el Decreto 1590 de 2004, artículo 1o.)
Comercializador de Gas Natural: Persona jurídica cuya actividad es la comercialización de gas natural combustible.
(Decreto 3429 de 2003, artículo 1; en concordancia con el Decreto 847 de 2001, artículo 1o, adicionado por el Decreto 1590 de 2004, artículo 1o)
Comercializador Entrante: Es el Comercializador de Gas Natural diferente del Comercializador Establecido que atenderá usuarios regulados en el mismo mercado de comercialización.
(Decreto 3429 de 2003, artículo 1o)
Comercializador Establecido: Es el Distribuidor de Gas Natural que desarrolla simultáneamente la actividad de Comercialización de Gas Natural a usuarios regulados en un mismo mercado de comercialización.
(Decreto 3429 de 2003, artículo 1o)
Conexión de Usuarios de Menores Ingresos: Es el conjunto de bienes que permiten conectar a un usuario residencial de los estratos 1 y 2 con las redes de distribución de gas natural. La conexión se compone básicamente de la acometida, el medidor y el regulador.
(Decreto 3531 de 2004 artículo 1o)
Demanda de Gas Natural por Atender: Es el volumen total de gas natural y/o capacidad total de transporte nominados por los Agentes para el Día de Gas.
(Decreto 880 de 2007, artículo 1o)
Demanda de Gas Natural Eléctrica: Es el volumen de gas natural y/o capacidad de transporte nominado por los agentes Termoeléctricos para atender el despacho económico eléctrico durante el día de Gas.
(Decreto 880 de 2007, artículo 1o)
Demanda de Gas Remanente: Es el volumen de gas natural y/o de capacidad de transporte que resulta de restar de la Demanda por Atender ya priorizada conforme al artículo 2.2.2.2.1 del presente decreto, la Demanda de Gas Natural Eléctrica y los volúmenes considerados en los numerales 1 y 2 de los artículos 2.2.2.2.2 y 2.2.2.2.3 de este Decreto.
(Decreto 880 de 2007, artículo 1o)
Demanda Esencial: <Definición modificada por el artículo 2 del Decreto 2345 de 2015. El nuevo texto es el siguiente:> Corresponde a i) la demanda de gas natural para la operación de las estaciones de compresión del SNT, ii) la demanda de gas natural de usuarios residenciales y pequeños usuarios comerciales inmersos en la red de distribución, iii) la demanda de GNCV, y iv) la demanda de gas natural de las refinerías, excluyendo aquella con destino a autogeneración de energía eléctrica que pueda ser reemplazada con energía del Sistema Interconectado Nacional.
Demanda total del país: Corresponde al consumo de Gas Natural medido como promedio anual en el año inmediatamente anterior en Millones de pies cúbicos diarios correspondiente a un distribuidor, un almacenador, un usuario no regulado o un usuario regulado (no localizado en áreas de servicio exclusivo) atendido a través de un comercializador. Dicho consumo será actualizado y divulgado anualmente por la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, a más tardar el 1o de marzo de cada año.
(Decreto 2225 de 2000, artículo 1o)
Distribuidor de Gas Natural: Es la empresa de servicios públicos que desarrolla la actividad de distribución de gas natural.
(Decreto 3429 de 2003, artículo 1o)
Estudios de Preinversión: Son el conjunto de análisis y estudios necesarios para evaluar, desde el punto de vista técnico y económico, la viabilidad de emprender un proyecto de infraestructura en los municipios y el sector rural dentro del área de influencia de los gasoductos troncales.
(Decreto 3531 de 2002 artículo 1o)
Evaluador: Es la Unidad de Planeación Minero-Energética, UPME.
(Decreto 3531 de 2004 artículo 1o)
Fondo Especial Cuota de Fomento: Es el Fondo Cuenta Especial creado por el artículo 15 de la Ley 401 de 1997, modificado por las Leyes 887 de 2004, 1151 de 2007 y 1450 de 2011; sin personería jurídica, administrado por el Ministerio de Minas y Energía, al cual se incorporan los recursos provenientes de la Cuota de Fomento del tres por ciento (3.0%) sobre el valor de la tarifa que se cobre por el gas objeto del transporte, efectivamente realizado, sufragada por todos los Remitentes del Sistema Nacional de Transporte de Gas Natural.
Su finalidad es promover y cofinanciar proyectos dirigidos al desarrollo de infraestructura para el uso de gas natural en los municipios y el sector rural, prioritariamente dentro del área de influencia de los gasoductos troncales y que tengan el mayor índice de Necesidades Básicas Insatisfechas
(Decreto 3531 de 2004 artículo 1o Definición modificada por el Decreto 1718 de 2008 artículo 1o, porcentaje modificado por el artículo 98 de la Ley 1450 de 2011)
Gas Natural de Propiedad del Estado proveniente de Regalías y de las participaciones de la ANH: Es el gas que recibe el Estado a título de regalía y/o como participación en la propiedad del recurso en los contratos y/o convenios de exploración y explotación de hidrocarburos suscritos con la ANH.
(Decreto 2100 de 2011 artículo 2o)
Gasoducto Ramal: Es el conjunto de tuberías y accesorios de uso público que permiten la conducción de gas desde un Punto de Salida del Sistema Nacional de Transporte hasta las Puertas de Ciudad, conexiones a usuarios no regulados y conexiones a sistemas de almacenamiento.
(Decreto 3531 de 2004 artículo 1o)
Gasoducto Troncal: Es el conjunto de tuberías y accesorios de uso público que permiten la conducción de gas desde los centros de producción hasta las puertas de ciudad, conexiones a usuarios no regulados y conexiones a sistemas de almacenamiento.
(Decreto 3531 de 2004 artículo 1o)
Infraestructura de Regasificación: Conjunto de instalaciones que permiten transformar el gas natural de estado líquido a estado gaseoso que incluyen, entre otras instalaciones complementarias, las requeridas para descargar, transportar, almacenar, procesar y tratar el gas natural importado.
(Decreto 2100 de 2011, artículo 2o)
Insalvable Restricción en la Oferta de Gas Natural o Situación de Grave Emergencia, Transitoria: Limitación técnica que es posible solucionar a través de inmediatas gestiones por parte de un Agente Operacional para continuar con la prestación del servicio de gas natural y que no genera déficit de gas en un punto de entrega.
(Decreto 880 de 2007, artículo 1o)
Insalvable Restricción en la Oferta de Gas Natural o Situación de Grave Emergencia. No Transitoria: Limitación técnica que implica un déficit de gas en un punto de entrega, al no ser posible atender la demanda de gas natural en dicho punto, pese a las inmediatas gestiones por parte de un Agente Operacional para continuar con la prestación normal del servicio.
(Decreto 880 de 2007, artículo 1o)
Intercambios Comerciales Internacionales de Gas Natural: Son las exportaciones e importaciones de gas natural.
(Decreto 2100 de 2011, artículo 2o)
Interconexión Internacional de Gas Natural: Gasoducto o grupo de gasoductos dedicados exclusivamente a los Intercambios Comerciales Internacionales de Gas, que puede estar o no, conectada físicamente al SNT y que no hace parte de dicho Sistema.
(Decreto 2100 de 2011, artículo 2o)
Limitación Técnica: Reducción o pérdida súbita de la disponibilidad de la capacidad máxima de producción de un campo o de la capacidad máxima de un sistema de transporte de gas.
(Decreto 880 de 2007, artículo 1o)
Mercado Secundario: Es el mercado de gas natural y de capacidad de transporte donde los Remitentes con Capacidad Disponible Secundaria y/o Agentes con derechos de suministro de gas pueden comercializar libremente sus derechos contractuales.
(Decreto 880 de 2007, artículo 1o)
Municipios y Sector Rural dentro del Área de Influencia de los Gasoductos Troncales: Son aquellos municipios que por su condición de localización respecto del Gasoducto Troncal permiten que un proyecto de infraestructura sea técnica y económicamente viable, si obtiene cofinanciación del Fondo Especial Cuota de Fomento.
(Decreto 3531 de 2004 artículo 1o)
Parqueo: Modalidad de almacenamiento de gas en la red de gasoductos, cuyas características y forma de remuneración serán definidas por la CREG.
(Decreto 880 de 2007, artículo 1o)
Potencial de Producción de gas natural de un campo determinado - PP: Pronóstico de las cantidades de gas natural, medidas en GBTUD, que pueden ser producidas diariamente en promedio mes, en cada campo o puestas en un punto de entrada al SNT para atender los requerimientos de la demanda, descontando las cantidades de gas natural requeridas para la operación. Este pronóstico considera el desarrollo de las Reservas de Gas Natural, la información técnica de los yacimientos del campo o campos de producción a la tasa máxima eficiente de recobro y está basado en la capacidad nominal de las instalaciones de producción existentes y proyectadas. El PP de un campo corresponde a la suma de la PC, la PTDV y el Gas Natural de Propiedad del Estado.
(Decreto 2100 de 2011, artículo 2o)
Precio de Escasez: De acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 71 de 2006, es el valor definido por la CREG y actualizado mensualmente, que determina el nivel del precio de bolsa a partir del cual se hacen exigibles las Obligaciones de Energía Firme, y constituye el precio máximo al que se remunera esta energía.
(Decreto 880 de 2007, artículo 1o)
Prestador del Servicio de Transporte o Transportador: De acuerdo con la Resolución CREG 71 de 1999, se considerarán como tales, las personas de que trata el Título I de la Ley 142 de 1994 que realicen la actividad de Transporte de Gas desde un Punto de Entrada hasta un Punto de Salida del Sistema Nacional de Transporte y que reúnen las siguientes condiciones, de acuerdo con la Regulación de la CREG:
a) Capacidad de decisión sobre el libre acceso a un Sistema de Transporte siempre y cuando dicho acceso sea técnicamente posible; y
b) Que realice la venta del Servicio de Transporte a cualquier Agente mediante Contratos de Transporte.
(Decreto 2225 de 2000, artículo 1o adicionado por el decreto 2282 de 2001, artículo 1o)
Producción Comprometida de un Productor - PC: Cantidades diarias promedio mes de gas natural, medidas en GBTUD, que un productor tiene comprometidas para la venta mediante contratos de suministro firmes o que garanticen firmeza, para cada campo o en un punto de entrada al SNT. Incluye, además, el consumo de gas por productores establecido en el artículo 2.2.2.2.21 de este Decreto.
(Decreto 2100 de 2011, artículo 2o)
Producción de gas del país: Se refiere al volumen total de Gas Natural expresado en Mpc que se haya producido en el respectivo año en los campos de Gas Natural en explotación y operación ubicados en el territorio nacional y que se encontraba dentro de las especificaciones exigidas para su comercialización a través del Sistema Nacional de Transporte. Dicha producción será actualizada y divulgada anualmente por la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, a más tardar el 1o de marzo de cada año.
(Decreto 2225 de 2000, artículo 1o)
Producción Total Disponible para la Venta - PTDV: Totalidad de las cantidades diarias promedio mes de gas natural, medidas en GBTUD, que un productor o productor comercializador estima que tendrá disponibles para la venta bajo cualquier modalidad, en un periodo determinado, a través de contratos de suministro en cada campo o en un punto de entrada al SNT. Este pronóstico considera el desarrollo de las Reservas de Gas Natural, la información técnica de los yacimientos del campo de producción a la tasa máxima de recobro y está basado en la capacidad nominal de las instalaciones de producción existentes y proyectadas.
(Decreto 2100 de 2011, artículo 2o)
Productor de Gas Natural: Es quien extrae o produce gas natural conforme con la legislación vigente. Cuando el Productor vende gas a un agente diferente del asociado es un Comercializador.
(Decreto 3429 de 2003, artículo 1o)
Protocolo Operativo: Plan escrito y detallado que establece objetivos, guías y procedimientos de carácter técnico para el desarrollo de un proceso operativo específico, de acuerdo con las mejores prácticas generalmente aceptadas a nivel nacional e internacional.
(Decreto 2100 de 2011, artículo 2o)
Proyecto Aprobado: Es aquel proyecto elegible que tiene la aprobación para ser cofinanciado con recursos del Fondo Especial Cuota de Fomento.
(Decreto 3531 de 2004, artículo 1o)
Proyecto Elegible: Es un proyecto de infraestructura que cumple con los requisitos establecidos en el artículo 2.2.2.5.12 de este Decreto.
(Decreto 3531 de 2004, artículo 1o)
Proyectos de Infraestructura Cofinanciables: <Definición modificada por el artículo 1 del Decreto 1038 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> Proyectos para la construcción, incluido el suministro de materiales y equipos, así como la puesta en operación de:
a) Gasoductos ramales y/o Sistemas Regionales de Transporte de gas natural;
b) Sistemas de Distribución de gas combustible por redes;
c) Conexión de Usuarios de Menores Ingresos;
d) Red Interna de Usuarios de Menores Ingresos;
e) Almacenamiento estratégico;
f) Sistemas de distribución de Gas Natural Licuado - GNL a pequeña escala.
Racionamiento Programado de Gas Natural: Situación de déficit cuya duración sea indeterminable, originada en una limitación técnica identificada, incluyendo la falta de recursos energéticos o una catástrofe natural, que implica que el suministro o transporte de gas natural es insuficiente para atender la demanda.
(Decreto 880 de 2007, artículo 1o)
Red Física: Es el conjunto de redes o tuberías para gas combustible, que conforman el sistema de suministro del servicio público cualquiera que sea el diámetro de la tubería o ducto.
Para edificios de propiedad horizontal o condominios, la red física llega hasta el registro de corte general cuando lo hubiere.
No habrá lugar al pago de contribución de solidaridad ni al otorgamiento de subsidios, cuando el gas combustible se distribuya a través de cilindros o de tanques estacionarios.
(Decreto 847 de 2001, artículo 1o)
Red interna: <Definición adicionada por el artículo 2 del Decreto 1038 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> Conjunto de redes, tuberías, accesorios y equipos que integran el sistema de suministro del servicio público al inmueble a partir del medidor. Para edificios de propiedad horizontal o condominios, es aquel sistema de suministro del servicio al inmueble a partir del registro de corte general, cuando lo hubiere.
Remitente: Es la persona natural o jurídica con la cual un Transportador ha celebrado un Contrato para prestar el Servicio de Transporte de Gas Natural. Puede ser alguno de los siguientes Agentes: un Productor-Comercializador, un Comercializador, un Distribuidor, un Almacenador, un Usuario No Regulado o un Usuario Regulado (no localizado en áreas de servicio exclusivo) atendido a través de un Comercializador.
(Decreto 3531 de 2004, artículo 1o)
Reservas de Gas Natural: Son las reservas probadas y probables certificadas por los productores de gas a la ANH.
(Decreto 2100 de 2011, artículo 2o)
Respaldo Físico: Garantía de que un productor cuenta con Reservas de Gas Natural, o que un comercializador cuenta físicamente con el gas natural, o que un transportador cuenta físicamente con la capacidad de transporte para asumir y cumplir compromisos contractuales Firmes o que Garantizan Firmeza desde el momento en que se inicien las entregas hasta el cese de las mismas.
(Decreto 2100 de 2011, artículo 2o)
Seguridad de abastecimiento: <Definición adicionada por el artículo 1 del Decreto 2345 de 2015. El nuevo texto es el siguiente:> capacidad del sistema de producción, transporte, almacenamiento y distribución de gas natural, bajo condiciones normales de operación, para atender la demanda en el mediano y largo plazo.
Sistema Nacional de Transporte de Gas Natural - SNT: Conjunto de gasoductos localizados en el territorio nacional, excluyendo conexiones y gasoductos dedicados, que vinculan los centros de producción de gas del país con las puertas de ciudad, con los sistemas de distribución, con los usuarios no regulados, con las Interconexiones Internacionales de Gas Natural y sistemas de almacenamiento.
(Decreto 2100 de 2011, artículo 2o)
Solicitante: <Definición modificada por el artículo 1 del Decreto 1038 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> Empresa prestadora del servicio público domiciliario de distribución de gas combustible por redes o de transporte de gas combustible.
Transportador en las Interconexiones Internacionales: El Transportador en las Interconexiones Internacionales es la persona jurídica nacional o extranjera, que prestará el servicio de transporte a través de una Interconexión Internacional de Gas Natural, y para todos los efectos será el responsable por la construcción, operación, administración y mantenimiento de la infraestructura, así como de la calidad, confiabilidad y continuidad en la prestación del servicio.
(Decreto 2400 de 2006, artículo 1o)
Usuarios de Menores Ingresos: <Definición "adicionada" por el artículo 2 del Decreto 1038 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> Usuarios de estrato 1 y 2.
ASEGURAMIENTO DEL ABASTECIMIENTO DE GAS NATURAL.
ARTÍCULO 2.2.2.2.1. PRIORIDAD EN EL ABASTECIMIENTO DE GAS NATURAL. <Artículo modificado por el artículo 3 del Decreto 2345 de 2015. El nuevo texto es el siguiente:> Cuando se presenten insalvables restricciones en la oferta de gas natural o situaciones de grave emergencia, no transitorias, originadas en la infraestructura de suministro o de transporte, que impidan la prestación continua del servicio, los productores comercializadores, los comercializadores y los transportadores atenderán a la demanda en el siguiente orden de prioridad:
1. En primer lugar, será atendida la Demanda Esencial en el orden establecido por el artículo 2.2.2.1.4 del presente decreto.
2. En segundo lugar, será atendida la demanda no esencial que cuente con contratos vigentes con garantía de suministro sin interrupciones establecidos en la regulación aplicable, en cualquiera de sus modalidades.
El volumen será asignado por los productores comercializadores, los comercializadores y los transportadores conforme a las condiciones de suministro pactadas contractualmente. En caso de empate deberá dársele la priorirdad más alta de abastecimiento al usuario con el más alto costo de racionamiento y así sucesivamente.
3. En tercer lugar se atenderán las exportaciones pactadas en firme.
Cuando se deban suspender compromisos en firme de exportaciones, se aplicará lo establecido en el artículo 2.2.2.2.38 de este Decreto en cuanto a la remuneración del costo de oportunidad del gas natural de exportación objeto de interrupción. La Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, establecerá la metodología para determinar qué tipo de agentes operacionales deberán pagar el mencionado costo de oportunidad, así como la forma en la que deberá repartirse dicho costo entre ellos.
PARÁGRAFO 1o. La CREG determinará los protocolos operativos que considere necesarios con el fin de establecer la forma en que se realizará la entrega física del gas natural asignado conforme la prioridad señalada en este artículo. Igualmente, la CREG establecerá los mecanismos para remunerar los servicios de transporte de gas natural requeridos para abastecer la demanda teniendo en cuenta la prioridad definida en este artículo.
PARÁGRAFO 2o. El usuario al que se le asigne gas natural de un productor – comercializador o de un agente importador de gas con el que no tenga contrato firme no podrá nominar una cantidad de gas superior a la que requiera. En caso de que tenga excedentes tras la asignación, no podrá ofrecerlos en el mercado secundario.
Lo mismo se predicará del servicio de transporte cuando se asigne a un remitente con el que un transportador no tiene contrato firme.
PARÁGRAFO 3o. La declaratoria del periodo de Insalvables Restricciones en la Oferta de Gas Natural o Situaciones de Grave Emergencia No Transitorias, por la ocurrencia de un evento propio del ámbito de acción de un productor, transportador o comercializador, no lo eximirá del cumplimiento de sus obligaciones contractuales, salvo que dicho suceso obedezca a un evento de fuerza mayor, caso fortuito, causa extraña o a un evento eximente de responsabilidad conforme a lo dispuesto en la regulación vigente.
PARÁGRAFO 4o. El gas natural que se importe para soportar obligaciones de energía firme de plantas termoeléctricas estará excluido de la aplicación de este artículo, salvo que (i) el gas natural de las otras fuentes de suministro no permita cubrir totalmente la demanda de usuarios residenciales y pequeños usuarios comerciales inmersos en la red de distribución; y siempre y cuando, (ii) no se ponga en riesgo el suministro de gas natural con destino a las generaciones de seguridad y al cumplimiento de las obligaciones de energía firme de las plantas que soportan dichas obligaciones con la mencionada fuente.
En este evento, los excedentes del gas natural importado se destinarán prioritariamente a cubrir el faltante de los usuarios residenciales y pequeños usuarios comerciales inmersos en la red de distribución.
ARTÍCULO 2.2.2.2.2. ASIGNACIÓN DE LOS VOLÚMENES Y/O CAPACIDAD DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL ENTRE LOS AGENTES QUE TIENEN EL MISMO NIVEL DE PRIORIDAD. <Artículo derogado por el artículo 8 del Decreto 2345 de 2015>
ARTÍCULO 2.2.2.2.3. ORDEN DE ATENCIÓN PARA CONDICIÓN CRÍTICA EN EL MERCADO MAYORISTA DE ELECTRICIDAD. <Artículo derogado por el artículo 8 del Decreto 2345 de 2015>
ARTÍCULO 2.2.2.2.4. ORDEN DE ATENCIÓN DE LA DEMANDA DE GAS NATURAL ENTRE LOS AGENTES TRATÁNDOSE DE RACIONAMIENTO PROGRAMADO DE GAS NATURAL O DE ENERGÍA ELÉCTRICA. Cuando se trate de Racionamiento Programado de Gas Natural o de Energía Eléctrica, el Ministerio de Minas y Energía fijará el orden de atención de la demanda de gas natural entre los Agentes que tengan el mismo nivel de prioridad según lo dispuesto en el artículo 2.2.2.2.1 del presente decreto, teniendo en cuenta los efectos sobre la población, las necesidades de generación eléctrica, los contratos debidamente perfeccionados, así como todos aquellos criterios que permitan una solución equilibrada de las necesidades de consumo en la región o regiones afectadas.
PARÁGRAFO. El Ministro de Minas y Energía declarará el inicio y el cese del Racionamiento Programado de Gas Natural, mediante acto administrativo.
(Decreto 880 de 2007, artículo 5o; modificado por el decreto 4500 del 2009, artículo 1o)
ARTÍCULO 2.2.2.2.5. NOMINACIONES Y RENOMINACIONES DE SUMINISTRO DE GAS Y/O CAPACIDAD DE TRANSPORTE DE CADA AGENTE. En orden a garantizar el cumplimento a lo establecido en este Decreto, a partir del 21 de marzo de 2007, las nominaciones y renominaciones de suministro de gas y/o capacidad de transporte de cada Agente deberán discriminarse entre eléctrica, no eléctrica y Mercado Secundario. Así mismo, las nominaciones de Mercado Secundario deberán identificar el Agente Reemplazante o Remitente Reemplazante, según el caso.
(Decreto 880 de 2007, artículo 6o)
ARTÍCULO 2.2.2.2.6. DECLARACIÓN ANTE EL MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA DE LOS CONTRATOS DE SUMINISTRO Y/O CAPACIDAD DE TRANSPORTE ENTRE DISTRIBUIDORES-COMERCIALIZADORES Y PRODUCTOR-COMERCIALIZADOR Y/O TRANSPORTADOR DE GAS NATURAL. Los Distribuidores-Comercializadores que tengan contratos de suministro y/o capacidad de transporte con un Productor-Comercializador y/o Transportador de gas natural declararán al Ministerio de Minas y Energía, con copia a los Productores-Comercializadores con quien tengan suscritos sus contratos, dentro del primer mes de cada semestre del año, los volúmenes y/o capacidad de transporte de gas natural destinados a atender la demanda de los usuarios residenciales y pequeños usuarios comerciales, inmersos en la red de distribución, así como también los volúmenes de gas natural demandados por los comercializadores de GNCV que atiendan.
(Decreto 880 de 2007, artículo 7o)
ARTÍCULO 2.2.2.2.7. DECLARACIÓN ANTE EL MINISTERIO DE MINAS DE LOS CONTRATOS DE SUMINISTRO DE GAS NATURAL ENTRE COMERCIALIZADORES Y PRODUCTORES-COMERCIALIZADORES. Los Comercializadores que tengan contratos de suministro de gas natural con Productores-Comercializadores, deberán declarar al Ministerio de Minas y Energía, con copia a los Productores-Comercializadores con quien tengan suscritos sus contratos, dentro del primer mes de cada semestre del año, el volumen destinado a atender la demanda de los usuarios residenciales y pequeños usuarios comerciales de los Distribuidores - Comercializadores que atiendan, así como los volúmenes de gas natural demandados por los comercializadores de GNCV que atiendan.
(Decreto 880 de 2007, artículo 8o)
ARTÍCULO 2.2.2.2.8. RECOMENDACIÓN DEL CONSEJO NACIONAL DE OPERACIÓN DE GAS -CNO GAS EN CUANTO A PROTOCOLOS DE PROCEDIMIENTO Y DE SUMINISTRO DE INFORMACIÓN EN RESTRICCIONES EN LA OFERTA DE GAS NATURAL O SITUACIONES DE GRAVE EMERGENCIA. El Consejo Nacional de Operación de Gas -CNO Gas- recomendará al Ministerio de Minas y Energía, para su adopción mediante acto administrativo, los protocolos de procedimiento y de suministro de información que se requieran para asegurar la coordinación eficiente y efectiva de los Agentes cuando se presenten Insalvables Restricciones en la Oferta de Gas Natural o Situaciones de Grave Emergencia, No Transitorias, o Racionamiento Programado, para el cabal cumplimiento de lo previsto en este Decreto. Estos protocolos de procedimiento y de suministro de información serán de obligatorio cumplimiento para todos los Agentes.
(Decreto 880 de 2007, artículo 9o)
ARTÍCULO 2.2.2.2.9. RESPONSABILIDAD DE PRIORIZAR EL VOLUMEN Y/O LA CAPACIDAD DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL. Es responsabilidad de los Productores-Comercializadores, Comercializadores y de los transportadores priorizar el volumen y/o la capacidad de transporte de gas natural, cuando se presenten Insalvables Restricciones en la Oferta de Gas Natural o Situaciones de Grave Emergencia, No Transitorias, incluyendo las de Racionamiento Programado que impidan garantizar el abastecimiento de la demanda, conforme a las disposiciones establecidas en el presente decreto, en armonía con las disposiciones regulatorias aplicables.
De igual manera, los Distribuidores-Comercializadores y los Comercializadores que participan en el Mercado Secundario, serán responsables de la asignación de los volúmenes de gas natural entre los usuarios de los mercados relevantes que atiendan, cuando se presenten Insalvables Restricciones en la Oferta de Gas Natural o Situaciones de Grave Emergencia, No Transitorias, incluyendo las de Racionamiento Programado.
(Decreto 880 de 2007, artículo 10)
ARTÍCULO 2.2.2.2.10. OBLIGACIÓN DE SUMINISTRO DE INFORMACIÓN. Para efectos de la verificación de la adecuada aplicación de lo previsto en el presente decreto, los Productores-Comercializadores, los Comercializadores y los Transportadores de gas natural, estarán sujetos a obligaciones de suministro de información, así:
1. En situaciones de Insalvables Restricciones en la Oferta de Gas Natural o Situaciones de Grave Emergencia, No Transitorias:
1.1. Los Productores-Comercializadores y/o los Transportadores de gas natural informarán dicha situación, inmediatamente y por escrito, al Centro Nacional de Despacho, CND, al Ministerio de Minas y Energía y a la Superintendencia de Servicios Públicos identificando claramente sus causas y efectos sobre la prestación del servicio.
1.2. Los Productores-Comercializadores y los Comercializadores publicarán en la página web de su dominio o donde establezca la Comisión de Regulación de Energía y Gas, el programa de suministro de gas definitivo, desagregado por Agentes, para el siguiente Día de Gas, inmediatamente termine el Ciclo de Nominación de Suministro.
1.3. Los Transportadores publicarán a través de su correspondiente Boletín Electrónico de Operaciones - BEO - o donde establezca la Comisión de Regulación de Energía y Gas, el Programa de Transporte de gas definitivo, desagregado por Remitentes, para el siguiente Día de Gas, inmediatamente termine el Ciclo de Nominación de Transporte.
1.4. Los Productores-Comercializadores, los Comercializadores y los Transportadores de gas deberán presentar a la Superintendencia de Servicios Públicos, en los formatos y con la periodicidad que esta establezca para el efecto, la información sobre la aplicación de lo dispuesto en este Decreto.
2. Cuando se presenten situaciones de racionamiento programado:
2.1. Los Productores-Comercializadores y los Comercializadores publicarán en la página web de su dominio o donde establezca la Comisión de Regulación de Energía y Gas, el programa de suministro de gas definitivo, desagregado por Agentes, para el siguiente Día de Gas, inmediatamente termine el Ciclo de Nominación de Suministro.
2.2. Los Transportadores publicarán a través de su correspondiente Boletín Electrónico de Operaciones - BEO - o donde establezca la Comisión de Regulación de Energía y Gas, el Programa de Transporte de gas definitivo, desagregado por Remitentes, para el siguiente Día de Gas, inmediatamente termine el Ciclo de Nominación de Transporte.
2.3. Los Productores-Comercializadores, los Comercializadores y los Transportadores de gas deberán presentar a la Superintendencia de Servicios Públicos, en los formatos y con la periodicidad que esta establezca para el efecto, la información sobre la aplicación de lo dispuesto en este Decreto.
PARÁGRAFO 1o. Las publicaciones a que hace referencia este artículo, serán realizadas por los Productores-Comercializadores, los Comercializadores, los Transportadores de gas y todos los Agentes que realicen transacciones en el mercado secundario, independientemente del Agente que haya declarado tal situación.
(Decreto 880 de 2007, artículo 11)
ARTÍCULO 2.2.2.2.11. MEDIDAS CONTRACTUALES Y OPERATIVAS NECESARIAS PARA ATENCIÓN DE USUARIOS RESIDENCIALES. Los Distribuidores-Comercializadores que atiendan usuarios residenciales tomarán todas las medidas contractuales y operativas necesarias, para garantizar que cuando se presenten Insalvables Restricciones en la Oferta de Gas Natural o Situaciones de Grave Emergencia, No Transitorias, incluyendo las de Racionamiento Programado de Gas Natural, no se comprometa la seguridad de las personas, los inmuebles y las instalaciones de dichos usuarios.
(Decreto 880 de 2007, artículo 12)
Medidas para mitigar los efectos sobre la población cuando se presenten Insalvables Restricciones en la Oferta de Gas Natural o Situaciones de Grave Emergencia. Para mitigar los efectos sobre la población cuando se presenten Insalvables Restricciones en la Oferta de Gas Natural o Situaciones de Grave Emergencia, No Transitorias, incluyendo las de Racionamiento Programado de Gas Natural, los Productores-Comercializadores podrán ofrecer gas natural que no cumpla las especificaciones de calidad definidas por la Comisión de Regulación de Energía y Gas, siempre y cuando, no se comprometa la seguridad en la prestación del servicio público domiciliario.
(Decreto 880 de 2007, artículo 13)
ARTÍCULO 2.2.2.2.12. MEDIDAS NECESARIAS PARA QUE NO SE GENEREN POR NEGLIGENCIA, RACIONAMIENTOS DE GAS NATURAL O DE ENERGÍA ELÉCTRICA. Los Productores-Comercializadores, los Transportadores, los Comercializadores y los Distribuidores-Comercializadores de gas natural y las empresas generadoras de electricidad a base de gas natural, en cumplimiento de las normas vigentes, tomarán todas las medidas necesarias para que, aún frente a las situaciones a que se refiere el presente decreto, no se generen, por su negligencia, Racionamientos de Gas Natural o de Energía Eléctrica.
(Decreto 880 de 2007, artículo 14)
ARTÍCULO 2.2.2.2.13. MEDIDAS PARA EVITAR CONDUCTAS DE LOS AGENTES QUE PUEDAN PRODUCIR INSALVABLES RESTRICCIONES EN LA OFERTA DE GAS NATURAL O SITUACIONES DE GRAVE EMERGENCIA. La Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, adoptará todas las medidas a que haya lugar para evitar conductas de los Agentes que puedan producir Insalvables Restricciones en la Oferta de Gas Natural o Situaciones de Grave Emergencia, No Transitorias.
(Decreto 880 de 2007, artículo 15)
ARTÍCULO 2.2.2.2.14. RESTRICCIÓN DE DESVÍOS DE GAS QUE MODIFIQUEN LA ASIGNACIÓN DEL GAS NATURAL. Cuando se trate de Insalvables Restricciones en la Oferta de Gas Natural, o Situaciones de Grave Emergencia, No Transitorias, o Racionamiento Programado de Gas Natural, los Transportadores no autorizarán desvíos de gas que modifiquen la asignación del gas natural de los Agentes que resulte de la aplicación de este Decreto.
(Decreto 880 de 2007, artículo 16)
ARTÍCULO 2.2.2.2.15. OBLIGACIÓN DE ATENCIÓN PRIORITARIA. Los productores, los productores comercializadores, los comercializadores, los transportadores atenderán de manera prioritaria la demanda de gas para consumo interno. Para este efecto deberán sujetarse a las disposiciones que expida el MME en aplicación del parágrafo 1o del artículo 2.2.2.2.38. de este Decreto.
PARÁGRAFO. Los Agentes Exportadores atenderán prioritariamente la demanda de gas natural para consumo interno cuando se presenten Insalvables Restricciones en la Oferta de Gas Natural o Situaciones de Grave Emergencia Transitorias y No Transitorias o Racionamiento Programado de gas natural de que tratan los artículos precedentes. Cuando para atender la demanda nacional de gas natural para consumo interno se deban suspender los compromisos de exportación con Respaldo Físico, las cantidades de gas objeto de interrupción se reconocerán al costo de oportunidad de que trata el artículo 2.2.2.2.39 de este Decreto.
(Decreto 2100 de 2011, artículo 4o)
ARTÍCULO 2.2.2.2.16. DEMANDA ESENCIAL. Los Agentes que atiendan la Demanda Esencial tienen la obligación de contratar el suministro y el transporte de gas natural para la atención de dicha demanda, según corresponda, con Agentes que cuenten con Respaldo Físico. Las cantidades de gas declaradas en virtud del artículo 2.2.2.2.21. de este Decreto y que se destinen para la atención de la demanda de gas natural para las refinerías tendrán el tratamiento de contratadas para los efectos de este artículo.
PARÁGRAFO 1o. Cuando se presenten Insalvables Restricciones en la Oferta de Gas Natural o Situaciones de Grave Emergencia Transitorias y No Transitorias o Racionamiento Programado de gas natural de que tratan los artículos 2.2.2.2.1. a 2.2.2.2.15. del presente decreto y los Agentes que atiendan la Demanda Esencial no cuenten con los contratos Firmes o que Garanticen Firmeza asumirán directamente los costos en que incurran los Agentes que por ello resulten afectados. Lo anterior, sin perjuicio de las acciones administrativas y sanciones que puedan derivarse de este incumplimiento.
PARÁGRAFO 2o. La CREG, siguiendo los lineamientos establecidos en el artículo 2.2.2.2.26. de este Decreto, definirá los mecanismos que permitan a los Agentes que atiendan a la Demanda Esencial tener acceso a los contratos de suministro y/o transporte de gas natural a que se refiere este artículo.
PARÁGRAFO 3o. Sin perjuicio de lo previsto en la Resolución CREG 100 de 2003 o aquella que la modifique o sustituya, la CREG definirá la metodología para determinar los costos a los que se refiere este artículo, los Agentes beneficiados y los mecanismos y procedimientos de pago.
(Decreto 2100 de 2011, artículo 5o)
ARTÍCULO 2.2.2.2.17. ADMINISTRACIÓN DEL GAS NATURAL DE PROPIEDAD DEL ESTADO Y DE LAS PARTICIPACIONES DE LA ANH. En la celebración de los contratos y operaciones de cualquier naturaleza que la ANH celebre para la administración del gas natural de propiedad del Estado y de las participaciones de la ANH, se tendrá como destino de este gas la exportación con el objeto de abrir nuevos mercados, siempre y cuando la demanda interna de este combustible se encuentre abastecida. Para tales efectos, el Ministerio de Minas y Energía deberá señalar los parámetros y mecanismos, debiendo igualmente verificar el cumplimiento de dichas condiciones, en particular la obligación de atención prioritaria, acorde a los términos del presente decreto.
Si este gas natural se destina para el consumo interno, se tendrán en cuenta los siguientes lineamientos:
1. Que los contratos u operaciones que se suscriban no tengan por objeto aumentar la concentración en la oferta de gas natural en el mercado. Para este efecto la ANH podrá, entre otros, acordar con cada productor en los contratos de explotación de hidrocarburos el recaudo y la comercialización de Gas Natural de Propiedad del Estado y de las Participaciones de la ANH, en proporción a la participación que le corresponda.
2. Que dichos contratos u operaciones no tengan por objeto privilegiar el suministro del Gas Natural de propiedad del Estado y de las participaciones de la ANH a ningún Agente.
3. Que el comercializador del Gas Natural de propiedad del Estado y de las participaciones de la ANH se ajuste a lo dispuesto por la CREG para esta actividad.
(Decreto 2100 de 2011, artículo 6o, modificado por el artículo 1o del decreto 1372 de 2014)
ARTÍCULO 2.2.2.2.18. VIGENCIA CONTRACTUAL. Los contratos u operaciones de cualquier naturaleza a los que se refiere el artículo anterior y que se encontraban vigentes al 22 de julio de 2014, se seguirán ejecutando en los términos inicialmente acordados, pero en el evento de que se prorrogue su vigencia, dicha prórroga deberá sujetarse a lo previsto en este Decreto.
(Decreto 1372 de 2014 artículo 2o)
ARTÍCULO 2.2.2.2.19. CERTIFICACIÓN Y PUBLICACIÓN DE LAS RESERVAS. Los productores continuarán presentando a la ANH la certificación de sus Reservas de Gas Natural expedida por un organismo especializado y reconocido en la prestación de este servicio, conforme a los criterios y procedimientos expedidos por la ANH para el efecto.
La ANH deberá publicar la información consolidada de Reservas de Gas Natural y de petróleo y desagregadas por campo y ubicación geográfica, dentro de los ciento cincuenta (150) días calendario siguientes al inicio de cada año, con corte a 31 de diciembre del año anterior.
(Decreto 2100 de 2011, artículo 7o)
ARTÍCULO 2.2.2.2.20. CONSUMO DE GAS NATURAL POR PRODUCTORES. El productor o productor-comercializador declarará en los términos previstos en el artículo siguiente las cantidades diarias promedio mes de gas natural, medidas en GBTUD, de las que sea propietario y que sean destinadas para su propio consumo.
PARÁGRAFO. Si las cantidades de gas natural declaradas en este artículo llegaran a ser ofrecidas para la venta por el productor o por el productor-comercializador, total o parcialmente, estas se someterán a los mecanismos y procedimientos de comercialización de que trata el artículo 2.2.2.2.24 de este Decreto.
(Decreto 2100 de 2011, artículo 8o)
ARTÍCULO 2.2.2.2.21. DECLARACIÓN DE PRODUCCIÓN. Los productores y los productores-comercializadores de gas natural declararán al MME o a quien este determine y con base en toda la información disponible al momento de calcularla: (i) la PTDV; (ii) la PC debidamente discriminada conforme a lo indicado en los artículos 2.2.2.1.4. y 2.2.2.2.21. del presente decreto. Así mismo, el productor que sea el operador del campo declarará: (i) el PP de cada campo, y (ii) el porcentaje de participación de los productores y el Estado en la producción de hidrocarburos de dicho campo o de aquellos de explotación integrada.
Tal declaración deberá presentarse desagregada mensualmente, a más tardar, el 31 de marzo de cada año o cuando así lo determine el MME para un periodo de diez (10) años contados a partir de la fecha en el cual se elabora.
En el caso de que un productor no cuente con PTDV, así deberá declararlo, motivando y documentando suficientemente esta condición.
El productor-comercializador o comercializador que, de conformidad con lo señalado del artículo 2.2.2.2.18. del presente decreto, comercialice el Gas Natural de Propiedad del Estado proveniente de Regalías y/o de las Participaciones de la ANH deberá declararlo en los términos del presente artículo.
PARÁGRAFO 1o. Toda la información declarada al MME o a quien este determine conforme a lo previsto en el presente decreto será analizada, ajustada, consolidada y publicada por el MME mediante acto administrativo, dentro de los quince (15) días siguientes a la fecha máxima de recibo de la misma y solo podrá ser modificada cuando las circunstancias así lo ameriten. El MME verificará que la PP sea equivalente a la suma de: (i) PTDV de cada productor de gas de dicho campo; (ii) la PC de cada productor de gas de dicho campo; y (iii) las cantidades de Gas Natural de Propiedad del Estado y Participaciones de la ANH. Cuando el PP difiera de dicha suma, el MME ajustará la diferencia en la PDTV de cada productor en proporción a su participación en la producción de hidrocarburos en dicho campo.
PARÁGRAFO 2o. La declaración de producción respecto de los campos que se encuentren en pruebas extensas o sobre los cuales no se haya declarado su comercialidad versará respecto de la PTDV para el período sobre el cual se cuente con información disponible.
PARÁGRAFO 3o. Los comercializadores de gas importado declararán las CIDV en los términos previstos en este artículo.
(Decreto 2100 de 2011, artículo 9o)
ARTÍCULO 2.2.2.2.22. ACTUALIZACIÓN DE LA DECLARACIÓN DE PRODUCCIÓN. Todos los productores, los productores-comercializadores de gas natural y los comercializadores de gas importado obligados a declarar conforme a lo previsto en el presente decreto, deberán actualizar su declaración exponiendo y documentando las razones que la justifican, por variación en la información disponible al momento de la declaración y/o inmediatamente se surta un procedimiento de comercialización, conforme a lo previsto en este Decreto.
(Decreto 2100 de 2011, artículo 10)
ARTÍCULO 2.2.2.2.23. MECANISMOS Y PROCEDIMIENTOS DE COMERCIALIZACIÓN DE LA PTDV Y DE LAS CIDV. La comercialización, total o parcial, de la PTDV y de las CIDV declaradas conforme a lo previsto en el artículo 2.2.2.2.22. del presente decreto para la atención de la demanda de gas natural para consumo interno, se deberá realizar siguiendo los mecanismos y procedimientos de comercialización que establecerá la CREG en concordancia con los lineamientos previstos en este Decreto.
(Decreto 2100 de 2011, artículo 11)
ARTÍCULO 2.2.2.2.24. EXCEPCIONES A LOS MECANISMOS Y PROCEDIMIENTOS DE COMERCIALIZACIÓN DE LA PTDV. Los mecanismos y procedimientos de comercialización de que trata el artículo 2.2.2.2.24. de este decreto no se aplicarán a las actividades que se relacionan a continuación:
1. La comercialización de GAS en campos menores.
2. La comercialización de gas en campos de hidrocarburos que se encuentren en pruebas extensas o sobre los cuales no se haya declarado su comercialidad.
3. La comercialización de gas en yacimientos no convencionales.
4. <Numeral adicionado por el artículo 1 del Decreto 484 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> La comercialización con destino a la demanda de gas natural eléctrica que permita inyectar energía adicional a la respaldada con Obligaciones de Energía Firme, utilizando gas de la Producción Total Disponible para la Venta (PTDV) y de la Cantidad Importada Disponible para la Venta (CIDV), ofrecido por los productores / productores - comercializadores e importadores, una vez surtidos los mecanismos de comercialización establecidos en la regulación para atender la demanda esencial de gas natural, durante los periodos de baja hidrología determinados por el Ministerio de Minas y Energía mediante circular, conforme a los criterios e información técnica emitidos por el Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales (IDEAM) y al seguimiento y análisis de las variables energéticas y eléctricas desarrollado por el Centro Nacional de Despacho (CND), buscando garantizar la confiabilidad y seguridad en la operación del Sistema Interconectado Nacional.
PARÁGRAFO 1o Los Agentes que realicen las actividades mencionadas en este artículo comercializarán el gas en las condiciones que ellos definan, pero deberán sujetarse a las modalidades de contratos de suministro previstos en la regulación. No obstante, estos Agentes podrán aplicar los mecanismos y procedimientos de comercialización que establezca la CREG.
PARÁGRAFO 2o. <Parágrafo adicionado por el artículo 1 del Decreto 484 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> Para la comercialización del gas natural ofrecido mediante el mecanismo señalado en el numeral 4 del presente artículo, se utilizarán criterios de eficiencia basados en el consumo específico en MBTU/MWh (heat rate) de las plantas generadoras que garanticen el mejor uso del gas natural con destino al suministro de energía eléctrica ofertada por estas al SIN.
PARÁGRAFO 3o. <Parágrafo adicionado por el artículo 1 del Decreto 484 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> El gas natural obtenido por las plantas térmicas mediante el mecanismo del numeral 4 del presente artículo no podrá comercia/izarse a un precio superior al que fue contratado.
PARÁGRAFO 4o. <Parágrafo adicionado por el artículo 1 del Decreto 484 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> Para la comercialización de capacidad de transporte del gas natural asociada al gas ofrecido mediante el mecanismo señalado en el numeral 4 del presente artículo, los transportadores podrán comercializar la Capacidad Disponible Primaria en cualquier momento en las condiciones de duración que ellos definan.
(Decreto 2100 de 2011, artículo 12)
ARTÍCULO 2.2.2.2.25. LINEAMIENTOS PARA LA EXPEDICIÓN DE LOS MECANISMOS Y PROCEDIMIENTOS DE COMERCIALIZACIÓN. La CREG, en los mecanismos y procedimientos de comercialización que expida con base en lo previsto en el artículo 2.2.2.2.24. de este Decreto deberá promover la competencia, propiciar la formación de precios eficientes a través de procesos que reflejen el costo de oportunidad del recurso, considerando las diferentes variables que inciden en su formación, así como mitigar los efectos de la concentración del mercado y generar información oportuna y suficiente para los Agentes.
(Decreto 2100 de 2011, artículo 13)
ARTÍCULO 2.2.2.2.26. CONDICIONES MÍNIMAS DE LOS CONTRATOS DE SUMINISTRO Y DE TRANSPORTE. Con el fin de propender por el equilibrio de las relaciones contractuales entre los Agentes Operacionales, la CREG establecerá los requisitos mínimos para cada una de las modalidades de contratos previstos en la regulación.
PARÁGRAFO. Los contratos de suministro y/o transporte que a 15 de junio de 2011 se encuentren en ejecución no serán modificados por efectos de esta disposición, pero en el evento de que se prorrogue su vigencia, dicha prórroga deberá sujetarse a las condiciones mínimas que establezca la CREG.
(Decreto 2100 de 2011, artículo 14)
ARTÍCULO 2.2.2.2.27. INCENTIVOS A LA PRODUCCIÓN DE GAS PROVENIENTE DE YACIMIENTOS NO CONVENCIONALES. Los productores o productores-comercializadores de gas de yacimientos no convencionales podrán desarrollar directamente la actividad de generación termoeléctrica que utilice como fuente primaria el gas que produzcan, sujetándose íntegramente a la regulación vigente sobre esta actividad.
PARÁGRAFO 1o.El MME, la ANH y la CREG, dentro de la órbita de sus competencias, podrán implementar incentivos adicionales a los previstos en este artículo para promover la explotación y comercialización de gas proveniente de yacimientos no convencionales.
(Decreto 2100 de 2011, artículo 15)
ARTÍCULO 2.2.2.2.28. PLAN DE ABASTECIMIENTO DE GAS NATURAL. <Artículo modificado por el artículo 4 del Decreto 2345 de 2015. El nuevo texto es el siguiente:> Con el objeto de identificar los proyectos necesarios para garantizar la seguridad de abastecimiento y la confiabilidad del servicio de gas natural, el Ministerio de Minas y Energía adoptará un Plan de Abastecimiento de Gas Natural para un período de diez (10) años, el cual tendrá en cuenta, entre otros, la información de que tratan los artículos 2.2.2.2.19, 2.2.2.2.20 y 2.2.2.2.21 y el parágrafo 1 del artículo 2.2.2.2.37 de este Decreto, los costos de racionamiento y la información de las cantidades de gas importadas y/o exportadas. Este plan será adoptado a la brevedad y actualizado anualmente.
PARÁGRAFO 1o. El Plan de Abastecimiento de Gas Natural busca asegurar que las obras requeridas para garantizar la confiabilidad y seguridad de abastecimiento se ejecuten y entren en operación de manera oportuna. Este Plan no restringe la libertad que tienen los agentes transportadores de realizar ampliaciones o expansiones en el SNT previo cumplimiento de la normatividad vigente.
PARÁGRAFO 2o. El Ministerio de Minas y Energía establecerá los lineamientos que deberá contener el Plan de Abastecimiento de Gas Natural.
PARÁGRAFO TRANSITORIO. En el lapso comprendido entre la expedición del presente decreto y la expedición del Plan de Abastecimiento de Gas Natural, el Ministerio de Minas y Energía podrá adoptar un Plan Transitorio de Abastecimiento, en el cual se incluyan los proyectos necesarios para garantizar la seguridad de abastecimiento y la confiabilidad del servicio de gas natural en el corto plazo.
ARTÍCULO 2.2.2.2.29. INVERSIONES DEL PLAN DE ABASTECIMIENTO DE GAS NATURAL. <Artículo modificado por el artículo 5 del Decreto 2345 de 2015. El nuevo texto es el siguiente:> La CREG deberá expedir la siguiente regulación aplicable a los proyectos incluidos en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural:
1. Criterios para definir cuáles proyectos del Plan de Abastecimiento de Gas Natural podrán ser desarrollados, en primera instancia, por un agente como complemento de su infraestructura existente y cuáles se realizarán exclusivamente mediante mecanismos abiertos y competitivos. En caso de que los primeros de los proyectos mencionados no sean desarrollados por el agente, los mismos deberán ser desarrollados como resultado de la aplicación de mecanismos abiertos y competitivos.
2. Condiciones para la aplicación de mecanismos abiertos y competitivos. En el caso de los proyectos que no sean de confiabilidad y/o seguridad de abastecimiento, los mecanismos abiertos y competitivos que diseñe la CREG deberán revelar la disposición de la demanda a contratar dichas expansiones tras la aplicación de los referidos mecanismos.
3. Obligaciones de los agentes que, en primera instancia, pueden desarrollar proyectos del Plan de Abastecimiento de Gas Natural como complemento de su infraestructura existente para garantizar su entrada en operación oportuna. Estas obligaciones contemplarán, entre otros, mecanismos para manifestar su interés y los mecanismos de cubrimiento y de auditoría a que haya lugar.
4. Obligaciones de los agentes a los que se les asigne la construcción y operación de los proyectos mediante mecanismos abiertos y competitivos, para garantizar su entrada en operación oportuna. Estas obligaciones contemplarán, entre otros, los mecanismos de cubrimiento y de auditoría a que haya lugar.
5. Metodologías de remuneración. En el caso de proyectos de confiabilidad y/o seguridad de abastecimiento, estas metodologías tendrán en cuenta el costo de racionamiento de cada uno de ellos, así como otras variables técnicas que determine la CREG en el ejercicio de sus funciones. La mencionada metodología podrá considerar la remuneración de los activos de confiabilidad mediante cargos fijos y variables.
Todos los usuarios, incluyendo los de la Demanda Esencial, deberán ser sujetos de cobro para remunerar los proyectos de confiabilidad y seguridad de abastecimiento de los que son beneficiarios. Ningún usuario deberá pagar un costo superior a su costo de racionamiento.
PARÁGRAFO. La UPME será responsable de la aplicación de los mecanismos abiertos y competitivos a los que se refiere este artículo.
ARTÍCULO 2.2.2.2.30. ALMACENAMIENTO SUBTERRÁNEO EN CAMPOS DE HIDROCARBUROS. El MME y la ANH evaluarán conjuntamente la viabilidad de la utilización de campos de hidrocarburos con fines de almacenamiento de gas natural como alternativa para asegurar la confiabilidad del servicio público
(Decreto 2100 de 2011, artículo 19)
ARTÍCULO 2.2.2.2.31. ALCANCE DE LOS SERVICIOS QUE PRESTARÁ UN GESTOR DE LOS MECANISMOS DE COMERCIALIZACIÓN Y DE LA INFORMACIÓN. La CREG, en desarrollo de su función de expedir el reglamento de operación del mercado mayorista de gas natural de que trata el literal c) del artículo 74.1 de la Ley 142 de 1994, establecerá el alcance de los servicios que prestará un gestor de los mecanismos de comercialización y de la información, las reglas para la selección de este gestor y las condiciones de prestación de sus servicios. Estas reglas y condiciones deberán asegurar la neutralidad, transparencia, objetividad e independencia del gestor, así como su experiencia comprobada en las actividades a desarrollar. Así mismo, la CREG determinará la forma y remuneración de los servicios del gestor.
PARÁGRAFO. La CREG seleccionará al gestor del mercado mediante un concurso sujeto a los principios de transparencia y selección objetiva que garanticen la libre concurrencia.
(Decreto 2100 de 2011 artículo 20, modificado por el artículo 2o del decreto 1710 de 2013)
ARTÍCULO 2.2.2.2.32. PROTOCOLOS Y ACUERDOS OPERATIVOS. Cuando la CREG lo solicite, el CNOG expedirá los Acuerdos y Protocolos Operativos que se requieran con el fin de establecer los procedimientos, definiciones y parámetros básicos que deben regir para: (i) la operación del SNT; (ii) la programación de mantenimientos y/o intervenciones a la infraestructura de suministro y transporte de gas natural, que impliquen suspensión o pongan en riesgo la continuidad del servicio público; y, (iii) la coordinación de los Agentes que utilicen el SNT cuando se presenten Insalvables Restricciones en la Oferta de Gas Natural o Situaciones de Grave Emergencia Transitorias y No Transitorias o Racionamiento Programado de gas natural de que tratan los artículos 2.2.2.2.1. a 2.2.2.2.15.
El CNOG, por su propia iniciativa, podrá someter a consideración de la CREG los Protocolos y Acuerdos operativos que considere necesarios para lograr una operación segura, confiable y económica del SNT. La CREG contará con noventa (90) días para pronunciarse y, si es pertinente, adoptarlo mediante acto administrativo.
(Decreto 2100 de 2011, artículo 21)
ARTÍCULO 2.2.2.2.33. NATURALEZA DE LAS EXPORTACIONES E IMPORTACIONES DE GAS. Las actividades de exportación de gas, la importación de gas para usos distintos al servicio público domiciliario y la importación de gas en tránsito no constituyen actividades complementarias al servicio público domiciliario de gas combustible.
Los mecanismos y procedimientos de comercialización de que trata el artículo 2.2.2.2.11. de este Decreto, no se aplican a las actividades aquí señaladas.
PARÁGRAFO. La comercialización del gas importado con destino al servicio público domiciliario deberá someterse a las mismas disposiciones expedidas por la CREG para la actividad de comercialización del gas de producción nacional.
(Decreto 2100 de 2011, artículo 22)
ARTÍCULO 2.2.2.2.34. LIBERTAD DE PRECIOS. El precio del gas natural destinado a la importación o exportación será pactado libremente entre las partes: no obstante, si para realizar los respectivos suministros se utilizan tramos de gasoducto o gasoductos que hagan parte del SNT, este servicio se remunerará de acuerdo con los cargos aprobados por la CREG.
(Decreto 2100 de 2011, artículo 23)
ARTÍCULO 2.2.2.2.35. DE LAS INTERCONEXIONES INTERNACIONALES DE GAS NATURAL. Los Agentes Exportadores o Importadores podrán construir, administrar, operar y mantener las Interconexiones Internacionales de Gas Natural que se requieran para transportar el gas natural destinado a la exportación o importación; así mismo, podrán disponer de la capacidad de transporte de las Interconexiones Internacionales de Gas Natural.
PARÁGRAFO. Si para realizar la exportación o importación de gas natural se utilizan tramos de gasoducto o gasoductos que hagan parte del SNT, deberá cumplirse respecto de dichos tramos de gasoductos o gasoductos con lo previsto en el Reglamento Único de Transporte RUT.
(Decreto 2100 de 2011, artículo 24)
ARTÍCULO 2.2.2.2.36. ACCESO A LAS INTERCONEXIONES INTERNACIONALES DE GAS NATURAL. Los propietarios y/o transportadores en las Interconexiones Internacionales de Gas Natural están en la obligación de dar acceso a otros Agentes que requieran de dicha infraestructura para efectuar Intercambios Comerciales Internacionales de Gas, siempre y cuando, ello sea técnica y económicamente viable.
PARÁGRAFO 1o. Las condiciones técnicas y económicas para el acceso a la Interconexión Internacional de Gas Natural serán acordadas libremente entre las partes.
PARÁGRAFO 2o. Cuando las partes no lleguen a un acuerdo sobre el acceso a dicha infraestructura el asunto se someterá a la decisión del MME o de la CREG, según sus competencias.
(Decreto 2100 de 2011, artículo 25)
ARTÍCULO 2.2.2.2.37. LIBERTAD DE EXPORTACIONES DE GAS. Los Agentes Exportadores podrán asumir libremente compromisos de exportación de gas natural sin sujeción a lo previsto en los artículos 2.2.2.2.24. y 2.2.2.2.27. de este Decreto.
PARÁGRAFO 1o. <Parágrafo modificado por el artículo 6 del Decreto 2345 de 2015. El nuevo texto es el siguiente:> El Ministerio de Minas y Energía limitará la libre disposición del gas para efectos de exportación a los productores, los productores-comercializadores y a los agentes exportadores cuando se pueda ver comprometido el abastecimiento de la demanda nacional de gas combustible para consumo interno, de acuerdo con la metodología que para el efecto expedirá mediante resolución. Para este efecto tendrá en cuenta, entre otros aspectos, la producción nacional, el comportamiento de la demanda, las exportaciones y las importaciones de gas.
PARÁGRAFO 2o. Mientras se mantengan las condiciones que den lugar a la limitación prevista en el parágrafo 1o de este artículo, los productores, los productores-comercializadores o los Agentes exportadores no podrán suscribir o perfeccionar compromisos de cantidades de gas natural relacionados con nuevos contratos de exportación o incrementar las cantidades de gas natural inicialmente acordadas en los contratos de exportación ya existentes.
(Decreto 2100 de 2011, artículo 26)
ARTÍCULO 2.2.2.2.38. COSTO DE OPORTUNIDAD DEL GAS NATURAL DE EXPORTACIÓN OBJETO DE INTERRUPCIÓN. Cuando para atender la demanda nacional de gas natural para consumo interno se deban suspender los compromisos en firme de exportación, a los productores y/o productores comercializadores se les reconocerá el costo de oportunidad del gas natural dejado de exportar. Las cantidades de gas natural de exportación que sean objeto de interrupción deberán ser adquiridas por los Agentes Operacionales que no hayan podido cumplir sus contratos de suministro y/o no cuenten con contratos Firmes o que Garantizan Firmeza y las requieran para la atención de su demanda. La anterior obligación no aplicará para los Agentes Operacionales que cuenten con contratos de suministro con firmeza condicionada a interrupción de exportaciones.
El costo de oportunidad del gas natural dejado de exportar será asumido por los Agentes Operacionales a quienes se les hayan suplido sus faltantes de suministro. El reconocimiento del costo de oportunidad de dicho gas será determinado por la CREG según metodología que incluya, entre otros: (i) el precio del gas natural que deja de percibir el productor y/o productor-comercializador por no vender su gas en el exterior; y (ii) las compensaciones que deba pagar el productor y/o productor-comercializador por no honrar su Contrato Firme de Exportación. La CREG adicionalmente, determinará el mecanismo mediante el cual se realizará el pago de este costo al Agente Exportador por parte de los Agentes Operacionales a quienes se les haya suplido sus faltantes de suministro y la forma en que dicho costo será asumido por el Agente.
(Decreto 2100 de 2011, artículo 27)
ARTÍCULO 2.2.2.2.39. OBLIGACIÓN DE INFORMACIÓN DE EXPORTACIONES Y DE IMPORTACIONES DE GAS NATURAL. Una vez perfeccionados los contratos de exportación y de importación, los Agentes respectivos enviarán copia al MME para su información. Cada vez que los contratos de exportación y/o de importación sean modificados se informará al MME adjuntando los documentos que den cuenta de tal modificación. Respecto de la información a que se refiere este artículo, el MME guardará la debida reserva sobre aquellos datos que, atendida su naturaleza, la requieran en defensa de los legítimos intereses de las partes en dichos contratos.
(Decreto 2100 de 2011, artículo 28)
ARTÍCULO 2.2.2.2.40. ACCESO A LA CAPACIDAD DE LA INFRAESTRUCTURA DE REGASIFICACIÓN. Los Agentes propietarios y/u operadores de la Infraestructura de Regasificación deberán permitir el acceso a la capacidad no utilizada y/o no comprometida a los Agentes que la requieran, siempre y cuando, se cumplan las siguientes condiciones: (i) se cuente con capacidad disponible para ser contratada, y (ii) no se interfiera ni se ponga en riesgo el cumplimiento de los contratos vigentes por asumir nuevos compromisos contractuales.
PARÁGRAFO 1o. Los Agentes solo podrán ejercer el derecho de acceso a la capacidad de la infraestructura de regasificación mediante la celebración del contrato respectivo con el propietario y/u operador.
PARÁGRAFO 2o. Cuando las partes no lleguen a un acuerdo sobre el acceso, el asunto se someterá a la decisión del MME. Para este efecto, el Ministerio podrá solicitar concepto a la CREG.
(Decreto 2100 de 2011, artículo 29)
ARTÍCULO 2.2.2.2.41. INCENTIVOS PARA LA IMPORTACIÓN DE GAS NATURAL. La CREG podrá implementar mecanismos para incentivar la importación de gas natural con el fin de promover el abastecimiento de este energético.
(Decreto 2100 de 2011, artículo 30)
ARTÍCULO 2.2.2.2.42. FUNCIONAMIENTO DEL MERCADO MAYORISTA. Al expedir el reglamento de operación mediante el cual se regula el funcionamiento del mercado mayorista de gas natural, la Comisión de Regulación de Energía y Gas podrá:
a) Establecer los lineamientos y las condiciones de participación en el mercado mayorista, las modalidades y requisitos mínimos de ofertas y contratos, los procedimientos y los demás aspectos que requieran los mecanismos de comercialización de gas natural y de su transporte en el mercado mayorista.
b) Señalar la información que será declarada por los participantes del mercado y establecer los mecanismos y procedimientos para obtener, organizar, revisar y divulgar dicha información en forma oportuna para el funcionamiento del mercado mayorista de gas natural.
(Decreto 1710 de 2013, artículo 1o)
ARTÍCULO 2.2.2.2.43. CÁLCULO DE LOS COSTOS DE RACIONAMIENTO. <Artículo adicionado por el artículo 7 del Decreto 2345 de 2015. El nuevo texto es el siguiente:> Únicamente para fines estadísticos y de planeación del sector, la Unidad de Planeación Minero Energética, Upme, establecerá los costos de racionamiento, los cuales se calcularán por clase de usuario y varios períodos de duración. Estos cálculos se actualizarán anualmente y se mantendrán publicados en la página web de la mencionada entidad.
ARTÍCULO 2.2.2.2.44. TRANSPARENCIA. <Artículo adicionado por el artículo 7 del Decreto 2345 de 2015. El nuevo texto es el siguiente:> La CREG expedirá la reglamentación necesaria para que la información de las asignaciones de gas natural y de capacidad de transporte a las que se refieren los parágrafos 1o y 2o del artículo 2.2.2.2.43 de este Decreto se hagan públicas, de manera oportuna.
TRANSPORTE DE GAS NATURAL.
ARTÍCULO 2.2.2.3.1. CONFORMACIÓN DEL CONSEJO NACIONAL DE OPERACIÓN DE GAS NATURAL, CNO. El Consejo Nacional de Operación de Gas Natural, CNO, estará conformado por:
1. Un (1) representante del Ministro de Minas y Energía con voz y voto, quien lo preside.
2. Cuatro (4) representantes de los productores con voz y voto a razón de 1 por cada 25% de la producción total de gas del país.
3. Cuatro (4) representantes de los remitentes con voz y voto a razón de 1 por cada 25% de la demanda total de gas del país. (2 de estos deberán representar el sector termoeléctrico).
4. Un (1) representante del Centro Nacional de Despacho Eléctrico con voz y voto.
5. Los representantes de los Sistemas de Transporte de Gas Natural con voz y voto que tengan capacidad superior a 50 Mpcd.
PARÁGRAFO 1o. Los representantes de los productores a razón de uno (1) por cada 25% de la producción total de gas del país, serán seleccionados de la siguiente manera:
1. Los productores podrán ser asociados y/o operadores.
2. Se tomará en cuenta la producción total de Gas Natural, tal y como se definió en el Capítulo I del presente Título.
3. Se contabilizarán las participaciones de cada productor en la producción total así especificada, independientemente de quien haya comercializado la producción respectiva y se ordenará el porcentaje de mayor a menor.
4. Una vez ordenados, serán representantes los cuatro (4) primeros productores.
PARÁGRAFO 3o. Los cuatro (4) representantes de los remitentes, a razón de uno (1) por cada 25% de la demanda total del país, dos (2) de ellos representantes del sector termoeléctrico, serán seleccionados de la siguiente manera:
1. Se tomará en cuenta la demanda total de cada remitente, definida de acuerdo con el Capítulo I del presente Título y se ordenará de mayor a menor.
2. Una vez ordenados, los dos primeros remitentes que sean simultáneamente generadores térmicos serán los representantes del sector térmico. Si el segundo generador en este orden pertenece a la misma área de influencia del primero, se tomará al siguiente mayor generador en la lista perteneciente a un área de influencia diferente a la del primer representante del sector termoeléctrico.
3. Los dos representantes de los remitentes restantes corresponderán a los dos primeros remitentes que no son a su vez generadores térmicos, ordenados de acuerdo con el numeral 1 de este artículo. Si el segundo remitente pertenece a la misma área de influencia del primero, se tomará el siguiente mayor remitente perteneciente a otra área de influencia.
PARÁGRAFO 4o. El Representante del Centro Nacional de Despacho Eléctrico, o la entidad equivalente, será el Director de dicha entidad o quien haga sus veces.
PARÁGRAFO 5o. Los representantes del Sistema Nacional de Transporte serán seleccionados de la siguiente forma:
1. Participarán todos aquellos representantes del Sistema Nacional de Transporte que tengan capacidad superior a 50 millones de pies cúbicos diarios.
2. Únicamente serán representantes de los sistemas de transporte los Prestadores del Servicio de Transporte o Transportadores, definidos en Capítulo I del presente Título.
3. La Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, certificará, a más tardar el 1o de marzo de cada año, cuáles sistemas de transporte tienen capacidad superior a 50 millones de pies cúbicos diarios.
PARÁGRAFO 7o. Ningún agente podrá representar simultáneamente a varias actividades en el Consejo Nacional de Operación de Gas Natural, CNO.
PARÁGRAFO 8o. Una vez notificados los representantes seleccionados, deben expresar mediante comunicación escrita a la UPME, dentro de los 5 días calendario posteriores, su aceptación o rechazo a la participación en el CNO para el período correspondiente. En caso de no haber aceptación, la UPME procederá a nombrar un reemplazo, conforme al orden de la lista.
PARÁGRAFO 9o. En caso de que alguno de los representantes de los productores o de los remitentes en el Consejo Nacional de Operación de Gas Natural-CNO comunique por escrito a la Secretaría Técnica que no desea continuar participando en el CNO, esta Secretaría notificará a la UPME, con el fin de que proceda a señalar su reemplazo conforme al orden de la lista, dentro de los siguientes quince (15) días calendario.
(Decreto 2225 de 2000, artículo 2o; parágrafo 5 o Modificado por el Decreto 2282 De 2001, artículo 2o; parágrafos 8o y 9o adicionados por el Decreto 2282 de 2001, artículo 3o)
ARTÍCULO 2.2.2.3.2. FUNCIONES DEL CONSEJO NACIONAL DE OPERACIÓN DE GAS NATURAL, CNO. Serán funciones del Consejo Nacional de Operación de Gas Natural, CNO, las contenidas en la Ley 401 de 1997, en el Decreto 1175 de 1999, la Resolución 071 del 3 de diciembre de 1999 de la CREG y demás normas que regulen la materia.
(Decreto 2225 de 2000, artículo 3o)
ARTÍCULO 2.2.2.3.3. QUÓRUM DELIBERATORIO Y DECISORIO. El CON podrá deliberar con las dos terceras partes de sus miembros y sus decisiones deberán ser tomadas por mayoría que incluya el voto favorable de por lo menos dos (2) de los representantes de los productores, dos (2) de los representantes de los remitentes y dos (2) de los representantes de los transportadores. En caso de empate, el voto del representante del Ministro de Minas y Energía se contará doblemente.
(Decreto 2225 de 2000, artículo 4o; modificado por el Decreto 2282 de 2001, artículo 4o)
ARTÍCULO 2.2.2.3.4. SECRETARÍA TÉCNICA. La Secretaría Técnica del Consejo Nacional de Operación de Gas Natural, CNO, y su financiamiento, serán establecidos en el estatuto interno de funcionamiento del mismo.
PARÁGRAFO. El Ministerio de Minas y Energía no participará en la financiación del Consejo Nacional de Operación de Gas Natural, CNO.
(Decreto 2225 de 2000, artículo 6o)
ARTÍCULO 2.2.2.3.5. DEFINICIÓN DE LAS PARTICIPACIONES. La UPME con base en las cifras de producción, demanda, y capacidad del año inmediatamente anterior comprendido entre el 1o de enero y el 31 de diciembre, determinará la participación de los miembros representantes ante el Consejo Nacional de Operación de Gas Natural, CNO. Dicho estudio debe ser publicado antes del 1o de marzo del año en consideración. La nueva conformación del CNO iniciará sus atribuciones a partir del 30 de abril del año en consideración.
(Decreto 2225 de 2000, artículo 7o)
ARTÍCULO 2.2.2.3.6. REQUISITO PARA PERSONAS JURÍDICAS EXTRANJERAS PARA LA CELEBRACIÓN DE CONTRATOS DE TRANSPORTE DE IMPORTACIÓN O EXPORTACIÓN DE HIDROCARBUROS. Si el Transportador en las Interconexiones Internacionales es una persona jurídica extranjera con asiento principal de negocios en algún país extranjero, para establecerse en Colombia y celebrar contratos de transporte para la importación o exportación de hidrocarburos, deberá constituir y domiciliar en el país una casa o sucursal, llenando las formalidades del Código de Comercio, casa que será considerada como colombiana para los efectos nacionales e internacionales, en relación con los contratos y los bienes, derechos y acciones que sobre ellos recaen.
Corresponde al Ministerio de Minas y Energía, antes de la autorización del inicio de la construcción de la Interconexión Internacional de Gas Natural, declarar cumplidos por las personas jurídicas extranjeras los requisitos de que trata esta disposición, previa solicitud del Transportador en las Interconexiones Internacionales, acompañada de los documentos correspondientes de acuerdo con lo señalado en el artículo 3o de la Ley 10 de 1961, en concordancia con el artículo 76 de la Ley 962 de 2005.
PARÁGRAFO. Si el Transportador en las Interconexiones Internacionales decidiere encomendar la construcción, operación, administración y/o mantenimiento de dicha infraestructura a terceros que sean personas jurídicas extranjeras, a estas también les obliga lo previsto en este artículo.
(Decreto 2400 de 2006, artículo 2o)
ARTÍCULO 2.2.2.3.7. AUTORIZACIÓN DEL MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA PARA EL TRANSPORTADOR EN LAS INTERCONEXIONES INTERNACIONALES. El Transportador en las Interconexiones Internacionales deberá obtener, previamente al inicio de la construcción de esta infraestructura, autorización del Ministerio de Minas y Energía. Para este efecto deberá presentar la solicitud por escrito, acompañada de los siguientes documentos y/o estudios:
1 Certificado de existencia y representación legal expedido por la Cámara de Comercio respectiva, con una vigencia no superior a tres meses en el que conste que dentro de su objeto social se encuentra la actividad de transporte de Gas Natural.
2 Documentos y/o certificaciones que acrediten suficientemente lo previsto en el artículo siguiente para ser considerado operador idóneo.
3 Descripción detallada del proyecto que incluya, por lo menos su justificación, sus especificaciones técnicas, costo estimado de inversión y proyección de los gastos de operación, administración y mantenimiento.
4 Plano general de la ruta definitiva en base cartográfica del Instituto Geográfico Agustín Codazzi, IGAC, en escala uno a cien mil (1:100.000).
5 Plano de perfil ecotopográfico en base cartográfica del Instituto Geográfico Agustín Codazzi, IGAC, en escala horizontal uno a diez mil (1:10.000) y en escala vertical uno a mil (1:1.000).
6 Memoria descriptiva en la cual se demuestre la justificación de la ruta elegida.
7 Licencia ambiental expedida por la autoridad ambiental competente.
8 Cronograma de ejecución de la construcción del proyecto.
PARÁGRAFO. El Ministerio de Minas y Energía sólo expedirá la resolución de autorización de construcción de la Interconexión Internacional de Gas Natural, cuando se allegue copia de la licencia ambiental de que trata el numeral 7 del presente artículo; sin embargo, en el evento en que el Transportador no cuente con dicha licencia, podrá radicar la solicitud para obtener la autorización de construcción, presentando copia de la solicitud de la licencia ambiental correspondiente. En caso de que no le fuere otorgada la licencia, el Ministerio de Minas y Energía negará la autorización de construcción.
(Decreto 2400 de 2006, artículo 3o)
ARTÍCULO 2.2.2.3.8. ACREDITACIÓN DEL TRANSPORTADOR DE INTERCONEXIONES INTERNACIONALES COMO OPERADOR IDÓNEO. El Transportador en Interconexiones Internacionales será considerado por el Ministerio de Minas y Energía como Operador Idóneo cuando acredite suficientemente: (i) su capacidad técnica en construcción, operación, administración y mantenimiento de infraestructura energética, principalmente en sistemas de transporte de hidrocarburos por ductos, así como, (ii) su capacidad financiera para adelantar el proyecto.
PARÁGRAFO 1o. Para acreditar la capacidad técnica el Transportador en Interconexiones Internacionales podrá invocar no sólo sus propios méritos, sino también los de (i) las sociedades controladas por él, y/o (ii) las Sociedades que lo controlen.
La capacidad financiera deberá estar soportada en los estados financieros correspondientes al último ejercicio anual auditado.
Para efectos del presente parágrafo se entenderá que el Transportador en Interconexiones Internacionales es controlado por aquel que, junto con sus controlados o controlantes, (i) sea el mayor accionista individual de la misma, y (ii) tenga una participación en el capital de la misma no menor de treinta y cinco por ciento (35%).
PARÁGRAFO 2o. Para acreditar la capacidad técnica, el Transportador en las interconexiones Internacionales deberá presentar las certificaciones expedidas por los auditores externos de todas y cada una de las sociedades respecto de las cuales invoque méritos. En estos certificados se deberá demostrar no sólo la capacidad técnica en construcción, operación, administración y mantenimiento de infraestructura energética, principalmente en sistemas de transporte de hidrocarburos por ductos, sino también que se presenta la situación de control en los términos anteriormente definidos.
(Decreto 2400 de 2006, artículo 4o)
ARTÍCULO 2.2.2.3.9. TÉRMINO PARA EXPEDIR AUTORIZACIÓN. El Ministerio de Minas y Energía tendrá un término de treinta (30) días para dictar la resolución de autorización del inicio de construcción de la Interconexión Internacional de Gas Natural, y podrá exigir la información adicional o solicitar las aclaraciones que juzgue convenientes para otorgar la autorización respectiva.
Es entendido que cuando se exija información adicional o se soliciten aclaraciones, el término de que trata este artículo sólo se contará a partir del momento en que el Transportador en las Interconexiones Internacionales, cumpla los requerimientos del Ministerio de Minas y Energía.
PARÁGRAFO 1o. El Ministerio de Minas y Energía podrá negar la autorización de Construcción de la Interconexión Internacional de Gas Natural cuando no se cumplan los requisitos aquí establecidos, así como por razones de orden técnico, de orden público o de seguridad nacional.
PARÁGRAFO 2o. El Transportador en Interconexiones Internacionales es responsable por el diseño, construcción y puesta en operación de esta infraestructura. Para este efecto, deberán tenerse en cuenta los estándares, normas técnicas y de seguridad reconocidas internacionalmente así como las buenas prácticas de ingeniería, para garantizar la seguridad, la confiabilidad y la calidad técnica de la infraestructura.
Si el Transportador en la Interconexión Internacional de Gas Natural decidiere encomendar estas tareas a terceros, deberá suscribir los subcontratos requeridos para asegurar que el diseño, construcción y puesta en operación de la Interconexión Internacional cumpla con lo aquí exigido.
(Decreto 2400 de 2006, artículo 5o)
ARTÍCULO 2.2.2.3.10. OPORTUNIDAD PARA ACOGERSE A LOS BENEFICIOS DE UTILIDAD PÚBLICA. Sólo cuando el Ministerio de Minas y Energía autorice la construcción de la Interconexión Internacional de Gas Natural, el Transportador podrá acogerse a los beneficios de utilidad pública, de conformidad con lo dispuesto en el artículo 4o del Decreto 1056 de 1953, Código de Petróleos.
(Decreto 2400 de 2006, artículo 6o)
ARTÍCULO 2.2.2.3.11. INOPONIBILIDAD E INDEMNIZACIÓN PARA PROPIETARIOS DE TERRENOS. Ningún propietario de terrenos podrá oponerse a que se lleven a cabo en su propiedad los estudios a que haya lugar para la construcción de una Interconexión Internacional de Gas Natural, pero los Transportadores en dicha infraestructura deberán indemnizarlos de todos los perjuicios que puedan causarles con tales estudios.
(Decreto 2400 de 2006, artículo 7o)
ARTÍCULO 2.2.2.3.12. CONSTRUCCIÓN DE INTERCONEXIONES INTERNACIONALES QUE SE REQUIERAN PARA TRANSPORTAR GAS NATURAL CON DESTINO A LA EXPORTACIÓN O IMPORTACIÓN. Los productores nacionales que comercialicen Gas Natural podrán construir Interconexiones Internacionales que se requieran para transportar el gas natural con destino a la exportación o importación, sin la autorización previa del Ministerio de Minas y Energía para la construcción de dicha infraestructura. En todo caso deberán cumplir lo exigido en el parágrafo 2o del artículo 2.2.2.3.9 del presente decreto.
Antes de la fecha prevista para el inicio de la construcción de la Interconexión Internacional de Gas Natural, los Productores de que trata este artículo deberán dar aviso del inicio de la misma al Ministerio de Minas y Energía, presentando los documentos y/o estudios que se relacionan en los numerales 3.3 al 3.8 del artículo 2.2.2.3.7 del presente decreto.
(Decreto 2400 de 2006, artículo 8o)
ARTÍCULO 2.2.2.3.13. TÉRMINO DE PRESENTACIÓN DE PLANOS DEFINITIVOS DE RUTA CONSTRUCCIÓN DE LA INTERCONEXIÓN INTERNACIONAL DE GAS NATURAL. Dentro de los tres (3) meses siguientes a la terminación de la construcción de la Interconexión Internacional de Gas Natural el Transportador y/o Productor deberá presentar al Ministerio de Minas y Energía, los planos definitivos de la ruta de que tratan los numerales 3.4 y 3.5 del artículo 2.2.2.3.7. de este Decreto, con la correspondiente memoria técnica del proyecto, la cual debe incluir las especificaciones técnicas de la infraestructura, las aprobaciones de modificación de las licencias ambientales, cuando haya lugar a ello, así como la inversión efectivamente realizada para la ejecución del proyecto.
(Decreto 2400 de 2006, artículo 9o)
ARTÍCULO 2.2.2.3.14. OBLIGACIONES DE LOS TRANSPORTADORES Y/O PRODUCTORES. En todo momento, desde que se inicia la construcción de Interconexiones Internacionales de Gas Natural los Transportadores y/o Productores a los que se refiere este Decreto, deberán cumplir con las siguientes obligaciones:
1. Mantener vigentes las licencias, permisos o autorizaciones expedidas por las autoridades ambientales competentes.
2. Adquirir y mantener vigente una póliza de Responsabilidad Civil Extracontractual, para asegurar los perjuicios patrimoniales que se causen a terceras personas en desarrollo de las actividades normales por daños a bienes, lesiones o muerte de personas. De acuerdo con las condiciones generales de la póliza y la ley colombiana, esta deberá incluir una cláusula de restablecimiento automático del valor asegurado, cuando quiera que por ocurrencia de siniestros, el valor asegurado mínimo disminuya. El valor asegurado no será inferior a siete mil quinientos (7.500) salarios mínimos legales mensuales vigentes. Se deberá enviar copia de esta Póliza al Ministerio de Minas y Energía y anexar copia del recibo de pago de prima sobre los montos establecidos.
3. Suministrar toda la información que exija el Ministerio de Minas y Energía, en el momento, con la oportunidad y el detalle que sea requerida.
(Decreto 2400 de 2006, artículo 10)
DISTRIBUCIÓN.
ARTÍCULO 2.2.2.4.1. PROCEDENCIA DE LA CONTRATACIÓN. Por motivos de interés social y con el propósito de que la cobertura del servicio público domiciliario de distribución de gas combustible por red se pueda extender a las personas de menores ingresos, el Ministerio de Minas y Energía, de conformidad con los artículos 40 y 174 de la Ley 142 de 1994, podrá contratar mediante invitación pública la distribución domiciliaria de gas combustible por red de tubería en un área geográfica, incorporando cláusulas de exclusividad, en la cual ninguna persona podrá prestar los mismos servicios, conforme con los criterios que por vía general adopte la Comisión de Regulación de Energía y Gas.
(Decreto 1359 de 1996, artículo 1o)
ARTÍCULO 2.2.2.4.2. OBJETO DEL CONTRATO. El contrato tiene por objeto asegurar que un concesionario por su cuenta y riesgo preste el servicio público domiciliario de distribución de algún tipo de gas combustible por red de tubería, en condiciones de exclusividad en el área concedida, incluyendo dentro de sus usuarios un número considerable y creciente de personas de menores ingresos.
(Decreto 1359 de 1996, artículo 2o)
ARTÍCULO 2.2.2.4.3. PROCESOS PREVIOS AL TRÁMITE. Cuando el Ministerio de Minas y Energía considere que es procedente la celebración de contratos de concesión para la prestación del servicio público de distribución de gas combustible por red de tubería con exclusividad, solicitará el pronunciamiento de la Comisión de Regulación de Energía y Gas de acuerdo con el parágrafo 1o del artículo 40 de la Ley 142 de 1994.
Una vez obtenido el pronunciamiento favorable de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, el Ministerio de Minas y Energía ordenará la apertura del proceso para la contratación de las áreas exclusivas de gas mediante resolución, e invitará públicamente a participar a quienes cumplan con los requisitos y condiciones establecidos en los términos de referencia, mediante la publicación de dos avisos en fechas diferentes en un diario de amplia circulación nacional, tomando como fecha límite para la última publicación quince días calendario anteriores a la fecha de inicio de venta de los términos de referencia fijada en los mismos.
(Decreto 1359 de 1996, artículo 3o)
ARTÍCULO 2.2.2.4.4. CONTENIDO DE LOS AVISOS. El aviso contendrá como mínimo: el área geográfica en la cual se concederá la prestación exclusiva del servicio, la duración de la exclusividad; la fecha y sitio donde se podrán adquirir los términos de referencia, su valor y el plazo para presentar las propuestas.
(Decreto 1359 de 1996, artículo 4o)
ARTÍCULO 2.2.2.4.5. CONTENIDO DE LOS TÉRMINOS DE REFERENCIA. El Ministerio de Minas y Energía elaborará los términos de referencia para la presentación de propuestas, los cuales contendrán como mínimo la información general sobre el área geográfica que se va a otorgar en concesión y, en forma clara, expresa y detallada, las condiciones técnicas mínimas que deberá reunir la prestación del servicio; la duración de la exclusividad; la obligación de los proponentes de incluir programas de masificación y extensión del servicio; los requisitos de elegibilidad de los proponentes relacionados con la capacidad legal financiera y de experiencia para la correspondiente actividad; la idoneidad de los proponentes para la celebración y ejecución del contrato y demás factores objetivos de evaluación de las propuestas; la minuta del contrato; las garantías y cauciones que habrán de presentarse con la oferta, señalando las bases y los porcentajes de las mismas; las inhabilidades se incompatibilidad es a que se refieren la Ley 80 de 1993 y la Ley 142 de 1994; la fecha límite para compra de los términos de referencia, y todas las demás circunstancias de tiempo, modo y lugar que se consideren indispensables para que el Ministerio de Minas y Energía realice la selección objetiva del contratista.
(Decreto 1359 de 1996, artículo 5o)
ARTÍCULO 2.2.2.4.6. AUDIENCIA DE ACLARACIÓN DE LOS TÉRMINOS DE REFERENCIA. En los términos de referencia se fijará la fecha y hora de la audiencia para que los futuros proponentes puedan solicitar las aclaraciones sobre los términos de referencia. Si el Ministerio de Minas y Energía lo considera conveniente o necesario podrá, mediante adendo, determinar la realización de otra audiencia.
De cada una de estas audiencias se levantará un acta sucinta en que conste quiénes asistieron, tanto por parte de quienes compraron términos de referencia, como por parte de los funcionarios del Ministerio, las aclaraciones solicitadas y las respuestas que el Ministerio haya dado verbalmente a las mismas. El Ministerio podrá reservarse el derecho de dar posteriormente respuesta por escrito a las preguntas formuladas.
Si de estas reuniones se estima necesario por parte del Ministerio aclarar los términos de referencia, procederá a hacerlo mediante adendos, enviando por escrito las modificaciones a quienes hayan comprado términos de referencia y si lo considera necesario ampliará el término para la presentación de las propuestas.
(Decreto 1359 de 1996, artículo 6o)
ARTÍCULO 2.2.2.4.7. DEL CONTENIDO Y PRESENTACIÓN DE LAS PROPUESTAS. Dentro del plazo señalado en los términos de referencia, que se iniciará a partir de la realización de la última audiencia programada, los interesados en la celebración de los contratos, deberán presentar personalmente, o a través de su representante legal o apoderado, en la dependencia del Ministerio de Minas y Energía que se señale en los términos de referencia su propuesta, con sujeción a las siguientes reglas:
1. Manifestación expresa del compromiso de constituirse en Empresa de Servicios Públicos o de tener tal calidad, en el evento de resultar favorecida su propuesta.
Las compañías extranjeras, además, deberán someterse a cumplir con los requisitos exigidos por el Código de Comercio.
2. Las propuestas deberán sujetarse a todos y cada uno de los puntos contenidos en los términos de referencia, incluyendo los formatos de presentación, cuando ello sea necesario para la selección objetiva del contratista.
3. Con la sola presentación y firma de la propuesta se entenderá prestado el juramento del proponente de no hallarse incurso en las inhabilidades e incompatibilidades contempladas en la Constitución y en las Leyes 80 de 1993 y 142 de 1994.
4. El proponente deberá acreditar la capacidad económica, financiera y técnica para la ejecución del contrato de acuerdo con lo que se defina en los términos de referencia.
5. El proponente deberá acreditar la experiencia en la prestación del servicio según se defina en los términos de referencia.
6. El proponente deberá presentar garantía de seriedad de la propuesta en las condiciones que se definan en los términos de referencia.
(Decreto 1359 de 1996, artículo 7o)
ARTÍCULO 2.2.2.4.8. TÉRMINO DEL PROCESO PRECONTRACTUAL. El Ministerio de Minas y Energía fijará en los términos de referencia los plazos para la presentación y evaluación de las propuestas. Estos términos podrán prorrogarse hasta por la mitad del inicialmente fijado, en el primer caso cuando lo soliciten más de la mitad de los proponentes y en ambos casos cuando a juicio del Ministerio de Minas y Energía sea necesario o conveniente.
(Decreto 1359 de 1996, artículo 8o)
ARTÍCULO 2.2.2.4.9. APERTURA DE LAS PROPUESTAS. La urna se abrirá el día y hora indicados en los términos de referencia, en acto público que será presidido por el Secretario General del Ministerio o su delegado, y contará con la participación del jefe de la Oficina Jurídica y el Director General de Hidrocarburos.
De dicha diligencia se levantará un acta que será suscrita por quienes intervinieron en la misma, en la que deberá constar como mínimo el número de propuestas y la identificación de quienes las presenten.
(Decreto 1359 de 1996, artículo 9o)
ARTÍCULO 2.2.2.4.10. ACLARACIONES A LAS PROPUESTAS. El Ministerio de Minas y Energía, podrá solicitar por escrito las aclaraciones o explicaciones que estime convenientes sobre las propuestas presentadas y para su respuesta fijará un plazo prudencial que se incluirá en los términos de referencia.
Las respuestas a las aclaraciones y explicaciones no podrán contener adiciones o modificaciones a la propuesta. En el evento en que se presenten adiciones o modificaciones a la propuesta o no se dé respuesta a las aclaraciones o explicaciones solicitadas por el Ministerio y estas fueren indispensables para determinar la elegibilidad del proponente o la calificación de la propuesta, la oferta no será tenida en cuenta.
(Decreto 1359 de 1996, artículo 10)
ARTÍCULO 2.2.2.4.11. COMITÉS EVALUADORES. Las propuestas serán evaluadas por los comités evaluadores técnico, jurídico y económico que integre, mediante resolución el Ministro de Minas y Energía y tendrán a su cargo la evaluación económica, técnica y jurídica de las propuestas de acuerdo con la metodología establecida en los términos de referencia. Estos comités podrán contar con la asesoría externa de expertos en el objeto de la contratación. El comité podrá contar con la asesoría de los demás comités la presentación de un informe final, que contengan los fundamentos y resultados de la evaluación y las recomendaciones pertinentes.
(Decreto 1359 de 1996, artículo 11)
ARTÍCULO 2.2.2.4.12. FACTORES DE EVALUACIÓN. La elegibilidad de los proponentes y la evaluación de las propuestas se basarán en los elementos objetivos que se terminen en los términos de referencia y de acuerdo con la metodología que se fije en los mismos.
(Decreto 1359 de 1996, artículo 12)
ARTÍCULO 2.2.2.4.13. TÉRMINO PARA LA EVALUACIÓN. En los términos de referencia se fijará el plazo para la evaluación. Este término podrá prorrogarse hasta por la mitad del inicialmente establecido, siempre que las necesidades así lo exijan.
Vencido el término de evaluación, el informe final que contiene los fundamentos y resultado de la evaluación y la recomendación de adjudicación pertinente, permanecerá por espacio de cinco (5) días hábiles en la Secretaria General del Ministerio de Minas y Energía, para que los interesados lo conozcan y expongan sus observaciones si lo consideran necesario, las cuales serán analizadas y acogidas a criterio del Ministerio, teniendo en cuenta los factores de elegibilidad, evaluación, la metodología y demás requisitos exigidos en los términos del referencia. Dichas observaciones serán resueltas en la correspondiente resolución de adjudicación.
(Decreto 1359 de 1996, artículo 13)
ARTÍCULO 2.2.2.4.14. EMPATE EN EL PROCESO DE CALIFICACIÓN. Se entenderá que hay empate total en el proceso de calificación cuando dos o más ofertas presenten un margen de diferencia que será definido en los términos de referencia. En caso de empate, este será dirimido con la metodología que se fije en los términos de referencia.
(Decreto 1359 de 1996, artículo 14)
ARTÍCULO 2.2.2.4.15. ADJUDICACIÓN DEL CONTRATO. El Ministro de Minas y Energía dentro de los quince (15) días siguientes a la terminación del plazo a que se refiere el artículo 2.2.2.4.13. escogerá la mejor propuesta, sin tener en consideración factores de afecto o de interés y, en general, cualquier clase de motivación subjetiva. La adjudicación se hará por resolución motivada contra la cual no procede ningún recurso y se notificará personalmente al proponente favorecido, en la forma y términos establecidos en el Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo y se comunicará a los no favorecidos dentro de los cinco (5) días siguientes de surtida esta notificación.
PARÁGRAFO 1o. El plazo de adjudicación anteriormente establecido podrá ampliarse por un término no mayor al de la mitad del inicialmente señalado, siempre que las necesidades de la administración lo requieran, para lo cual se expedirá resolución motivada.
PARÁGRAFO 2o. En el evento de no presentarse propuestas, o si ninguna propuesta reúne los requisitos establecidos en los términos de referencia, o si ocurren causales similares que impidan la evaluación objetiva de las propuestas, el Ministro de Minas y Energía declarará desierta la invitación, mediante resolución motivada detallando en forma precisa los motivos de esta declaratoria.
De la misma forma la invitación será declarada desierta cuando se demuestre colusión o fraude de todos los proponentes o cuando se establezca que las propuestas son artificialmente altas o bajas.
En la eventualidad en que se presente solamente una propuesta, para efectos de su evaluación se tomará información sobre el servicio público de distribución domiciliaria de gas combustible por red en distintas regiones del país, y las propuestas presentadas en otras invitaciones para la adjudicación de contratos de la misma clase abiertas por el Ministerio de Minas y Energía. Si a juicio del Ministerio de Minas y Energía, no es posible llevar a cabo la evaluación, la invitación se declarará desierta.
(Decreto 1359 de 1996, artículo 15)
ARTÍCULO 2.2.2.4.16. CLÁUSULAS DEL CONTRATO. Además de las estipulaciones relativas a la identificación de las partes, objeto, duración, en él se pactará como mínimo de manera clara y precisa las estipulaciones necesarias acerca de los siguientes puntos: determinación geográfica del área; obligaciones del concesionario y su remuneración; término de duración de la exclusividad compromisos de precios y ajustes de los mismos, estableciendo claramente las fórmulas tarifarias generales; cobertura; manejo de contribuciones y subsidios dentro del área; interventorías; restablecimiento del equilibrio contractual; plazos; aspectos sobre el régimen de ejecución del contrato referente a normas ambientales y permisos municipales; protección de personas y bienes; condiciones de extensión del servicio; planes de expansión; mantenimiento y renovación de obras y bienes; condiciones de prestación del servicio; indicadores de gestión; contratos con terceros; informes; garantías y, en general, las previsiones contractuales necesarias para garantizar la calidad de la prestación oportuna y eficiente del servicio.
No se incluirán en estos contratos las cláusulas excepcionales de modificación e interpretación unilaterales, pero deberán incluirse las cláusulas determinación unilateral y cláusula de caducidad que en su aplicación se regirán por las normas de la Ley 80 de 1993, sin perjuicio de pactar causales de terminación anticipada por las partes.
Cuando por causa imputable al proponente favorecido el contrato no pueda suscribirse, el Ministerio de Minas y Energía podrá celebrar el contrato con el proponente que quedó en segundo lugar o con el proponente siguiente, según el orden de elegibilidad y siempre que cumpla con las condiciones de los términos de referencia.
(Decreto 1359 de 1996, artículo 16)
ARTÍCULO 2.2.2.4.17. PERFECCIONAMIENTO Y EJECUCIÓN. El contrato se entenderá perfeccionado con la firma del Ministro de Minas y Energía en nombre de la Nación y del concesionario y podrá comenzar su ejecución una vez se hayan pagado los derechos de publicación en el Diario Oficial, el impuesto de timbre y se encuentren aprobadas las garantías del contrato por parte del Ministerio de Minas y Energía.
(Decreto 1359 de 1996, artículo 17)
ARTÍCULO 2.2.2.4.18. GARANTÍAS. El Ministerio de Minas y Energía determinará lo relativo a las garantías del contrato en los términos de referencia.
(Decreto 1359 de 1996, artículo 18)
ARTÍCULO 2.2.2.4.19. DURACIÓN DEL CONTRATO. El término del contrato para prestar el servicio con exclusividad será el que se determine en cada caso particular en los términos de referencia y en el contrato, de conformidad con la ley.
(Decreto 1359 de 1996, artículo 19)
ARTÍCULO 2.2.2.4.20. INICIACIÓN DE LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO. El contrato señalará la fecha de iniciación de la prestación del servicio. El Ministerio de Minas Energía y el concesionario podrán modificar la fecha de iniciación cuando se presenten hechos o circunstancias que impidan iniciar la prestación del servicio en la fecha prevista.
(Decreto 1359 de 1996, artículo 20)
ARTÍCULO 2.2.2.4.21. EXPIRACIÓN DE LA EXCLUSIVIDAD. Al expirar el término de exclusividad por la finalización del plazo contractual, el contratista podrá seguir prestando el servicio público de distribución domiciliaria de gas combustible sin exclusividad o podrá disponer de la infraestructura montada para el efecto.
(Decreto 1359 de 1996, artículo 21)
ARTÍCULO 2.2.2.4.22. VIGILANCIA Y CONTROL DEL CONTRATO. El Ministerio de Minas y Energía ejercerá la vigilancia y el control del desarrollo del contrato, sin perjuicio de las atribuciones conferidas por la ley a otras autoridades sobre el concesionario.
(Decreto 1359 de 1996, artículo 22)
ARTÍCULO 2.2.2.4.23. REGULACIONES PROFERIDAS EN EL PROCESO DE SELECCIÓN DEL CONTRATISTA. Cuando en el curso del proceso de selección de contratista y antes del vencimiento del plazo para presentar ofertas el Congreso, el Gobierno o la Comisión de Regulación de Energía y Gas profieran regulaciones que modifiquen o alteren las condiciones para contratar, el Ministerio de Minas y Energía, ajustará los términos de referencia, y si fuere del caso concederá a los proponentes un término prudencial adicional para presentar propuestas.
Si el anterior evento ocurre después de presentadas las propuestas, el Ministerio de Minas y Energía podrá declarar desierta la invitación.
(Decreto 1359 de 1996, artículo 23)
ARTÍCULO 2.2.2.4.24. DEMANDA EN LAS ÁREAS DE SERVICIO EXCLUSIVO. Para mantener el equilibrio económico contractual, los contratos de distribución en las áreas de servicio exclusivo podrán incluir acuerdos sobre demanda en volumen de gas. Los acuerdos no excederán el estimativo del consumo de los usuarios residenciales del área sobre los cuales se pacte la expansión del servicio y su vigencia estará condicionada al cumplimiento de lo pactado en el contrato en materia de expansión, precios y prestación del servicio.
(Decreto 1359 de 1996, artículo 24)
FONDO ESPECIAL CUOTA DE FOMENTO DE GAS NATURAL.
ARTÍCULO 2.2.2.5.1. NATURALEZA DEL FONDO ESPECIAL CUOTA DE FOMENTO DE GAS NATURAL. <Capítulo derogado por el artículo 2 del Decreto 1580 de 2022 con la entrada en operación del FONENERGÍA, en los términos descritos en el artículo 2.2.8.1.2 del Decreto 1073 de 2015. El texto vigente hasta la entrada en operación de FONENERGÍA es el siguiente:> El Fondo Especial Cuota de Fomento de Gas Natural creado por el artículo 15 de la Ley 401 de 1997, modificado por las Leyes 887 de 2004, 1151 de 2007 y la Ley 1450 de 2011., es un fondo especial, sin personería jurídica, administrado y manejado por el Ministerio de Minas y Energía, el cual para efectos de dicha administración hace parte del Presupuesto de Ingresos y Gastos de la Nación - Ministerio de Minas y Energía con destinación específica de acuerdo con la ley, sujeto a las normas vigentes aplicables.
(Decreto 3531 de 2004, artículo 2o; modificado por el Decreto 1718 de 2008, artículo 2o)
ARTÍCULO 2.2.2.5.2. RECURSOS QUE CONFORMAN EL FONDO ESPECIAL CUOTA DE FOMENTO. <Capítulo derogado por el artículo 2 del Decreto 1580 de 2022 con la entrada en operación del FONENERGÍA, en los términos descritos en el artículo 2.2.8.1.2 del Decreto 1073 de 2015. El texto vigente hasta la entrada en operación de FONENERGÍA es el siguiente:> Ingresarán al Fondo los siguientes recursos:
a) <Ver Notas del Editor> El valor de la Cuota de Fomento, la cual es del 3.0% sobre el valor de la tarifa que se cobre por el gas objeto del transporte, efectivamente realizado.
b) Los rendimientos que se originen en razón de las operaciones financieras que se realicen con los recursos del Fondo Especial Cuota de Fomento; así como los excedentes financieros que resulten al cierre de cada ejercicio contable;
c) Los intereses de mora que se generen por incumplimiento en el pago o giro de la Cuota de Fomento;
d) Los recursos provenientes de la remuneración vía tarifaria de la proporción de la inversión realizada con recursos de cofinanciación del Fondo respecto de los usuarios no subsidiables, derivados del cumplimiento de las obligaciones emanadas de los contratos suscritos para la cofinanciación de proyectos antes de la modificación del Numeral 87.9 del artículo 87 de la Ley 142 de 1994 en virtud de la expedición de la Ley 1151 de 2007.
(Decreto 3531 de 2004 artículo 3o; literales a) y d) modificados por el Decreto 1718 de 2008, artículo 3o)
ARTÍCULO 2.2.2.5.3. NATURALEZA DE LOS RECURSOS DEL FONDO ESPECIAL CUOTA DE FOMENTO. <Capítulo derogado por el artículo 2 del Decreto 1580 de 2022 con la entrada en operación del FONENERGÍA, en los términos descritos en el artículo 2.2.8.1.2 del Decreto 1073 de 2015. El texto vigente hasta la entrada en operación de FONENERGÍA es el siguiente:> Los recursos del Fondo Especial Cuota de Fomento son públicos, por lo tanto, quienes estén a cargo de su administración y/o recaudo serán patrimonialmente responsables por los mismos.
(Decreto 3531 de 2004 artículo 4o)
ARTÍCULO 2.2.2.5.4. RECAUDO DE LA CUOTA DE FOMENTO. <Capítulo derogado por el artículo 2 del Decreto 1580 de 2022 con la entrada en operación del FONENERGÍA, en los términos descritos en el artículo 2.2.8.1.2 del Decreto 1073 de 2015. El texto vigente hasta la entrada en operación de FONENERGÍA es el siguiente:> Las empresas prestadoras del servicio público de transporte de gas natural por red recaudarán la Cuota de Fomento pagada por los Remitentes y la consignarán mensualmente al Fondo Especial Cuota de Fomento de Gas Natural, dentro de los 5 primeros días del mes siguiente a aquél en que se efectúe el recaudo, en la cuenta bancaria indicada para el efecto por el Ministerio de Minas y Energía.
PARÁGRAFO 1o. Los recursos recaudados por las empresas prestadoras del servicio público de transporte de gas natural por red por concepto de la Cuota de Fomento serán registrados en cuentas separadas y no harán parte de sus Balances Contables.
PARÁGRAFO 2o. Si realizada la debida gestión de facturación y cobro de la Cuota de Fomento existieran sumas pendientes de recaudo, las empresas transportadoras de gas deberán reportar al Administrador del Fondo dicha información en forma detallada, indicando el Remitente y el valor pendiente de pago, sin perjuicio de su obligación de recaudo.
(Decreto 3531 de 2004, artículo 5o; modificado por el Decreto 1718 de 2008, artículo 4o)
ARTÍCULO 2.2.2.5.5. PRESENTACIÓN DE INFORMES DE RECAUDO. <Capítulo derogado por el artículo 2 del Decreto 1580 de 2022 con la entrada en operación del FONENERGÍA, en los términos descritos en el artículo 2.2.8.1.2 del Decreto 1073 de 2015. El texto vigente hasta la entrada en operación de FONENERGÍA es el siguiente:> Es deber de los recaudadores informar mensualmente al Administrador del Fondo Especial Cuota de Fomento acerca de los recaudos efectuados.
(Decreto 3531 de 2004, artículo 6o)
ARTÍCULO 2.2.2.5.6. ADMINISTRACIÓN DEL FONDO ESPECIAL CUOTA DE FOMENTO DE GAS NATURAL. <Capítulo derogado por el artículo 2 del Decreto 1580 de 2022 con la entrada en operación del FONENERGÍA, en los términos descritos en el artículo 2.2.8.1.2 del Decreto 1073 de 2015. El texto vigente hasta la entrada en operación de FONENERGÍA es el siguiente:> El Fondo Especial Cuota de Fomento de Gas Natural será administrado por el Ministerio de Minas y Energía en el Presupuesto de Ingresos y Gastos del Ministerio, con plena observancia de lo previsto en este Decreto y en el numeral 87.9 del artículo 87 de la Ley 142 de 1994 o las normas que lo modifiquen, sustituyan o adicionen, teniendo en cuenta su destinación específica.
PARÁGRAFO 1o. Corresponde al Ministerio de Minas y Energía definir el reglamento interno para la aprobación, ejecución y giro de los recursos del Fondo.
PARÁGRAFO 2o. La inversión temporal de los recursos y rendimientos provenientes del Fondo Especial Cuota de Fomento de Gas Natural estará a cargo de la Dirección General de Crédito Público y del Tesoro Nacional del Ministerio de Hacienda y Crédito Público. Para tales efectos, los recursos del Fondo deberán ser girados por el Ministerio de Minas y Energía a la cuenta que determine la mencionada dirección.
Los recursos y rendimientos provenientes del Fondo Especial Cuota de Fomento de Gas Natural serán manejados por la Dirección General de Crédito Público y del Tesoro Nacional del Ministerio de Hacienda y Crédito Público en cuentas independientes de los demás recursos que administre la Dirección, teniendo en cuenta la normatividad aplicable para la inversión de dichos recursos.
PARÁGRAFO 3o. De conformidad con lo establecido en la Ley 887 de 2004 y en la Ley 1151 de 2007, el Ministerio de Minas y Energía recibirá como contraprestación por la administración del Fondo Especial Cuota de Fomento de Gas Natural un dos por ciento (2%) calculado sobre el recaudo de la cuota de fomento del año inmediatamente anterior, el cual se destinará a cubrir los gastos que genere la administración de dicho Fondo.
(Decreto 3531 de 2004, artículo 7o; modificado por el Decreto 1718 de 2008, artículo 5o)
ARTÍCULO 2.2.2.5.7. FORMULACIÓN DE LOS PROYECTOS. <Capítulo derogado por el artículo 2 del Decreto 1580 de 2022 con la entrada en operación del FONENERGÍA, en los términos descritos en el artículo 2.2.8.1.2 del Decreto 1073 de 2015. El texto vigente hasta la entrada en operación de FONENERGÍA es el siguiente:> <Artículo modificado por el artículo 3 del Decreto 1038 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> Las solicitudes de cofinanciación de proyectos de infraestructura deberán ser presentadas por el Solicitante a la Unidad de Planeación Minero Energética - UPME la cual verificará el cumplimiento de lo establecido en el artículo 2.2.2.5.12. de este decreto.
PARÁGRAFO 1o. El Ministerio de Minas y Energía podrá realizar convocatorias y definir las condiciones para cofinanciar proyectos para la expansión del servicio de gas combustible domiciliario con recursos del Fondo Especial Cuota de Fomento de Gas Natural - FECFGN.
PARÁGRAFO 2o. En la formulación de los proyectos de infraestructura que se presenten a consideración de la Unidad de Planeación Minero Energética - UPME el Solicitante deberá tener en cuenta la metodología de presentación de proyectos definida por el Departamento Nacional de Planeación.
ARTÍCULO 2.2.2.5.7.1. PROYECTOS NO COFINANCIABLES. <Capítulo derogado por el artículo 2 del Decreto 1580 de 2022 con la entrada en operación del FONENERGÍA, en los términos descritos en el artículo 2.2.8.1.2 del Decreto 1073 de 2015. El texto vigente hasta la entrada en operación de FONENERGÍA es el siguiente:> <Artículo adicionado por el artículo 4 del Decreto 1038 de 2022. Rige a partir de la expedición de la actuación administrativa que modifique la Resolución UPME 417 de 2010. El nuevo texto es el siguiente:> No se cofinanciarán con recursos del Fondo Especial Cuota de Fomento de Gas Natural:
a) Estudios de Preinversión o de Prefactibilidad;
b) Proyectos de infraestructura para compresión de gas natural, plantas de licuefacción, o vehículos para transporte de gas natural comprimido - GNC o gas natural licuado - GNL;
c) Las ampliaciones de sistemas de distribución de gas combustible existentes y efectivamente en servicio;
d) Nuevos sistemas de distribución en poblaciones para las cuales exista, al momento de solicitar la certificación de la CREG de que trata este literal, la intención de prestar el servicio por parte de una empresa de servicios públicos reflejada en: i) una solicitud tarifaria para distribución de gas combustible que haya sido radicada ante la CREG, o ii) una resolución tarifaria de distribución de gas expedida por la CREG.
No obstante lo anterior se podrán cofinanciar aquellos proyectos que alleguen certificación expedida por la CREG, con vigencia no mayor a un (1) mes a la de la fecha de radicación ante la UPME, en la que conste la inexistencia de alguna de estas dos situaciones.
e) Nuevos sistemas de distribución destinados a atender poblaciones que se encuentren incluidas dentro del plan de expansión de empresas prestadoras de servicios públicos.
No obstante lo anterior, se podrán cofinanciar:
(i) Proyectos que alleguen declaración juramentada suscrita por el representante legal del Solicitante, con vigencia no mayor a un (1) mes a la fecha de radicación ante la UPME, donde certifique que consultada la documentación pública a la que se refiere el parágrafo de este artículo, o información pública o privada de las empresas, la población a beneficiar no se encuentra dentro de su plan de expansión.
(ii) Proyectos que beneficien poblaciones que se encuentren incluidas dentro del plan de expansión de empresas prestadoras de servicios públicos, pero que transcurridos veinticuatro (24) meses, no exista evidencia de la prestación efectiva del servicio de acuerdo con certificación expedida por el incumbente.
f) Pagos para la adquisición de tierras, lotes, inmuebles o para la imposición de servidumbres.
PARÁGRAFO. La CREG, en un lapso no mayor a seis (6) meses a la entrada en vigencia del presente artículo, deberá publicar los planes de expansión de las empresas en un portal de información de libre acceso para cualquier interesado. Las empresas prestadoras de servicio público de distribución de gas combustible tendrán la obligación de mantener actualizados y hacer públicos sus planes de expansión, según los lineamientos que establezca la CREG.
Mientras la CREG establece el mecanismo a través del cual se deben publicar los planes de expansión, la declaración juramentada a la que se refiere el numeral (i), del literal e), del artículo 2.2.2.5.7.1. de este Decreto, podrá indicar que, si bien se solicitó la información, esta no se recibió, para lo cual se deberá' adjuntar prueba de la radicación ante la empresa.
ARTÍCULO 2.2.2.5.8. EVALUACIÓN DE LOS PROYECTOS. <Capítulo derogado por el artículo 2 del Decreto 1580 de 2022 con la entrada en operación del FONENERGÍA, en los términos descritos en el artículo 2.2.8.1.2 del Decreto 1073 de 2015. El texto vigente hasta la entrada en operación de FONENERGÍA es el siguiente:> La Unidad de Planeación Minero-Energética, UPME, evaluará los proyectos de infraestructura sometidos a su consideración y emitirá concepto debidamente motivado sobre la elegibilidad de los mismos, teniendo en cuenta lo establecido en este Decreto.
(Decreto 3531 de 2004, artículo 9o)
ARTÍCULO 2.2.2.5.9. PRIORIZACIÓN DE PROYECTOS ELEGIBLES. <Capítulo derogado por el artículo 2 del Decreto 1580 de 2022 con la entrada en operación del FONENERGÍA, en los términos descritos en el artículo 2.2.8.1.2 del Decreto 1073 de 2015. El texto vigente hasta la entrada en operación de FONENERGÍA es el siguiente:> <Artículo modificado por el artículo 5 del Decreto 1038 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> La Unidad de Planeación Minero Energética - UPME establecerá el orden de prioridad de los proyectos elegibles para que estos puedan acceder a la cofinanciación con recursos provenientes del FECFGN, con base en lo establecido en el artículo 2.2.2.5.13. del presente decreto y conforme a los siguientes lineamientos:
a) El Solicitante presentará el proyecto para la evaluación de la Unidad de Planeación Minero Energética - UPME, a más tardar el 30 de septiembre del año anterior a aquel en que se ejecutaría el proyecto, de conformidad con los términos del artículo 2.2.2.5.12. de este decreto.
b) Los proyectos evaluados se clasificarán, una vez al año, por la Unidad de Planeación Minero Energética - UPME según el indicador de priorización establecido en el parágrafo del artículo 2.2.2.5.13 del presente decreto. El listado de proyectos será radicado ante el Ministerio de Minas y Energía antes del 10 de diciembre de cada año.
c) Posteriormente, el Ministerio de Minas y Energía aplicará el artículo 2.2.2.5.14. durante los primeros 2 meses del año siguiente para la aprobación de la cofinanciación de los proyectos radicados como priorizados por la Unidad de Planeación Minero Energética - UPME el año anterior.
d) El Ministerio de Minas y Energía ajustará los proyectos remitidos por la Unidad de Planeación Minero Energética - UPME mediante la actualización de las Unidades Constructivas presentadas en el proyecto con el Índice de Precios al Productor (IPP) de los últimos 12 meses.
e) De acuerdo con lo anterior, los Solicitantes recibirán un comunicado con la actualización del presupuesto, sobre el cual deberán pronunciarse dentro de los siguientes 5 días hábiles. En caso de que el Solicitante esté de acuerdo con el presupuesto actualizado, el Ministerio de Minas y Energía iniciará el proceso de aprobación del proyecto. De lo contrario, si el Solicitante presenta modificación al presupuesto actualizado, deberá justificar técnicamente la causa y adjuntar los soportes correspondientes. En este evento, el Ministerio de Minas y Energía realizará el análisis de la información remitida y comunicará al interesado el resultado de su solicitud. De considerarlo necesario, podrá requerir nuevamente.
ARTÍCULO 2.2.2.5.10. OBLIGACIONES DEL EVALUADOR. <Capítulo derogado por el artículo 2 del Decreto 1580 de 2022 con la entrada en operación del FONENERGÍA, en los términos descritos en el artículo 2.2.8.1.2 del Decreto 1073 de 2015. El texto vigente hasta la entrada en operación de FONENERGÍA es el siguiente:> La Unidad de Planeación Minero-Energética, UPME, deberá:
a) Adoptar todas las medidas y procedimientos necesarios para que los recursos del Fondo Especial Cuota de Fomento se asignen para los fines y en los términos legalmente previstos;
b) Establecer y adoptar todos los procedimientos y metodologías necesarios para el cabal cumplimiento de sus obligaciones;
c) Evaluar y rendir al Administrador del Fondo concepto debidamente motivado sobre los proyectos sometidos a su evaluación;
d) Recomendar el orden de prioridad de los proyectos elegibles de acuerdo con el ar-tículo 2.2.2.5.13 del presente decreto;
e) Enviar debidamente motivados al Ministerio de Minas y Energía, para su visto bueno, los proyectos priorizados que se someterán a la aprobación del Administrador del Fondo.
(Decreto 3531 de 2004, artículo 11)
ARTÍCULO 2.2.2.5.11. APROBACIÓN DE LA COFINANCIACIÓN DE PROYECTOS. <Capítulo derogado por el artículo 2 del Decreto 1580 de 2022 con la entrada en operación del FONENERGÍA, en los términos descritos en el artículo 2.2.8.1.2 del Decreto 1073 de 2015. El texto vigente hasta la entrada en operación de FONENERGÍA es el siguiente:> El Administrador del Fondo Especial Cuota de Fomento, con base en el orden de prioridad de los proyectos elegibles establecido por la Unidad de Planeación Minero-Energética, UPME, aprobará las solicitudes de cofinanciación con sujeción a los parámetros establecidos en el artículo 2.2.2.5.14. del presente decreto y ordenará el giro de los recursos.
(Decreto 3531 de 2004, artículo 12)
ARTÍCULO 2.2.2.5.12. REQUISITOS DE ELEGIBILIDAD DE PROYECTOS DE INFRAESTRUCTURA. <Capítulo derogado por el artículo 2 del Decreto 1580 de 2022 con la entrada en operación del FONENERGÍA, en los términos descritos en el artículo 2.2.8.1.2 del Decreto 1073 de 2015. El texto vigente hasta la entrada en operación de FONENERGÍA es el siguiente:> <Artículo modificado por el artículo 6 del Decreto 1038 de 2022. Rige a partir de la expedición de la actuación administrativa que modifique la Resolución UPME 417 de 2010. Consultar texto vigente hasta esta evento en "Legislación Anterior". El nuevo texto es el siguiente:> Para ser elegibles, los proyectos de infraestructura para cofinanciación deben cumplir con los siguientes requisitos:
a) Ser presentado por el Solicitante a la Unidad de Planeación Minero Energética - UPME, de acuerdo con la metodología definida por el Departamento Nacional de Planeación, y con la totalidad de requisitos que establezca la UPME.
b) Contar con estudios de preinversión que soporten su viabilidad técnica y económica. Este estudio debe incluir un análisis que justifique la viabilidad del modelo de negocio frente a otros sustitutos energéticos.
c) Contar con los indicadores financieros determinados por la UPME, que permitan garantizar la capacidad financiera del Solicitante, para garantizar la ejecución del proyecto y su posterior operación.
d) Contar con un esquema cierto y definido de financiación total del proyecto, identificando debidamente todas las fuentes de recursos, y cuyo alcance abarque la duración de la construcción y la puesta a punto del sistema y su posterior operación.
e) El valor de la solicitud de cofinanciación no deberá exceder de 25.000 salarios mínimos legales mensuales vigentes, monto máximo a cofinanciar por el Fondo para cualquier proyecto de infraestructura; ni superar el 70% del valor total del proyecto a cofinanciar. El Solicitante deberá financiar, al menos el 30% del costo de inversión de las redes de distribución, con recursos provenientes de financiación propia.
f) El Solicitante debe contar con los requisitos mínimos de experiencia determinados por la UPME, que permitan garantizar la capacidad técnica y operativa de la empresa de servicios públicos, y por ende pueda adelantar la ejecución del proyecto y su posterior operación.
g) El solicitante debe tener suficiente solvencia y liquidez, para lo cual se verificará su situación financiera y operativa integral, considerada con y sin el portafolio de proyectos presentados y aprobados previamente, o proyectos que de forma simultánea sean presentados en la misma vigencia.
h) Contar con un esquema de interventoría para la ejecución del proyecto.
i) Contar con un estudio de continuidad del servicio que determine el Almacenamiento Estratégico mínimo con el que debe contar el proyecto, para garantizar la continuidad en la prestación del servicio, ante situaciones de interrupción en el abastecimiento terrestre o fluvial. El proyecto debe incluir este almacenamiento.
PARÁGRAFO 1o. El Ministerio de Minas y Energía podrá definir las condiciones que se deben cumplir por parte del Solicitante para garantizar la prestación efectiva del servicio público de distribución de gas combustible posterior a la finalización de la construcción de la red de distribución.
PARÁGRAFO 2o. El monto máximo que se cofinanciará para cada conexión de usuarios de menores ingresos corresponderá al 70% del cargo por conexión establecido por la Comisión de Regulación de Energía y Gas - CREG. Para la Red Interna, se cofinanciará también como máximo el 70% del valor de la misma, la valoración de esta no podrá ser mayor al cargo por conexión regulado por la CREG.
ARTÍCULO 2.2.2.5.13. ORDEN DE PRIORIDAD DE LOS PROYECTOS DE INFRAESTRUCTURA ELEGIBLES. <Capítulo derogado por el artículo 2 del Decreto 1580 de 2022 con la entrada en operación del FONENERGÍA, en los términos descritos en el artículo 2.2.8.1.2 del Decreto 1073 de 2015. El texto vigente hasta la entrada en operación de FONENERGÍA es el siguiente:> <Artículo modificado por el artículo 7 del Decreto 1038 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> La Unidad de Planeación Minero Energética - UPME, establecerá un orden de prioridad de los proyectos de infraestructura elegibles, teniendo en cuenta los siguientes criterios:
a) Ubicación del proyecto dentro del área de influencia del gasoducto troncal o fuente de abastecimiento de gas combustible que corresponda;
b) Número de usuarios directamente beneficiados con el proyecto;
c) Mayor índice de Necesidades Básicas Insatisfechas (NBI) definido por el Departamento Administrativo Nacional de Estadística, DANE, para el municipio, sector rural o para la población objeto del proyecto. En este último caso, el Solicitante deberá adjuntar, a su costo, la certificación de dicho índice;
d) Cofinanciación, distinta de la que se solicita al Fondo, respecto del valor total del proyecto de infraestructura;
e) Demanda de gas combustible esperada por el proyecto.
PARÁGRAFO. La Unidad de Planeación Minero Energética - UPME, definirá y adoptará la metodología de cálculo de un indicador de prioridad que involucre los criterios definidos en este artículo.
ARTÍCULO 2.2.2.5.14. PARÁMETROS PARA LA APROBACIÓN DE COFINANCIACIÓN DE PROYECTOS ELEGIBLES. <Capítulo derogado por el artículo 2 del Decreto 1580 de 2022 con la entrada en operación del FONENERGÍA, en los términos descritos en el artículo 2.2.8.1.2 del Decreto 1073 de 2015. El texto vigente hasta la entrada en operación de FONENERGÍA es el siguiente:> <Artículo modificado por el artículo 8 del Decreto 1038 de 2022. Rige a partir de la expedición de la actuación administrativa que modifique la Resolución UPME 417 de 2010. Consultar texto vigente hasta esta evento en "Legislación Anterior". El nuevo texto es el siguiente:> Una vez sea presentado el orden de prioridad de proyectos elegibles por parte de la Unidad de Planeación Minero Energética - UPME, el administrador del Fondo aprobará las solicitudes de cofinanciación, teniendo en cuenta los siguientes criterios:
a) Disponibilidad de recursos en la fecha de aprobación;
b) Se asignarán, con base en el orden de priorización, los recursos disponibles a los proyectos de gas combustible por redes, a un proyecto a la vez por cada departamento de la división política del país, sin considerar el monto solicitado, hasta cofinanciar todos los proyectos presentados, o agotar la disponibilidad de recursos. Si un proyecto cubre más de un departamento, será considerado el departamento con mayor número de usuarios beneficiados.
PARÁGRAFO 1o. Aquellos proyectos a los que no se les apruebe la cofinanciación por falta de disponibilidad de recursos en determinada vigencia podrán ser actualizados por parte del Solicitante y presentados a la Unidad de Planeación Minero Energética - UPME para la siguiente vigencia. Para lo anterior, el Solicitante deberá remitir la información necesaria de la actualización, de acuerdo con lo establecido por dicha entidad.
Para tal efecto, la Unidad de Planeación Minero Energética - UPME deberá remitir al Ministerio de Minas y Energía la información de los proyectos elegibles actualizados, los cuales formarán parte del listado de priorización que se tenga para el siguiente período de asignación.
PARÁGRAFO 2o. En el evento en que dos o más proyectos tengan como resultado el mismo nivel de priorización, tendrá prelación aquel que atienda el mayor número de municipios con Niveles Altos o Intermedios de Necesidades Básicas Insatisfechas. Si persiste el empate se deberá priorizar aquel proyecto que atienda el mayor número de usuarios en municipios rurales o en zonas de difícil acceso.
ARTÍCULO 2.2.2.5.15. OBLIGACIONES DE LOS SOLICITANTES. <Capítulo derogado por el artículo 2 del Decreto 1580 de 2022 con la entrada en operación del FONENERGÍA, en los términos descritos en el artículo 2.2.8.1.2 del Decreto 1073 de 2015. El texto vigente hasta la entrada en operación de FONENERGÍA es el siguiente:> Los Solicitantes tendrán las siguientes obligaciones:
1. Son responsables de la ejecución, supervisión y control de la utilización de los recursos del Fondo Especial Cuota de Fomento aprobados para la cofinanciación de los proyectos de infraestructura.
2. Los recursos del Fondo Especial Cuota de Fomento en ningún caso podrán destinarse a cubrir, directa o indirectamente, gastos ordinarios de funcionamiento de cualquier entidad vinculada al desarrollo del proyecto o a la interventoría del mismo.
3. Las empresas prestadoras del servicio de transporte o de distribución de gas natural por redes, según sea el caso, deberán reflejar en la facturación a sus usuarios el valor no cobrado en las tarifas por concepto de los aportes con recursos de cofinanciación del Fondo para efectos de lo previsto en el numeral 87.9 del artículo 87 de la Ley 142 de 1994, modificado por el artículo 143 de la Ley 1151 de 2007.
4. Las empresas prestadoras del servicio de transporte o de distribución de gas natural por redes, según corresponda, deberán suministrar al Administrador del Fondo la información que este requiera para efectos de lo previsto en el Literal d) del artículo 2.2.2.5.2. de este Decreto.
PARÁGRAFO 1o. Cuando el Solicitante sea un Grupo de Usuarios de Menores Ingresos, las obligaciones previstas en este artículo serán asumidas por la empresa prestadora del servicio de distribución de gas natural por redes que, en caso de realizarse el proyecto, le prestaría el servicio.
PARÁGRAFO 2o. Cuando el Administrador del Fondo tenga conocimiento de algún incumplimiento de las obligaciones aquí previstas ordenará suspender los giros de recursos pendientes, si es el caso, y exigirá la restitución de los recursos girados con los rendimientos respectivos.
(Decreto 3531 de 2004, artículo 16; numerales 3 y 4 modificados por el Decreto 1718 de 2008, artículo 8o)
ARTÍCULO 2.2.2.5.16. APORTE DE LOS RECURSOS A LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO PÚBLICO. <Capítulo derogado por el artículo 2 del Decreto 1580 de 2022 con la entrada en operación del FONENERGÍA, en los términos descritos en el artículo 2.2.8.1.2 del Decreto 1073 de 2015. El texto vigente hasta la entrada en operación de FONENERGÍA es el siguiente:> <Artículo modificado por el artículo 9 del Decreto 1038 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> Los recursos aprobados para cofinanciar los proyectos de infraestructura serán aportados a la empresa de servicios públicos comprometida con el proyecto en los términos establecidos en el numeral 87.9 del artículo 87 de la Ley 142 de 1994 modificado por el artículo 143 de la Ley 1151 de 2007.
En todo caso, los recursos que se aprueben para los diferentes proyectos deben estar sujetos a las disponibilidades presupuestales existentes y deben estar priorizados tanto en el Marco Fiscal de Mediano Plazo como en el Marco de Gasto de Mediano Plazo del sector
ARTÍCULO 2.2.2.5.17. PROPIEDAD DE LA INFRAESTRUCTURA. <Capítulo derogado por el artículo 2 del Decreto 1580 de 2022 con la entrada en operación del FONENERGÍA, en los términos descritos en el artículo 2.2.8.1.2 del Decreto 1073 de 2015. El texto vigente hasta la entrada en operación de FONENERGÍA es el siguiente:> La propiedad de la infraestructura cofinanciada con recursos del Fondo estará en cabeza de la Nación - Ministerio de Minas y Energía en proporción directa al aporte de recursos de cofinanciación del Fondo, mientras no se efectúe la reposición de dicha infraestructura por parte de la empresa prestadora del servicio público de transporte o de distribución de gas natural por redes, según corresponda. No será objeto de remuneración vía tarifaria la proporción de la inversión realizada con recursos de cofinanciación del Fondo respecto de los usuarios, con sujeción a lo previsto en el numeral 87.9 del artículo 87 de la Ley 142 de 1994, modificado por el artículo 143 de la Ley 1151 de 2007.
(Decreto 3531 de 2004, artículo 18; modificado por el Decreto 1718 de 2008, artículo 10)
ARTÍCULO 2.2.2.5.18. RÉGIMEN DE TRANSICIÓN. <Capítulo derogado por el artículo 2 del Decreto 1580 de 2022 con la entrada en operación del FONENERGÍA, en los términos descritos en el artículo 2.2.8.1.2 del Decreto 1073 de 2015. El texto vigente hasta la entrada en operación de FONENERGÍA es el siguiente:> <Artículo adicionado por el artículo 10 del Decreto 1038 de 2022. Rige a partir de la expedición de la actuación administrativa que modifique la Resolución UPME 417 de 2010. El nuevo texto es el siguiente:>
a) Presentación y orden de prioridad para el año 2022
Los proyectos que pretendan ser ejecutados con recursos de la vigencia 2022 únicamente podrán ser presentados hasta el 20 de julio del 2022. El trámite para su presentación, evaluación y asignación de recursos se regirá de acuerdo con las disposiciones vigentes al momento de la solicitud así como por lo establecido en la Resolución UPME 417 de 2010 y en la Resolución 9-0325 de 2013 del Ministerio de Minas y Energía; normas que les serán aplicables hasta la terminación del proyecto cofinanciado.
Para los proyectos a ser cofinanciados con recursos presupuestales del año 2022, de acuerdo con lo establecido en el artículo 2.2.2.5.13. del Decreto 1073 de 2015, la Unidad de Planeación Minero Energética - UPME, remitirá al Ministerio de Minas y Energía el orden de prioridad de los proyectos de infraestructura elegibles, a más tardar el 20 de agosto de 2022.
b) Presentación y orden de prioridad para el año 2023.
Para ser cofinanciados con recursos presupuestales del año 2023, los Solicitantes podrán presentar proyectos a partir de la modificación que efectúe la UPME de la forma de presentación de los proyectos, y hasta el último día hábil del mes de febrero de 2023.
La Unidad de Planeación Minero Energética - UPME, remitirá al Ministerio de Minas y Energía el orden de prioridad de los proyectos de infraestructura elegibles, a más tardar el 30 de marzo de 2023.
El Ministerio de Minas y Energía aplicará lo establecido en el artículo 2.2.2.5.14. durante los 2 meses siguientes a la fecha de presentación del listado de proyectos elegidos y priorizados por la UPME para la aprobación de cofinanciación de proyectos elegibles.
COMERCIALIZACIÓN DE GAS NATURAL.
ARTÍCULO 2.2.2.6.1. INCORPORACIÓN DE USUARIOS. Una vez se determine que la actividad de Comercialización de Gas Natural desarrollada por los Productores y los Agentes Importadores es competida, los Comercializadores Entrantes a los mercados de comercialización deberán incorporar a su base de clientes un número mínimo de usuarios residenciales de forma tal que, anualmente, se equilibren en un 90%, los subsidios a los usuarios de los estratos socioeconómicos 1, 2 y 3 con las contribuciones de los Usuarios Regulados que serán atendidos por estos. Lo anterior, sin perjuicio de lo establecido en la sección correspondiente a la Liquidación, cobro, recaudo y manejo de las contribuciones de solidaridad y de los subsidios en materia de servicios públicos de energía eléctrica y gas combustible distribuido por red física, del Título III del presente decreto.
(Decreto 3429 de 2003, artículo 4o)
ARTÍCULO 2.2.2.6.2. VIGILANCIA Y CONTROL. La Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios vigilará y controlará el cumplimiento de lo dispuesto en el artículo anterior.
(Decreto 3429 de 2003, artículo 5o)
COMERCIALIZACIÓN GAS NATURAL COMPRIMIDO VEHICULAR.
GENERALIDADES.
ARTÍCULO 2.2.2.6.1.1.1.1. OBJETO. La presente sección tiene por objeto definir el esquema de vigilancia y control al que están sometidas las actividades relacionadas con el Gas Natural Comprimido para uso vehicular, GNCV.
(Decreto 1605 de 2002, artículo 1o)
ARTÍCULO 2.2.2.6.1.1.1.2. CAMPO DE APLICACIÓN. El presente decreto se aplica a las actividades que a continuación se relacionan:
1. Montaje y operación de estaciones de servicio de GNCV o mixtas, caso en el cual el presente decreto se aplica únicamente a las instalaciones relacionadas con el suministro de GNCV.
2. Montaje y operación de talleres para conversión de vehículos automotores a GNCV.
3. Instalación de componentes del sistema de combustible para vehículos que funcionan con GNCV.
4. Fabricación, importación y suministro de equipos completos para conversión a GNCV, o sus componentes.
5. Fabricación, importación y suministro de equipos para estaciones de servicio de GNCV, o sus componentes.
6. Fabricación e importación de vehículos impulsados con GNCV.
(Decreto 1605 de 2002, artículo 2o)
ARTÍCULO 2.2.2.6.1.1.1.3. DEFINICIONES. Se deberán tener en cuenta las definiciones establecidas en el presente decreto así como en las Resoluciones de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, y aquellas que las adicionen o modifiquen y además las siguientes:
Acreditación: Será la definición contenida en la sección "Organización Del Subsistema De La Calidad" del Decreto Reglamentario Único del Sector Comercio, Industria y Turismo o aquella que la modifique sustituya o adicione.
(Decreto 1471 de 2014; artículo 7o numeral 2o)
Autoridad Ambiental Competente: De acuerdo con la Ley 99 de 1993 y el Decreto Reglamentario Único del Sector Ambiente, son el Ministerio del Medio Ambiente, las Corporaciones Autónomas Regionales y, en los Distritos y Municipios con una población superior a un (1) millón de habitantes, los Alcaldes o dependencias de la Administración Distrital o Municipal dotadas de esa atribución.
(Decreto 1605 de 2002 artículo 3o)
Certificación. Será la definición contenida en la sección "Organización Del Subsistema De La Calidad" del Decreto Reglamentario Único del Sector Comercio, Industria y Turismo o aquella que la modifique sustituya o adicione.
(Decreto 1471 de 2014, artículo 7o numeral 13)
Certificado de conformidad. Será la definición contenida en la sección "Organización Del Subsistema de la Calidad" del Decreto Reglamentario Único del Sector Comercio, Industria y Turismo o aquella que la modifique sustituya o adicione.
(Decreto 1472 de 2014, artículo 7o, numeral 15)
Comercializador de Gas Natural. Persona jurídica cuya actividad es la comercialización de gas natural;
(Decreto 802 de 2004, artículo 1o)
Comercializador de GNCV. Persona natural o jurídica que suministra Gas Natural Comprimido para uso Vehicular, GNCV, a través de estaciones de servicio. Para todos los efectos, en donde la reglamentación vigente se refiera a distribuidor de combustibles gaseosos a través de estaciones de servicio, deberá entenderse este como comercializador de GNCV;
(Decreto 802 de 2004, artículo 1o)
Condiciones Comerciales Especiales. Son aquellas diseñadas para incentivar el consumo del Gas Natural Comprimido para uso Vehicular, GNCV;
(Decreto 802 de 2004, artículo 1o)
Estación de Servicio Mixta: Es la Estación de Servicio destinada a la distribución tanto de combustibles líquidos derivados del petróleo como de combustibles gaseosos.
(Decreto 1605 de 2002, artículo 3)
Evaluación de la conformidad: Será la definición contenida en la sección Organización del Subsistema de la Calidad del Decreto Reglamentario Único del Sector Comercio, Industria y Turismo o aquella que la modifique sustituya o adicione.
(Decreto 1471 de 2014, artículo 7o numeral 32)
Expendedor: Persona natural o jurídica que suministra o provee bienes para los distintos agentes a los que se refiere el presente decreto.
(Decreto 1605 de 2002 artículo 3o)
Fabricantes de vehículos para GNCV: Persona Natural o Jurídica que produce vehículos destinados a utilizar gas natural comprimido GNC como combustible de su motor, ya sea para uso dedicado, para uso dual o para uso biocombustible -combustible líquido y GNC-. Para todos los efectos, se reputan fabricantes los ensambladores.
(Decreto 1605 de 2002 artículo 3o)
Gas Natural Comprimido para uso vehicular (GNCV): Es una mezcla de hidrocarburos, principalmente metano, cuya presión se aumenta a través de un proceso de compresión y se almacena en recipientes cilíndricos de alta resistencia, para ser utilizados en vehículos automotores.
(Decreto 1605 de 2002 artículo 3o, definición subrogada por el Decreto 802 de 2004, artículo 1o)
Ministerio Competente: Es el Ministerio de Minas y Energía o quien haga sus veces, para el montaje y operación de las Estaciones de Servicio que suministran Gas Natural Comprimido para uso vehicular; y, el Ministerio de Desarrollo Económico o quien haga sus veces, para las demás actividades referidas en el artículo 2.2.2.6.1.1.1.2 del presente decreto.
(Decreto 1605 de 2002 artículo 3o)
Organismo de acreditación: Será la definición contenida en la sección Organización Del Subsistema De La Calidad del Decreto Reglamentario Único del Sector Comercio, Industria y Turismo o aquella que la modifique sustituya o adicione.
(Decreto 1471 de 2014 artículo 7o, numeral 74)
Organismo de Inspección Acreditado: De conformidad con los literales o) y p) del Decreto 2269 de 1993, es un organismo que ejecuta servicios de inspección a nombre de un Organismo de Certificación y que ha sido reconocido por el Organismo de Acreditación.
(Decreto 1605 de 2002 artículo 3o)
Productor de equipos completos de GNCV y partes para equipos completos de GNCV: Toda persona natural o jurídica que elabore, procese, transforme o utilice equipos y partes con el propósito de obtener equipos completos de GNCV para ser instalados en vehículos automotores por talleres de conversión. Los importadores se reputan productores respecto de los equipos completos de GNCV y sus partes que introduzcan al mercado nacional.
(Decreto 1605 de 2002 artículo 3o)
Productor de equipos y partes para la instalación de Estaciones de Servicio de GNCV: Toda persona natural o jurídica que elabore, procese, transforme o utilice bienes con el propósito de obtener equipos y partes para la instalación de estaciones de servicio de GNCV. Los importadores se reputan productores respecto de los equipos y partes que para tal fin introduzcan al mercado nacional.
Taller de Conversión de Vehículos a GNCV: Toda persona natural o jurídica que realiza la instalación y/o mantenimiento de equipos completos de GNCV y/o sus partes.
(Decreto 1605 de 2002 artículo 3o)
Sistema de Transporte Terrestre Masivo de Pasajeros, STTMP: Conjunto de infraestructura, equipos, sistemas, señales, paraderos, vehículos, estaciones e infraestructura vial destinadas y utilizadas para la eficiente y continua prestación del servicio público de transporte de pasajeros en un área específica.
(Decreto 802 de 2004, artículo 1o, Definición de Sistema de Transporte Terrestre Masivo de Pasajeros adicionada por el Decreto 1008 de 2006, artículo 1o)
Usuario Final de Gas Natural Comprimido Vehicular. Persona que utiliza gas natural comprimido como combustible en vehículos automotores.
(Decreto 802 de 2004, artículo 1o)
Vehículo Automotor: Es todo vehículo provisto de un dispositivo mecánico de autopropulsión, utilizado normalmente para el transporte de personas o mercancías por vía terrestre y que no marche sobre rieles o conectado a un conductor eléctrico. Se consideran vehículos automotores los montacargas y vehículos similares en el sector transporte.
(Decreto 1605 de 2002 artículo 3o)
ARTÍCULO 2.2.2.6.1.1.1.4. INCENTIVOS COMERCIALES PARA EL USO DEL GAS NATURAL COMPRIMIDO VEHICULAR. Los productores, transportadores, distribuidores, comercializadores de gas natural y comercializadores de GNCV ofrecerán Condiciones Comerciales Especiales para beneficio de las personas que utilizan gas natural comprimido como combustible en vehículos automotores, absteniéndose de ejecutar cualquier actuación que pueda conducir a discriminación indebida o a trato preferente en perjuicio de otros.
Los comercializadores de GNCV velarán porque los incentivos obtenidos de los diferentes agentes de la cadena de gas lleguen hasta los usuarios finales del servicio.
(Decreto 802 de 2004, artículo 2o)
ARTÍCULO 2.2.2.6.1.1.1.5. INCENTIVO TARIFARIO EN LA REGULACIÓN DE LA ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL POR REDES. En orden a impulsar la utilización del GNCV en los Sistemas de Transporte Terrestre Masivo de Pasajeros se requiere la introducción de un incentivo tarifario en la regulación de la actividad de Distribución de gas natural por redes.
(Decreto 1008 de 2006 artículo 2o)
REQUISITOS PARA INICIAR LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO.
ARTÍCULO 2.2.2.6.1.1.2.1. AUTORIZACIONES Y LICENCIAS. Las estaciones de servicio y talleres de conversión interesados en iniciar operaciones deberán haber tramitado las correspondientes licencias ante las autoridades que a continuación se mencionan, so pena de las sanciones previstas en la subsección 6.1 de la presente Sección.
Autoridad Distrital, Municipal, o del Departamento Especial de San Andrés, Providencia y Santa Catalina.
Curador Urbano.
Autoridad Ambiental Competente.
(Decreto 1605 de 2002 artículo 4o)
ARTÍCULO 2.2.2.6.1.1.2.2. AVISO A LAS DIFERENTES AUTORIDADES. Los interesados en iniciar la operación de estaciones de servicio y/o talleres de conversión deberán informarlo previamente al Ministerio competente y a la Superintendencia de Industria y Comercio, mediante comunicación escrita en la que indique localización, dirección y fecha a partir de la cual entrará en operación, anexando copia simple de las pólizas de seguros establecidas en el numeral 2 del artículo siguiente, según corresponda.
(Decreto 1605 de 2002 artículo 5o)
OBLIGACIONES.
ARTÍCULO 2.2.2.6.1.1.3.1. OBLIGACIONES DE LAS ESTACIONES DE SERVICIO Y LOS TALLERES DE CONVERSIÓN. En todo momento, desde que inician operaciones las estaciones de servicio y los talleres de conversión, deberán cumplir con las siguientes obligaciones:
1 Mantener vigentes las licencias, permisos o autorizaciones expedidas por las Alcaldías, las Curadurías Urbanas y las Autoridades Ambientales Competentes.
2 Adquirir con posterioridad a la obtención de la totalidad de las licencias, en un término no superior a treinta (30) días y mantener vigentes dos Pólizas de Seguros, a saber:
(i) Responsabilidad Civil Extracontractual, RCE, para asegurar los perjuicios patrimoniales que cause a terceras personas en desarrollo de sus, actividades normales por daños a bienes, lesiones o muerte de personas, de acuerdo con las condiciones generales de la póliza y la ley colombiana; la póliza deberá incluir una cláusula de restablecimiento automático del valor asegurado a cargo de la estación de servicio o el taller de conversión cuando quiera que, por ocurrencia de siniestros, el valor asegurado mínimo disminuya. Mientras el Ministerio competente señala las condiciones particulares de la póliza, se seguirán aplicando las previstas en la Resolución 80582 de 1996, modificada por la Resolución 181386 de 2005 del Ministerio de Minas y Energía para las estaciones de servicio de GNCV y talleres de conversión.
(ii) Cumplimiento de Disposiciones Legales, en la que figure como beneficiario el Ministerio competente, para amparar el incumplimiento de las normas y reglamentaciones que deben observar en el ejercicio de su actividad, cuyo valor asegurado no podrá ser inferior al 5% del valor de la inversión, actualizado anualmente por el Índice de Precios al Consumidor -IPC- para el año siguiente, de acuerdo a los cálculos del Banco de la República.
3 Obtener, y mantener los Certificados de Conformidad de que trata la siguiente subsección, expedidos por un Organismo de Certificación Acreditado, sobre el cumplimiento de los requisitos técnicos contemplados en la reglamentación vigente o aquella que la modifique.
(Decreto 1605 de 2002 artículo 6o,)
REQUISITOS TÉCNICOS Y VERIFICACIÓN DE LA CONFORMIDAD.
ARTÍCULO 2.2.2.6.1.1.4.1. EXPEDICIÓN DE REGLAMENTOS TÉCNICOS. Los Ministerios competentes para reglamentar las diferentes actividades relacionadas con el gas natural comprimido para uso vehicular, expedirán los Reglamentos Técnicos respectivos y determinarán los requisitos obligatorios que deben cumplirse en cada una de ellas.
PARÁGRAFO. Hasta tanto no se expidan los Reglamentos Técnicos pertinentes, seguirá vigente la Resolución (80582 de 1996 modificada por la Resolución 181386 de 2005) expedida por el Ministerio de Minas y Energía, en aquellas partes que no sean contrarias a las disposiciones contenidas en este Decreto.
(Decreto 1605 de 2002 artículo 7o, parágrafo ha perdido vigencia)
ARTÍCULO 2.2.2.6.1.1.4.2. PROCEDIMIENTO PARA VERIFICAR EL CUMPLIMIENTO DE LOS REQUISITOS TÉCNICOS. Los oferentes de servicios y productos de GNCV deberán asegurar el cumplimiento de los requisitos, procedimientos, pruebas y ensayos establecidos en los Reglamentos Técnicos y deberán obtener los Certificados de Conformidad a que haya lugar, debidamente expedidos por un Organismo de Certificación Acreditado, conforme a lo dispuesto en los Títulos IV y V de la Circular Única de la Superintendencia de Industria y Comercio - Circular Externa 10 de 2001.
(Decreto 1605 de 2002 artículo 8o)
ARTÍCULO 2.2.2.6.1.1.4.3. ORGANISMOS DE CERTIFICACIÓN ACREDITADOS. Los Organismos de Certificación Acreditados expedirán los certificados de conformidad a que hace referencia el presente decreto. En lo pertinente, se aplicarán a estos organismos las disposiciones contenidas en el Decreto 2269 de 1993, el Decreto Reglamentario Único del Sector Comercio Industria y Turismo, en los Títulos IV y V de la Circular Única de la Superintendencia de Industria y Comercio -Circular Externa 10 de 2001- y las normas que deroguen, modifiquen, aclaren, adicionen o reglamenten estas disposiciones.
(Decreto 1605 de 2002 artículo 9o)
ARTÍCULO 2.2.2.6.1.1.4.4. ORGANISMOS DE INSPECCIÓN. Los Organismos de Inspección Acreditados por la Superintendencia de Industria y Comercio o quien haga sus veces ejecutarán los servicios de inspección a nombre del Organismo de Certificación Acreditado que los solicite, quien será el único responsable ante la Superintendencia de Industria y Comercio. En lo pertinente, se aplicarán a estos organismos las disposiciones contenidas en el Decreto 2269 de 1993, el Decreto Reglamentario Único del Sector Comercio Industria y Turismo, en el Título V de la Circular única de la Superintendencia de Industria y Comercio -Circular Externa 10 de 2001- y las normas que modifiquen, aclaren, adicionen o reglamenten estas disposiciones.
(Decreto 1605 de 2002 artículo 10)
ARTÍCULO 2.2.2.6.1.1.4.5. VIGILANCIA Y CONTROL DE LOS REGLAMENTOS TÉCNICOS. Se asigna a la Superintendencia de Industria y Comercio el control del cumplimiento de los Reglamentos Técnicos para garantizar la seguridad y calidad en el ejercicio de las actividades relacionadas con el uso del Gas Natural Comprimido para uso Vehicular, GNCV.
(Decreto 1605 de 2002 artículo 11)
REGLAS SOBRE LIBRE COMPETENCIA.
ARTÍCULO 2.2.2.6.1.1.5.1. FUNCIONES DE LA SUPERINTENDENCIA DE INDUSTRIA Y COMERCIO. La Superintendencia de Industria y Comercio vigilará a las empresas con el fin de investigar y sancionar, si fuere del caso, las prácticas que puedan constituir restricciones indebidas a la libre competencia en los términos del Decreto 2153 de 1992, en particular los artículos 46 a 52, y las normas que lo complementen, modifiquen o adicionen. De conformidad con lo dispuesto en dicho Decreto los productores, transportadores, distribuidores y comercializadores de gas natural se abstendrán de cualquier actuación que pueda conducir a discriminar indebidamente o dar trato preferente a algunos comercializadores de gas natural comprimido vehicular en perjuicio de otros.
(Decreto 1605 de 2002 artículo 12)
ARTÍCULO 2.2.2.6.1.1.5.2. PUBLICIDAD DE LOS PRECIOS DEL GNCV. Con el propósito de asegurar que los precios reflejen las condiciones de un mercado competitivo, las estaciones de servicio para suministro de gas natural comprimido vehicular divulgarán sus precios al público en aviso ubicado en un sitio claramente visible de la estación de servicio, sin perjuicio de las facultades atribuidas en esta materia a la Superintendencia de Industria y Comercio en el la Ley 1480 de 2011 y demás normas concordantes.
(Decreto 1605 de 2002 artículo 13)
RÉGIMEN SANCIONATORIO.
ARTÍCULO 2.2.2.6.1.1.6.1. SANCIONES. En el evento en que las estaciones de servicio y los talleres de conversión incumplan las obligaciones previstas en el artículo 2.2.2.6.1.1.3.1. del presente decreto, les serán impuestas por las autoridades competentes para el efecto las sanciones previstas en los artículos subsiguientes.
(Decreto 1605 de 2002 artículo 14)
ARTÍCULO 2.2.2.6.1.1.6.2. SANCIONES URBANÍSTICAS. Las Autoridades Distritales o Municipales aplicarán las sanciones establecidas en la Ley 388 de 1997 y en las normas que la modifiquen, aclaren, adicionen o reglamenten, en lo que se refiere al incumplimiento de normas urbanísticas en cada Distrito o Municipio.
(Decreto 1605 de 2002 artículo 15)
ARTÍCULO 2.2.2.6.1.1.6.3. SANCIONES AMBIENTALES. Las Autoridades Ambientales aplicarán las sanciones establecidas en la Ley 99 de 1993 y en las normas que la modifiquen, aclaren, adicionen o reglamenten, en lo que se refiere al incumplimiento de normas de protección ambiental.
(Decreto 1605 de 2002 artículo 16)
ARTÍCULO 2.2.2.6.1.1.6.4. SANCIONES POR INCUMPLIMIENTO DE LOS REGLAMENTOS TÉCNICOS. El incumplimiento de las disposiciones contenidas en los Reglamentos Técnicos será sancionado por la Superintendencia de Industria y Comercio de conformidad con lo previsto la Ley 1480 de 2011 y demás normas concordantes.
(Decreto 1605 de 2002 artículo 17)
DEL ABASTECIMIENTO DE GAS LICUADO DEL PETRÓLEO (GLP).
ARTÍCULO 2.2.2.7.1. DEL ABASTECIMIENTO DE GLP Y LA DECLARATORIA DE UN RACIONAMIENTO PROGRAMADO. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2251 de 2015. El nuevo texto es el siguiente:> Con el fin de gestionar y priorizar la asignación del GLP en períodos de escasez, el Ministerio de Minas y Energía declarará el inicio de un periodo de Racionamiento Programado cuando se prevea que en el futuro la oferta del producto va a ser inferior a la demanda. En dicha declaración señalará la situación que la origina y el período de duración esperado.
PARÁGRAFO. La declaratoria del periodo de Racionamiento Programado por la ocurrencia de un evento propio del ámbito de acción de un productor, de un transportador o de un comercializador mayorista, no los eximirá del cumplimiento de sus obligaciones contractuales, salvo que el racionamiento obedezca a un evento de fuerza mayor, caso fortuito, causa extraña o a un evento eximente de responsabilidad conforme a lo dispuesto en la regulación vigente.
Los incumplimientos en que incurran los productores, los transportadores o los comercializadores mayoristas que lleven a la declaratoria de un Racionamiento Programado darán lugar al inicio de las investigaciones y posible imposición de sanciones, si hubiere lugar a ello.
ARTÍCULO 2.2.2.7.2. PRIORIDAD EN EL ABASTECIMIENTO DE GLP. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2251 de 2015. El nuevo texto es el siguiente:> Una vez descontadas las cantidades mínimas de GLP requeridas para garantizar la continuidad operativa de las refinerías cuando se presente un Racionamiento Programado de GLP, los productores, los comercializadores y los transportadores asignarán el GLP, en el siguiente orden de prioridad:
1. En primer lugar, los usuarios residenciales, pequeños usuarios comerciales y pequeños usuarios industriales.
2. En segundo lugar, la demanda que cuente con contratos vigentes con garantía de suministro sin interrupciones establecidos en la regulación aplicable, en cualquiera de sus modalidades.
El volumen de GLP será asignado por el productor, el transportador o el comercializador mayorista, conforme a las condiciones de suministro pactadas contractualmente. En caso de empate, deberá dársele la prioridad más alta de abastecimiento al usuario con el más alto costo de racionamiento y así sucesivamente.
3. Exportaciones pactadas en firme.
Cuando para atender la demanda nacional de GLP para consumo interno se deban suspender los compromisos en firme de exportación, a los productores y/o comercializadores mayoristas se les reconocerá el costo de oportunidad del GLP dejado de exportar, el cual se calculará conforme a la metodología definida por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG).
ARTÍCULO 2.2.2.7.3. CÁLCULO DE LOS COSTOS DE RACIONAMIENTO. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2251 de 2015. El nuevo texto es el siguiente:> Únicamente para fines estadísticos y de planeación del sector, la UPME establecerá los costos de racionamiento, los cuales se calcularán por clase de usuario y varios períodos de duración. Estos cálculos se actualizarán anualmente y se mantendrán publicados en la página web de la mencionada entidad.
ARTÍCULO 2.2.2.7.4. REMUNERACIÓN A LA PRODUCCIÓN DE GLP. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2251 de 2015. El nuevo texto es el siguiente:> Para garantizar la atención de la demanda nacional de GLP, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), promoverá el desarrollo de mecanismos que permitan la formación de precios eficientes de este energético.
La CREG realizará los ajustes necesarios en la regulación vigente para aplicar lo dispuesto en este artículo.
ARTÍCULO 2.2.2.7.5. DECLARACIONES DE PRODUCCIÓN. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2251 de 2015. El nuevo texto es el siguiente:> Los productores e importadores de GLP deberán declarar los valores históricos y esperados de su producción, importación, ventas, consumos propios y demás variables que señale el Ministerio de Minas y Energía mediante resolución, en los plazos y condiciones que este establezca.
ARTÍCULO 2.2.2.7.6. PLAN DE CONTINUIDAD. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2251 de 2015. El nuevo texto es el siguiente:> La infraestructura para garantizar la seguridad de abastecimiento del GLP deberá ser contemplada en el Plan de Continuidad de Combustibles Líquidos. La CREG deberá definir los mecanismos que remuneren dicha infraestructura, incluyendo aquella que de acuerdo con el Plan sea necesaria para importar.
ALMACENAMIENTO ESTRATÉGICO DE GAS LICUADO DEL PETRÓLEO (GLP).
ARTÍCULO 2.2.2.7.1.1. OBJETO. <Artículo adicionado por el artículo 4 del Decreto 1310 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> La presente Subsección tiene por objeto reglamentar la identificación, priorización, construcción, operatividad y/o mantenimiento de la infraestructura nueva, existente o infraestructura existente con necesidad de obra, asociada con los Almacenamientos Estratégicos de Gas Licuado de Petróleo (GLP), especialmente en zonas de frontera, con el interés social de garantizar la seguridad energética nacional y el suministro oportuno de Gas Licuado del Petróleo (GLP) a través del almacenamiento estratégico, en los términos del artículo 246 de la Ley 2294 de 2023 o la norma que lo modifique o sustituya.
ARTÍCULO 2.2.2.7.1.2. DEFINICIONES. <Artículo adicionado por el artículo 4 del Decreto 1310 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> Para efectos de la interpretación y aplicación de la presente sección, se tendrán en cuenta las siguientes definiciones:
Almacenamiento estratégico de confiabilidad para Gas Licuado del Petróleo (GLP): Capacidad de almacenamiento y el volumen mínimo de Gas Licuado del Petróleo (GLP), requeridos para garantizar el abastecimiento de uno o varios mercados o regiones, durante un período determinado, así como los volúmenes que no podrán ser retirados de la infraestructura del almacenamiento, salvo que se presenten insalvables restricciones en la oferta de Gas Licuado del Petróleo (GLP), restricciones en las capacidades de transporte o movilización en todas su modalidades de este energético, o demás situaciones que deriven en algún tipo de eventos de escasez.
Confiabilidad de Gas Licuado de Petróleo (GLP): Atributo en capacidad, volumen u otra variable medible y trazable para garantizar en el corto plazo la prestación del servicio de GLP sin interrupciones ante fallas en la infraestructura o la materialización de riesgos que amenacen el abastecimiento.
Infraestructura Existente: Infraestructura que, al momento de presentarse a la convocatoria o al mecanismo de asignación que haga sus veces, ha prestado servicios de almacenamiento comercial, operativo o estratégico.
Infraestructura Existente con Necesidad de Obra: Infraestructura Existente que, al momento de presentarse a la convocatoria o al mecanismo de asignación que haga sus veces, requiere ampliaciones o adecuaciones para cumplir con las condiciones establecidas en el mecanismo.
Infraestructura Nueva: Infraestructura de almacenamiento estratégico que no ha iniciado la etapa de construcción al momento de presentarse a la convocatoria o mecanismo de asignación que haga sus veces.
Insalvables restricciones en la oferta de Gas Licuado del Petróleo (GLP). Limitaciones técnicas en las capacidades de oferta, transporte o movilización de GLP en todas sus modalidades y todas aquellas situaciones que limiten su entrega y la atención de la demanda en uno o varios centros de consumo, pese a las gestiones técnicas y logísticas realizadas por los agentes de la cadena de distribución de este energético.
Seguridad de Abastecimiento de Gas Licuado de Petróleo (GLP): Condición medible y trazable, para la atención de la demanda de GLP bajo condiciones normales de operación en el mediano y largo plazo”.
ARTÍCULO 2.2.2.7.1.3. IDENTIFICACIÓN DE LAS UBICACIONES DE ALMACENAMIENTOS ESTRATÉGICOS DE GAS LICUADO DE PETRÓLEO (GLP). <Artículo adicionado por el artículo 4 del Decreto 1310 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> El Plan Indicativo de Abastecimiento de Combustibles Líquidos elaborado por la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), contendrá el análisis y estudio del Gas Licuado de Petróleo (GLP) y en su componente de confiabilidad o sus documentos complementarios, identificará las zonas para la construcción y/o ampliación de infraestructura de almacenamiento estratégico en el país, las zonas para la construcción de infraestructura nueva, existente o existente con necesidad de obra y que haya sido construida mediante convocatorias o el mecanismo de asignación que haga sus veces, priorizando las zonas de frontera, para el Gas Licuado del Petróleo (GLP), en función de la capacidad de almacenamiento y el inventario requerido, así como de los puntos críticos de abastecimiento y confiabilidad que defina el Ministerio de Minas y Energía.
Para efectos de lo anterior, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) deberá considerar como mínimo los siguientes criterios: i) el tamaño de los inventarios a ser almacenados; ii) cercanía a los centros de consumo, en especial a aquellos lugares más expuestos a presentar algún tipo de alteración que pueda afectar a la demanda de GLP; y iii) según corresponda, la ubicación en nodos estratégicos de tal forma que con estos sea posible atender varios centros de consumo en caso de requerirse.
PARÁGRAFO 1o. El Ministerio de Minas y Energía definirá la priorización para la ejecución de los proyectos de infraestructura adoptados dentro de su Plan de Continuidad de combustibles líquidos derivados del petróleo y de Gas Licuado de Petróleo (GLP), a partir de los criterios establecidos en conjunto con la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) y la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG).
PARÁGRAFO 2o. La CREG deberá establecer la metodología para el reconocimiento del Ingreso Anual Esperado, así como de los demás valores a reconocer sobre la Infraestructura Nueva, Infraestructura Existente e Infraestructura Existente con Necesidad de Obras.
PARÁGRAFO 3o. Los agentes interesados que cuenten con Infraestructura Existente o Infraestructura Existente con Necesidad de Obra podrán presentarse de forma independiente o a través de figuras asociativas a los mecanismos abiertos y competitivos que adelante la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME).
PARÁGRAFO 4o. Los agentes interesados en presentarse a las convocatorias abiertas y competitivas para la construcción y operación de almacenamientos estratégicos deberán contar con un sistema de internación en cualquier modo de transporte o movilización incluyendo el transporte terrestre, por duetos, fluvial, marítimo, aéreo o ferroviario u otras modalidades.
PARÁGRAFO 5o. Los agentes deberán reportar ante la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) la información que está considere necesaria para el desarrollo efectivo de su función y de los mecanismos abiertos y competitivos que se celebren, en el tiempo, forma y condiciones por ella establecidos.
ARTÍCULO 2.2.2.7.1.4. OPERATIVIDAD DE LOS ALMACENAMIENTOS ESTRATÉGICOS. <Artículo adicionado por el artículo 4 del Decreto 1310 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> El Ministerio de Minas y Energía o a quien este delegue, dentro del año siguiente a la entrada en vigencia de la presente subsección, reglamentará los aspectos administrativos como: i) protocolo de decisión de liberación y uso de los inventarios estratégicos, ii) entidad a cargo de decidir la liberación y uso de los inventarios estratégicos; iii) rol de los agentes de la cadena en la operación del esquema durante un evento de liberación y uso de los inventarios estratégicos; y iv) procedimiento para la coordinación de las acciones operativas de suministro, transporte y manejo de almacenamientos estratégicos en situaciones un evento de liberación y uso de los inventarios estratégicos.
ARTÍCULO 2.2.2.7.1.5. CARGOS O MÁRGENES DE CONFIABILIDAD. <Artículo adicionado por el artículo 4 del Decreto 1310 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> Los proyectos de almacenamiento estratégico de Gas Licuado de Petróleo (GLP), serán remunerados mediante el reconocimiento de cargos como parte del margen aplicable en la fórmula tarifaria general que defina la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), entidad competente para expedir la regulación económica en materia de Gas Licuado del Petróleo (GLP), o quien haga sus veces, en los términos y condiciones señalados en la ley y demás disposiciones aplicables.
PARÁGRAFO 1o. Para efectos de lo anterior, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), en el término máximo de doce (12) meses contados a partir de la entrada en vigencia de la presente subsección, deberá establecer una metodología para determinar los cargos o márgenes de confiabilidad dentro de la fórmula tarifaria del Gas Licuado de Petróleo (GLP) en el marco de la regulación vigente, así como los términos, plazos y condiciones para la aprobación de estos.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) deberá propender para que todos los usuarios, incluyendo los establecidos en la priorización consagrada en el artículo 2.2.2.7.2 del presente decreto, puedan ser sujetos de cobro para remunerar los proyectos de los que son beneficiarios.
PARÁGRAFO 2o. La Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) dentro del Plan Indicativo de Abastecimiento de Gas Licuado de Petróleo (GLP), o en sus documentos complementarios, deberá identificar los beneficiarios de cada proyecto de infraestructura contemplado en tal plan.
ARTÍCULO 2.2.2.7.1.6. IMPULSO A LA CONSTRUCCIÓN DE INFRAESTRUCTURAS DE ALMACENAMIENTO ESTRATÉGICO DE GAS LICUADO DE PETRÓLEO (GLP). <Artículo adicionado por el artículo 4 del Decreto 1310 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> El Ministerio de Minas y Energía podrá destinar recursos para financiar o cofinanciar los proyectos de infraestructura de almacenamiento estratégico de Gas Licuado de Petróleo (GLP), para lo cual establecerá los lineamientos y requisitos para acceder a la cofinanciación o financiación que deberán cumplirse en atención a la fuente de los recursos y a la disponibilidad presupuestal.
ARTÍCULO 2.2.2.7.1.7. REQUISITOS TÉCNICOS Y DE SEGURIDAD DE LOS ALMACENAMIENTOS ESTRATÉGICOS. <Artículo adicionado por el artículo 4 del Decreto 1310 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> Los almacenamientos estratégicos de Gas Licuado de Petróleo (GLP) en el territorio nacional, particularmente en las zonas de frontera, deberán cumplir con los requisitos y reglamentos técnicos y de seguridad aplicables o los que para tal efecto establezca el Ministerio de Minas y Energía o quien este delegue. En cualquier caso, se aplicarán las buenas prácticas de la industria.
ARTÍCULO 2.2.2.7.1.8. DESARROLLO E IMPLEMENTACIÓN DEL PLAN DE CONTINUIDAD EN MATERIA DE GAS LICUADO DEL PETRÓLEO (GLP). <Artículo adicionado por el artículo 4 del Decreto 1310 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) deberá expedir la regulación aplicable a la implementación y desarrollo de los planes de continuidad en materia de Gas Licuado del Petróleo (GLP), para lo cual deberá establecer:
1. Criterios para determinar que el agente puede desarrollar el proyecto. Los proyectos u obras de los respectivos planes deberán ser desarrollados, en primera instancia, por un agente como complemento de la infraestructura existente. En caso de que los primeros no sean desarrollados por el agente, deberán ser desarrollados como resultado de la aplicación de mecanismos abiertos y competitivos.
2. Condiciones para la aplicación de mecanismos abiertos y competitivos para la selección. La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) será la responsable del diseño de los mecanismos abiertos y competitivos de los que trata el presente artículo.
3. Obligaciones de los agentes interesados que, en primera instancia, desarrollen proyectos adoptados por el Ministerio como complemento de su infraestructura existente para garantizar su entrada en operación oportuna. Estas obligaciones contemplarán los mecanismos de cubrimiento, auditoría y control a que haya lugar, los mecanismos para manifestar su interés, entre otros.
4. Obligaciones de los agentes interesados a los que se les asigne la construcción y operación de los proyectos mediante mecanismos abiertos y competitivos, para garantizar su entrada en operación oportuna. Estas obligaciones contemplarán, entre otros, los mecanismos de cubrimiento, auditoría y control a que haya lugar.
5. Procedimientos, requisitos y documentación a adjuntar para el proceso de asignación del proyecto. Lo anterior, según lo establecido por el Ministerio de Minas y Energía acorde con la correspondiente instancia.
6. Metodologías de remuneración de los proyectos u obras de los respectivos planes. La mencionada metodología podrá considerar la remuneración de los activos mediante cargos fijos y variables.
PARÁGRAFO. La Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME), será responsable de la aplicación e implementación de los mecanismos abiertos y competitivos de selección a los que se refiere este artículo, así como de la identificación de los beneficiarios de cada proyecto. Ningún usuario deberá pagar un costo superior a su costo de racionamiento.
ARTÍCULO 2.2.2.7.1.9. ARMONIZACIÓN REGULATORIA. <Artículo adicionado por el artículo 4 del Decreto 1310 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> El Ministerio de Minas y Energía realizará los ajustes regulatorios necesarios para garantizar la correcta integración de los almacenamientos estratégicos de Gas Licuado de Petróleo (GLP), así como su operación, acorde con las condiciones de seguridad y calidad requeridas.
ARTÍCULO 2.2.2.7.1.10. SANCIONES. <Artículo adicionado por el artículo 4 del Decreto 1310 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> El incumplimiento de la normativa concerniente a los almacenamientos estratégicos de Gas Licuado del Petróleo (GLP), particularmente en las zonas de frontera, dará lugar al inicio de la investigación e imposición de las sanciones aplicables a las empresas prestadoras de servicios públicos domiciliarios o a quienes desarrollen actividades complementarias relacionadas con dicha prestación, de conformidad con el artículo 81 de la Ley 142 de 1994 o las disposiciones que los modifiquen o sustituyan.
COSTOS DE LAS REDES INTERNAS Y OTROS GASTOS ASOCIADOS A LA CONEXIÓN DEL SERVICIO DE GAS COMBUSTIBLE POR REDES.
ARTÍCULO 2.2.2.8.1. OBJETO. <Artículo adicionado por el artículo 1 de la Decreto 2140 de 2016. El nuevo texto es el siguiente:> Reglamentar el artículo 211 de la Ley 1753 de 2015, en relación con la financiación con recursos del Sistema General de Regalías, de proyectos de masificación del uso del gas combustible, mediante el otorgamiento de subsidios a los costos de conexión domiciliaria a las redes internas y a otros gastos asociados a la conexión del servicio a cargo de los usuarios de los estratos 1 y 2, y de la población del sector rural que cumpla con las condiciones para recibir el subsidio de vivienda de interés social rural.
ARTÍCULO 2.2.2.8.2. COSTO DE LAS INSTALACIONES O REDES INTERNAS DE GAS COMBUSTIBLE POR REDES. <Artículo adicionado por el artículo 1 de la Decreto 2140 de 2016. El nuevo texto es el siguiente:> Para efectos del subsidio a que se refiere el presente capítulo, el costo de la instalación interna o red interna corresponde al definido en el numeral 14.16 del artículo 14 de la Ley 142 de 1994, el cual no incluye artefactos y no podrá exceder el costo del cargo por conexión regulado por la CREG, para el año que corresponda.
ARTÍCULO 2.2.2.8.3. OTROS GASTOS ASOCIADOS A LA CONEXIÓN AL SERVICIO PÚBLICO DE GAS COMBUSTIBLE POR REDES A CARGO DEL USUARIO. <Artículo adicionado por el artículo 1 de la Decreto 2140 de 2016. El nuevo texto es el siguiente:> Para efectos del subsidio a que se refiere el presente capítulo, se entiende por “otros gastos asociados a la conexión del servicio público de gas combustible por red a cargo del usuario” el valor a pagar por la revisión previa de la instalación interna de gas, que corresponderá al valor incluido dentro del cargo máximo por conexión a usuarios residenciales regulado por la Comisión de Regulación de Energía y Gas. CREG.
ARTÍCULO 2.2.2.8.4. CONDICIÓN PARA OTORGAMIENTO DEL SUBSIDIO. <Artículo adicionado por el artículo 1 de la Decreto 2140 de 2016. El nuevo texto es el siguiente:> Para otorgar el subsidio a los costos de conexión de redes internas y otros gastos asociados a la conexión del servicio de gas combustible por redes, las entidades territoriales que presenten proyectos de inversión para aprobación de los órganos colegiados de administración y decisión, OCAD, deben acreditar que las viviendas no han sido beneficiarías con otros subsidios, en los cuales se haya incluido el servicio de gas combustible por red.
GESTIÓN DE LOS RECURSOS QUE LAS EMPRESAS PÚBLICAS, PRIVADAS O MIXTAS, DECIDAN APORTAR PARA EXTENDER EL USO DE GAS COMBUSTIBLE DISTRIBUIDO POR REDES A ZONAS QUE NO CUENTEN CON EL SERVICIO.
ARTÍCULO 2.2.2.9.1. OBJETO. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1704 de 2021. El nuevo texto es el siguiente:> Establecer los lineamientos generales para que el Ministerio de Minas y Energía dirija la forma en que se efectuarán los proyectos que tienen como fin extender el uso de gas combustible distribuido por redes a cabeceras municipales y/o centros poblados como veredas, corregimientos, caseríos y/o inspecciones de policía, que no cuenten con el respectivo servicio, con recursos que las empresas decidan aportar de manera voluntaria y gratuita.
PARÁGRAFO. Podrá ser aportante una empresa de economía mixta, privada o pública, o un grupo de empresas organizadas mediante alguna de las figuras asociativas de la Ley 80 de 1993.
ARTÍCULO 2.2.2.9.2. REQUISITOS Y DOCUMENTACIÓN PARA LA PRESENTACIÓN DE LA INTENCIÓN DE FINANCIAR PROYECTOS DE INFRAESTRUCTURA. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1704 de 2021. El nuevo texto es el siguiente:> El Ministerio de Minas y Energía expedirá el acto administrativo que definirá los requisitos que deberán cumplir y los documentos que deberán presentar las empresas aportantes interesadas en destinar recursos para extender el uso de gas combustible distribuido por redes.
La empresa aportante interesada en destinar recursos para ampliar la cobertura del uso de gas combustible distribuido por redes, deberá informarlo y acreditar ante la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) los requisitos y la documentación exigida para ello. Presentada la documentación, la UPME verificará la observancia de los requisitos exigidos y dará inicio a la siguiente etapa del proceso.
PARÁGRAFO. La Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) podrá solicitar al interesado, las aclaraciones y justificaciones necesarias respecto de los documentos y la información presentada.
ARTÍCULO 2.2.2.9.3. SELECCIÓN Y VALORACIÓN TÉCNICA Y ECONÓMICA DE LA EMPRESA DE SERVICIOS PÚBLICOS DOMICILIARIOS QUE EJECUTARÁ Y OPERARÁ LOS PROYECTOS DE INFRAESTRUCTURA. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1704 de 2021. El nuevo texto es el siguiente:>
1. El Ministerio de Minas y Energía definirá mediante acto administrativo, los requisitos mínimos que deberán cumplir las empresas de servicios públicos domiciliarios receptoras de los aportes, y que pretendan estructurar, construir y operar las redes.
2. El Ministerio de Minas y Energía definirá mediante acto administrativo, los trámites y mecanismos de evaluación para que la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) desarrolle el proceso de invitación y recepción de las propuestas.
3. La Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) desarrollará el proceso de invitación y recepción de las propuestas y determinará la lista de empresas de servicios públicos domiciliarios que cumplen con la documentación y los requisitos mínimos establecidos por el Ministerio de Minas y Energía.
4. La lista de empresas de servicios públicos domiciliarios que cumplan con la documentación y los requisitos mínimos exigidos por el Ministerio de Minas y Energía, será definida y entregada por parte de la UPME a la empresa aportante, quien determinará, en el plazo que disponga el Ministerio, con qué empresa de servicios públicos domiciliarios suscribirá, bajo su cuenta y riesgo, el contrato para la construcción y operación de la red para la distribución de gas combustible objeto del aporte.
Una vez se cuente con esta información o a más tardar el día siguiente a aquel en que termine el plazo de la empresa aportante para seleccionar a la empresa de servicios públicos domiciliarios con quien suscribirá el contrato, la empresa aportante dará la orden correspondiente a la fiduciaria para iniciar los trámites contractuales.
PARÁGRAFO. Solo cuando se haya seleccionado la empresa de servicios públicos domiciliarios que construirá y operará la infraestructura de distribución de gas combustible objeto del proyecto, la empresa aportante trasladará los recursos a la correspondiente fiducia.
ARTÍCULO 2.2.2.9.4. DEL CONTRATO DE FIDUCIA MERCANTIL. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1704 de 2021. El nuevo texto es el siguiente:> La empresa aportante deberá depositar los recursos en un patrimonio autónomo administrado por una sociedad fiduciaria, para lo cual deberá suscribir un contrato de fiducia mercantil que tendrá, por lo menos, las siguientes obligaciones:
1. La contratación y el pago de la empresa que realizará la gerencia del proyecto, si aplica. El costo de la gerencia deberá cubrirse con los recursos específicamente destinados para ello en la fiducia.
2. Celebrar un contrato de construcción y compromiso de operación de la infraestructura de las redes de distribución de gas combustible con la empresa de servicios públicos domiciliarios seleccionada.
3. La contratación y el pago de la empresa que realizará la interventoría del proyecto. El costo de la interventoría deberá cubrirse con los recursos específicamente destinados para ello en la fiducia.
4. La administración y los giros de recursos que le sean instruidos, con los cuales se financiará la construcción de la infraestructura para la extensión del servicio público domiciliario de gas combustible distribuido por redes.
5. En cumplimiento de las instrucciones de la empresa aportante, quien deberá decidir si la propiedad de la infraestructura será cedida a la empresa de servicios públicos domiciliarios que la operará o a la entidad territorial, la fiduciaria efectuará dicha cesión y hará entrega de la infraestructura a quien corresponda. En todo caso, la cesión deberá ser a título gratuito en observancia del artículo 294 de la Ley 1955 de 2019.
PARÁGRAFO 1o. El fideicomitente será la empresa aportante y el fideicomisario será la empresa de servicios públicos domiciliarios seleccionada para construir la infraestructura y operarla.
PARÁGRAFO 2o. La gerencia del proyecto también podrá ser desarrollada de manera directa por la empresa aportante.
PARÁGRAFO 3o. La infraestructura resultante del contrato de construcción será propiedad del patrimonio autónomo hasta que, por instrucciones de la empresa aportante, ceda su dominio a la empresa de servicios públicos seleccionada o a la entidad territorial.
PARÁGRAFO 4o. La empresa aportante cederá, de manera preferente, la propiedad de la infraestructura a la empresa de servicios públicos domiciliarios que la operará.
Sin embargo, si no es posible ceder la propiedad a la empresa de servicios públicos, la cederá a la entidad territorial. Si el proyecto beneficia cabeceras municipales y/o centros poblados del mismo municipio, la cesión del dominio de la infraestructura deberá hacerse en favor del municipio. Si el proyecto beneficia cabeceras municipales y/o centros poblados de distintos municipios, la cesión del dominio de la infraestructura deberá hacerse en favor de los municipios respectivos, de manera proporcional.
ARTÍCULO 2.2.2.9.5. DEL CONTRATO DE GERENCIA DEL PROYECTO. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1704 de 2021. El nuevo texto es el siguiente:> En el contrato suscrito entre la sociedad fiduciaria, en calidad de vocera y administradora del fideicomiso o patrimonio autónomo, y la gerencia del proyecto que seleccione la empresa aportante o la sociedad fiduciaria, la gerencia tendrá, por lo menos, las siguientes obligaciones:
1. Administrar la ejecución y construcción de la obra, de acuerdo con las instrucciones del fideicomitente.
2. Realizar la gestión precontractual y contractual necesaria para el desarrollo del proyecto.
3. Realizar la selección de la empresa que realizará la interventoría del proyecto.
4. Realizar las actividades que permitan el cierre y liquidación del proyecto a satisfacción.
ARTÍCULO 2.2.2.9.6. OBLIGACIONES DE LA EMPRESA DE SERVICIOS PÚBLICOS DOMICILIARIOS SELECCIONADA. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1704 de 2021. El nuevo texto es el siguiente:> En el contrato de construcción y compromiso de operación de la infraestructura de las redes de distribución de gas combustible, se deberán incluir, como mínimo, las siguientes obligaciones a cargo de la empresa de servicios públicos domiciliarios seleccionada para construir y operar la infraestructura:
1. Estructurar y construir la red de distribución de gas combustible y las conexiones y redes internas, según se disponga en el contrato; así como realizar la administración, operación y mantenimiento de la red de distribución de gas combustible objeto del aporte por un término de 20 años. Para los efectos de este decreto, el compromiso de operar la infraestructura implica la prestación continua e ininterrumpida del servicio público de gas domiciliario por redes.
2. Ejecutar de manera correcta los recursos aportados para la construcción de la red de distribución de gas combustible y las conexiones y redes internas, en caso de que tales conexiones y redes internas se incluyan en el proyecto.
3. Constituir la garantía que ampare el cumplimiento del contrato de construcción. El beneficiario de dicha garantía será el patrimonio autónomo.
4. Luego de la entrega a satisfacción de la infraestructura y previo a la liquidación del contrato de construcción y compromiso de operación de la infraestructura, constituir la garantía de cumplimiento de la prestación del servicio en favor de la entidad territorial donde se construyó el sistema de distribución de gas combustible.
5. Concurrir al pago de una cláusula penal por los eventuales incumplimientos parciales del contrato.
6. Comprometerse al cumplimiento de la ley, los reglamentos y la regulación aplicable para la prestación del servicio público de gas combustible distribuido por redes.
7. Suscribir el contrato cesión para recibir la infraestructura construida, cuando aplique.
8. Como requisito para liquidar el contrato de construcción y compromiso de operación de la infraestructura, debe efectuar:
(i) La entrega a satisfacción del proyecto;
(ii) La efectiva constitución de la garantía de cumplimiento de la prestación del servicio; y
(iii) Si fuera el caso, la suscripción del convenio con la entidad territorial, en el que la empresa de servicios públicos domiciliarios seleccionada se comprometa a operar y prestar de forma continua e ininterrumpida el servicio a los usuarios beneficiados por el proyecto, por un término mínimo de veinte (20) años, contados a partir de la entrega a satisfacción de la infraestructura.
PARÁGRAFO 1o. En el convenio suscrito con la entidad territorial, la empresa de servicios públicos domiciliarios seleccionada debe encargarse del mantenimiento de la infraestructura, y en general de todos los gastos de administración, operación y mantenimiento que se causen durante la operación.
De conformidad con el artículo 294 de la Ley 1955 de 2019, el convenio con la entidad territorial también debe incluir la obligación de reflejar en la facturación de los usuarios de las redes construidas, el valor no cobrado en las tarifas, por concepto de los aportes efectuados por la empresa aportante a título gratuito.
PARÁGRAFO 2o. Todos los gastos de inversión que se deban efectuar en la construcción o la operación de la infraestructura, que superen los recursos destinados por la empresa aportante, estarán a cargo de la empresa de servicios públicos domiciliarios que la opere y serán aportados a título oneroso; y por ende, remunerados de acuerdo con lo dispuesto por la Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG para la remuneración de la actividad de distribución de gas combustible por redes de tubería.
PARÁGRAFO 3o. En el caso de que la empresa aportante haya decidido no incluir los costos de conexión a los usuarios en el aporte, corresponderá a la empresa de servicios públicos domiciliarios que opere la infraestructura conectar a los usuarios usando financiación propia y acordar con ellos el mecanismo de pago de tales conexiones.
PARÁGRAFO 4o. Ni el Ministerio de Minas y Energía ni la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) serán parte del contrato, ni asumirán ningún compromiso o responsabilidad frente a la empresa aportante o frente a la empresa que ejecute el proyecto o la entidad territorial que lo reciba, ni respecto de las obligaciones derivadas de la ejecución del proyecto.
ARTÍCULO 2.2.2.9.7. GESTIÓN PREDIAL. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1704 de 2021. El nuevo texto es el siguiente:> Los trámites correspondientes a la gestión predial para la expansión del servicio público de gas combustible por redes serán responsabilidad de la empresa de servicios públicos domiciliarios seleccionada, ya sea con recursos propios o con cargo a los recursos aportados para el proyecto, según la voluntad de la empresa aportante.
ARTÍCULO 2.2.2.9.8. PERMISOS Y LICENCIAS. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1704 de 2021. El nuevo texto es el siguiente:> Los trámites de permisos, licencias, certificaciones y demás autorizaciones que deban expedir las autoridades ambientales, municipales u otras entidades, estarán a cargo de la empresa de servicios públicos domiciliarios seleccionada, ya sea con recursos propios o con cargo a los recursos aportados para el proyecto, según la voluntad de la empresa aportante.
ARTÍCULO 2.2.2.9.9. APROBACIÓN DE LA TARIFA POR PARTE DE LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS (CREG). <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1704 de 2021. El nuevo texto es el siguiente:> En virtud del inciso segundo del artículo 294 de la Ley 1955 de 2019, una vez presentada la solicitud tarifaria por parte de la empresa de servicios públicos domiciliarios seleccionada, la CREG iniciará una actuación administrativa para la aprobación de la tarifa.
Con todo, acorde al mismo artículo de la Ley 1955 de 2019, la Comisión establecerá los mecanismos para que los valores de los recursos de que trata este artículo, y que sean entregados a título de aporte a las empresas seleccionadas, no se incluyan en el cálculo de las tarifas correspondientes.
SECTOR DE ENERGÍA ELÉCTRICA.
GENERALIDADES.
ARTÍCULO 2.2.3.1.1. ÁMBITO DE APLICACIÓN. Este Título aplica a las actividades propias del servicio público domiciliario de energía eléctrica, así como a las actividades complementarias del mismo.
(Decreto 387 de 2007 artículo 2o)
ARTÍCULO 2.2.3.1.2. DEFINICIONES. Para efectos de la interpretación y aplicación del presente Título, se tendrán en cuenta las siguientes definiciones:
Actividad de Comercialización Minorista: Actividad que consiste en la intermediación comercial entre los agentes que prestan los servicios de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica y los usuarios finales de dichos servicios, bien sea que esa actividad se desarrolle o no en forma combinada con otras actividades del sector eléctrico, según lo dispuesto por la regulación y la ley.
(Decreto 387 de 2007 artículo 1o)
AOM: <Definición adicionada por el artículo 1 del Decreto 1623 de 2015. El nuevo texto es el siguiente:> Administración, operación y mantenimiento.
Áreas de Distribución (ADD). Conjunto de Redes de Transmisión Regional y/o Distribución Local destinado a la prestación del servicio en zonas urbanas y rurales, que son operadas por uno o más Operadores de Red y que se conforman teniendo en cuenta la cercanía geográfica de los mercados atendidos y el principio de neutralidad establecido en la ley.
(Decreto 1111 de 2008, artículo 1o).
Áreas Especiales: Para efectos del presente decreto, entiéndase por Áreas Especiales a las Áreas Rurales de Menor Desarrollo, Zonas de Difícil Gestión y Barrios Subnormales, respecto de los cuales los usuarios de los estratos 1 y 2 ubicados en las mismas, son beneficiarios del Fondo de Energía Social de que trata el artículo 103 de la Ley 1450 de 2011, de conformidad con las definiciones que se establecen para cada una de ellas en el presente acto.
(Decreto 111 de 2012, artículo 2o).
Área Rural de Menor Desarrollo: Es el área perteneciente al sector rural de un municipio o distrito que reúne las siguientes características: (i) presenta un índice superior a cincuenta y cuatro punto cuatro (54.4), conforme con el indicador de las Necesidades Básicas Insatisfechas publicado por el Departamento Administrativo Nacional de Estadística y (ii) está conectada al circuito de alimentación por medio del cual se le suministra el servicio público de energía eléctrica.
Corresponde al Alcalde Municipal o Distrital o a la autoridad competente, conforme con la Ley 388 de 1997, clasificar y certificar la existencia de las Áreas Rurales de Menor Desarrollo. Las áreas rurales que pertenezcan a municipios que no se encuentran clasificados en la metodología de las Necesidades Básicas Insatisfechas del Departamento Administrativo Nacional de Estadística, se considerarán Áreas Rurales de Menor Desarrollo.
(Decreto 111 de 2012, artículo 2o).
ASE: <Definición adicionada por el artículo 1 del Decreto 1623 de 2015. El nuevo texto es el siguiente:> Áreas de servicio exclusivo.
Barrio Subnormal: Es el asentamiento humano ubicado en las cabeceras de municipios o distritos que reúne los siguientes requisitos: (i) que no tenga servicio público domiciliario de energía eléctrica o que este se obtenga a través de derivaciones del Sistema de Distribución Local o de una Acometida, efectuadas sin aprobación del respectivo Operador de Red; (ii) que no se trate de zonas donde se deba suspender el servicio público domiciliario de electricidad, de conformidad con el artículo 139.2 de la Ley 142 de 1994, las normas de la Ley 388 de 1997 y en general en aquellas zonas en las que esté prohibido prestar el servicio y, iii) Certificación del Alcalde Municipal o Distrital o de la autoridad competente en la cual conste la clasificación y existencia de los Barrios Subnormales, la cual deberá ser expedida dentro de los quince (15) días siguientes a la fecha de la respectiva solicitud efectuada por el Operador de Red.
(Decreto 111 de 2012, artículo 2o)
Barrios normalizados: Entiéndase como tales, aquellos que han sido objeto de inversión con recursos PRONE y que como resultado de la misma, han superado las condiciones que los catalogaban como Zona Subnormal Urbana o Barrio Subnormal.
(Decreto 111 de 2012, artículo 2o)
Base de inversiones. Es el conjunto de Unidades Constructivas que un Operador de Red requiere para prestar el servicio con una cobertura y calidad determinadas.
(Decreto 388 de 2007, artículo 1o)
Cargos por uso regionales. Son los Cargos por Uso que define la CREG para cada ADD.
(Decreto 388 de 2007, artículo 1o)
CNM: <Definición adicionada por el artículo 1 del Decreto 1623 de 2015. El nuevo texto es el siguiente:> Centro Nacional de Monitoreo.
Cogeneración: Es el proceso mediante el cual a partir de una misma fuente energética se produce en forma combinada energía térmica y eléctrica, en procesos productivos industriales y/o comerciales para el consumo propio o de terceros y cuyos excedentes pueden ser vendidos o entregados en la red.
(Decreto 3683 de 2003, artículo 2o)
Cogenerador: Es la persona natural o jurídica que produce y aprovecha la energía térmica y la eléctrica resultante del proceso de cogeneración, quien puede además vender sus excedentes energéticos o comprarlos en caso de faltantes, y que puede o no ser el p propietario del sistema de cogeneración.
(Decreto 3683 de 2003, artículo 2o)
Comercializador Minorista: Generador-Comercializador, Distribuidor-Comercializador o Comercializador que desarrolla la Actividad de Comercialización Minorista.
(Decreto 387 de 200, artículo 1o)
Comercialización de Energía Eléctrica: Es la actividad de compra de energía eléctrica en el mercado mayorista y su venta a los usuarios finales o a otros agentes del mismo mercado.
(Decreto 1590 de 2004, artículo 1o)
Comercializador de Energía Eléctrica: Es la empresa de servicios públicos que desarrolla la actividad de comercialización de energía eléctrica.
(Decreto 1590 de 2004, artículo 1o)
Comercializador incumbente: Es el comercializador que atiende el mayor número de usuarios subsidiados en un mercado de comercialización, según definiciones de Mercado de Comercialización para el servicio público de electricidad, Mercado de Comercialización para el servicio público de gas combustible distribuido por red física y Mercado de Comercialización en las Zonas no Interconectadas del presente decreto. El comercializador incumbente por mercado de comercialización, será definido por el Ministerio de Minas y Energía, teniendo en cuenta el número de usuarios reportados por los comercializadores en sus conciliaciones, para ser aplicado con vigencia semestral.
(Decreto 847 de 2001, artículo 1o. adicionado por el artículo 1o, decreto nacional 201 de 2004)
PARÁGRAFO. Se aclara que las definiciones de mercado de comercialización consignadas en las definiciones de Mercado de Comercialización para el servicio público de electricidad, Mercado de Comercialización para el servicio público de gas combustible distribuido por red física y Mercado de Comercialización en las Zonas no Interconectadas del presente decreto, se aplican solo para efectos de subsidios y contribuciones y no para efectos regulatorios.
(Decreto nacional 201 de 2004, artículo 1o)
Conexión y acceso a redes. Es el derecho que tiene todo usuario o empresa del sector a utilizar las redes del Sistema de Transmisión Nacional, de un Sistema de Transmisión Regional y/o un Sistema de Distribución Local, previo el cumplimiento de las normas que rijan el servicio, el pago de las retribuciones que correspondan y el principio de eficiencia consignado en la ley.
(Decreto 388 de 2007, artículo 1o)
Consejo Nacional: Se entenderá el Consejo Profesional Nacional de Ingeniarías eléctrica, mecánica y profesiones afines.
(Decreto 1873 de 1996, artículo 1o)
Consejos Seccionales: Se entenderán los consejos profesionales seccionales de ingenierías eléctrica, mecánica y profesiones afines.
(Decreto 1873 de 1996, artículo 1o)
Consumo básico o de subsistencia. Es aquel que se destina a satisfacer las necesidades básicas de los usuarios de menores ingresos. Para los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible distribuido por red física, el consumo de subsistencia será el que de acuerdo con la ley establezca el Ministerio de Minas y Energía, por intermedio de la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME.
(Decreto 847 de 2001, artículo 1o)
Contribución de Solidaridad. Es un recurso público nacional, su valor resulta de aplicar el factor de contribución que determina la ley y la regulación, a los usuarios pertenecientes a los estratos 5 y 6 y a los industriales y comerciales, sobre el valor del servicio.
(Decreto 847 de 2001, artículo 1o)
CONVOCATORIAS PARA LA CONSTRUCCIÓN DE PROYECTOS PARA AMPLIACIÓN DE COBERTURA: <Definición adicionada por el artículo 1 del Decreto 1623 de 2015. El nuevo texto es el siguiente:> Concurso público y abierto, reglamentado por el MME, para acceder a los recursos del FAER o del FAZNI para los fines establecidos en el presente decreto.
Costo Base de Comercialización: Componente de la Fórmula Tarifaria que remunera los costos fijos de las actividades desarrolladas por los Comercializadores Minoristas de energía eléctrica que actúan en el Mercado Regulado y que se causan por usuario atendido en un Mercado de Comercialización.
(Decreto 387 de 2007 artículo 1o)
Costos medios del operador de red. Son los costos unitarios de inversión, administración, operación y mantenimiento aprobados por la CREG para cada operador de red conforme a la metodología que esta defina.
(Decreto 388 de 2007, artículo 1o)
CREG: <Definición adicionada por el artículo 1 del Decreto 1623 de 2015. El nuevo texto es el siguiente:> Comisión de Regulación de Energía y Gas.
Desarrollos tecnológicos asociados al servicio de alumbrado público: <Definición adicionada por el artículo 2 del Decreto 943 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> Se entienden como aquellas nuevas tecnologías, desarrollos y avances tecnológicos para el sistema de alumbrado público, como luminarias, nuevas fuentes de alimentación eléctrica, tecnologías de la información y las comunicaciones, que permitan entre otros una operación más eficiente, detección de fallas, medición de consumo energético, georreferenciación, atenuación lumínica, interoperabilidad y ciberseguridad.
Estudios de Inversión. Son el conjunto de análisis y estudios necesarios para evaluar desde el punto de vista técnico y económico, la viabilidad de emprender un proyecto de construcción de la nueva infraestructura en las zonas rurales que se pueden conectar al Sistema Interconectado Nacional, SIN.
(Decreto 1122 de 2008, artículo 2o)
FAER: <Definición adicionada por el artículo 1 del Decreto 1623 de 2015. El nuevo texto es el siguiente:> Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas Rurales Interconectadas.
FAZNI: <Definición adicionada por el artículo 1 del Decreto 1623 de 2015. El nuevo texto es el siguiente:> Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas No Interconectadas.
Fondo de Energía Social (FOES): Es el sistema especial de cuentas a que hace referencia el artículo 103 de la Ley 1450 de 2011, financiado con recursos provenientes del ochenta por ciento (80%) de las rentas de congestión producto de las exportaciones de energía eléctrica y del Presupuesto General de la Nación, cuyo objeto consiste en cubrir un valor variable de hasta cuarenta y seis pesos ($46) por kilovatio hora del valor de la energía eléctrica destinada al consumo de subsistencia de los usuarios residenciales de estratos 1 y 2 de las Áreas Rurales de Menor Desarrollo, Zonas de Difícil Gestión y Barrios Subnormales, que se asigna de acuerdo a la disponibilidad de recursos y que se considera inversión social en los términos de la Constitución Política y normas orgánicas de presupuesto, el cual es administrado por el Ministerio de Minas y Energía. Bajo ninguna circunstancia, constituirá un pasivo a cargo de la Nación y a favor de las Empresas Prestadoras de Servicios Públicos, los valores que por concepto de FOES no hayan alcanzado a cubrir la suma de cuarenta y seis pesos ($46) por kilovatio hora, desde la fecha de creación de este sistema, toda vez que esta cifra máxima de cuarenta y seis pesos ($46) por kilovatio hora, constituye un límite máximo dependiendo de la disponibilidad de recursos.
(Decreto 111 de 2012, artículo 2o)
Fuentes No Convencionales de Energía (FNCE). Son aquellos recursos de energía disponibles a nivel mundial que son ambientalmente sostenibles, pero que en el país no son empleadas o son utilizados de manera marginal y no se comercializan ampliamente. Se considera (FNCE) la energía nuclear o atómica y las FNCER. Otras fuentes podrán ser consideradas como FNCE según lo determine la UPME.
(Ley 1715 de 2014, artículo 5o)
IPSE: <Definición adicionada por el artículo 1 del Decreto 1623 de 2015. El nuevo texto es el siguiente:> Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas para las Zonas No Interconectadas.
Margen de Comercialización: Margen a reconocer a los Comercializadores Minoristas que atienden Usuarios Regulados, que refleja los costos variables de la actividad.
(Decreto 387 de 2007 artículo 1o)
Mercado de Comercialización: Conjunto de Usuarios Regulados y No Regulados conectados a un mismo Sistema de Transmisión Regional y/o Distribución Local, servido por un mismo Operador de Red (OR), y los conectados al STN del área de influencia del respectivo OR.
(Decreto 387 de 2007 artículo 1o)
Mercado de Comercialización para el servicio público de electricidad. Es el conjunto de usuarios finales conectados directamente al sistema de un mismo operador de red, para el cual la Comisión de Regulación de Energía y Gas le ha aprobado cargos por uso del Sistema de Transmisión Regional y/o Sistema de Distribución Local. Esta definición aplica solo para efectos de subsidios y contribuciones y no para efectos regulatorios.
(Decreto 847 de 2001, artículo 1o; adicionado por el parágrafo del artículo 1o del Decreto 201 de 2004)
Mercado de Comercialización para el servicio público de gas combustible distribuido por red física. Es el conjunto de usuarios finales conectados directamente a una misma red de distribución, para la cual la Comisión de Regulación de Energía y Gas ha aprobado el cargo respectivo. Esta definición aplica solo para efectos de subsidios y contribuciones y no para efectos regulatorios.
(Decreto 847 de 2001, artículo 1o; adicionado por el parágrafo del artículo 1 del Decreto 201 de 2004)
Mercado de Comercialización en las Zonas no Interconectadas. Es el conjunto de usuarios finales conectados directamente a un mismo sistema eléctrico que no hace parte del Sistema Interconectado Nacional. Esta definición aplica solo para efectos de subsidios y contribuciones y no para efectos regulatorios
(Decreto 847 de 2001, artículo 1o, adicionado por el parágrafo del artículo 1 del Decreto 201 de 2004)
MME: <Definición adicionada por el artículo 1 del Decreto 1623 de 2015. El nuevo texto es el siguiente:> Ministerio de Minas y Energía.
OR: <Definición adicionada por el artículo 1 del Decreto 1623 de 2015. El nuevo texto es el siguiente:> Operador de Red en los términos del presente Decreto Único Reglamentario.
Período de Continuidad: Es aquel periodo de tiempo acordado entre la Empresa de Servicio Público y el Suscriptor Comunitario, en el cual se prestará el servicio público de energía eléctrica de forma horaria en un solo día, o diaria en una semana, o cualquier combinación. En todo caso el Período de Continuidad estará en función del pago que efectivamente realice el Suscriptor Comunitario.
(Decreto 111 de 2012, artículo 2o)
PIEC: <Definición adicionada por el artículo 1 del Decreto 1623 de 2015. El nuevo texto es el siguiente:> Plan Indicativo de Expansión de Cobertura de Energía Eléctrica.
Profesiones afines: Se consideran como ramas o profesiones afines de las ingenierías eléctrica y mecánica las siguientes profesiones: ingeniería nuclear, ingeniería metalúrgica, ingeniería de telecomunicaciones, ingeniería aeronáutica, ingeniería electrónica, ingeniería electromecánica, ingeniería naval.
(Decreto 1873 de 1996, artículo 1o)
Operador de Red de Sistemas de Transmisión Regional (STR) y los Sistemas de Distribución Local (SDL) - (OR). Es la persona encargada de la planeación de la expansión y de las inversiones, operación y mantenimiento de todo o parte de un STR o SDL; los activos pueden ser de su propiedad o de terceros. Para todos los propósitos son las empresas que tienen Cargos por Uso de los STR y/o SDL aprobados por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG). El OR siempre debe ser una Empresa de Servicios Públicos.
(Decreto 1122 de 2008, artículo 2o; concordante con el artículo 1o del Decreto 847 de 2001)
Red Física: <Definición adicionada por el artículo 1 del Decreto 99 de 2021. El nuevo texto es el siguiente:> Conjunto de redes eléctricas, subestaciones y equipos complementarios, destinados a la prestación del servicio público de energía eléctrica.
Red Logística y de Servicio: <Definición adicionada por el artículo 1 del Decreto 99 de 2021. El nuevo texto es el siguiente:> Conjunto de activos, procesos y actividades logísticas, técnicas y económicas, destinadas a la prestación del servicio público de energía eléctrica a Usuarios Aislados. Esta definición no aplica para soluciones de autogeneración, en los términos de este Decreto.
Rentas de Congestión: Rentas económicas que se originan como efecto de la congestión de un Enlace Internacional, son efecto de las diferencias de precios que se tienen en los Nodos Frontera congestionados.
(Decreto 111 de 2012, artículo 2o)
SDL: <Definición adicionada por el artículo 1 del Decreto 1623 de 2015. El nuevo texto es el siguiente:> Sistema de Distribución Local.
Servicio de alumbrado público: <Definición modificada por el artículo 1 del Decreto 943 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> Servicio público no domiciliario de iluminación, inherente al servicio de energía eléctrica, que se presta con el fin de dar visibilidad al espacio público, bienes de uso público y demás espacios de libre circulación, con tránsito vehicular o peatonal, dentro del perímetro urbano y rural de un municipio o distrito, para el normal desarrollo de las actividades.
El servicio de alumbrado público comprende las actividades de suministro de energía eléctrica al sistema de alumbrado público, la administración, operación, mantenimiento, modernización, reposición y expansión de dicho sistema, el desarrollo tecnológico asociado a él, y la interventoría en los casos que aplique.
PARÁGRAFO. No se considera servicio de alumbrado público la semaforización, los relojes digitales y la iluminación de las zonas comunes en las unidades inmobiliarias cerradas o en los edificios o conjuntos de uso residencial, comercial, industrial o mixto, sometidos al régimen de propiedad horizontal, la cual estará a cargo de la copropiedad.
Se excluyen del servicio de alumbrado público la iluminación de carreteras que no se encuentren a cargo del municipio o distrito, con excepción de aquellos municipios y distritos que presten el servicio de alumbrado público en corredores viales nacionales o departamentales que se encuentren dentro su perímetro urbano y rural, para garantizar la seguridad y mejorar el nivel de servicio a la población en el uso de la infraestructura de transporte, previa autorización de la entidad titular del respectivo corredor vial, acorde a lo dispuesto por el artículo 68 de la Ley 1682 de 2013.
Tampoco se considera servicio de alumbrado público la iluminación ornamental y navideña en los espacios públicos, pese a que las Entidades Territoriales en virtud de su autonomía, podrán complementar la destinación del impuesto a dichas actividades, de conformidad con el parágrafo del artículo 350 de la Ley 1819 de 2016.
Servicios energéticos: Es una gama de servicios técnicos y comerciales que buscan optimizar y/o reducir el consumo de toda forma de energía por parte de los usuarios finales. Para el caso del servicio público de energía eléctrica y gas es un servicio inherente.
(Decreto 3683 de 2003, artículo 2o)
SIN: <Definición adicionada por el artículo 1 del Decreto 1623 de 2015. El nuevo texto es el siguiente:> Sistema Interconectado Nacional.
Sistema de Alumbrado Público: <Definición modificada por el artículo 1 del Decreto 943 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> Comprende el conjunto de luminarias, redes eléctricas, transformadores y postes de uso exclusivo, los desarrollos tecnológicos asociados al servicio de alumbrado público, y en general todos los equipos necesarios para la prestación del servicio de alumbrado público que no forman parte del sistema de distribución de energía eléctrica.
Sistema Único de Información -SUI: Es el sistema de información a que hace referencia el artículo 14 de la Ley 689 de 2001 y que es administrado, mantenido y operado por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.
(Decreto 111 de 2012, artículo 2o)
Solución Centralizada: <Definición adicionada por el artículo 1 del Decreto 99 de 2021. El nuevo texto es el siguiente:> Sistema de activos eléctricos para la prestación del servicio público de energía eléctrica que contiene una Red física mediante la que se atiende a Usuarios Aislados.
Solución Individual: <Definición adicionada por el artículo 1 del Decreto 99 de 2021. El nuevo texto es el siguiente:> Sistema de activos eléctricos para la prestación del servicio público de energía eléctrica mediante el cual se atiende a un usuario de manera individual.
SSPD: <Definición adicionada por el artículo 1 del Decreto 1623 de 2015. El nuevo texto es el siguiente:> Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.
STR: <Definición adicionada por el artículo 1 del Decreto 1623 de 2015. El nuevo texto es el siguiente:> Sistema de Transmisión Regional.
Subsidio. Es la diferencia entre lo que se paga por un bien o servicio, y el costo de este, cuando tal costo es mayor al pago que se recibe, y se refleja como el descuento en el valor de la factura a los usuarios de menores ingresos.
(Decreto 847 de 2001, artículo 1o)
SUI: <Definición adicionada por el artículo 1 del Decreto 1623 de 2015. El nuevo texto es el siguiente:> Sistema Único de Información en los términos del presente Decreto Único Reglamentario.
Suscriptor Comunitario: Es el grupo de usuarios ubicados en un Área Especial de Prestación del Servicio, representados por:
i) Un miembro de la comunidad o una persona jurídica que es elegida o designada por ella misma y ha obtenido el reconocimiento del Alcalde Municipal o Distrital, según sea el caso, pudiendo ser reemplazado sólo por aquel que lo eligió.
ii) La junta o juntas de acción comunal de la respectiva Área Especial, en los términos de la Ley 743 de 2002, reglamentada por el Decreto 2350 de 2003 y que ha suscrito un acuerdo en las condiciones del artículo 15 del presente decreto.
(Decreto 111 de 2012, artículo 2o)
Universalización del servicio. Objetivo consistente en ampliar la cobertura del servicio eléctrico a toda la población, así como, garantizar el sostenimiento de dicho servicio a la población ya cubierta por el mismo, teniendo en cuenta criterios técnicos y económicos
(Decreto 388 de 2007, artículo 1o)
UPME: <Definición adicionada por el artículo 1 del Decreto 1623 de 2015. El nuevo texto es el siguiente:> Unidad de Planeación Minero Energética.
Usuario. Persona natural o jurídica que se beneficia con la prestación de un servicio público, bien como propietario del inmueble en donde este se presta, o como receptor directo del servicio. A este último usuario se denomina también consumidor.
(Decreto 1122 de 2008, artículo 2o)
Usuario Aislado: <Definición adicionada por el artículo 1 del Decreto 99 de 2021. El nuevo texto es el siguiente:> Usuario al que, con base en las herramientas regulatorias vigentes, no es eficiente conectar mediante Red Física al Sistema Interconectado Nacional (SIN), o a un sistema de distribución de las Zonas No Interconectadas (ZNI), que podrá ser atendido mediante una Solución Centralizada o una Solución Individual y que podrá ser conectado mediante una Red Logística y de Servicio.
Usuarios de menores ingresos. Son las personas naturales que se benefician de un servicio público y que pertenecen a los estratos 1 y 2; la Comisión de Regulación de Energía y Gas definirá las condiciones para que los usuarios del estrato 3, de las zonas urbanas y rurales sean considerados como usuarios de menores ingresos. Para ser beneficiario del subsidio es requisito que al usuario se le facture el respectivo servicio público de energía o gas combustible distribuido por red física.
(Decreto 847 de 2001, artículo 1o)
Ventas de los Comercializadores Minoristas: Corresponde a la energía eléctrica facturada por los Comercializadores Minoristas a los usuarios finales que sirven en un Mercado de Comercialización.
(Decreto 387 de 2007 artículo 1o)
Valor del Servicio. Es el resultante de aplicar las tarifas de energía eléctrica o de gas combustible distribuido por red física, según la fórmula tarifaria establecida por la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, a las cantidades de electricidad o gas consumidas por el usuario durante un período de tiempo. Este valor incluye el cargo fijo, si hay lugar a ello en la estructura tarifaria.
Para los usuarios de que trata el artículo 89.5 de la Ley 142 de 1994, el valor del servicio será igual al costo económico de suministro en puerta de ciudad.
(Decreto 847 de 2001, artículo 1o)
WACC: <Definición adicionada por el artículo 1 del Decreto 1623 de 2015. El nuevo texto es el siguiente:> Costo promedio ponderado del capital.
ZNI: <Definición adicionada por el artículo 1 del Decreto 1623 de 2015. El nuevo texto es el siguiente:> Zonas No Interconectadas.
ZONAS AISLADAS: <Definición eliminada por el artículo 2 del Decreto 99 de 2021>
Zonas de Difícil Gestión: Conjunto de usuarios ubicados en una misma zona geográfica conectada al Sistema Interconectado Nacional, susceptible de ser aislado eléctricamente por el mismo circuito alimentador de Nivel II, que presenta durante el último año en forma continua, una de las siguientes características:
(i) Cartera vencida mayor a noventa días por parte del cincuenta por ciento (50%) o más de los usuarios de estratos 1 y 2 pertenecientes a la zona, o (ii) Niveles de pérdidas de energía superiores al cuarenta por ciento (40%) respecto a la energía de entrada al Sistema de Distribución Local que atiende exclusivamente a dicha zona.
Para ambos eventos los indicadores serán medidos como el promedio de los últimos 12 meses. Así mismo el Comercializador de Energía Eléctrica, debe demostrar que los resultados de la gestión en cartera y pérdidas han sido negativos por causas no imputables a la propia empresa.
Para el registro y certificación de nuevas Áreas de Difícil Gestión el conjunto de usuarios deberá corresponder como máximo a la delimitación geográfica de un barrio.
Para acreditar lo anterior, la empresa deberá presentar ante la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, certificación suscrita por la Auditoría Externa de Gestión y Resultados o por su Representante Legal, de conformidad con lo dispuesto en el artículo 51 de la Ley 142 de 1994 y demás normas que la modifiquen y/o adicionen. Dicha certificación, debe ir acompañada con la memoria de cálculo respectiva para cada una de las Áreas reportadas al Sistema Único de Información (SUI).
(Decreto 111 de 2012, artículo 2o; modificado por el artículo 1o del Decreto 1144 de 2013)
ZONAS INTERCONECTABLES: <Definición adicionada por el artículo 1 del Decreto 1623 de 2015. El nuevo texto es el siguiente:> ZNI a las que es eficiente económicamente conectar al SIN.
Zonas Rurales Interconectadas. Se considerará como la zona rural donde se podrá construir la nueva infraestructura eléctrica que permitirá ampliar la cobertura y procurar la satisfacción de la demanda de energía, mediante la extensión de redes provenientes del Sistema Interconectado Nacional, SIN. La zona rural como tal, deberá ser certificada por escrito por el Representante Legal del ente territorial, conforme a los términos establecidos en las Leyes 388 de 1997, 732 de 2002 y las normas que la modifiquen o sustituyan.
(Decreto 1122 de 2008, artículo 2o)
Zona Territorial. Corresponde a la zona del Mercado de Comercialización atendido por la empresa prestadora del servicio público de energía eléctrica o de gas combustible distribuido por red física.
(Decreto 847 de 2001, artículo 1o)
ACTIVIDADES PRINCIPALES Y COMPLEMENTARIAS DEL SECTOR ELÉCTRICO.
GENERACIÓN, TRANSMISIÓN, DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN.
ARTÍCULO 2.2.3.2.1.1. FUNCIONES DE LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS. La Comisión de Regulación de Energía y Gas ejercerá las funciones que señala el artículo 23 de la Ley 143 de 1994, en los términos previstos en dicha Ley y demás disposiciones concordantes.
(Decreto 1524 de 1994, artículo 2o)
ARTÍCULO 2.2.3.2.1.2. DELEGACIÓN DE FUNCIONES. Sin perjuicio de lo dispuesto en el artículo anterior, delegase en la Comisión de Regulación de Energía y Gas las funciones presidenciales a las que se refiere el artículo 68, y las disposiciones concordantes de la Ley 142 de 1994, por la cual se establece el régimen de los servicios públicos domiciliarios y se dictan otras disposiciones, para que las ejerza en la forma prevista en esta Ley, en relación con los servicios públicos respectivos.
(Decreto 2253 de 1994, artículo 1o)
ARTÍCULO 2.2.3.2.1.3. EXIMENTE DE RESPONSABILIDAD. La delegación de funciones a que se refiere esta sección exime de responsabilidad al Presidente de la República, la cual corresponderá exclusivamente a las Comisiones delegatarias, cuyos actos o resoluciones podrá siempre reformar o revocar el Presidente, reasumiendo la responsabilidad consiguiente.
(Decreto 2253 de 1994, artículo 2o)
ARTÍCULO 2.2.3.2.1.4. ADOPCIÓN DE MEDIDAS EN SITUACIONES EXTRAORDINARIAS. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2108 de 2015. El nuevo texto es el siguiente:> La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), ante la presencia de circunstancias extraordinarias que afecten o amenacen afectar la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica y sus actividades complementarias, adoptará las medidas necesarias para garantizar la continuidad y confiabilidad en la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica y sus actividades complementarias.
<Inciso adicionado por el artículo 1 del Decreto 388 de 2016. El nuevo texto es el siguiente:> En desarrollo de lo anterior, la CREG podrá ajustar las fórmulas tarifarias para establecer un esquema diferencial que promueva el ahorro en el consumo de energía por parte de los usuarios.
PARÁGRAFO. Las medidas que adopte la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) en desarrollo de lo dispuesto en el presente artículo, tendrán vigencia hasta por seis (6) meses prorrogables. La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), estará obligada a levantar las medidas adoptadas, una vez se restablezca la normalidad.
ARTÍCULO 2.2.3.2.1.5 PROMOCIÓN DE LA PARTICIPACIÓN CIUDADANA EN LOS PROCESOS DE REGULACIÓN Y FORMULACIÓN DE POLÍTICA PÚBLICA. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 929 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> De acuerdo con lo establecido en el artículo 32 de la Ley 489 de 1998, el Ministerio de Minas y Energía y la Comisión de Regulación de Energía y Gas, desarrollarán y ejecutarán las acciones necesarias para promover la participación de asociaciones de usuarios, vocales de control, ligas de usuarios, grupos de valor y de la ciudadanía en general, en los procesos de regulación y formulación de política pública del sector
POLÍTICAS Y DIRECTRICES RELACIONADAS CON EL ASEGURAMIENTO DE LA COBERTURA DEL SERVICIO DE ELECTRICIDAD.
ARTÍCULO 2.2.3.2.2.1. CONFORMACIÓN DE ÁREAS DE DISTRIBUCIÓN. El Ministerio de Minas y Energía conformará Áreas de Distribución (ADD), sin perjuicio de que en ellas preste el servicio uno o más Operadores de Red. Para cada ADD, la CREG definirá Cargos por Uso únicos por Nivel de Tensión de suministro y hora del día. Adicionalmente la CREG podrá implementar diferentes opciones tarifarias para la remuneración de las redes de distribución, las cuales serán aplicables a todos los usuarios de cada ADD.
La conformación de las ADD buscará aproximar, hasta donde ello sea factible, los Cargos por Uso que enfrenten los usuarios finales del Sistema Interconectado Nacional.
La CREG determinará los procedimientos aplicables para que se realice la asignación y distribución de recursos a que haya lugar entre los diferentes Operadores de Red, con mecanismos que incentiven la eficiencia de los OR en cada ADD. De igual manera, para la conformación de las ADD, la CREG podrá hacer uso de las disposiciones establecidas en el inciso 73.14 del artículo 73 de la Ley 142.
(Decreto 388 de 2007, artículo 3o modificado por el Decreto 2492 de 2014, artículo 4o)
ARTÍCULO 2.2.3.2.2.2. POLÍTICAS PARA LA REMUNERACIÓN DE LOS SISTEMAS DE TRANSMISIÓN REGIONAL (STR) Y LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN LOCAL (SDL). Para definir la base de las inversiones que será reconocida por el regulador a los Operadores de Red (OR), para efectos de la fijación de los cargos por uso, se incluirá la totalidad de la red que se encuentre en operación a la fecha que establezca la CREG. La CREG podrá excepcionalmente, reconocer activos por menor valor, si encuentra que no cumplen con criterios de eficiencia técnica. En estos casos, deberá exponer las razones para el reconocimiento del menor valor del activo. En todo caso la remuneración que apruebe la CREG deberá garantizar los requerimientos de reposición del activo, asegurando la continuidad en la prestación del servicio. Una vez se reconozca un activo en la base de inversiones, su inclusión se mantendrá en las revisiones tarifarías sucesivas, en tanto el activo continúe en servicio. En la definición de la base de las inversiones, la CREG tendrá en cuenta las disposiciones establecidas en el artículo 2.2.3.2.2.3.6. del presente decreto. (Modificado por el artículo 1 Decreto 3451 de 2008).
(Decreto 388 de 2007, artículo 4o)
ARTÍCULO 2.2.3.2.2.3. POLÍTICAS PARA LA EXPANSIÓN DE LOS SISTEMAS DE TRANSMISIÓN REGIONAL (STR) Y LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN LOCAL (SDL). <Artículo derogado por el artículo 8 del Decreto 1623 de 2015>
ARTÍCULO 2.2.3.2.2.4. DETERMINACIÓN DE ÁREAS DE DISTRIBUCIÓN. El Ministerio de Minas y Energía determinará las Áreas de Distribución, una vez la Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG defina la nueva metodología de remuneración de la actividad de distribución incluyendo las fórmulas de cálculo de los cargos únicos por niveles de tensión y fije el procedimiento de distribución de los ingresos provenientes del recaudo del cargo único de los OR que operan en dichas Áreas y determine para los operadores de Red los cargos por uso.
ARTÍCULO 2.2.3.2.2.5. CAMBIO DE CONEXIÓN ENTRE NIVELES DE TENSIÓN Y CONEXIÓN Y ACCESO A REDES. <Artículo derogado por el artículo 8 del Decreto 1623 de 2015>
ARTÍCULO 2.2.3.2.2.6. TRATAMIENTO DE LOS ACTIVOS DE DISTRIBUCIÓN FINANCIADOS A TRAVÉS DE RECURSOS PÚBLICOS. Los activos de distribución financiados con recursos provenientes del presupuesto nacional, territorial o municipal serán operados por el OR al cual se conectan. De ser necesario, la CREG definirá la remuneración adicional que requiere el OR para cubrir los gastos de administración, operación y mantenimiento de los respectivos activos. Estos proyectos deberán cumplir con lo establecido en el artículo 5o del presente decreto en lo relacionado con criterios de eficiencia y expansión.
El valor de la inversión asociada con los activos así financiados, hará parte de la Base de Inversiones del OR una vez termine su vida útil normativa, según definición de la CREG. Con este fin, la CREG exigirá la información a que haya lugar.
PARÁGRAFO 1o. En los casos en que el OR realice reposición de Unidades Constructivas asociadas con estos activos, podrá solicitar la inclusión de dichas Unidades en la Base de Inversiones, de acuerdo con la regulación vigente. El tratamiento aplicable a los activos de nivel de tensión 1, será definido por la CREG.
PARÁGRAFO 2o. En aquellos casos en los cuales los OR, previa la expedición de este decreto, hayan recibido recursos de los entes territoriales para financiar gastos de administración, operación y mantenimiento que vayan a ser remunerados según lo dispuesto en este artículo, deberán acordar con el ente territorial la devolución de dichos recursos.
(Decreto 388 de 2007, artículo 7)
ARTÍCULO 2.2.3.2.2.7. BARRIOS SUBNORMALES. Los municipios son los responsables de la prestación directa del servicio público de energía eléctrica en los casos previstos en el artículo 6o de la Ley 142 de 1994. En consecuencia, previa solicitud de la alcaldía respectiva, los Operadores de Red deberán desarrollar los proyectos relacionados con la normalización del servicio en estos barrios, siempre que sea técnica, económica y financieramente factible.
Si la respectiva alcaldía municipal o distrital, no manifiesta en forma expresa su solicitud para que el OR proceda a normalizar las redes de un barrio subnormal, o habiéndolo hecho, no ejecuta las acciones necesarias para que la normalización sea posible, la alcaldía municipal o distrital, será el prestador del servicio según lo dispone la ley.
(Decreto 388 de 2007, artículo 8)
ARTÍCULO 2.2.3.2.2.8. ESQUEMAS DIFERENCIALES DE PRESTACIÓN DEL SERVICIO. <Artículo adicionado por el artículo 7 del Decreto 1513 de 2016. El nuevo texto es el siguiente:> El MME podrá promover, establecer o acordar, de manera directa o a través de sus entidades adscritas delegadas para ello, esquemas diferenciales de prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica, para las zonas en las que se pretenda expandir la cobertura del servicio tanto en el SIN como en las ZNI, con el fin de reducir los costos en dicha prestación, los cuales podrán cobijar adicionalmente a los planes, programas y proyectos actualmente en operación.
ARTÍCULO 2.2.3.2.2.9. LINEAMIENTOS PARA EL ASEGURAMIENTO DE LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO. <Artículo adicionado por el artículo 2 del Decreto 929 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> En desarrollo de los principios de eficiencia, continuidad, neutralidad y equidad consagrados en el artículo 6o de la Ley 143 de 1994, se deberán implementar medidas para el aseguramiento de la prestación del servicio bajo condiciones diferenciales, para usuarios en áreas especiales y situaciones de retiro del mercado de agentes comercializadores. En consecuencia, la CREG en un término no mayor a 12 meses posteriores a la fecha de entrada en vigencia del presente artículo deberá reglamentar el esquema de Prestador de Última Instancia (PUI), conforme al concepto que ha sido definido en la misma regulación y teniendo en cuenta los siguientes criterios:
a) Considerar esquemas competitivos para la selección del PUI.
b) Considerar de manera diferencial el riesgo de cartera para agentes que atienden usuarios de áreas especiales.
e) Incorporar incentivos que promuevan la gestión eficiente en la prestación del servicio a los usuarios atendidos por el PUI.
“RÉGIMEN TRANSITORIO ESPECIAL EN MATERIA TARIFARIA PARA LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO PÚBLICO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN LA REGIÓN CARIBE.
ARTÍCULO 2.2.3.2.2.1.1. DELEGACIÓN DEL ESTABLECIMIENTO DE UN RÉGIMEN TRANSITORIO ESPECIAL EN MATERIA TARIFARIA PARA LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO PÚBLICO DOMICILIARIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN LA COSTA CARIBE. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1645 de 2019. El nuevo texto es el siguiente:> Deléguese en la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), la función de establecer el régimen transitorio especial en materia tarifaria para asegurar la sostenibilidad de la prestación eficiente del servicio público domiciliario de energía eléctrica en la región Caribe, de que trata el artículo 318 de la Ley 1955 de 2019.
La CREG, para el ejercicio de la función delegada, deberá seguir los lineamientos dispuestos por el Gobierno nacional en la presente Sección.
PARÁGRAFO. En todo caso, el régimen transitorio especial de que trata esta Sección, tendrá una duración máxima de hasta cinco (5) años, contados a partir de la firmeza de la o las resoluciones particulares a través de las cuales la CREG apruebe cargos tarifarios particulares.
ARTÍCULO 2.2.3.2.2.1.2. LINEAMIENTOS DE APLICACIÓN TRANSITORIA PARA LA DEFINICIÓN DEL RÉGIMEN TARIFARIO DE LA ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1645 de 2019. El nuevo texto es el siguiente:> La metodología y fórmulas transitorias para la actividad de distribución de energía eléctrica, aplicables al mercado atendido por la Electrificadora del Caribe S.A. E.S.P. a la fecha de expedición de la Ley 1955 de 2019, tendrán como base las establecidas en la Resolución CREG 015 de 2018, con las particularidades que se deriven de los siguientes lineamientos:
1. Fecha de corte. Será el 31 de diciembre del año inmediatamente anterior al de presentación de la solicitud de aprobación del ingreso por parte de cada uno de los operadores de red bajo este régimen especial.
Adicionalmente, para el cálculo de los indicadores de referencia de calidad media y calidad mínima garantizada, se utilizará la información del año que finaliza en la fecha de corte.
Para el cálculo de la remuneración del AOM se utilizará la información de AOM demostrado por Electrificadora del Caribe S.A. E.S.P, de los cinco (5) años consecutivos anteriores que finalizan en la fecha de corte y, de cualquier forma, el ingreso anual por concepto de AOM, incluyendo el valor del AOM destinado a los programas de reducción o mantenimiento de pérdidas, en ningún caso será inferior al 3% de la base regulatoria de activos del año anterior.
2. Pérdidas eficientes. Los índices de pérdidas eficientes calculados para el mercado atendido por la Electrificadora del Caribe S.A. E.S.P. a la fecha de expedición de la Ley 1955 de 2019, se mantendrán igual, independientemente de cuántos operadores atiendan dicho mercado, o de si el mismo es dividido en dos o más mercados.
A partir del sexto año de vigencia de la resolución de carácter particular que apruebe cargos con base en el régimen transitorio especial, se aplicarán los índices eficientes de pérdidas técnicas y no técnicas que correspondan a cada uno de los prestadores que atiendan el mercado atendido por la Electrificadora del Caribe S.A. E.S.P. a la fecha de expedición de la Ley 1955 de 2019, de acuerdo con la Resolución CREG 015 de 2018 o aquella que se encuentre vigente para tal momento.
3. Metas de calidad del servicio. Las metas de calidad media del servicio para cada uno de los operadores que atiendan el mercado que Electrificadora del Caribe S.A. E.S.P. atiende a la fecha de expedición de la Ley 1955 de 2019, o para cada mercado en los que se divida este, tendrán como punto de referencia inicial el obtenido con base en la fecha de corte definida en la presente Sección y como punto final el obtenido con base en la Resolución CREG 015 de 2018.
4. Vigencia de los ingresos aprobados. Los ingresos que apruebe la CREG en desarrollo de lo previsto en esta Sección, estarán vigentes por cinco (5) años a partir de la firmeza de la resolución particular que los apruebe. Vencido el período de vigencia de los cargos por uso que apruebe la CREG, estos continuarán rigiendo hasta que la CREG apruebe los nuevos de acuerdo con la metodología de remuneración de la actividad de distribución vigente en ese momento.
Los cargos e ingresos que le sean aplicables a Electrificadora del Caribe S.A. E.S.P., le serán aplicables a él o los operadores del mercado que atiende dicha empresa, hasta tanto sean aprobados los ingresos y cargos que dicho o dichos operadores le deban presentar a la CREG, siguiendo lo dispuesto en esta Sección y la regulación que expida dicha Comisión en desarrollo de lo acá dispuesto.
5. Tarifas aplicables. El operador o los operadores que atiendan el mercado de Electrificadora del Caribe S.A. E.S.P. a la fecha de expedición de la Ley 1955 de 2019, podrán presentar a la CREG para su aprobación, una opción tarifaria para permitir aplicación gradual de variaciones de tarifas al usuario final, para lo cual, en todo caso, se deberá tener en cuenta lo dispuesto por el inciso segundo del artículo 318 de la Ley 1955 de 2019.
ARTÍCULO 2.2.3.2.2.1.3. LINEAMIENTOS DE APLICACIÓN TRANSITORIA PARA LA DEFINICIÓN DEL RÉGIMEN TARIFARIO DE LA ACTIVIDAD DE COMERCIALIZACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA. <Artículo modificado por el artículo 1 del Decreto 1231 de 2020. El nuevo texto es el siguiente:>
1. Respecto del Ministerio de Minas y Energía, en coordinación con sus entidades adscritas:
1.1. Con independencia del número de prestadores del servicio de energía eléctrica, el Ministerio de Minas y Energía deberá establecer reglas para los cargos de comercialización aplicables al mercado atendido por la Electrificadora del Caribe S.A. E.S.P. a la fecha de expedición de la Ley 1955 de 2019, en relación con los componentes a los que se refiere el siguiente numeral.
1.2. La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) actualizará los cargos particulares de comercialización en relación con lo dispuesto en este artículo, considerando las modificaciones que correspondan en: (i) el costo base de comercialización y; (ii) el cálculo del componente de riesgo de cartera del costo variable de comercialización, según lo que establezca la resolución que expida el Ministerio de Minas y Energía respecto de estos dos componentes, atendiendo a las necesidades que se requieren para viabilizar a futuro, financiera y operativamente, la prestación del servicio público de energía eléctrica en la región Caribe en los nuevos mercados de comercialización.
2. Opción tarifaria. El Ministerio de Minas y Energía deberá establecer la posibilidad de que el operador o los operadores que atiendan o entren a atender el mercado de. la Electrificadora del Caribe S. A. E.S.P., a la fecha de expedición de la Ley 1955 de 2019, puedan presentar a la Comisión.de Regulación de Energía y Gas (CREG) para su aprobación, una opción tarifaria para permitir la aplicación gradual de variaciones de tarifas al usuario final, para lo cual, en todo caso, se deberá tener en cuenta lo dispuesto por el inciso segundo del artículo 318 de la Ley 1955 de 2019.
3. Señalamiento de cargos para los prestadores. Con base en la resolución que expida el Ministerio de Minas y Energía en desarrollo de lo dispuesto en el presente artículo, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) deberá actualizar dentro del plazo máximo que fije dicho ministerio, los cargos particulares en materia de comercialización para él o los prestadores que atiendan o entren a atender el mercado de Electrificadora del Caribe S. A. E.S.P., a la fecha de expedición de la Ley 1955 de 2019, los cuales deberán corresponder a los cargos de comercialización aplicables al mercado existente a la fecha de expedición de la Ley 1955 de 2019, con las modificaciones específicas relativas a los dos factores a los que se refiere el numeral 1.2. de este artículo.
4. Vigencia. Sin perjuicio de lo establecido para efectos del régimen transitorio especial en materia tarifaria de la actividad de distribución de energía eléctrica por el parágrafo del artículo 2.2.3.2.2.1.1. del Decreto número 1073 de 2015, los ingresos que actualice la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) en desarrollo de lo previsto en este artículo y en la resolución que expida el Ministerio de Minas y Energía, estarán vigentes por cinco (5) años o hasta que se expida una nueva metodología de comercialización, lo que primero ocurra. En todo caso, los cargos que apruebe la CREG continuarán rigiendo hasta que esta apruebe los nuevos cargos de acuerdo con la metodología de remuneración de la actividad de comercialización vigente en ese momento.
ARTÍCULO 2.2.3.2.2.1.4. PROGRAMA DE GESTIÓN CON LA SUPERINTENDENCIA DE SERVICIOS PÚBLICOS DOMICILIARIOS PARA LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO PÚBLICO DOMICILIARIO DE ENERGÍA EN LA REGIÓN CARIBE. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1645 de 2019. El nuevo texto es el siguiente:> De acuerdo con el numeral 11 del artículo 79 de la Ley 142 de 1994, la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios acordará un programa de gestión con Electrificadora del Caribe S.A. E.S.P. y/o con cualquier sociedad que se constituya en el marco de una solución empresarial que se adopte para garantizar la prestación del servicio público de energía en la región Caribe, con el fin de establecer la posibilidad de adelantar auditorías especiales, en particular, respecto del cumplimiento de las obligaciones de inversión, mejora de calidad del servicio y reducción de pérdidas de energía que le corresponden a él o los operadores.
PARÁGRAFO. En desarrollo del programa de gestión del que trata este artículo, la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, entre otras, podrá:
1. Solicitar información detallada sobre los planes de inversión y avance en ejecución de inversiones de acuerdo con lo planteado en el programa de gestión.
2. Solicitar informes sobre actividades de inversión que tengan la potencialidad de impactar la prestación del servicio y que no estén expresamente contempladas en el programa de gestión.
3. Solicitar información a terceros sobre los numerales 1 y 2 anteriores para validar la información suministrada por Electrificadora del Caribe S.A. E.S.P. o por cualquier sociedad que se constituya en el marco de una solución empresarial que se adopte para garantizar la prestación del servicio público de energía en la Costa Atlántica.
4. Desarrollar auditorías especiales con el fin de modificar oportunamente lo necesario en el programa de gestión para asegurar el cumplimiento de las metas propuestas en el citado plan respecto a la calidad del servicio.
5. Hacer un seguimiento anual al cumplimiento del régimen transitorio especial en materia tarifaria, en términos de, entre otros, la mejora en la prestación del servicio, la satisfacción al cliente y la realización de inversiones, con el fin de efectuar las recomendaciones y evaluaciones a que hubiera lugar.
ARTÍCULO 2.2.3.2.2.1.5. PUBLICIDAD DEL PROYECTO Y PARTICIPACIÓN CIUDADANA. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1645 de 2019. El nuevo texto es el siguiente:> Para la expedición del régimen transitorio especial de que trata el artículo 318 de la Ley 1955 de 2019, el cual deberá tener como base las condiciones establecidas en la Resolución CREG 015 de 2018, con las particularidades que se deriven de la aplicación de los lineamientos establecidos en el presente decreto, la CREG deberá observar las siguientes reglas especiales:
1. Publicar en su página web el proyecto de resolución, con una antelación de treinta (30) días calendario a su expedición. El término para presentar observaciones, reparos o sugerencias no podrá ser menor a quince (15) días calendario, contado a partir de la publicación en la página web de la CREG.
2. Dentro del término de treinta (30) días calendario de que trata el numeral anterior, la CREG organizará mínimo una (1) consulta pública en la región Caribe para efectos de socializar el proyecto de régimen transitorio especial.
PARÁGRAFO. Las reglas de publicidad para proyectos de resolución de carácter general dispuestas en los artículos 2.2.13.1.1 y siguientes del Título 13, Parte 2, Libro 2 del Decreto 1078 de 2015, se continuarán aplicando, siempre y cuando no pugnen con las reglas especiales previstas en el presente artículo.
PROCEDIMIENTO PARA LA CONTRATACIÓN DE ÁREAS DE SERVICIO EXCLUSIVO PARA LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO PÚBLICO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN LAS ZONAS NO INTERCONECTADAS.
ARTÍCULO 2.2.3.2.3.1. PROCESO DE SELECCIÓN. Para efectuar la selección del contratista, el Ministerio de Minas y Energía dará aplicación al procedimiento establecido en el Capítulo 4. Distribución del Título de Gas Natural. Los demás aspectos para el establecimiento de cada área de servicio exclusivo de energía eléctrica en las Zonas No Interconectadas, serán establecidos por el Ministerio de Minas y Energía.
(Decreto 2220 de 2008, artículo 1o)
ARTÍCULO 2.2.3.2.3.2. ASUNCIÓN DE COMPETENCIAS. Una vez el Ministerio de Minas y Energía obtenga el pronunciamiento favorable de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, asumirá las competencias a que aluden los artículos 5o y 7o de la Ley 142 de 1994 y 57 de la Ley 143 de 1994, para asignar la prestación de todas las actividades involucradas en el servicio público de energía eléctrica en las Zonas No Interconectadas.
(Decreto 2220 de 2008, artículo 2o)
ARTÍCULO 2.2.3.2.3.3. LINEAMIENTOS TENDIENTES A PROMOVER LA GESTIÓN EFICIENTE DE LA ENERGÍA. La Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, deberá incluir en el diseño de los cargos que remuneran las actividades de transmisión y distribución, tarifas horarias y/o canasta de tarifas de forma tal que permitan incentivar económicamente el uso más eficiente de la infraestructura y la Reducción de costos de prestación del servicio.
De igual forma, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, deberá diseñar mecanismos en la fórmula tarifaria que permitan que al usuario final lleguen señales horarias.
PARÁGRAFO. Las tarifas horarias y demás opciones tarifarias solo aplicarán a los usuarios que cuenten con el equipo de medida necesario para su implementación.
(Decreto 2492 de 2014, artículo 1o)
ARTÍCULO 2.2.3.2.3.4. PLANES DE EXPANSIÓN. En la elaboración del Plan Energético Nacional, el Plan de Expansión de Referencia y el Plan Indicativo de Expansión de Cobertura de Energía Eléctrica, la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, deberá considerar criterios de respuesta de la demanda.
(Decreto 2492 de 2014, artículo 2o)
ARTÍCULO 2.2.3.2.3.5. PARTICIPACIÓN EN EL MERCADO MAYORISTA. <Artículo modificado por el artículo 3 del Decreto 929 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> La CREG diseñará los mecanismos necesarios para que los usuarios y los agregadores de demanda puedan ofertar reducciones, desconexiones de demanda u otros esquemas de participación en el Mercado de Energía Mayorista con el objetivo de dar confiabilidad al Sistema Interconectado Nacional, respaldar Obligaciones de Energía Firme, reducir los precios en la Bolsa de Energía o aliviar los costos de las restricciones.
La remuneración de esta participación deberá realizarse cumpliendo con el criterio de eficiencia económica.
PARÁGRAFO 1o. La CREG, en un plazo no mayor a 3 meses contados a partir de la entrada en vigencia de la modificación al presente artículo, desarrollará estos mecanismos en línea con los lineamientos previstos para los recursos energéticos distribuidos (DER) previstos en la Resolución 40283 de 2022 o aquellos que la complementen, modifiquen o sustituyan.
PARÁGRAFO 2o. En atención a lo previsto en el artículo 2.2.3.2.1.4 del Decreto Único Reglamentario del Sector Minas y Energía, la CREG conforme a los análisis que realice podrá incorporar los mecanismos de participación en el mercado mayorista de los que trata el presente artículo y ajustar las fórmulas tarifarias para establecer esquemas diferenciales que remuneren su participación.
LINEAMIENTOS DE POLÍTICA ENERGÉTICA EN MATERIA DE AUTOGENERACIÓN, PRODUCCIÓN MARGINAL Y AUTOGENERACIÓN REMOTA.
ARTÍCULO 2.2.3.2.4.1. SIMETRÍA EN LAS CONDICIONES DE PARTICIPACIÓN EN EL MERCADO MAYORISTA ENTRE LOS GENERADORES, AUTOGENERADORES Y PRODUCTORES MARGINALES. <Artículo modificado por el artículo 2 del Decreto 1403 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> Al emitir la regulación para la entrega de excedentes al Sistema Interconectado Nacional (SIN), o para el consumo de energía desde el SIN por parte de los autogeneradores o por parte de los productores marginales, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) asegurará que apliquen las mismas reglas, incluyendo las condiciones de conexión y demás trámites ante la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), comparables a los de una planta de generación con Capacidad Efectiva Neta similar en cuanto a la cantidad de energía que entrega a la red. Lo anterior abarca los derechos, costos y responsabilidades asignados en el reglamento de operación, reportes de información, condiciones de participación en el mercado mayorista, en el despacho central y en el esquema de cargo por confiabilidad, entre otros.
PARÁGRAFO 1o. Lo dispuesto en este artículo también aplicará a la energía que los autogeneradores entreguen al SIN para su consumo propio en sitios distintos a los de producción, y la que entreguen los productores marginales al SIN para sí mismos o para una clientela compuesta principalmente por quienes tienen vinculación económica con ella o por sus socios o miembros en sitios distintos a los de producción. La CREG regulará los aspectos operativos y comerciales en este aspecto.
PARÁGRAFO 2o. El Ministerio de Minas y Energía definirá las reglas para los autogeneradores y productores marginales que utilicen redes del SIN para entregar sus excedentes o para consumir energía en sitios diferentes a los de producción. La CREG evaluará la pertinencia en la aplicación o no del pago del cargo de Transmisión (T) en aquellos casos donde la energía producida y el consumo se encuentren en el mismo Sistema de Distribución Local (SDL) o en el mismo sistema de Transmisión Regional (STR) o que en general no utilicen dicho sistema.
PARÁGRAFO 3o. Dentro de los tres (3) meses siguientes a la publicación del presente decreto, la CREG analizará la pertinencia, evaluará y definirá la metodología para la aplicación o no de los cargos por concepto de CERE, FAZNI y/o de otros componentes adicionales establecidos en el mercado, cuando así corresponda. Estos cargos no aplicarán para los autoconsumos de los autogeneradores que utilicen o no las redes del SIN o de ZNI, o para la energía generada por productores marginales, que usen o no las redes del SIN o de ZNI, y que dicha energía sea usada para sí mismos o para una clientela compuesta principalmente por quienes tienen vinculación económica directa con ella o por sus socios o miembros, en sitios distintos a los de producción, o localmente, independientemente de su capacidad.
ARTÍCULO 2.2.3.2.4.2. CONTRATO DE RESPALDO. <Artículo modificado por el artículo 2 del Decreto 1403 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> Los autogeneradores a gran escala y los productores marginales deberán suscribir un contrato de respaldo con el operador de red o el transportador al cual se conecten. Este contrato será diseñado por los operadores de red o por los transportadores, según corresponda y serán contratos tipo y deberán publicarse en las páginas web de las respectivas empresas. Los autogeneradores a pequeña escala podrán suscribir contrato de respaldo con el operador de red o el transportador al cual se conecten, en los términos que para ello defina la CREG.
Dentro de los tres (3) meses siguientes a la publicación del presente decreto, la CREG emitirá los lineamientos e indicará el contenido mínimo que se tendrán en cuenta para el diseño de estos contratos tipo, y establecerá una metodología para calcular los valores máximos permitidos para remunerar la disponibilidad de respaldo en la distribución y en la transmisión en el SIN.
Para los autogeneradores a pequeña escala aplicarán las medidas dispuestas en la Sección 4B del Capítulo 2, Título III Sector de Energía Eléctrica, Parte 2, Libro 2 del Decreto número 1073 de 2015.
ARTÍCULO 2.2.3.2.4.3.(DEROGADO) LÍMITE MÍNIMO DE LA AUTOGENERACIÓN A GRAN ESCALA. <Artículo derogado por el artículo 2 del Decreto 1403 de 2024>
ARTÍCULO 2.2.3.2.4.3. PARÁMETROS PARA SER CONSIDERADO AUTOGENERADOR O PRODUCTOR MARGINAL. <Artículo modificado por el artículo 2 del Decreto 1403 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> Para ser considerado autogenerador o productor marginal de energía eléctrica se deben cumplir los siguientes parámetros:
1. La energía eléctrica producida por la persona natural o jurídica podrá utilizar los activos de uso del Sistema de Transmisión Nacional (STN) y/o los sistemas de distribución para su propio consumo en el caso de los autogeneradores, para sí mismos, o para el consumo de personas con las que tiene vinculación económica directa o con sus socios o miembros en el caso de los productores marginales, en sitios distintos a los de producción.
2. La cantidad de energía sobrante o excedente podrá superar en cualquier porcentaje al valor de su consumo propio.
3. Cumplir con la regulación establecida por la CREG cuando: (i) hagan uso del SIN para la entrega de los excedentes; (ii) para el consumo de energía adicional a la autogenerada; (iii) para el consumo de la energía autogenerada en sitios distintos a los de producción, o en el caso de los productores marginales, para sí mismos, para el consumo de personas con las que tiene vinculación económica directa, y/o con sus socios o miembros.
4. El autogenerador a gran escala o el productor marginal a gran escala deberá ser representado ante el mercado mayorista por un agente comercializador o por un agente generador.
5. Los activos de generación pueden ser propiedad de la persona natural o jurídica o de terceros, y la operación de dichos activos puede ser desarrollada por la misma persona natural o jurídica o por terceros.
ARTÍCULO 2.2.3.2.4.4. SIMETRÍA EN LAS CONDICIONES QUE APLICAN A LOS USUARIOS DEL SISTEMA. <Artículo adicionado por el artículo 2 del Decreto 1403 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> En la regulación que expida la CREG se tendrá en cuenta la simetría en lo que respecta a la entrega de información, derechos, costos y responsabilidades, para el uso de las redes del SIN entre los participantes del Mercado de Energía Mayorista y los autogeneradores que realicen consumos propios y/o productores marginales que realicen consumos propios o para el consumo de personas con las que tiene vinculación económica directa o con sus socios o miembros; o cuando suministren excedentes o consuman energía del SIN.
ARTÍCULO 2.2.3.2.4.4.1. MECANISMOS DE PROMOCIÓN. <Artículo adicionado por el artículo 2 del Decreto 1403 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> La CREG, dentro de los tres (3) meses contados a partir de la publicación de este decreto, evaluará la pertinencia de que el autogenerador y el productor marginal puedan participar en los mecanismos del cargo por confiabilidad y la remuneración de servicios complementarios.
ARTÍCULO 2.2.3.2.4.4.2. LINEAMIENTOS HABILITANTES PARA PROYECTOS DE AUTOGENERACIÓN Y PRODUCCIÓN MARGINAL. <Artículo adicionado por el artículo 2 del Decreto 1403 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> El Ministerio de Minas y Energía, conforme a sus funciones de ente rector de la política pública del sector energético, expedirá los requisitos y obligaciones habilitantes para los proyectos de autogeneración y producción marginal.
LINEAMIENTOS DE POLÍTICA ENERGÉTICA EN MATERIA DE GESTIÓN EFICIENTE DE LA ENERGÍA Y ENTREGA DE EXCEDENTES DE AUTOGENERACIÓN A PEQUEÑA ESCALA.
ARTÍCULO 2.2.3.2.4.5. ÁMBITO DE APLICACIÓN. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 348 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> Esta sección aplica al Sistema Energético Nacional y a las áreas de servicio exclusivo. Para las áreas de servicio exclusivo que se encuentren constituidas, será aplicable cuando las partes lo acuerden expresamente.
ARTÍCULO 2.2.3.2.4.6. GESTIÓN EFICIENTE DE LA ENERGÍA. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 348 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> Con el fin de promover la gestión eficiente de la energía, el Ministerio de Minas y Energía establecerá e implementará los lineamientos de política energética en materia de sistemas de medición así como la gradualidad con la que se deberán poner en funcionamiento; todo lo cual se llevará a cabo con fundamento en los estudios técnicos que sus entidades adscritas elaboren.
ARTÍCULO 2.2.3.2.4.7. PARÁMETROS PARA SER CONSIDERADO AUTOGENERADOR A PEQUEÑA ESCALA. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 348 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> El autogenerador de energía eléctrica a pequeña escala deberá cumplir con los siguientes parámetros:
1. La potencia instalada debe ser igual o inferior al límite máximo determinado por la UPME para la autogeneración a pequeña escala.
2. La energía eléctrica producida por la persona natural o jurídica se entrega para su propio consumo, sin necesidad de utilizar activos de uso del Sistema de Transmisión Regional y/o Sistemas de Distribución Local.
3. La cantidad de energía sobrante o excedente podrá ser cualquier porcentaje del valor de su consumo propio.
4. Los activos de generación pueden ser de propiedad de la persona natural o jurídica o de terceros y la operación de dichos activos puede ser desarrollada por los propietarios o por terceros.
ARTÍCULO 2.2.3.2.4.8. CONDICIONES PARA LA CONEXIÓN Y ENTREGA DE EXCEDENTES DE AUTOGENERADORES A PEQUEÑA ESCALA. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 348 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> La CREG debe establecer un trámite simplificado para la conexión y entrega de excedentes de los autogeneradores a pequeña escala al Sistema de Transmisión Regional o al Sistema de Distribución Local, el cual se expedirá conforme a los principios establecidos en las Leyes 142 y 143 de 1994 y los lineamientos de política energética adoptados por el Ministerio de Minas y Energía para tal fin, conteniendo, entre otros aspectos:
i) Los tiempos máximos que deberá cumplir tanto el autogenerador como el operador de red en las diferentes etapas del proceso de conexión para la entrega de excedentes.
ii) Los requisitos técnicos mínimos necesarios para salvaguardar la correcta operación de la red. Lo anterior, sin detrimento del cumplimiento de lo establecido en el Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas (RETIE).
PARÁGRAFO. Los Operadores de Red solo podrán negar la conexión de autogeneradores a pequeña escala por razones de carácter técnico debidamente sustentadas.
ARTÍCULO 2.2.3.2.4.8. <SIC> CONTRATO DE RESPALDO. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 348 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> Los autogeneradores a pequeña escala con capacidad instalada menor o igual a 0,1 MW (100 kW) no tienen la obligación de suscribir un contrato de respaldo de disponibilidad de capacidad de red.
ARTÍCULO 2.2.3.2.4.9. REMUNERACIÓN DE EXCEDENTES DE ENERGÍA. <Artículo modificado por el artículo 4 del Decreto 929 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> La CREG definirá el mecanismo de remuneración de los excedentes de autogeneración a pequeña escala y el responsable de su liquidación y medición. Dicho mecanismo deberá: i) facilitar la liquidación periódica de los excedentes de energía y definir las condiciones para que los saldos monetarios a favor del autogenerador sean remunerados de forma expedita y ii) tener en cuenta las características técnicas de la medida y la capacidad instalada del usuario.
Los esquemas de generación que utilicen Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER), en áreas especiales, y que tengan como objetivo la reducción de pérdidas, serán considerados como Autogeneración a Pequeña Escala (AGPE), para efectos de la liquidación de los excedentes de energía. Dichos excedentes serán descontados de la facturación del área especial.
En estos casos la capacidad instalada podrá ser mayor a 5MW, siempre y cuando exista capacidad para conexión al respectivo circuito. La representación del AGPE la hará el comercializador.
PARÁGRAFO 1o. Para el caso de los AGPE que utilicen Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER), los excedentes que entreguen a la red de distribución se reconocerán mediante un esquema de medición bidireccional, como créditos de energía, según las normas que la CREG establezca para tal fin, en aplicación de lo dispuesto en el artículo 2.2.3.2.4.8 de este decreto.
PARÁGRAFO 2o. Los usuarios que cuenten con sistemas de autogeneración a pequeña escala a partir de FNCER están exentos del cobro de energía reactiva.
ARTÍCULO 2.2.3.2.4.10. REPORTES DE INFORMACIÓN A LA UPME. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 348 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> En cumplimiento del artículo 45 de la Ley 1715 de 2014, la UPME establecerá los términos y condiciones para el reporte de la capacidad instalada y producción de energía por parte de los autogeneradores a pequeña y gran escala.
LINEAMIENTOS DE POLÍTICA ENERGÉTICA EN MATERIA DE LIBERACIÓN DE LA AUTOGENERACIÓN Y PRODUCCIÓN MARGINAL SIN EXCEDENTES A LA RED.
ARTÍCULO 2.2.3.2.4.11. LIBERACIÓN EN LAS CONDICIONES DE PARTICIPACIÓN DE LOS AUTOGENERADORES Y PRODUCTORES MARGINALES QUE NO INYECTAN EXCEDENTES DE ENERGÍA A LA RED. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1403 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> No se requerirá autorización de ningún tipo para la conexión al Sistema Interconectado Nacional o Redes en las Zonas No Interconectadas, ni tendrá distinción de gran o pequeña escala, ni límites de capacidad para cuando el autogenerador o el productor marginal no entregue energía a través de la red.
POLÍTICAS GENERALES EN RELACIÓN CON LA ACTIVIDAD DE COMERCIALIZACIÓN DEL SERVICIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA.
ARTÍCULO 2.2.3.2.5.1. POLÍTICAS PARA EL DESARROLLO DE LA ACTIVIDAD DE COMERCIALIZACIÓN MINORISTA. Con el fin de asegurar que los beneficios derivados de la competencia se extiendan a todos los usuarios del servicio de energía eléctrica, la CREG deberá adoptar normas que garanticen el tratamiento simétrico en la asignación de derechos y obligaciones entre los agentes Comercializadores Minoristas que operan en el Sistema Interconectado Nacional.
En desarrollo de lo anterior, la CREG aplicará los siguientes criterios:
a) Se reconocerá el costo de la energía adquirida por los Comercializadores Minoristas que atienden Usuarios Regulados. Dicha energía deberá ser adquirida a través de los mecanismos de mercado establecidos por la CREG;
b) La regulación creará los mecanismos para incentivar la implantación de planes de reducción de pérdidas de energía eléctrica de corto, mediano y largo plazo para llegar a niveles eficientes en cada Mercado de Comercialización;
c) El Operador de Red será el responsable por la gestión integral de las pérdidas de energía en el Mercado de Comercialización asociado a sus redes;
d) La CREG le reconocerá al OR el costo eficiente del plan de reducción de Pérdidas No Técnicas, el cual será trasladado a todos los Usuarios Regulados y No Regulados conectados al respectivo Mercado;
e) Todos los Comercializadores Minoristas que participen en un Mercado de Comercialización tendrán la obligación de suministrar la información pertinente sobre consumo y medición para el logro de los objetivos planteados en el presente artículo.
PARÁGRAFO. Los planes de reducción de pérdidas ordenados por los literales b), c) y d) del presente artículo entrarán en aplicación una vez entren en vigencia los cargos de distribución aprobados mediante la metodología de remuneración de la actividad de distribución que reemplace la establecida en la Resolución CREG 097 de 2008.
ARTÍCULO 2.2.3.2.5.2. ADECUACIÓN DE LOS MECANISMOS DE MEDICIÓN A LOS USUARIOS RESIDENCIALES, INDUSTRIALES Y COMERCIALES. <Artículo modificado por el artículo 5 del Decreto 929 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> La CREG analizará la factibilidad y la conveniencia de flexibilizar los requisitos de medida de los consumos de los usuarios.
En el marco de lo anterior, en el caso de los sistemas de medida que registren energía activa y reactiva, la CREG deberá actualizar la regulación vigente frente a su cobro con el fin de evitar lesiones injustas a los usuarios. Para ello deberá revisar, entre otros, el cobro asimétrico de energía reactiva capacitiva e inductiva y las penalizaciones por flujo reincidente de energía reactiva.
ARTÍCULO 2.2.3.2.5.3. COMPRAS DE ENERGÍA PARA EL MERCADO REGULADO. <Artículo modificado por el artículo 6 del Decreto 929 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> La CREG regulará el marco aplicable a las compras de energía con destino al Mercado Regulado, con el objeto de que todos los usuarios obtengan los beneficios de la competencia en el Mercado Mayorista de Energía y disminuya su exposición a los precios de la bolsa.
En todo caso, para los mecanismos de compras de energía mediante convocatorias públicas, la regulación deberá atender las siguientes directrices:
a) Propiciar la participación de los agentes generadores en las convocatorias públicas de compra de energía que realicen los agentes comercializadores para la atención de la demanda regulada.
b) Promover el tratamiento equitativo entre agentes integrados y no integrados, de manera que mantengan las mismas condiciones de participación en las convocatorias.
c) Velar por la celeridad en los procesos de convocatorias públicas. Para lo cual, entre otras medidas, deberán ajustar los plazos vigentes en el mecanismo de convocatorias de la Resolución CREG 130 de 2019.
PARÁGRAFO 1o. Dentro de los 2 meses posteriores a la fecha de entrada en vigencia de la modificación al presente artículo, la CREG deberá ajustar la regulación existente con el fin de incorporar los criterios aquí mencionados.
PARÁGRAFO 2o. Frente a pronósticos de hidrología crítica y de acuerdo con los lineamientos que defina la CREG, los agentes que tengan demanda regulada expuesta a la bolsa deberán acoger las convocatorias públicas para la compra de energía.
DE LOS SUBSIDIOS Y CONTRIBUCIONES.
ARTÍCULO 2.2.3.2.6.1. GIROS. El Ministerio de Minas y Energía con cargo a los recursos disponibles apropiados para el pago de los subsidios a los servicios públicos de energía eléctrica y gas, podrá efectuar giros y/o pagos parciales con base en los valores históricos reportados por los prestadores del servicio y correspondientes al trimestre anterior en firme. Para estos efectos, los giros y/o pagos parciales en ningún caso podrán superar el ochenta (80%) del valor reportado en el trimestre anterior en firme. No obstante, el primer giro o pago que se realice en cada periodo podrá ser cómo máximo por una suma equivalente al cincuenta por ciento (50%) del valor reportado en el trimestre anterior en firme.
(Decreto 731 de 2014 artículo 1o)
ARTÍCULO 2.2.3.2.6.2. PROCEDIMIENTO. Para los efectos de lo establecido en el artículo anterior y en lo que fuere aplicable, los prestadores del servicio de energía eléctrica y gas darán cumplimiento a lo señalado en el artículo 2.2.3.2.6.1.4. del Título de Energía Eléctrica del presente decreto.
(Decreto 731 de 2014 artículo 2o)
ARTÍCULO 2.2.3.2.6.3. TARIFAS. La Comisión de Regulación de Energía y Gas reconocerá, mediante los mecanismos que estime pertinentes, en las tarifas resultantes de los procesos de revisión tarifaria de que trata el artículo 126 de la Ley 142 de 1994, los efectos económicos causados a partir de la fecha de la respectiva petición de revisión, siempre que sean derivados de las características especiales de prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica o de gas de cada región y que hayan sido reconocidas por la misma Comisión.
(Decreto 3860 de 2005 artículo 1o)
ARTÍCULO 2.2.3.2.6.4. GRADUALIDAD DE LA TARIFA. Para evitar el inmediato y directo impacto en las tarifas, el efecto tarifario que resulte de la aplicación del artículo anterior se realizará en forma gradual, comenzando a partir del primer día calendario que corresponda al mes inmediatamente siguiente a aquel en que quede en firme la resolución que modifique las tarifas y hasta la fecha de vencimiento del período de vigencia de las fórmulas tarifarias o el momento que determine la propia Comisión.
(Decreto 3860 de 2005 artículo 2o)
LIQUIDACIÓN, COBRO, RECAUDO Y MANEJO DE LAS CONTRIBUCIONES DE SOLIDARIDAD Y DE LOS SUBSIDIOS EN MATERIA DE SERVICIOS PÚBLICOS DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y GAS COMBUSTIBLE DISTRIBUIDO POR RED FÍSICA.
ARTÍCULO 2.2.3.2.6.1.1. NATURALEZA DEL FONDO DE SOLIDARIDAD PARA SUBSIDIOS Y REDISTRIBUCIÓN DE INGRESOS PARA LOS SERVICIOS DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y GAS COMBUSTIBLE DISTRIBUIDO POR RED FÍSICA. El Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos de la Nación - Ministerio de Minas y Energía, de que trata el artículo 89.3 de la Ley 142 de 1994 y el artículo 4o de la Ley 632 de 2000 es un fondo cuenta especial de manejo de recursos públicos, sin personería jurídica, sujeto a las normas y procedimientos establecidos en la Constitución Nacional, el Estatuto Orgánico del Presupuesto General de la Nación y las demás normas legales vigentes; cuenta en la cual se incorporarán en forma separada y claramente identificable para cada uno de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible distribuido por red física, los recursos provenientes de los excedentes de la contribución de solidaridad una vez se apliquen para el pago de la totalidad de los subsidios requeridos en las respectivas zonas territoriales.
(Decreto 847 de 2001, artículo 2o)
ARTÍCULO 2.2.3.2.6.1.2. FUNCIONES DEL MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA EN RELACIÓN CON EL FONDO DE SOLIDARIDAD PARA SUBSIDIOS Y REDISTRIBUCIÓN DE INGRESOS. Corresponde al Ministerio de Minas y Energía en relación con el Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos, además de desarrollar las funciones establecidas en las leyes, las siguientes:
1. Presentar el anteproyecto de presupuesto relacionado con los montos de los recursos que se asignarán para el pago de subsidios con cargo al Presupuesto General de la Nación y con recursos del Fondo.
2. Determinar el monto de las contribuciones facturadas y los subsidios aplicados que se reconocerán trimestralmente a las empresas que los facturen, en el proceso de conciliación de subsidios y contribuciones de solidaridad.
3. Administrar y distribuir los recursos del Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos y/o del Presupuesto Nacional, de conformidad con las leyes vigentes.
(Decreto 847 de 2001, artículo 3o)
ARTÍCULO 2.2.3.2.6.1.3. CONTABILIDAD INTERNA. Las entidades prestadoras de los servicios públicos domiciliarios deberán, en contabilidad separada, llevar las cuentas detalladas de los subsidios y las contribuciones de solidaridad facturadas y de las rentas recibidas por concepto de contribución o por transferencias de otras entidades para sufragar subsidios, así como de su aplicación.
Cuando una misma empresa de servicios públicos tenga por objeto la prestación de dos o más servicios públicos domiciliados, las cuentas de que trata el presente artículo deberán llevarse de manera independiente para cada u no de los servicios que presten y los recursos no podrán destinarse para otorgar subsidios a usuarios de un servicio público diferente de aquel del cual se percibió la respectiva contribución.
(Decreto 847 de 2001, artículo 4o)
ARTÍCULO 2.2.3.2.6.1.4. PROCEDIMIENTO INTERNO. Las entidades prestadoras de servicios públicos, efectuarán y enviarán trimestralmente al Ministerio de Minas y Energía, la conciliación de sus cuentas de subsidios y contribuciones de solidaridad, de conformidad con lo dispuesto en este artículo y la metodología establecida por el Ministerio de Minas y Energía. (modificado por el artículo 2o Decreto 201 de 2004).
a) Liquidación, reportes y validación. Los comercializadores, autogeneradores y transportadores de energía eléctrica y de gas combustible distribuido por red física, efectuarán liquidación trimestral de subsidios y contribuciones por mercado de comercialización, según definiciones de Mercado de Comercialización para el servicio público de electricidad, Mercado de Comercialización para el servicio público de gas combustible distribuido por red física y Mercado de Comercialización en las Zonas no Interconectadas del presente decreto, con corte al último día de cada trimestre calendario, teniendo en cuenta los subsidios otorgados, las contribuciones facturadas, los giros recibidos de los comercializadores no incumbentes, incluyendo los rendimientos o intereses de mora, las transferencias del Presupuesto de la Nación y/o Entidades Territoriales por pagos por menores tarifas y los giros del Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos.
Los comercializadores, autogeneradores y transportadores de energía eléctrica y de gas combustible distribuido por red física, deberán reportar al Fondo de Solidaridad - Ministerio de Minas y Energía, la conciliación trimestral de sus cuentas de subsidios y contribuciones, dentro de treinta (30) días calendario siguientes al cierre del respectivo trimestre, de conformidad con la metodología establecida por este Ministerio, anexando todos la información soporte requerida, para su validación.
El Ministerio emitirá su validación mediante comunicación escrita en el evento de no encontrar ninguna objeción. En caso contrario, los comercializadores podrán justificar las diferencias remitiendo al Ministerio la información aclaratoria dentro del mes siguiente a la fecha en la que reciba la comunicación escrita sobre el particular. Si transcurrido este plazo el Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos no recibe las aclaraciones que justifiquen la diferencia, la validación final se hará con base en la validación inicial realizada por el Ministerio de Minas y Energía, la cual quedará en firme. Este Ministerio se reserva el derecho de efectuar las auditorías respectivas cuando lo estime necesario.
En el caso de empresas que presenten un mayor superávit con la validación final, la diferencia entre el valor validado por el Ministerio de Minas y Energía y el reportado por la empresa deberá ser girada, junto con sus rendimientos, calculados de acuerdo con la tasa de corrección monetaria a partir del día siguiente del cierre del trimestre calendario respectivo, al comercializador incumbente o al Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos, según sea el caso, de acuerdo con las instrucciones establecidas por el Ministerio de Minas y Energía.
b) Giros. Los comercializadores de energía eléctrica y de gas combustible distribuido por red física, que al efectuar la liquidación trimestral por mercado de comercialización, presenten superávit, lo girarán de la siguiente manera:
i) Los comercializadores no incumbentes por mercado de comercialización, girarán al comercializador incumbente el respectivo superávit, dentro de los cuarenta y cinco (45) días calendario siguientes al cierre del trimestre respectivo.
ii) Los comercializadores incumbentes girarán al Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos dentro de los cuarenta y cinco (45) días calendario siguientes al cierre del trimestre respectivo.
iii) Los comercializadores no incumbentes que facturen contribuciones y no atiendan usuarios subsidiados deberán girar dicha contribución, dentro de los veinte (20) días calendario siguientes a la fecha de facturación, al comercializador incumbente por mercado de comercialización en el cual se encuentren los usuarios aportantes.
PARÁGRAFO 1o. En caso de presentarse algún conflicto, el Ministerio de Minas y Energía, definirá los criterios para hacer la transferencia de los excedentes de las contribuciones de solidaridad y para la realización de los giros declarados no es necesario que medie comunicación alguna.
PARÁGRAFO 2o. El incumplimiento de envío de la información dentro del plazo establecido de la liquidación trimestral, será reportado por el Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios para lo pertinente a su función de vigilancia y control.
PARÁGRAFO 3o. Los recursos que por mandato de la ley son propiedad del Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos, deberán ser consignados en los plazos y cuentas definidos por el Ministerio de Minas y Energía o por quien este designe como administrador del Fondo. Dichas cuentas deberán contar con la aprobación de la Dirección del Tesoro Nacional del Ministerio de Hacienda y Crédito Público.
PARÁGRAFO 4o. Excepto para el inciso iii) del literal b) del presente artículo, la totalidad de los rendimientos financieros generados por los superávit declarados, deberán ser girados a las empresas incumbentes o al Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos, calculados de acuerdo con la tasa de corrección monetaria a partir del día siguiente del cierre del trimestre calendario respectivo.
Se causarán intereses moratorios de la legislación tributaria cuando los comercializadores, autogeneradores o transportadores de energía eléctrica y de gas combustible distribuido por red física, no hayan realizado los giros al comercializador incumbente o al Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos después de transcurridos los plazos establecidos en el literal b) de este artículo, para cada uno de los casos.
PARÁGRAFO 5o. Conforme a lo previsto en el numeral 89.6 del artículo 89 de la Ley 142 de 1994, los incumplimientos derivados del recaudo de los recursos legalmente asignados al Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos serán sancionados, en lo pertinente, en los términos previstos en el Título III Sanciones del Libro Quinto del Decreto 624 de 1989, por el cual se expide el Estatuto Tributario de los impuestos administrados por la Dirección General de Impuestos Nacionales.
(Decreto 847 de 2001, artículo 5o, modificado por el artículo 2o Decreto 201 de 2004 y por el artículo 1, Decreto 4272 de 2004)
ARTÍCULO 2.2.3.2.6.1.5. SUJETOS RESPONSABLES DE LA FACTURACIÓN Y RECAUDO DE LA CONTRIBUCIÓN DE SOLIDARIDAD. Son responsables de la facturación y recaudo de la contribución de solidaridad, las siguientes personas:
1. Las empresas prestadoras de los servicios públicos de energía eléctrica y gas combustible distribuido por red física.
2. Las personas autorizadas conforme a la ley y a la regulación para comercializar energía eléctrica o gas combustible distribuido por red física.
3. Las personas que generen su propia energía, la enajenen a terceros y tengan una capacidad instalada superior a los 25.000 kilovatios, de acuerdo con lo dispuesto por el artículo 89.4 de la Ley 142 de 1994.
4. Las personas que suministren o comercialicen gas combustible por red física con terceros en forma independiente, de acuerdo con lo dispuesto por el artículo 89.5 de la Ley 142 de 1994.
PARÁGRAFO 1o. Las personas de que trata este artículo deberán transferir los superávits del valor de la contribución con sujeción a las instrucciones que para el efecto le indique el Ministerio de Minas y Energía - Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos.
PARÁGRAFO 2o. Las personas que de acuerdo con el presente artículo recauden contribuciones de solidaridad, deberán hacer devoluciones a los usuarios de sumas cobradas por tal concepto, cuando estos demuestren que tienen derecho a ello, según la ley, utilizando para ello el mecanismo que para tal fin prevé el artículo 154 de la Ley 142 de 1994 y harán los débitos correspondientes.
(Decreto 847 de 2001, artículo 6o)
ARTÍCULO 2.2.3.2.6.1.6. FACTOR CON EL CUAL SE DETERMINA LA CONTRIBUCIÓN DE SOLIDARIDAD. Los límites de la contribución de solidaridad en electricidad y gas combustible distribuido por red física, serán los fijados por la ley. Dentro de estos límites y de acuerdo con las necesidades de subsidio, la Comisión de Regulación de Energía y Gas por resolución podrá variar la contribución de solidaridad.
PARÁGRAFO. La contribución de solidaridad de energía eléctrica a que están sujetas las entidades prestadoras de los servicios públicos domiciliarios de acueducto y alcantarillado, por consumo de energía eléctrica que sea utilizado específicamente en las actividades operativas inherentes a la propia prestación del servicio público a su cargo, se aplicará en forma gradual, de manera que dichas empresas pagarán, a partir de la entrada en vigencia del presente decreto, el 80% del total de la contribución para el año 2004, el 70% para el año 2005, el 60% para el año 2006 y el 50% para el año 2007 en adelante.
Las empresas de acueducto y alcantarillado deberán solicitar y facilitar las condiciones necesarias a la empresa que preste el respectivo servicio público de energía para separar los consumos. Al facturarles se distinguirán de los demás consumos, aquellos utilizados específicamente en las actividades operativas inherentes a la propia prestación del servicio público a su cargo. (Adicionado por el artículo 1o del Decreto 2287 de 2004)
(Decreto 847 de 2001, artículo 7o)
ARTÍCULO 2.2.3.2.6.1.7. RESPONSABILIDAD DE LOS PRESTADORES DE SERVICIOS PÚBLICOS. Todo recaudador de contribuciones de solidaridad será patrimonialmente responsable y deberá efectuar el traslado oportuno de las sumas facturadas.
Es deber de los recaudadores de la contribución de solidaridad, informar trimestralmente al Ministerio de Minas y Energía- Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos, acerca de los valores facturados y recaudados de la contribución de solidaridad, así como de los valores que, de acuerdo con lo dispuesto en las normas presupuestales y en las Leyes 142 y 143 de 1994, y 286 de 1996, asignen los prestadores del servicio.
Los montos facturados de la contribución de solidaridad que se apliquen al pago de subsidios y no puedan ser recaudados, podrán ser conciliados contra nuevas contribuciones seis (6) meses después de facturadas. Si posteriormente se produce su recaudo, deberán contabilizarse como nueva contribución.
(Decreto 847 de 2001, artículo 8o)
ARTÍCULO 2.2.3.2.6.1.8. CRITERIOS DE ASIGNACIÓN. El Ministerio de Minas y Energía definirá los criterios con los cuales el Gobierno Nacional asignará los recursos del presupuesto nacional y del Fondo de Solidaridad destinados a sufragar los subsidios, teniendo en cuenta que también los Municipios, Departamentos y Distritos podrán incluir apropiaciones presupuestales para este fin. Al definir los criterios de asignación, siempre se deberá tener en cuenta preferentemente, a los usuarios que residan en aquellos municipios que tengan menor capacidad para otorgar subsidios con sus propios recursos.
PARÁGRAFO 1o. No se podrán pagar subsidios con recursos provenientes del Presupuesto Nacional o del Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos a aquellas empresas que no entreguen la información en la oportunidad y de acuerdo con la metodología que establezca el Ministerio de Minas y Energía.
PARÁGRAFO 2o. Cuando la entidad prestadora que se ha ceñido a las exigencias legales y regulatorias, estime que el monto de las contribuciones, de los recursos del Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos y las apropiaciones del presupuesto de la Nación, de los Departamentos, de los Distritos y de los Municipios, no sean suficientes para cubrir la totalidad de los subsidios previstos, podrá tomar medidas necesarias para que los usuarios cubran los costos de prestación del servicio.
(Decreto 847 de 2001, artículo 10)
ARTÍCULO 2.2.3.2.6.1.9. INFORME DE LAS ASAMBLEAS DEPARTAMENTALES Y DE LOS CONCEJOS MUNICIPALES Y DISTRITALES DE LA ASIGNACIÓN DE SUBSIDIOS. Corresponde a las asambleas departamentales y a los concejos municipales y distritales, informar al Ministerio de Minas y Energía - Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos, acerca de las apropiaciones que efectúen para atender subsidios en los servicios públicos de energía eléctrica y gas combustible distribuido por red física.
PARÁGRAFO. Las decisiones que tomen Asambleas y los Concejos sobre cuáles servicios o cuáles estratos subsidiar, o sobre el monto de las partidas para los subsidios, en ningún caso impedirán que se cobre la contribución de solidaridad a los usuarios que, según la ley, están sujetos a ella.
(Decreto 847 de 2001, artículo 11)
ARTÍCULO 2.2.3.2.6.1.10. TRANSFERENCIAS EFECTIVAS DE LAS ENTIDADES PRESTADORAS DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS. Sin perjuicio del cumplimiento de las normas presupuestales sobre apropiaciones y ordenación del gasto, las transferencias efectivas de dinero de las entidades prestadoras de servicios públicos al Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos por concepto de contribuciones de solidaridad sólo ocurrirán cuando se presente superávit, después de compensar internamente los recursos necesarios para otorgar subsidios, las contribuciones facturadas en su Mercado de Comercialización y las recibidas de otros comercializadores, del Presupuesto Nacional, de los presupuestos departamentales, distritales o municipales y/o del Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos con el monto de los subsidios facturados en un trimestre.
(Decreto 847 de 2001, artículo 12)
ARTÍCULO 2.2.3.2.6.1.11. OBLIGACIÓN DE LOS PRESTADORES DE SERVICIOS PÚBLICOS DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y GAS COMBUSTIBLE DISTRIBUIDO POR RED FÍSICA DE ESTIMAR LAS CONTRIBUCIONES Y DE INFORMAR A LA NACIÓN Y DEMÁS AUTORIDADES COMPETENTES PARA DECRETAR SUBSIDIOS. Los prestadores de servicios públicos de energía eléctrica y gas combustible distribuido por red física, tienen la obligación de estimar el producto de las contribuciones de solidaridad que razonablemente esperan facturar en la vigencia fiscal inmediatamente siguiente y suministrar tal información a más tardar la última semana del mes de abril del año anterior a que se inicie dicha vigencia fiscal al Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos, y a las autoridades departamentales, distritales y municipales y que, según el artículo 368 de la Constitución Política, pueden decretar subsidios, con el fin de que estas las tengan en cuenta al preparar sus presupuestos para la asignación de recursos para subsidiar tales servicios.
(Decreto 847 de 2001, artículo 13)
ARTÍCULO 2.2.3.2.6.1.12. INFORMES. Las entidades prestadoras de los servicios públicos domiciliarios deberán informar a la comunidad, a través de medios de información masiva y por lo menos una vez al año, la utilización de manera precisa que dieron de los subsidios y será función de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios verificar el cumplimiento de dicha obligación.
(Decreto 847 de 2001, artículo 14)
ARTÍCULO 2.2.3.2.6.1.13. APLICACIÓN A LOS DISTRITOS, MUNICIPIOS Y DEPARTAMENTOS. Los departamentos, distritos y municipios aplicarán, en sus territorios, normas iguales, en lo pertinente, a las de este decreto, cuando haya situaciones relacionadas con subsidios que deban aplicar y que no hayan sido objeto de reglamentación especial.
(Decreto 847 de 2001, artículo 15)
ARTÍCULO 2.2.3.2.6.1.14. ASIMILACIÓN ENTRE MUNICIPIOS Y DISTRITOS. Salvo en cuanto haya legislación expresa que disponga otra cosa, siempre que en este decreto se mencionen los municipios o las autoridades, se entenderán incluidos también los distritos, los territorios indígenas que se constituyan como entidades territoriales, y el Departamento de San Andrés y Providencia; y aquellas autoridades que puedan asimilarse con más facilidad a las correspondientes autoridades municipales.
(Decreto 847 de 2001, artículo 16)
ARTÍCULO 2.2.3.2.6.1.15. CESIÓN DE LOS DERECHOS DE LOS SUBSIDIOS CAUSADOS. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 399 de 2020. El nuevo texto es el siguiente:> Los comercializadores de energía eléctrica a los que hace referencia esta Subsección 6.1, podrán ceder a favor de entidades vigiladas por la Superintendencia Financiera, u organismos estatales, bilaterales y multilaterales de crédito que no se encuentren en las listas de sanciones, y/o vehículos fiduciarios administrados por cualquiera de los anteriores, el derecho a recibir los recursos por los subsidios causados y liquidados en los términos previstos en el presente artículo, que deban girárseles a través del Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos, únicamente en los casos en que dichas entidades prestadoras de servicios públicos domiciliarios ya hayan reconocido, en las respectivas facturas de servicios, los subsidios correspondientes a los usuarios que atienden. Para que la cesión produzca efectos ante el Ministerio de Minas y Energía se necesitará de la aceptación de la cesión por parte de dicha entidad. Para efectos de lo previsto en este artículo, el ordenador del gasto del Ministerio de Minas y Energía, a solicitud del comercializador de energía interesado, definirá el monto de subsidios que será reconocido por la Nación - Ministerio de Minas y Energía para el respectivo periodo de reporte de información, a través de una certificación la cual deberá contener como mínimo:
a) El valor a reconocer en pesos corrientes;
b) El plazo máximo en el cual el Ministerio de Minas y Energía girará dicho valor
Para ello, el Ministerio de Minas y Energía solicitará al Ministerio de Hacienda y Crédito Público concepto indicando la existencia de los mecanismos provistos en la Ley Anual de Presupuesto para atender el giro de los subsidios, el cual será emitido por dicho Ministerio en quince (15) días calendario. Este concepto será suficiente para que el Ministerio de Minas y Energía emita la certificación del monto del subsidio.
PARÁGRAFO 1o. Los comercializadores de energía eléctrica a los que hace referencia esta Subsección 6.1, que quieran hacer uso del presente mecanismo, deberán enviar la información indicada en el artículo 2.2.3.2.6.1.4 del presente decreto de forma mensual, o en función de los periodos de facturación de las empresas comercializadoras, en caso de que este sea superior a un mes.
PARÁGRAFO 2o. La certificación de la que trata el presente artículo, se expedirá dentro de los 45 días calendario siguientes a la recepción por parte del Ministerio de Minas y Energía, de la información indicada en el artículo 2.2.3.2.6.1.4, enviada por los comercializadores de energía eléctrica, e incorporará un derecho cierto a favor de las empresas prestadoras de servicios públicos domiciliarios, que podrá ser cedido por estos. Dentro de los 45 días de los que trata este parágrafo, se incluyen los 15 días calendario que tiene el Ministerio de Hacienda y Crédito Público para emitir el concepto previo al que hace referencia este artículo. En caso de que la certificación no se emita por parte del Ministerio de Minas y Energía en el citado término, se aplicará lo dispuesto por la ley en relación con el ejercicio del derecho de petición.
Las certificaciones solicitadas por los comercializadores en los términos de este artículo se emitirán por el monto de recursos de subsidios causados, correspondiente al déficit que se genere posterior a la respectiva conciliación, según el literal a) del artículo 2.2.3.2.6.1.4 de este decreto.
Para la aceptación de la cesión, el Ministerio de Minas y Energía solo deberá verificar: (i) que el cesionario sea una de las entidades señaladas en el primer inciso del presente artículo y; (ii) que no se hayan girado los recursos por subsidios causados a los que haga referencia la respectiva certificación.
El plazo para el giro de los recursos por subsidios causados por parte del Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos será de hasta (1) año calendario, contado a partir de la expedición de la certificación prevista en este artículo, siempre cuando el comercializador de energía eléctrica ceda el derecho incorporado en la certificación que emita el Ministerio de Minas y Energía.
Una vez vencido este plazo, sin que se hayan girado los recursos por subsidios causados contenidos en la certificación que emita el Ministerio de Minas y Energía, iniciará una prórroga automática por un periodo adicional de un (1) año, durante el cual se causarán intereses a la IBR mensual más 200 puntos básicos o su equivalente efectiva anual y serán asumidos con cargo al Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos. Vencido este plazo adicional, las sumas liquidadas devengarán intereses a la tasa de interés bancario corriente definida por la Superintendencia Financiera, y serán asumidos con cargo al Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos.
En caso de que el comercializador de energía no ceda el derecho incorporado en la certificación expedida por el Ministerio de Minas y Energía, no procederá la causación de intereses prevista en este parágrafo, y se seguirá el procedimiento dispuesto por el artículo 2.2.3.2.6.1.4 del presente decreto.
PARÁGRAFO 3o. Los costos financieros en que efectivamente incurran las empresas de servicios públicos domiciliarios por las operaciones de cesión que celebren con las entidades cesionarias conforme este artículo, se podrán trasladar al costo unitario del servicio de energía, de acuerdo con la regulación CREG aplicable.
PARÁGRAFO 4o. En el momento en que los recursos por los subsidios causados se giren a la entidad cesionaria, cesará la inclusión de los costos financieros en el costo unitario del servicio indicado en el parágrafo 3o.
PARÁGRAFO 5o. La CREG, en caso de que resulte necesario, podrá adoptar las medidas necesarias para ajustar la regulación correspondiente, de acuerdo con lo dispuesto en este artículo, particularmente lo descrito en el parágrafo 3o.
PARÁGRAFO 6o. El Ministerio de Minas y Energía regulará lo necesario para viabilizar la aplicación del presente mecanismo para el caso de prestadores del servicio en Zonas no Interconectadas.
MANEJO Y ASIGNACIÓN DE RECURSOS PROVENIENTES DE LA CONTRIBUCIÓN DE LOS USUARIOS NO REGULADOS DEL SERVICIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA.
ARTÍCULO 2.2.3.2.6.2.1. MECANISMO ESPECIAL. La presente Subsección establece el mecanismo especial a través del cual se manejarán y asignarán los recursos provenientes de la contribución de los usuarios no regulados del servicio de energía eléctrica, que compren energía a empresas oficiales, mixtas o privadas, teniendo en cuenta los criterios señalados en las Leyes 142 y 143 de 1994.
(Decreto 1596 de 1995, artículo 1o)
ARTÍCULO 2.2.3.2.6.2.2. USUARIOS NO REGULADOS DEL SERVICIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA. Para estos efectos son usuarios no regulados cualquier persona natural o jurídica que tenga una demanda máxima superior a 2 MW por instalación legalizada, cuyas compras de electricidad se realizan a precios acordados libremente.
(Decreto 1596 de 1995, artículo 2o)
ARTÍCULO 2.2.3.2.6.2.3. MANEJO DE LAS CONTRIBUCIONES. Las contribuciones que, en cumplimiento de lo estatuido en el artículo 47, incisos 1o y 5o de la ley 143 de 1994, recauden las empresas generadoras de energía eléctrica que vendan energía a usuarios no regulados, serán manejadas por las mismas empresas en cuenta separada.
(Decreto 1596 de 1995, artículo 3o)
ARTÍCULO 2.2.3.2.6.2.4. TRASLADO DE CONTRIBUCIONES. Con sujeción a las leyes 142 y 143 de 1994 y a las disposiciones reglamentarias pertinentes, los recursos provenientes de la contribución serán transferidos por las empresas recaudadoras, dentro de los diez (10) días siguientes a su recibo, a las empresas distribuidoras de energía que cumplan sus actividades en la misma jurisdicción territorial a la del usuario aportante. Estos recursos tienen el carácter de subsidio y se aplicarán como tal a los usuarios del servicio público de electricidad de los estratos socioeconómicos I, II y III.
(Decreto 1596 de 1995, artículo 4o)
ARTÍCULO 2.2.3.2.6.2.5. TRASLADO DE SUPERÁVIT. Si después de aplicar la contribución para subsidios hubiere superávit, estos se transferirán a la Dirección del Tesoro Nacional, con el fin de participar en los desembolsos que debe efectuar el fondo de solidaridad para subsidios y redistribución de ingresos de la Nación (Ministerio de Minas y Energía) y su destinación se hará de conformidad con lo establecido por el artículo 89.3 de la Ley 142 de 1994.
(Decreto 1596 de 1995, artículo 5o)
ARTÍCULO 2.2.3.2.6.2.6. CONTRIBUCIÓN DE SOLIDARIDAD POR AUTOGENERADORES DE ENERGÍA ELÉCTRICA. La contribución de solidaridad que aplica a los usuarios del sector eléctrico, no se causará sobre la energía eléctrica producida por un autogenerador para la atención de sus propias necesidades.
(Decreto 549 de 2007, artículo 1o)
POLÍTICAS PARA LA FORMACIÓN EFICIENTE DE PRECIOS EN EL MERCADO MAYORISTA.
ARTÍCULO 2.2.3.2.7.1. LINEAMIENTOS PARA LA VALORACIÓN DE LOS RECURSOS DE GENERACIÓN DE CORTO PLAZO. <Artículo adicionado por el artículo 8 del Decreto 929 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> En desarrollo del principio de eficiencia consagrado en el artículo 6o de la Ley 143 de 1994, con el fin de fomentar el uso eficiente de los recursos energéticos del país, así como velar por su aprovechamiento económico y sostenible, dentro de los 3 meses posteriores a la expedición del presente decreto la CREG ajustará la regulación existente con el fin de incorporar los siguientes criterios:
a) Remuneración de costos de arranque y parada en los que efectivamente se incurra durante la operación real.
b) Permitir ofertas independientes para la generación que corresponda al cumplimiento de caudales mínimos ambientales o fitosanitarios.
c) Valoración económica de los vertimientos de acuerdo con las condiciones técnicas o ambientales que los sustenten.
d) Condiciones simétricas para la liquidación de las generaciones de seguridad de recursos hídricos y térmicos.
e) Definición de las variables técnicas y ambientales que deben ser consideradas en las ofertas de precio en bolsa por agentes generadores.
f) Condición de tomadores de precio para los recursos con baja capacidad de regulación.
PARÁGRAFO 1o. Dentro de los 3 meses posteriores a la expedición del presente decreto, el Consejo Nacional de Operación (CNO) deberá definir la metodología técnica para determinar la capacidad de regulación de una planta de generación y la calculará para todas las plantas hídricas. Con base en esta información, el Ministerio de Minas y Energía establecerá el umbral de baja capacidad de regulación.
ARTÍCULO 2.2.3.2.7.2. MEDIDAS PARA EL SEGUIMIENTO Y MONITOREO DEL PODER DE MERCADO EN LAS OFERTAS DE PRECIO EN BOLSA. <Artículo adicionado por el artículo 8 del Decreto 929 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> Como parte del reglamento de operación del Mercado de Energía Mayorista se deberán implementar procedimientos técnicos que permitan detectar, en tiempo real, el ejercicio del poder mercado de los agentes en las ofertas de energía en bolsa que presenten al Centro Nacional de Despacho (CND), así como mitigar su incidencia en el precio de bolsa. La SSPD, en el ámbito de su competencia, hará seguimiento a esta información.
Para ello, dentro de los 2 meses posteriores a la expedición del presente decreto, la CREG establecerá una metodología con los procedimientos, controles y herramientas de mitigación, la cual deberá basarse en referentes técnicos, y además deberá considerar como mínimo los siguientes criterios: i) la incidencia de las ofertas agregadas de un mismo agente para la atención de la demanda, ii) el comportamiento histórico de oferta de las unidades de cada uno de los agentes que tienen incidencia en la atención de la demanda y iii) las condiciones de restricciones del sistema que influyan en la necesidad de un recurso de generación.
PARÁGRAFO 1o. La CREG deberá evaluar con análisis ex post los resultados de la implementación de la metodología de control del posible abuso de posición dominante máximo cada dos años. Como resultado de dicho análisis, la metodología deberá actualizarse o modificarse conforme los cambios del mercado y las técnicas de evaluación de poder de mercado.
ARTÍCULO 2.2.3.2.7.3. POLÍTICAS PARA LA DISMINUCIÓN DE LOS COSTOS DE TRANSACCIÓN DE LAS COBERTURAS EN EL MERCADO MAYORISTA. <Artículo adicionado por el artículo 8 del Decreto 929 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> En función del principio de eficiencia económica de que tratan el artículo 87 de la Ley 142 de 1994, la CREG revisará y ajustará, dentro de los 6 meses posteriores a la expedición del presente decreto, el esquema regulatorio de garantías y de limitación de suministro, con el fin de optimizar las coberturas exigidas para las transacciones en el Mercado Mayorista de Energía, para lo cual tendrá en cuenta los siguientes criterios:
a) Reducción de los costos de garantías por las transacciones, sin que con ello se generen riesgos de cartera o sistémicos.
b) Inclusión de mecanismos existentes en los mercados financieros para garantizar las transacciones en el mercado de energía.
c) Flexibilización de los montos a garantizar y su periodicidad ante variaciones en las liquidaciones de las transacciones del mercado.
DE LOS FONDOS ELÉCTRICOS.
FAER.
ARTÍCULO 2.2.3.3.1.1. NATURALEZA DEL FONDO DE APOYO FINANCIERO PARA LA ENERGIZACIÓN DE LAS ZONAS RURALES INTERCONECTADAS, FAER. <Artículo derogado por el artículo 2 del Decreto 1580 de 2022 con la entrada en operación del FONENERGÍA, en los términos descritos en el artículo 2.2.8.1.2 del Decreto 1073 de 2015. El texto vigente hasta la entrada en operación de FONENERGÍA es el siguiente:> El Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas Rurales Interconectadas, FAER, creado por el artículo 105 de la Ley 788 de 2002, es un fondo cuenta especial sin personería jurídica, sujeto a las normas y procedimientos establecidos en la Constitución Política de Colombia, el Estatuto Orgánico del Presupuesto Nacional y demás normas vigentes aplicables, administrado por Ministerio de Minas y Energía o por quien él delegue.
De conformidad con la ley, a este Fondo ingresarán los recursos a que se refiere el artículo 105 de la Ley 788 de 2002, para la energización de las Zonas Rurales Interconectadas y, de acuerdo con el artículo 1 de la Ley 1117 de 2006 llevará a cabo el programa de normalización de redes eléctricas.
(Decreto 1122 de 2008, artículo 1o)
ARTÍCULO 2.2.3.3.1.2. RECAUDO DE LOS RECURSOS. <Artículo derogado por el artículo 2 del Decreto 1580 de 2022 con la entrada en operación del FONENERGÍA, en los términos descritos en el artículo 2.2.8.1.2 del Decreto 1073 de 2015. El texto vigente hasta la entrada en operación de FONENERGÍA es el siguiente:> La liquidación y el recaudo de los recursos a que se refiere el artículo 105 de la Ley 788 de 2002, con los ajustes establecidos en la Resolución CREG-068-2003 y de aquellas que la modifiquen o sustituyan, estarán a cargo del Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales -ASIC-, quien recaudará de los dueños de los activos del Sistema de Transmisión Nacional -STN- el valor correspondiente y entregará las sumas recaudadas, dentro de los tres (3) días siguientes a su recibo, en la cuenta que para tal propósito determine el Ministerio de Hacienda y Crédito Público.
PARÁGRAFO. El Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales. ASIC, presentará mensualmente al Ministerio de Minas y Energía una relación de las sumas liquidadas y las recaudadas, en la forma que determine este Ministerio, con el fin de verificar el cumplimiento de las obligaciones de los sujetos pasivos de la contribución y de su recaudador.
(Decreto 1122 de 2008, artículo 3o)
ARTÍCULO 2.2.3.3.1.3. DESTINACIÓN DE LOS RECURSOS. <Artículo derogado por el artículo 2 del Decreto 1580 de 2022 con la entrada en operación del FONENERGÍA, en los términos descritos en el artículo 2.2.8.1.2 del Decreto 1073 de 2015. El texto vigente hasta la entrada en operación de FONENERGÍA es el siguiente:> <Artículo modificado por el artículo 3 del Decreto 99 de 2021. El nuevo texto es el siguiente:> Los recursos a que se refiere el artículo 105 de la Ley 788 de 2002, así como los rendimientos generados en su inversión temporal, se utilizarán para financiar planes, programas o proyectos de inversión priorizados para la construcción e instalación de nueva infraestructura eléctrica en las zonas rurales interconectadas, que permita ampliar la cobertura y procurar la satisfacción de la demanda de energía. La ampliación de cobertura podrá realizarse a través de i) Redes Físicas o ii) Redes Logísticas y de Servicio.
PARÁGRAFO 1o. Hasta el veinte por ciento (20%) de los recursos recaudados antes mencionados se destinarán para financiar el Programa de Normalización de Redes Eléctricas (PRONE), de conformidad con lo dispuesto en el artículo 1o de la Ley 1117 de 2006.
PARÁGRAFO 2o. Dentro de los recursos financieros a solicitar para la implementación de los proyectos de inversión se incluirán: i) construcción, ii) instalación, iii) acometidas, iv) medidores, v) interventorías a que haya lugar, vi) costos de administración por la ejecución de los proyectos, vii) compra de predios (construcción y/o ampliación de subestaciones), viii) requerimientos de servidumbres y; ix) ejecución de planes de manejo ambiental necesarios para el desarrollo de los planes, programas o proyectos a ser financiados.
Asimismo, estos recursos podrán destinarse a la implementación de proyectos de infraestructura eléctrica para la atención de Usuarios Aislados mediante Redes Logísticas y de Servicio, cuya administración, operación y mantenimiento corra por cuenta de los Operadores de Red del Sistema Interconectado Nacional (SIN).
Los bienes y servicios que sean sufragados con los recursos correspondientes a costos de administración sólo se podrán destinar al cumplimiento de actividades directamente relacionadas con la ejecución, supervisión y seguimiento de los planes, programas y proyectos a ser financiados.
En la correspondiente convocatoria o en la aprobación directa por parte del Ministerio de Minas y Energía, se determinarán cuáles de los componentes referidos en los numerales vii) a ix) se aprobarán para cada proyecto.
ARTÍCULO 2.2.3.3.1.4. COMITÉ DE ADMINISTRACIÓN. <Artículo derogado por el artículo 2 del Decreto 1580 de 2022 con la entrada en operación del FONENERGÍA, en los términos descritos en el artículo 2.2.8.1.2 del Decreto 1073 de 2015. El texto vigente hasta la entrada en operación de FONENERGÍA es el siguiente:> El Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas Rurales Interconectadas, FAER, tendrá un Comité de Administración, cuya sigla será CAFAER, integrado de la siguiente manera:
1. Por el Ministro de Minas y Energía, quien lo presidirá o su delegado.
2. Por el Viceministro de Energía o su delegado.
3. Por el Director de Energía del Ministerio de Minas y Energía.
En caso de delegación por parte del Ministro el comité será presidido por el Viceministro.
El Comité de Administración aprobará, objetará e impartirá instrucciones y recomendaciones sobre los planes, programas o proyectos que hayan sido presentados para financiación con cargo a los recursos del Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas Rurales Interconectadas, FAER.
PARÁGRAFO. El CAFAER podrá invitar a sus reuniones a funcionarios de la Comisión de Regulación de Energía y Gas - CREG, de la Unidad de Planeación Minero Energética - UPME o de cualquier entidad que considere pertinente.
(Decreto 1122 de 2008, artículo 5o)
ARTÍCULO 2.2.3.3.1.5. APOYO TÉCNICO. <Artículo derogado por el artículo 2 del Decreto 1580 de 2022 con la entrada en operación del FONENERGÍA, en los términos descritos en el artículo 2.2.8.1.2 del Decreto 1073 de 2015. El texto vigente hasta la entrada en operación de FONENERGÍA es el siguiente:> El Ministerio de Minas y Energía integrará un grupo de apoyo técnico y operativo, que adelantará las siguientes funciones:
1. Proveer la Secretaría Técnica del CAFAER, quien tendrá, entre otras, las siguientes funciones:
(i) Organizar los documentos que se presenten al Comité;
(ii) Convocar las reuniones programadas por el Presidente del Comité;
(iii) Organizar y actualizar el registro de proyectos a ser financiados con recursos del FAER;
(iv) Elaborar las memorias de las reuniones del Comité e informar al mismo sobre los conceptos rendidos por el Grupo de Apoyo Técnico.
2. Realizar las siguientes labores técnicas:
(i) Elaborar los reglamentos para la asignación de recursos del FAER dentro de los planes, programas o proyectos de expansión. Estos deberán contener entre otros aspectos: los plazos y condiciones para la entrega de los planes de expansión de cobertura por parte de los OR y las prioridades de asignación de los recursos del FAER;
(ii) Revisar y validar el cumplimiento de los requisitos sobre los planes, programas o proyectos que sean recibidos para ser financiados con recursos del FAER;
(iii) Presentar al Comité de Administración del FAER un informe para la revisión y consideración sobre los planes, programas o proyectos que sean viables técnica y financieramente;
(iv) Asesorar en la elaboración de los contratos con los ejecutores de los planes, programas o proyectos que les sea aprobada la asignación de recursos del FAER;
(v) Las demás que les sean asignadas.
3. Llevar a cabo el seguimiento al cumplimiento de las actividades por parte de la interventoría técnica que haya contratado o dispuesto la empresa distribuidora de energía eléctrica, para los proyectos correspondientes y mantener los informes de gestión de las entidades ejecutoras de los proyectos aprobados.
(Decreto 1122 de 2008, artículo 6o)
ARTÍCULO 2.2.3.3.1.6. INVERSIÓN TEMPORAL. <Artículo derogado por el artículo 2 del Decreto 1580 de 2022 con la entrada en operación del FONENERGÍA, en los términos descritos en el artículo 2.2.8.1.2 del Decreto 1073 de 2015. El texto vigente hasta la entrada en operación de FONENERGÍA es el siguiente:> La administración e inversión temporal de los recursos y rendimientos provenientes del Fondo de Apoyo Financiero para Energización de Zonas Rurales Interconectadas FAER, estará a cargo de la Dirección General de Crédito Público y del Tesoro Nacional del Ministerio de Hacienda y Crédito Público. Para tales efectos, la mencionada Dirección determinará la cuenta a la que deberán ser girados los recursos del mencionado Programa. Para la administración e inversión de los recursos, la Dirección General de Crédito Público y del Tesoro Nacional los manejará en cuentas independientes de los demás recursos que administre la Dirección, teniendo en cuenta la normatividad que aplique para la inversión de dichos recursos.
(Decreto 1122 de 2008, artículo 7o)
ARTÍCULO 2.2.3.3.1.7. DEFINICIÓN DE LAS NECESIDADES Y PRIORIDADES DEL PLAN INDICATIVO DE EXPANSIÓN DE COBERTURA DE ENERGÍA ELÉCTRICA (PIEC). <Artículo modificado por el artículo 2 del Decreto 1623 de 2015. El nuevo texto es el siguiente:> El PIEC seguirá siendo elaborado por la UPME y será la base para que el MME determine las necesidades y prioridades de desarrollo de infraestructura para extender la cobertura del servicio público domiciliario de energía eléctrica en el STR y el SDL, así como en las ZNI.
El PIEC tendrá los siguientes objetivos:
a) Determinar las zonas geográficas que cuentan con el servicio público domiciliario de energía eléctrica y aquellas zonas que carecen de dicho servicio;
b) Determinar el número de usuarios, por zona geográfica, que cuentan con el servicio público domiciliario de energía eléctrica lo mismo que aquellos usuarios que carecen del servicio;
c) Estimar el costo para atender el déficit de cobertura en cada sitio, localidad o centro poblado y el agregado nacional para lograr la universalización del servicio de energía eléctrica;
d) Plantear de forma indicativa diferentes soluciones energéticas en función de la disponibilidad de recursos, costos y calidad en la prestación del servicio, para aquellas zonas que no cuentan con el servicio público domiciliario de energía eléctrica, como pueden ser la interconexión al SIN y soluciones aisladas centralizadas o individuales.
PARÁGRAFO 1o. La UPME publicará la metodología para elaborar el PIEC, el cual deberá ser expedido a más tardar un año después de la publicación del presente decreto y actualizado cada dos años. El MME para sus análisis, tendrá en cuenta el PIEC vigente mientras se hace pública la actualización.
PARÁGRAFO 2o. La información utilizada por la UPME para elaborar el PIEC, así como sus resultados, deberán ser publicados en la página web de dicha entidad, excepto aquella información que, en los términos legales, resulte confidencial o sujeta a reserva.
PARÁGRAFO 3o. Las entidades del orden nacional y territorial y los OR, prestarán colaboración con el objeto de entregar a la UPME la información que sea requerida por dicha entidad, para elaborar el PIEC. Para lo anterior, la UPME desarrollará una herramienta en línea para que se realice el reporte de información.
ARTÍCULO 2.2.3.3.1.8. EXPANSIÓN DE LA COBERTURA DEL SERVICIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL SIN. <Artículo modificado por el artículo 4 del Decreto 1623 de 2015. El nuevo texto es el siguiente:> La expansión del STR y del SDL se hará por parte de los OR y se remunerará, principalmente, a través de la metodología tarifaria para remunerar la actividad de distribución, a cargo de la CREG.
Adicionalmente, el MME podrá asignar la construcción de infraestructura en el STR y SDL para conectar zonas que no cuenten con el servicio, la cual podrá ser financiada con recursos del FAER, u otras fuentes de financiación.
La CREG establecerá criterios específicos para la remuneración de los proyectos destinados para ampliación de cobertura del servicio de energía eléctrica de tal forma que se incentive a los OR a aumentar dicha cobertura y se recuperen los costos eficientes de prestar el servicio en las zonas determinadas en la normatividad legal.
<Inciso suprimido por el artículo 2 del Decreto 1513 de 2016>
ARTÍCULO 2.2.3.3.1.9. EXPANSIÓN DEL SERVICIO MEDIANTE PROYECTOS REMUNERADOS CON EL CARGO DE DISTRIBUCIÓN. <Artículo modificado por el artículo 5 del Decreto 1623 de 2015. El nuevo texto es el siguiente:> Para la remuneración de los proyectos para ampliación de cobertura con el cargo de distribución se tendrá en cuenta lo siguiente:
1. El MME establecerá el máximo incremento tarifario para cada OR por efecto de la remuneración de los proyectos para ampliación de cobertura y los criterios de priorización que deberá aplicar la CREG para incluirlos en el respectivo cargo de distribución.
2. Los OR deberán presentar, en la solicitud de cargos que remuneran la actividad de distribución y anualmente en las fechas que determine la CREG, proyectos para ampliación de cobertura en las zonas interconectables en su área de influencia.
3. La CREG deberá, en ejercicio de sus funciones:
3.1. Establecer las fechas y los requisitos que los OR deberán tener en cuenta para la presentación de los planes y/o proyectos para ampliación de cobertura de energía eléctrica.
3.2. Establecer el valor de cada proyecto para ampliación de cobertura, según la metodología tarifaria para la remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica.
3.3. Incluir en la remuneración del OR respectivo el costo de los proyectos para ampliación de cobertura, teniendo en cuenta el máximo incremento tarifario y los criterios de priorización establecidos por el MME, de que trata el numeral 1 del presente artículo.
3.4. Establecer las obligaciones del OR frente a los proyectos para ampliación de cobertura que sean incluidos en su remuneración, tales como el reporte de información frente a la ejecución de los mismos y las consecuencias de no hacerlo.
4. <Numeral modificado por el artículo 3 del Decreto 1513 de 2016. El nuevo texto es el siguiente:> Los proyectos no incluidos para ser remunerados mediante el cargo de distribución de los OR, serán enviados por la CREG a la UPME para su evaluación técnica y financiera, luego de la cual podrán ser financiados mediante recursos del FAER, así como por otras fuentes de financiación, según criterios definidos por el MME.
PARÁGRAFO. Los trámites para llevar a cabo lo establecido en el presente artículo deberán ser incluidos en la metodología tarifaria para remunerar la actividad de distribución de energía eléctrica.
ARTÍCULO 2.2.3.3.1.10. EXPANSIÓN DEL SERVICIO MEDIANTE PROYECTOS FINANCIADOS CON RECURSOS DEL FAER. <Artículo derogado por el artículo 2 del Decreto 1580 de 2022 con la entrada en operación del FONENERGÍA, en los términos descritos en el artículo 2.2.8.1.2 del Decreto 1073 de 2015. El texto vigente hasta la entrada en operación de FONENERGÍA es el siguiente:> <Artículo modificado por el artículo 4 del Decreto 1513 de 2016. El nuevo texto es el siguiente:> La aprobación de proyectos de expansión de la cobertura en el SIN a ser financiados con recursos del FAER, sin que por ello deba limitarse exclusivamente a esta fuente de financiación, podrá realizarse por el MME, previa viabilidad técnica y financiera efectuada por la UPME, mediante alguno(s) de los siguientes mecanismos:
1. Proyectos presentados por los OR a la CREG y que no serán remunerados mediante los cargos de distribución: El MME podrá asignar a los OR la construcción y operación de los proyectos de que trata el numeral 4 del artículo 2.2.3.3.1.9. del presente decreto y no podrá trasladar su costo a la tarifa, de conformidad con el artículo 87.9 de la Ley 142 1994.
Respecto de estos proyectos los OR tendrán las mismas obligaciones a que se refiere el subnumeral 3.4 del numeral 3 del artículo 2.2.3.3.1.9 de este decreto y aquellas que determine el MME mediante resolución.
2. Proyectos presentados por los OR a la UPME para asignación de recursos del FAER: El MME, en aplicación de lo dispuesto por el artículo 2.2.3.3.1.4. del presente Decreto, podrá aprobar para su financiación proyectos que hubieren sido viabilizados técnica y financieramente por la UPME.
3. Proyectos adjudicados mediante convocatorias que podrán ser realizadas por el MME o la entidad delegada por este: El MME podrá, mediante resolución, desarrollar el funcionamiento de convocatorias para la construcción de proyectos para ampliación de cobertura. En dicha resolución se definirán las calidades de los participantes, el proceso de convocatoria y asignación, el esquema de garantías, los requisitos técnicos de los proyectos, las condiciones de los contratos a celebrar con adjudicatarios y el esquema de interventoría, entre otros.
Los participantes podrán ser personas jurídicas u OR que reúnan los requisitos que para tal efecto señale el MME.
4. Proyectos estratégicos por su impacto económico o social: El MME, en aplicación de lo dispuesto por el artículo 2.2.3.3.1.4. del presente Decreto, podrá aprobar para su financiación proyectos necesarios para el cumplimiento de metas o programas nacionales, o que se consideren estratégicos por su afectación económica o social, los cuales serán revisados por la UPME a solicitud del MME, con el fin de que esta entidad les imparta viabilidad técnica y financiera.
PARÁGRAFO. Los OR a cuyos activos se conecten las obras resultantes de la construcción de los proyectos financiados con recursos FAER, deberán energizar los mismos y adelantar las labores de administración, operación y mantenimiento, sin que les sea posible exigir requisitos técnicos distintos de los establecidos en el RETIE y en sus propias normas técnicas.
ARTÍCULO 2.2.3.3.1.11. APROBACIÓN DE PLANES Y EJECUCIÓN DE PROYECTOS. <Artículo derogado por el artículo 8 del Decreto 1623 de 2015>
ARTÍCULO 2.2.3.3.1.12. RESPONSABILIDAD SOBRE LOS ACTIVOS. <Artículo derogado por el artículo 2 del Decreto 1580 de 2022 con la entrada en operación del FONENERGÍA, en los términos descritos en el artículo 2.2.8.1.2 del Decreto 1073 de 2015. El texto vigente hasta la entrada en operación de FONENERGÍA es el siguiente:> Una vez concluidas las obras contempladas para el plan, programa o proyecto, el Operador de Red correspondiente energizará los activos, y asumirá la administración, operación y mantenimiento de la infraestructura construida.
Los activos financiados con fondos del FAER serán de propiedad del Ministerio de Minas y Energía. Una vez el OR haya efectuado la energización de los activos y hasta que se suscriba entre el Ministerio y el OR un convenio para el manejo de estos, los activos serán considerados como activos de conexión al Sistema de Distribución Local de propiedad de terceros para efectos de su remuneración y responsabilidad en la reposición, de acuerdo con lo establecido en la regulación vigente para estos efectos, la Sección 2. Políticas y Directrices relacionadas con el Aseguramiento de la Cobertura del Servicio de Electricidad, Título de Energía Eléctrica del presente decreto y aquella normatividad que la modifique, complemente o sustituya.
Los activos de nivel 1 que se financien por parte de los Fondos de la Nación deberán ser repuestos por el OR. La CREG incorporará estos activos en el cálculo de la tarifa a reconocer al OR teniendo en cuenta un proporcional reconocimiento de reposición, según la vida útil de los activos.
(Decreto 1122 de 2008, artículo 13)
ARTÍCULO 2.2.3.3.1.13. EJECUCIÓN DE LOS RECURSOS. <Artículo derogado por el artículo 2 del Decreto 1580 de 2022 con la entrada en operación del FONENERGÍA, en los términos descritos en el artículo 2.2.8.1.2 del Decreto 1073 de 2015. El texto vigente hasta la entrada en operación de FONENERGÍA es el siguiente:> Los recursos del Fondo de Apoyo Financiero para la energización de las Zonas Rurales Interconectadas, FAER, se ejecutarán por parte del Ministerio de Minas y Energía o por quien este delegue.
PARÁGRAFO. Los planes, programas o proyectos que se financien con cargo a los recursos del Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas Rurales Interconectadas, FAER, deberán ser considerados como inversión social.
(Decreto 1122 de 2008, artículo 14)
ARTÍCULO 2.2.3.3.1.14. PROPIEDAD DE LOS ACTIVOS. <Artículo derogado por el artículo 2 del Decreto 1580 de 2022 con la entrada en operación del FONENERGÍA, en los términos descritos en el artículo 2.2.8.1.2 del Decreto 1073 de 2015. El texto vigente hasta la entrada en operación de FONENERGÍA es el siguiente:> Las inversiones con cargo a los recursos del Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas Rurales Interconectadas, FAER, tendrán como titular a la Nación-Ministerio de Minas y Energía en proporción a su aporte.
Los activos que se construyan con los recursos del Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas Rurales Interconectadas, FAER, podrán ser aportados al Operador de Red que brindó concepto técnico y financiero favorable al plan, programa o proyecto de acuerdo con los lineamientos establecidos en las Secciones 5. -Políticas generales en relación con la actividad de comercialización del servicio de energía eléctrica- y 2. -Políticas y directrices relacionadas con el aseguramiento de la cobertura del servicio de electricidad-, Título de Energía Eléctrica del presente decreto y aquella normatividad que la modifique, sustituya o complemente y en aplicación a lo dispuesto en el artículo 87.9 de la Ley 142 de 1994, modificado por el artículo 143 de la Ley 1151 de 2007 subrogado por el artículo 99 de la Ley 1450 de 2011 y aquella norma que la modifique o sustituya.
(Decreto 1122 de 2008, artículo 15)
ARTÍCULO 2.2.3.3.1.15. VIGENCIA. <Artículo derogado por el artículo 2 del Decreto 1580 de 2022 con la entrada en operación del FONENERGÍA, en los términos descritos en el artículo 2.2.8.1.2 del Decreto 1073 de 2015. El texto vigente hasta la entrada en operación de FONENERGÍA es el siguiente:> El Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas Rurales interconectadas, FAER, tendrá vigencia hasta el 31 de diciembre de 2018.
(Ley 1376 de 2010, artículo 1o)
FONDO DE APOYO FINANCIERO PARA LA ENERGIZACIÓN DE LAS ZONAS NO INTERCONECTADAS FAZNI.
<Sección derogada por el artículo 2 del Decreto 1580 de 2022 con la entrada en operación del FONENERGÍA, en los términos descritos en el artículo 2.2.8.1.2 del Decreto 1073 de 2015>
ARTÍCULO 2.2.3.3.2.1. NATURALEZA DEL FONDO DE APOYO FINANCIERO PARA LA ENERGIZACIÓN DE LAS ZONAS NO INTERCONECTADAS -FAZNI-. <Sección derogada por el artículo 2 del Decreto 1580 de 2022 con la entrada en operación del FONENERGÍA, en los términos descritos en el artículo 2.2.8.1.2 del Decreto 1073 de 2015. El texto vigente hasta la entrada en operación de FONENERGÍA es el siguiente:> El Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas no Interconectadas, definido por el artículo 82 de la Ley 633 de 2000, es un fondo cuenta especial del Ministerio de Minas y Energía sin personería jurídica, sujeto a las normas y procedimientos establecidos en la Constitución Política de Colombia, el Estatuto Orgánico del Presupuesto Nacional y demás normas vigentes aplicables. De conformidad con la ley, a este Fondo ingresarán las sumas recaudadas de conformidad con lo establecido en el artículo 1o de la Ley 1099 de 2006 y también podrán ingresar los recursos provenientes del Presupuesto General de la Nación y los recursos que canalice el Gobierno Nacional de diferentes fuentes públicas y privadas, nacionales e internacionales.
(Decreto 1124 de 2008, artículo 1o)
ARTÍCULO 2.2.3.3.2.2. RECAUDO DE LOS RECURSOS. <Sección derogada por el artículo 2 del Decreto 1580 de 2022 con la entrada en operación del FONENERGÍA, en los términos descritos en el artículo 2.2.8.1.2 del Decreto 1073 de 2015. El texto vigente hasta la entrada en operación de FONENERGÍA es el siguiente:> La liquidación y el recaudo de los recursos recaudados de conformidad con lo establecido en el artículo 81 de la Ley 633 de 2000, prorrogado en su vigencia por el artículo 40 la Ley 1715 mayo de 2014 hasta el 31 de diciembre de 2021, de conformidad con la aclaración efectuada mediante Decreto 142 de 2015, estará a cargo del Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales -ASIC-, quien recaudará de los agentes generadores del mercado mayorista de energía el valor correspondiente y entregará las sumas recaudadas, dentro de los tres (3) días siguientes a su recibo, en la cuenta del Ministerio de Hacienda y Crédito Público que para tal propósito este determine. El Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales -ASIC-, presentará mensualmente a dicho Ministerio una relación de las sumas liquidadas y las recaudadas, en la forma que previamente se determine, con el fin de verificar el cumplimiento de las obligaciones de los sujetos pasivos de la contribución y de su recaudador.
(Decreto 1124 de 2008, artículo 2o)
ARTÍCULO 2.2.3.3.2.3. INVERSIÓN TEMPORAL. <Sección derogada por el artículo 2 del Decreto 1580 de 2022 con la entrada en operación del FONENERGÍA, en los términos descritos en el artículo 2.2.8.1.2 del Decreto 1073 de 2015. El texto vigente hasta la entrada en operación de FONENERGÍA es el siguiente:> La administración e inversión temporal de los recursos y rendimientos provenientes del Fondo de apoyo Financiero para Energización de Zonas No Interconectadas, FAZNI, estará a cargo de la Dirección General de Crédito Público y del Tesoro Nacional del Ministerio de Hacienda y Crédito Público. Para tales efectos, la mencionada Dirección determinará la cuenta a la que deberán ser girados los recursos del mencionado Programa. Para la administración e inversión de los recursos, la Dirección General de Crédito Público y del Tesoro Nacional los manejará en cuentas independientes de los demás recursos que administre la Dirección, teniendo en cuenta la normatividad que aplique para la inversión de dichos recursos.
(Decreto 1124 de 2008, artículo 3o)
ARTÍCULO 2.2.3.3.2.4. DESTINACIÓN DE LOS RECURSOS. <Sección derogada por el artículo 2 del Decreto 1580 de 2022 con la entrada en operación del FONENERGÍA, en los términos descritos en el artículo 2.2.8.1.2 del Decreto 1073 de 2015. El texto vigente hasta la entrada en operación de FONENERGÍA es el siguiente:> Los recursos del Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas No Interconectadas -FAZNI-, y los rendimientos que generen la inversión temporal de sus recursos, se utilizarán de acuerdo con la ley y con las políticas de energización que para las zonas no Interconectadas determine el Ministerio de Minas y Energía, conforme con los lineamientos de política establecidos por el Consejo Nacional de Política Económica y Social en documentos tales como el Conpes 3108 de 2001 y 3453 de 2006, para financiar planes, programas y/o proyectos priorizados de inversión para la construcción e instalación de la nueva infraestructura eléctrica y para la reposición o la rehabilitación de la existente, con el propósito de ampliar la cobertura y procurar la satisfacción de la demanda de energía en las Zonas No Interconectadas.
PARÁGRAFO 1o. Los costos de preinversión en que hubiesen incurrido las entidades proponentes de los planes, programas y/o proyectos que finalmente hubiesen sido aprobados para su ejecución, deberán ser considerados para reembolso parcial o total con recursos del FAZNI siguiendo los lineamientos establecidos en este decreto.
PARÁGRAFO 2o. En ningún caso se podrán financiar estudios de prefactibilidad y factibilidad de los planes, programas y proyectos de inversión que tengan la misma finalidad del parágrafo anterior por un monto superior al 15 % de los recursos recaudados en cada vigencia fiscal.
PARÁGRAFO 3o. <Parágrafo adicionado por el artículo 5 del Decreto 99 de 2021. El nuevo texto es el siguiente:> Los recursos del FAZNI podrán destinarse a la energización de Usuarios Aislados que serán atendidos mediante Redes Logísticas y de Servicios.
(Decreto 1124 de 2008, artículo 4o)
DE LA ADMINISTRACIÓN DE LOS RECURSOS DEL FONDO DE APOYO FINANCIERO PARA LA ENERGIZACIÓN DE LAS ZONAS NO INTERCONECTADAS -FAZNI-.
ARTÍCULO 2.2.3.3.2.2.1.1. COMITÉ DE ADMINISTRACIÓN. <Sección derogada por el artículo 2 del Decreto 1580 de 2022 con la entrada en operación del FONENERGÍA, en los términos descritos en el artículo 2.2.8.1.2 del Decreto 1073 de 2015. El texto vigente hasta la entrada en operación de FONENERGÍA es el siguiente:> El Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas No Interconectadas -FAZNI-, tendrá un Comité de Administración (CAFAZNI), que estará integrado de la siguiente manera:
1. Por el Ministro de Minas y Energía, quien lo presidirá, o su delegado.
2. Por el Viceministro de Energía, o su delegado.
3. Por el Director de la UPME o su delegado.
En caso de delegación por parte del Ministro, el Comité será presidido por el Viceministro.
El Comité de Administración aprobará, objetará e impartirá instrucciones y recomendaciones sobre los planes, programas y/o proyectos que le hayan sido presentados para financiación con cargo a los recursos del Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas No Interconectadas -FAZNI-.
PARÁGRAFO. El Comité de Administración podrá invitar a sus reuniones a funcionarios del Instituto de Planificación, y Promoción de Soluciones Energéticas -IPSE-, de la Unidad de Planeación Minero Energética -UPME- o de cualquier entidad que considere pertinente o necesario para analizar asuntos de su competencia.
(Decreto 1124 de 2008, artículo 5o)
DE LOS PROYECTOS FINANCIABLES Y DE SU PRESENTACIÓN AL COMITÉ DE ADMINISTRACIÓN.
ARTÍCULO 2.2.3.3.2.2.2.1. APOYO TÉCNICO. <Sección derogada por el artículo 2 del Decreto 1580 de 2022 con la entrada en operación del FONENERGÍA, en los términos descritos en el artículo 2.2.8.1.2 del Decreto 1073 de 2015. El texto vigente hasta la entrada en operación de FONENERGÍA es el siguiente:> El Ministerio de Minas y Energía conformará un grupo de apoyo técnico, que adelantará las siguientes funciones:
1. Proveer la Secretaría Técnica del CAFAZNI, quien organizará los documentos que se presenten al Comité, convocará las reuniones programadas por el Presidente del Comité, actualizará el registro de proyectos a ser financiados con recursos del FAZNI, elaborará las memorias de las reuniones del Comité y mantendrá los informes de gestión de las entidades ejecutoras de los proyectos aprobados.
2. Informar a sus miembros sobre los conceptos emitidos por parte del Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas para las Zonas No Interconectadas - IPSE, como resultado del estudio de viabilidad técnica y financiera realizados a cada proyecto.
3. Llevar a cabo el seguimiento a las actividades de los proyectos correspondientes aprobados para la ejecución con recursos del FAZNI. Este seguimiento no reemplaza la interventoria, que podrá ser ejercida de manera directa por el IPSE o, bajo su supervisión y coordinación, por intermedio de terceros.
(Decreto 1124 de 2008, artículo 6o)
ARTÍCULO 2.2.3.3.2.2.2.2. MECANISMOS DE PRESENTACIÓN DE LOS PLANES, PROGRAMAS Y PROYECTOS. <Sección derogada por el artículo 2 del Decreto 1580 de 2022 con la entrada en operación del FONENERGÍA, en los términos descritos en el artículo 2.2.8.1.2 del Decreto 1073 de 2015. El texto vigente hasta la entrada en operación de FONENERGÍA es el siguiente:> Los planes, programas y proyectos que serán elegibles para asignación de fondos del FAZNI, se podrán presentar por medio de los siguientes mecanismos:
1. Como resultado de las invitaciones públicas diseñadas por el Ministerio de Minas y Energía para proyectos de inversión en infraestructura en las Zonas No Interconectadas.
2. Como resultado de las invitaciones públicas diseñadas por el Ministerio de Minas y Energía para la implementación parcial o total de la infraestructura requerida por medio de los esquemas sostenibles de gestión para la prestación del servicio de energía eléctrica en las Zonas No Interconectadas de que trata el artículo 65 de la Ley 1151 de 2007, subrogado por el artículo 114 de la Ley 1450 de 2011.
3. Por iniciativa de las Entidades Territoriales, del IPSE, o de las empresas prestadoras del servicio de energía eléctrica ya sean estas pertenecientes al Sistema Interconectado Nacional - SIN, o a las Zonas No Interconectadas, ZNI. En caso de que los proyectos hagan parte de los esquemas descritos en los numerales 1 y 2 los mismos no podrán ser presentados mediante el mecanismo descrito en este numeral.
Para los esquemas de presentación de proyectos descritos en los numerales 1 y 2 anteriores, el Ministerio de Minas y Energía establecerá las condiciones de los proyectos en los reglamentos respectivos, conforme con los lineamientos del presente decreto.
(Decreto 1124 de 2008, artículo 7o)
ARTÍCULO 2.2.3.3.2.2.2.3. DISTRIBUCIÓN DE LOS RECURSOS ENTRE LOS PLANES, PROGRAMAS Y/O PROYECTOS ELEGIBLES. <Artículo derogado por el artículo 8 del Decreto 1623 de 2015>
ARTÍCULO 2.2.3.3.2.2.2.4. CONDICIONES GENERALES PARA LOS PLANES, PROGRAMAS Y/O PROYECTOS. <Sección derogada por el artículo 2 del Decreto 1580 de 2022 con la entrada en operación del FONENERGÍA, en los términos descritos en el artículo 2.2.8.1.2 del Decreto 1073 de 2015. El texto vigente hasta la entrada en operación de FONENERGÍA es el siguiente:> Los planes, programas y/o proyectos, que se presentarán ante el Comité de Administración deberán contener el desarrollo de las siguientes condiciones:
a) Los planes de inversión estarán conformados por programas y proyectos de inversión en nueva infraestructura eléctrica, de reposición o la rehabilitación de la existente, se podrán financiar elementos que sean favorables al Uso Racional de Energía - URE, siempre que sea favorable financieramente para la Nación. Dicha infraestructura puede incluir todos aquellos elementos necesarios para la generación, transporte, distribución, uso racional y eficiente de energía y suministro de energía eléctrica al usuario final, incluyendo su conexión y medición;
b) Dentro de los recursos financieros a solicitar para la implementación de los proyectos de inversión se incluirán los costos de preinversión, la construcción, instalación, reposición y/o rehabilitación de activos aptos para la prestación del servicio de energía, así como las interventorias a que haya lugar y los costos de administración de los recursos en que incurran aquellas entidades seleccionadas cuando se implementen los proyectos por medio de administraciones delegadas. Estos costos podrán tener un tope, el cual se consignará en las correspondientes invitaciones públicas;
c) Los proyectos de rehabilitación o recuperación de la capacidad nominal de plantas de generación o de redes de subtransmisión o de distribución serán financiados solamente si se demuestra que dicho costo es inferior al costo de realizar la inversión en activos nuevos, tomando como referencia su vida útil remanente y la inherente depreciación en libros;
d) Los planes, programas y proyectos deberán contar con las fuentes de financiación suficiente para asegurar su ejecución y terminación, así como para la interventoría, la auditoria, la administración, la operación y el mantenimiento de los mismos;
e) En aquellos casos de falla total e irrecuperable de los sistemas de generación existentes que impidan la normal prestación del servicio en las localidades, el Comité de Administración deberá expedir una metodología especial con el fin de determinar prioridades y asignar recursos para recuperar la prestación del servicio en la forma más inmediata y eficiente posible. En estos casos el Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas para las Zonas No Interconectadas - IPSE, o quien este delegue, presentará los proyectos;
f) Los proyectos de innovación tecnológica para el uso de fuentes de energía renovable o alternativa que se presenten, deberán beneficiar directamente la prestación del servicio, ya sea en la localidad donde se implemente el proyecto que podrá estar interconectada, en cuyo caso deberán beneficiar indirectamente aquellas localidades cercanas que no se encuentran interconectadas al SIN;
g) Aquellos proyectos correspondientes a una misma zona geográfica y que hayan sido presentados por separado para solicitud de recursos FAZNI, deberán ser integrados en un solo programa de implementación durante la fase de estudio de viabilidad técnica y financiera desarrollado por el IPSE, cuando las condiciones de planeación lo permitan.
PARÁGRAFO. Con los recursos destinados para el Fondo de Apoyo Financiero para las Zonas No Interconectadas - FAZNI, se podrá cubrir los requerimientos de servidumbres, compra de predios y la ejecución de los planes de mitigación ambiental necesarios para la ejecución de los Planes, Programas y Proyectos, en un porcentaje que será establecido en las respectivas invitaciones públicas.
(Decreto 1124 de 2008, artículo 9o)
ARTÍCULO 2.2.3.3.2.2.2.5. REQUISITOS DE PRESENTACIÓN DE LOS PLANES, PROGRAMAS Y PROYECTOS. <Artículo derogado por el artículo 8 del Decreto 1623 de 2015>
ARTÍCULO 2.2.3.3.2.2.2.6. EJECUCIÓN DE LOS RECURSOS Y PROPIEDAD DE LOS ACTIVOS. <Sección derogada por el artículo 2 del Decreto 1580 de 2022 con la entrada en operación del FONENERGÍA, en los términos descritos en el artículo 2.2.8.1.2 del Decreto 1073 de 2015. El texto vigente hasta la entrada en operación de FONENERGÍA es el siguiente:> Los recursos del Fondo de Apoyo Financiero para la energización de las Zonas No Interconectadas -FAZNI-, se ejecutarán por parte del Ministerio de Minas y Energía, conforme a la política de energización a que se refiere el artículo 4o del presente decreto. En todo caso, las inversiones con recursos del Fondo de Apoyo Financiero para la energización de las Zonas No Interconectadas -FAZNI-, en los planes, programas y proyectos tendrán como titular a la Nación - Ministerio de Minas y Energía en proporción a su aporte.
Los activos que se construyan con los recursos del Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas No Interconectadas, FAZNI, podrán ser aportados al Operador de Red o la Empresa que se responsabilizará de la operación comercial, que brindó concepto técnico y financiero favorable al plan, programa o proyecto de acuerdo con los lineamientos establecidos en los Decretos 387 y 388 de 2007 y aquella normatividad que la modifique, sustituya o complemente y en aplicación a lo dispuesto en el artículo 87.9 de la Ley 142 de 1994, modificado por el artículo 143 de la Ley 1151 de 2007, subrogado por el artículo 99 de la Ley 1450 de 2011 y aquella norma que la modifique o sustituya.
(Decreto 1124 de 2008, artículo 11)
ARTÍCULO 2.2.3.3.2.2.2.7. CRITERIOS PARA EL REEMBOLSO DE COSTOS DE PREINVERSIÓN. <Sección derogada por el artículo 2 del Decreto 1580 de 2022 con la entrada en operación del FONENERGÍA, en los términos descritos en el artículo 2.2.8.1.2 del Decreto 1073 de 2015. El texto vigente hasta la entrada en operación de FONENERGÍA es el siguiente:> Los costos de preinversión que se ocasionen como resultado de los mecanismos contemplados en los numerales 1 y 2 del artículo 7o serán reconocidos en su totalidad, y podrá cubrir los costos de estudios y/o diseños, así como la elaboración de pliegos. Cuando la presentación de proyectos se realice conforme a los esquemas descritos en el numeral 3 de dicho artículo, se reembolsarán los recursos teniendo en cuenta los siguientes aspectos:
a) Los costos de preinversión de los planes, programas o proyectos presentados por el IPSE no podrán ser sujetos de reembolso alguno;
b) La entidad o empresa proponente del plan, programa o proyecto deberá presentar una solicitud de reembolso incluida en la documentación del proyecto presentada al Secretario del CAFAZNI, que esté debidamente discriminada y contenga los documentos necesarios (contratos, facturas, cuentas de cobro, personal propio dedicado y los que se consideren necesarios) que sustenten los costos en que incurrió la entidad;
c) Para ser tenida en cuenta en el reembolso de costos de preinversión, la entidad o empresa deberá presentar una garantía de seriedad y/o cumplimiento por parte de los ejecutores de los trabajos de preinversión, cuyas condiciones y términos serán determinadas por el CAFAZNI;
d) El tope de reembolso no podrá superar el 15% del valor de las obras directas propuestas;
e) Los reembolsos serán realizados posteriormente al replanteo que realice el ejecutor del proyecto.
PARÁGRAFO. Los diseños utilizados para la preparación de los proyectos cuyos costos estén incluidos en el reembolso solicitado, pasarán a ser de propiedad y uso exclusivo de la Nación.
Dichos diseños podrán ser utilizados por el IPSE para la estructuración de proyectos nuevos y no podrán ser utilizados por otras entidades para presentar nuevos proyectos, a menos que hayan recibido autorización de parte del Ministerio de Minas y Energía a través del IPSE. En tales casos no se podrá incluir para reembolso los costos de estos diseños.
(Decreto 1124 de 2008, artículo 12)
ARTÍCULO 2.2.3.3.2.2.3.1. EXPANSIÓN DE LA COBERTURA DEL SERVICIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN ZONAS AISLADAS. <Sección derogada por el artículo 2 del Decreto 1580 de 2022 con la entrada en operación del FONENERGÍA, en los términos descritos en el artículo 2.2.8.1.2 del Decreto 1073 de 2015. El texto vigente hasta la entrada en operación de FONENERGÍA es el siguiente:> <Artículo modificado por el artículo 4 del Decreto 99 de 2021. El nuevo texto es el siguiente:> La ampliación de cobertura del servicio público de energía eléctrica a usuarios a quienes no sea eficiente conectar al Sistema Interconectado Nacional (SIN), se podrá realizar mediante soluciones centralizadas o individuales, las cuales serán construidas y operadas principalmente por un Operador de Red del Sistema Interconectado Nacional (SIN), o a través de esquemas empresariales tales como las Áreas de Servicio Exclusivo (ASE). Dichas inversiones podrán ser realizadas tanto con recursos públicos como recursos mixtos o privados. Las inversiones se regirán de acuerdo con las leyes y la regulación vigente y serán remuneradas a través de los esquemas tarifarios dispuestos por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), para tal fin.
PARÁGRAFO. Para la determinación de las soluciones centralizadas o individuales mencionadas en este artículo, las empresas deberán priorizar fuentes no convencionales de energía o gas licuado de petróleo, según sea económica y/o técnicamente más eficiente.
ARTÍCULO 2.2.3.3.2.2.3.2. METODOLOGÍA DE REMUNERACIÓN DE LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO EN ZONAS NO INTERCONECTADAS (ZNI). <Sección derogada por el artículo 2 del Decreto 1580 de 2022 con la entrada en operación del FONENERGÍA, en los términos descritos en el artículo 2.2.8.1.2 del Decreto 1073 de 2015. El texto vigente hasta la entrada en operación de FONENERGÍA es el siguiente:> <Artículo modificado por el artículo 6 del Decreto 99 de 2021. El nuevo texto es el siguiente:> La metodología para remunerar las actividades de generación, distribución y comercialización en las Zonas No Interconectadas (ZNI), expedida por la Comisión de Regulación en Energía y Gas (CREG), deberá tener en cuenta al menos las particularidades de las regiones donde se preste el servicio y los siguientes elementos:
1. La remuneración del servicio debe considerar el número y dispersión de los usuarios a ser atendidos, así como las particularidades de las regiones en las que se preste el servicio.
2. La metodología deberá discriminar los costos asociados a atender usuarios con Soluciones Centralizadas o con Soluciones Individuales.
PARÁGRAFO. La Comisión de Regulación en Energía y Gas (CREG), definirá, con base en las áreas de influencia, las tarifas y condiciones aplicables a los usuarios que sean atendidos mediante el esquema de Redes Logísticas y de Servicio.
ARTÍCULO 2.2.3.3.2.2.3.3. ESQUEMA DE SUBSIDIOS APLICABLE A LOS USUARIOS DE LAS ZNI. <Sección derogada por el artículo 2 del Decreto 1580 de 2022 con la entrada en operación del FONENERGÍA, en los términos descritos en el artículo 2.2.8.1.2 del Decreto 1073 de 2015. El texto vigente hasta la entrada en operación de FONENERGÍA es el siguiente:> <Artículo adicionado por el artículo 7 del Decreto 1623 de 2015. El nuevo texto es el siguiente:> El MME, determinará la forma en que se otorgarán los subsidios a las tarifas de los usuarios del servicio público de energía eléctrica en las Zonas No Interconectadas. Para esto deberá tener en cuenta el tipo de tecnología de generación y los principios y criterios establecidos en las Leyes 142 y 143 de 1994.
Para efectos de lo establecido en este artículo el MME expedirá una resolución dentro de los cuatro meses siguientes a la entrada en vigencia del presente decreto.
ARTÍCULO 2.2.3.3.2.2.3.4. SISTEMA DE INFORMACIÓN DE LAS ZNI. <Sección derogada por el artículo 2 del Decreto 1580 de 2022 con la entrada en operación del FONENERGÍA, en los términos descritos en el artículo 2.2.8.1.2 del Decreto 1073 de 2015. El texto vigente hasta la entrada en operación de FONENERGÍA es el siguiente:> <Artículo adicionado por el artículo 7 del Decreto 1623 de 2015. El nuevo texto es el siguiente:> El MME implementará un sistema para el manejo de la información concerniente a las ZNI. Dicho sistema adelantará las siguientes actividades, sin perjuicio de otras que el MME estime pertinente a través de resolución:
1. Se conectará con el SUI y el CNM operado por el IPSE con el objetivo de tomar información.
2. Liquidará los valores aplicables en materia de subsidios.
3. Tendrá el inventario actualizado y georreferenciado de la infraestructura utilizada para la prestación del servicio, incluyendo equipos de generación, transformación, redes, soluciones aisladas centralizadas o individuales y microrredes.
4. Almacenará la información histórica consolidada relativa a tarifas, número de usuarios, demanda, generación, facturación, subsidios otorgados, pérdidas, consumo de combustible, entre otros. Esta información podrá ser tomada del SUI y del CNM.
5. Tendrá el listado actualizado de los diferentes prestadores del servicio por municipio y actividad desarrollada.
6. La información de carácter público podrá ser consultada a través de la página web del MME.
Los agentes prestadores del servicio tendrán la obligación de reportar la información en la forma y condiciones establecidas por el MME. El reporte oportuno de dicha información, así como su veracidad y exactitud será requisito para el giro de los recursos correspondientes a los subsidios a las tarifas de los usuarios del servicio público de energía eléctrica.
PARÁGRAFO. El MME establecerá los protocolos y demás características que deben cumplir los equipos para el envío de información al sistema, en caso de que dichos equipos no estén conectados al CNM operado por el IPSE.
ARTÍCULO 2.2.3.3.2.2.3.5. CENTRO NACIONAL DE MONITOREO. <Sección derogada por el artículo 2 del Decreto 1580 de 2022 con la entrada en operación del FONENERGÍA, en los términos descritos en el artículo 2.2.8.1.2 del Decreto 1073 de 2015. El texto vigente hasta la entrada en operación de FONENERGÍA es el siguiente:> <Artículo adicionado por el artículo 7 del Decreto 1623 de 2015. El nuevo texto es el siguiente:> El IPSE continuará operando el CNM. Además de las actividades que actualmente se realizan a través de dicho Centro, se realizarán las siguientes:
1. Mantener una base de datos actualizada de los equipos de generación, incluyendo sus características técnicas, transformación y las redes de distribución ubicadas en las ZNI. La ubicación de dichos activos deberá estar georreferenciada.
2. Capturar la información de la generación de todas las plantas ubicadas en las ZNI. Para ello deberá utilizar sistemas de captura y transmisión de datos codificados que no sean susceptibles de manipulación.
3. Mantener un canal de comunicación con el sistema de información de que trata el artículo anterior.
PARÁGRAFO 1o. Los requerimientos de los sistemas de captura deberán ser proporcionales al tamaño de la respectiva planta.
PARÁGRAFO 2o. La información deberá estar almacenada en una base de datos y en un formato de acceso público vía internet.
ARTÍCULO 2.2.3.3.2.2.3.6. ESTÁNDARES DE CALIDAD DE SISTEMAS AISLADOS INDIVIDUALES. <Sección derogada por el artículo 2 del Decreto 1580 de 2022 con la entrada en operación del FONENERGÍA, en los términos descritos en el artículo 2.2.8.1.2 del Decreto 1073 de 2015. El texto vigente hasta la entrada en operación de FONENERGÍA es el siguiente:> <Artículo adicionado por el artículo 7 del Decreto 1623 de 2015. El nuevo texto es el siguiente:> El MME establecerá los estándares de calidad mínimos que deben cumplir los sistemas aislados individuales para garantizar la prestación del servicio. Los estándares incluyen la calidad del servicio y, en los casos en los que las inversiones se hagan con recursos públicos, las especificaciones técnicas mínimas de los equipos. El promedio de generación de estas soluciones será igual o menor al consumo básico de subsistencia.
ARTÍCULO 2.2.3.3.2.2.3.7. EXPANSIÓN, REPOSICIÓN, REHABILITACIÓN Y/O MODERNIZACIÓN DEL SERVICIO MEDIANTE PROYECTOS FINANCIADOS CON RECURSOS DEL FAZNI. <Sección derogada por el artículo 2 del Decreto 1580 de 2022 con la entrada en operación del FONENERGÍA, en los términos descritos en el artículo 2.2.8.1.2 del Decreto 1073 de 2015. El texto vigente hasta la entrada en operación de FONENERGÍA es el siguiente:> <Artículo modificado por el artículo 6 del Decreto 1513 de 2016. El nuevo texto es el siguiente:> La aprobación de proyectos para la ampliación o modernización de la cobertura en las ZNI, a ser financiados con recursos del FAZNI, sin que por ello deban limitarse exclusivamente a esta fuente de financiación, podrá realizarse por el MME, previa viabilidad técnica y financiera efectuada por el IPSE, cuando el MME así lo requiera, mediante alguno(s) de los siguientes mecanismos:
1. Esquemas empresariales. El MME podrá aportar recursos del FAZNI para asegurar el cierre financiero de esquemas empresariales que se estructuren en ejercicio de sus funciones, incluyendo ASE.
A través de tales esquemas, el Ministerio de Minas y Energía también podrá financiar programas y proyectos de inversión en nueva infraestructura eléctrica, de reposición, rehabilitación y/o modernización de la existente, mediante mecanismos de vinculación de capital privado, de conformidad con lo que determine la ley.
2. Proyectos presentados por los Entes Territoriales. El MME podrá aprobar para su financiación proyectos que hubieren sido presentados por los Entes Territoriales.
3. Proyectos adjudicados mediante convocatorias que podrán ser realizadas por el MME o la entidad delegada por este. El MME podrá, mediante resolución, implementar el funcionamiento de tales convocatorias para la construcción de proyectos para ampliación de cobertura financiados con recursos del FAZNI. En dicha resolución se definirán las calidades de los participantes, el proceso de convocatoria y asignación, el esquema de garantías, los requisitos técnicos de los proyectos, las condiciones de los contratos a celebrar con adjudicatarios y el esquema de interventoría, entre otros.
4. Proyectos estratégicos por su impacto económico o social, necesarios para el cumplimiento de metas o programas nacionales, o que se consideren estratégicos por su afectación económica o social.
PARÁGRAFO. Los Prestadores del Servicio en el área de influencia de los proyectos financiados con recursos FAZNI, deberán adelantar las labores de administración, operación y mantenimiento, sin que les sea posible oponer requisitos técnicos distintos de los establecidos en el RETIE.
ARTÍCULO 2.2.3.3.2.2.3.8. ÁREAS DE SERVICIO EXCLUSIVO. <Sección derogada por el artículo 2 del Decreto 1580 de 2022 con la entrada en operación del FONENERGÍA, en los términos descritos en el artículo 2.2.8.1.2 del Decreto 1073 de 2015. El texto vigente hasta la entrada en operación de FONENERGÍA es el siguiente:> <Artículo adicionado por el artículo 7 del Decreto 1623 de 2015. El nuevo texto es el siguiente:> El MME podrá establecer ASE para la prestación del servicio de energía eléctrica en las Zonas No Interconectadas, en los términos establecidos en el artículo 65 de la Ley 1151 de 2007, disposición reproducida por el artículo 114 de la Ley 1450 de 2011. Para estos efectos determinará, entre otros:
1. La asignación del riesgo de demanda, los indicadores de calidad, las obligaciones de ampliación de cobertura y la participación de las fuentes no convencionales de energía, incluyendo los incentivos para sustituir la generación con diésel.
2. La metodología y requisitos para seleccionar el prestador del servicio a partir de un concurso abierto.
ARTÍCULO 2.2.3.3.2.2.3.9. CONDICIONES DE PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA. <Sección derogada por el artículo 2 del Decreto 1580 de 2022 con la entrada en operación del FONENERGÍA, en los términos descritos en el artículo 2.2.8.1.2 del Decreto 1073 de 2015. El texto vigente hasta la entrada en operación de FONENERGÍA es el siguiente:> <Artículo adicionado por el artículo 7 del Decreto 1623 de 2015. El nuevo texto es el siguiente:> La CREG, mediante resolución, definirá los indicadores y metas de calidad que deben cumplir los prestadores del servicio de energía eléctrica en las ZNI, al igual que los incentivos para alcanzar dichas metas y reducir las pérdidas de energía. También determinará las obligaciones de dichos prestadores en relación con el reporte de información asociada a la prestación del servicio. La SSPD deberá hacer seguimiento a dichos indicadores y publicar semestralmente sus resultados.
ARTÍCULO 2.2.3.3.2.2.3.10. DETERMINACIÓN DE ÁREAS DE INFLUENCIA Y PRIORIZACIÓN DE ESQUEMAS DE AMPLIACIÓN DE COBERTURAS. <Sección derogada por el artículo 2 del Decreto 1580 de 2022 con la entrada en operación del FONENERGÍA, en los términos descritos en el artículo 2.2.8.1.2 del Decreto 1073 de 2015. El texto vigente hasta la entrada en operación de FONENERGÍA es el siguiente:> <Artículo adicionado por el artículo 7 del Decreto 99 de 2021. El nuevo texto es el siguiente:> El Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este delegue, definirá los criterios para determinar las áreas de influencia en las que un Operador de Red podrá vincular Usuarios Aislados en su cargo de distribución, teniendo en cuenta, entre otros, criterios de libre mercado que permitan agilizar la ampliación de cobertura y la sostenibilidad del servicio.
El Ministerio de Minas y Energía definirá los lineamientos que le permitan a los prestadores del servicio de energía eléctrica y las entidades territoriales, priorizar los esquemas de ampliación de cobertura previstos en el Decreto 1073 de 2015 o aquellas normas que lo modifiquen adicionen o sustituyan, y demás normas pertinentes. En todo caso, podrán priorizarse los esquemas tarifarios previstos en la regulación. El Ministerio de Minas y Energía podrá establecer el plazo máximo en el cual se podrán adoptar las medidas necesarias para incorporar las metodologías de expansión de cobertura y esquemas tarifarios dispuestos en la ley.
ARTÍCULO 2.2.3.3.2.2.3.11. INCORPORACIÓN DE ESQUEMAS DE ATENCIÓN A USUARIOS AISLADOS. <Sección derogada por el artículo 2 del Decreto 1580 de 2022 con la entrada en operación del FONENERGÍA, en los términos descritos en el artículo 2.2.8.1.2 del Decreto 1073 de 2015. El texto vigente hasta la entrada en operación de FONENERGÍA es el siguiente:> <Artículo adicionado por el artículo 8 del Decreto 99 de 2021. El nuevo texto es el siguiente:> La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) adoptará las medidas necesarias para incorporar los esquemas de atención a Usuarios Aislados en los cargos de distribución y demás esquemas tarifarios, e indicará el plazo en el que los Operadores de Red podrán para realizar ajustes a los planes de expansión de cobertura.
Posteriormente, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), en el término que defina el Ministerio de Minas y Energía, incluirá lo correspondiente a Usuarios Aislados a la metodología de presentación y evaluación de los Planes de Expansión de Cobertura de los Operadores de Red (PECOR).
ARTÍCULO 2.2.3.3.2.2.3.12. <Sección derogada por el artículo 2 del Decreto 1580 de 2022 con la entrada en operación del FONENERGÍA, en los términos descritos en el artículo 2.2.8.1.2 del Decreto 1073 de 2015. El texto vigente hasta la entrada en operación de FONENERGÍA es el siguiente:> <Artículo adicionado por el artículo 9 del Decreto 99 de 2021. El nuevo texto es el siguiente:> La Unidad de Planeación Minero-Energética deberá incorporar la ampliación de cobertura que se realice mediante el esquema de Redes Logísticas y de Servicio, en el Plan Indicativo de Expansión de Cobertura (PIEC).
PRONE.
DEL PROGRAMA DE NORMALIZACIÓN DE REDES ELÉCTRICAS.
ARTÍCULO 2.2.3.3.3.1.1. PROGRAMA DE NORMALIZACIÓN DE REDES ELÉCTRICAS. <Sección derogada por el artículo 2 del Decreto 1580 de 2022 con la entrada en operación del FONENERGÍA, en los términos descritos en el artículo 2.2.8.1.2 del Decreto 1073 de 2015. El texto vigente hasta la entrada en operación de FONENERGÍA es el siguiente:> De acuerdo con el artículo 1o de la Ley 1117 de 2006, el Programa de Normalización de Redes Eléctricas tendrá como objetivos la legalización de usuarios y la adecuación de las redes a los reglamentos técnicos vigentes, en barrios subnormales, situados en municipios del Sistema Interconectado Nacional, SIN.
PARÁGRAFO. El Programa de Normalización de Redes Eléctricas, que se denominará PRONE, consiste en la financiación por parte del Gobierno Nacional de planes, programas o proyectos elegibles de conformidad con las reglas establecidas en el presente decreto y las normas que lo sustituyan o complementen, cuya vigencia serán igual a la establecida para los diferentes fondos que financien el Programa.
(Decreto 1123 de 2008, artículo 1o)
ARTÍCULO 2.2.3.3.3.1.2. RECURSOS PARA EL PROGRAMA DE NORMALIZACIÓN DE REDES ELÉCTRICAS. <Sección derogada por el artículo 2 del Decreto 1580 de 2022 con la entrada en operación del FONENERGÍA, en los términos descritos en el artículo 2.2.8.1.2 del Decreto 1073 de 2015. El texto vigente hasta la entrada en operación de FONENERGÍA es el siguiente:> El Programa de Normalización de Redes Eléctricas será financiado hasta con un 20% del recaudo de los recursos del Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas Rurales Interconectadas, FAER, de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 1o de la Ley 1117 de 2006 y con los recursos previstos en el artículo 68 de la Ley 1151 de 2007, subrogado por el artículo 104 de la Ley 1450 de 2011, con los ajustes establecidos en la Resolución CREG-003-2008 y de aquellas que la modifiquen o sustituyan, estarán a cargo del Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales ASIC, quien recaudará de los dueños de los activos del Sistema de Transmisión Nacional STN, el valor correspondiente y entregará las sumas recaudadas, dentro de los tres (3) días siguientes a su recibo, en la cuenta que para tal propósito determine el Ministerio de Hacienda y Crédito Público.
PARÁGRAFO 1o. No serán asumidos con recursos del PRONE la compra de predios, los requerimientos de servidumbres y la ejecución de los planes de mitigación ambiental necesarios para el desarrollo de los planes, programas o proyectos de electrificación rural.
PARÁGRAFO 2o. Dentro de los recursos financieros a solicitar para la implementación de los proyectos de inversión se incluirán la construcción, instalación, así como las interventorías a que haya lugar y los costos de administración de los recursos en que incurran aquellas entidades seleccionadas cuando se implementen los proyectos por medio de administraciones delegadas. Estos costos podrán tener un tope, el cual se consignará en las correspondientes invitaciones públicas.
PARÁGRAFO 3o. El Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, ASIC, presentará mensualmente al Ministerio de Minas y Energía una relación de las sumas liquidadas y las recaudadas, en la forma que determine este Ministerio, con el fin de verificar el cumplimiento de las obligaciones por parte de los propietarios de los activos del Sistema de Transmisión y del ASIC como recaudador.
(Decreto 1123 de 2008, artículo 2o)
DE LA ADMINISTRACIÓN DE LOS RECURSOS.
ARTÍCULO 2.2.3.3.3.3.2.1. COMITÉ DE ADMINISTRACIÓN. <Sección derogada por el artículo 2 del Decreto 1580 de 2022 con la entrada en operación del FONENERGÍA, en los términos descritos en el artículo 2.2.8.1.2 del Decreto 1073 de 2015. El texto vigente hasta la entrada en operación de FONENERGÍA es el siguiente:> El Programa de Normalización de Redes Eléctricas, PRONE, tendrá un Comité de Administración integrado de la siguiente manera:
1. Por el Ministro de Minas y Energía, quien lo presidirá o su delegado.
2. Por el Viceministro Energía o su delegado.
3. Por el Director de Energía del Ministerio de Minas y Energía.
En caso de delegación por parte del Ministro, el Comité será presidido por el Viceministro.
El Comité de Administración aprobará la priorización de los planes, programas o proyectos siguiendo los criterios establecidos en el presente decreto, determinará los mecanismos para la interventoría de los proyectos a ejecutarse y establecerá su propio reglamento. De igual forma, podrá invitar a sus reuniones a funcionarios de cualquier entidad que considere pertinente o necesario para analizar asuntos de su competencia.
(Decreto 1123 de 2008, artículo 3o)
ARTÍCULO 2.2.3.3.3.3.2.2. APOYO TÉCNICO. <Sección derogada por el artículo 2 del Decreto 1580 de 2022 con la entrada en operación del FONENERGÍA, en los términos descritos en el artículo 2.2.8.1.2 del Decreto 1073 de 2015. El texto vigente hasta la entrada en operación de FONENERGÍA es el siguiente:> El Ministerio de Minas y Energía contará con apoyo técnico y operativo, que adelantará las siguientes funciones:
1. Proveer la Secretaría Técnica del PRONE, quien tendrá, entre otras, las siguientes funciones:
(i) Organizar los documentos que se presenten al Comité;
(ii) Convocar las reuniones programadas por el Presidente del Comité;
(iii) Organizar y actualizar el registro de proyectos a ser financiados con recursos del PRONE;
(iv) Elaborar las memorias de las reuniones del Comité e informar al mismo sobre los conceptos rendidos por el Grupo de Apoyo Técnico.
2. Realizar las siguientes labores técnicas:
(i) Elaborar los reglamentos para las convocatorias de ejecución de planes, programas o proyectos;
(ii) Revisar y validar los requisitos sobre los planes, programas o proyectos que sean recibidos para ser financiados con recursos del PRONE;
(iii) Presentar al Comité de Administración del PRONE un informe para la revisión y consideración sobre los planes, programas o proyectos que sean viables técnica y financieramente;
(iv) Asesorar en la elaboración de los contratos con los ejecutores de los planes, programas o proyectos a quienes les sea aprobada la asignación de recursos del PRONE;
(v) Las demás que les sean asignadas.
3. Llevar a cabo el seguimiento al cumplimiento de las actividades por parte de la interventoría técnica que haya contratado o dispuesto la empresa distribuidora de energía eléctrica, para los proyectos correspondientes.
(Decreto 1123 de 2008, artículo 4o)
DE LA PRESENTACIÓN DE PROYECTOS AL COMITÉ DE ADMINISTRACIÓN.
ARTÍCULO 2.2.3.3.3.3.3.1. PRESENTACIÓN DE PROYECTOS. <Sección derogada por el artículo 2 del Decreto 1580 de 2022 con la entrada en operación del FONENERGÍA, en los términos descritos en el artículo 2.2.8.1.2 del Decreto 1073 de 2015. El texto vigente hasta la entrada en operación de FONENERGÍA es el siguiente:> El Ministerio de Minas y Energía realizará las convocatorias necesarias con amplia publicidad anunciando las fechas de presentación de planes, programas o proyectos en cada una de ellas. Cada convocatoria establecerá los requisitos, plazos y condiciones para la priorización y ejecución de los proyectos.
PARÁGRAFO 1o. El Ministerio de Minas y Energía realizará las convocatorias de planes, programas o proyectos hasta que se asignen los recursos disponibles.
PARÁGRAFO 2o. El Ministerio de Minas y Energía podrá incluir en las convocatorias las zonas que sean prioritarias para normalizar buscando favorecer las poblaciones con mayores índices de pobreza.
(Decreto 1123 de 2008, artículo 5o)
ARTÍCULO 2.2.3.3.3.3.3.2. LOS DESARROLLADORES DE PROYECTOS. <Sección derogada por el artículo 2 del Decreto 1580 de 2022 con la entrada en operación del FONENERGÍA, en los términos descritos en el artículo 2.2.8.1.2 del Decreto 1073 de 2015. El texto vigente hasta la entrada en operación de FONENERGÍA es el siguiente:> Para la presentación y desarrollo de planes, programas y proyectos de normalización, el Ministerio de Minas y Energía podrá determinar en cada convocatoria establecida para la asignación de recursos del Programa de Normalización de Redes Eléctricas PRONE, los desarrolladores de proyectos y si considera necesaria la apertura de una o varias convocatorias para su adjudicación.
En todo caso, el Operador de Red presentará sus planes de normalización y será el encargado de operar la nueva infraestructura en los términos del artículo 10 del presente decreto (Modificado por el Decreto 4926 de 2009).
(Decreto 1123 de 2008, artículo 6o)
ARTÍCULO 2.2.3.3.3.3.3.3. REQUERIMIENTOS BÁSICOS. <Sección derogada por el artículo 2 del Decreto 1580 de 2022 con la entrada en operación del FONENERGÍA, en los términos descritos en el artículo 2.2.8.1.2 del Decreto 1073 de 2015. El texto vigente hasta la entrada en operación de FONENERGÍA es el siguiente:> Para la presentación de los planes, programas o proyectos que busquen financiarse con cargo a los recursos del Programa de Normalización de Redes Eléctricas, el Representante Legal del Operador de Red deberá radicar en original y en medio magnético en el Ministerio de Minas y Energía o donde dicho Ministerio establezca, en el reglamento de la convocatoria, los siguientes requerimientos básicos y aquellos que se establezcan en el respectivo reglamento de los planes, programas o proyectos:
1 Carta de presentación con la solicitud de recursos. Se deberán especificar los datos generales del plan, programa o proyecto y se debe incluir el domicilio para el envío de la correspondencia e indicar el correo electrónico para facilitar la comunicación.
2. El proyecto ajustado a la Metodología General que genere el archivo mga, para transmitir el BPIN al DNP.
3. Garantía de seriedad y/o cumplimiento de la oferta otorgada de acuerdo al valor que se determine en cada convocatoria, que cubra la responsabilidad de los diseños y presupuestos presentados, así como los compromisos del Operador de Red en su propio plan de inversión en normalización de redes.
4. Plan de inversiones quinquenal de normalización con recursos del Operador de Red en donde se incluyen los barrios, municipios, cobertura expresada en usuarios y cronograma que se cubrirá con recursos del Operador de Red.
5. Análisis de Costos y Presupuesto, que incluye el análisis de costos globales y unitarios estimados para la ejecución del proyecto.
6. Diseños Eléctricos y Memorias de Cálculo, que consiste en los planos y memorias de cálculo donde se deberá consignar información sobre la infraestructura eléctrica existente, así como la proyectada. Estos se aportarán a título gratuito de acuerdo con lo establecido en la Ley 1117 de 2006.
7. Identificación de la población, que corresponde a la certificación que expida la entidad territorial definiendo la calidad actual del barrio como subnormal y la estratificación socioeconómica en que quedará el barrio una vez normalizadas las redes eléctricas.
8. Acuerdo suscrito entre el Operador de Red y el comercializador, en el que conste el compromiso de este último para la atención a los usuarios normalizados.
9. Certificado del registro de los barrios subnormales en el Sistema Único de Información que administra la Superintendencia de Servicios Públicos, SSPD, correspondiente al Plan, Programa o Proyecto.
10. Cronograma, que consiste en el tiempo que el ejecutor estime para el desarrollo de las obras.
11. Carta de compromiso suscrita por el Representante Legal de la Entidad Territorial mediante la cual se compromete a gestionar los recursos necesarios requeridos para la infraestructura de alumbrado público.
(Decreto 1123 de 2008, artículo 7o)
ARTÍCULO 2.2.3.3.3.3.3.4. PRIORIZACIÓN DE LOS PLANES, PROGRAMAS O PROYECTOS. <Sección derogada por el artículo 2 del Decreto 1580 de 2022 con la entrada en operación del FONENERGÍA, en los términos descritos en el artículo 2.2.8.1.2 del Decreto 1073 de 2015. El texto vigente hasta la entrada en operación de FONENERGÍA es el siguiente:> Una vez se verifique el cumplimiento de los requisitos establecidos en este decreto y en el reglamento, se realizará el procedimiento de priorización de proyectos, teniendo en cuenta los siguientes criterios con los factores de ponderación establecidos en cada convocatoria:
1. El menor costo por usuario.
2. El mayor número de usuarios de barrios subnormales incluidos en los proyectos de inversión de normalización realizados enteramente por el Operador de Red.
3. En los casos en que el Ministerio de Minas y Energía presente zonas prioritarias se dará especial ponderación a los operadores de red que presenten proyectos en dichas zonas.
PARÁGRAFO 1o. La asignación de recursos se realizará según la prioridad establecida de los proyectos.
PARÁGRAFO 2o. Serán gastos elegibles del programa de normalización únicamente el suministro e instalación de las redes de distribución, los transformadores de distribución, las acometidas a las viviendas de los usuarios y los medidores o sistema de medición del consumo. En lo referente al desmonte del material existente a través del Programa de Normalización de Redes Eléctricas, su costo no podrá superar el tres por ciento (3%) del valor total del proyecto.
(Decreto 1123 de 2008, artículo 8o)
ARTÍCULO 2.2.3.3.3.3.3.5. INVERSIÓN TEMPORAL. <Sección derogada por el artículo 2 del Decreto 1580 de 2022 con la entrada en operación del FONENERGÍA, en los términos descritos en el artículo 2.2.8.1.2 del Decreto 1073 de 2015. El texto vigente hasta la entrada en operación de FONENERGÍA es el siguiente:> La administración e inversión temporal de los recursos y rendimientos provenientes del Programa de Normalización de Redes Eléctricas PRONE, estará a cargo de la Dirección General de Crédito Público y del Tesoro Nacional del Ministerio de Hacienda y Crédito Público.
Para tales efectos, la mencionada Dirección determinará la cuenta a la que deberán ser girados los recursos del mencionado Programa. Para la administración e inversión de los recursos, la Dirección General de Crédito Público y del Tesoro Nacional los manejará en cuentas independientes de los demás recursos que administre la Dirección, teniendo en cuenta la normatividad que aplique para la inversión de dichos recursos.
(Decreto 1123 de 2008, artículo 9o)
ARTÍCULO 2.2.3.3.3.3.3.6. RESPONSABILIDAD SOBRE LOS ACTIVOS. <Sección derogada por el artículo 2 del Decreto 1580 de 2022 con la entrada en operación del FONENERGÍA, en los términos descritos en el artículo 2.2.8.1.2 del Decreto 1073 de 2015. El texto vigente hasta la entrada en operación de FONENERGÍA es el siguiente:> Una vez concluidas las obras contempladas, el Operador de Red correspondiente permitirá la energización de los activos, y asumirá la administración, operación y mantenimiento de la infraestructura construida.
Una vez el Operador de Red haya efectuado la energización de los activos, y hasta que se suscriba entre el Ministerio de Minas y Energía y el Operador de Red un contrato para definir los términos de la propiedad, remuneración y reposición de los activos, estos serán considerados como activos de conexión al Sistema de Distribución Local, SDL, de propiedad de terceros para efectos de su remuneración y responsabilidad en la reposición, de acuerdo con lo establecido en la regulación vigente para estos efectos, el Decreto 388 de 2007 y aquella normatividad que la modifique, sustituya o complemente.
(Decreto 1123 de 2008, artículo 10)
ARTÍCULO 2.2.3.3.3.3.3.7. PROPIEDAD DE LOS ACTIVOS. <Sección derogada por el artículo 2 del Decreto 1580 de 2022 con la entrada en operación del FONENERGÍA, en los términos descritos en el artículo 2.2.8.1.2 del Decreto 1073 de 2015. El texto vigente hasta la entrada en operación de FONENERGÍA es el siguiente:> Las inversiones con cargo a los recursos del Programa de Normalización de Redes Eléctricas, PRONE, tendrán como titular a la Nación - Ministerio de Minas y Energía en proporción a su aporte.
Los activos que se construyan con los recursos del Programa de Normalización de Redes Eléctricas, PRONE, podrán ser aportados al Operador de Red, con base en los Decretos 387 y 388 de 2007, y aquella normatividad que la modifique, sustituya o complemente. Lo anterior de conformidad con lo dispuesto en el artículo 87.9 de la Ley 142 de 1994, modificado por el artículo 143 de la Ley 1151 de 2007, subrogado por el artículo 99 de la Ley 1450 de 2011 y aquella norma que la modifique o sustituya.
(Decreto 1123 de 2008, artículo 11)
SISTEMAS DE AUTOGENERACIÓN A PEQUEÑA ESCALA A PARTIR DE FUENTES NO CONVENCIONALES DE ENERGÍA EN EL PROGRAMA DE NORMALIZACIÓN DE REDES ELÉCTRICAS.
ARTÍCULO 2.2.3.3.3.3.4.1. INCORPORACIÓN DE SISTEMAS DE AUTOGENERACIÓN A PEQUEÑA ESCALA A PARTIR DE FUENTES NO CONVENCIONALES DE ENERGÍA EN BARRIOS SUBNORMALES. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1023 de 2024. Estará vigente hasta tanto se reglamente el artículo 41 de la Ley 2099 de 2021 conforme con la modificación realizada por el artículo 247 de la Ley 2294 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> Incorporar la instalación de sistemas de autogeneración a pequeña escala a partir de fuentes no convencionales de energía en barrios subnormales situados en municipios del Sistema Interconectado Nacional como uno de los objetivos del Programa de Normalización de Redes Eléctricas (PRONE).
ARTÍCULO 2.2.3.3.3.3.4.2. PRESENTACIÓN DE PROYECTOS DE SISTEMAS DE AUTOGENERACIÓN A PEQUEÑA ESCALA A PARTIR DE FUENTES NO CONVENCIONALES DE ENERGÍA EN BARRIOS SUBNORMALES. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1023 de 2024. Estará vigente hasta tanto se reglamente el artículo 41 de la Ley 2099 de 2021 conforme con la modificación realizada por el artículo 247 de la Ley 2294 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> El Ministerio de Minas y Energía realizará las convocatorias necesarias anunciando las fechas de presentación de los planes, programas o proyectos para la normalización de redes, los cuales podrán contemplar la instalación de sistemas de autogeneración a pequeña escala a partir de fuentes no convencionales de energía en barrios subnormales situados en municipios del Sistema Interconectado Nacional. Cada convocatoria establecerá los requisitos, plazos y condiciones para la priorización y ejecución de los proyectos.
PARÁGRAFO 1o. El Ministerio de Minas y Energía realizará las convocatorias de planes, programas o proyectos hasta que se asignen los recursos disponibles.
PARÁGRAFO 2o. El Ministerio de Minas y Energía podrá incluir en las convocatorias las zonas que sean prioritarias para normalizar buscando favorecer las poblaciones con mayores índices de pobreza.
ARTÍCULO 2.2.3.3.3.3.4.3. DESARROLLADORES DE PROYECTOS DE SISTEMAS DE AUTOGENERACIÓN A PEQUEÑA ESCALA A PARTIR DE FUENTES NO CONVENCIONALES DE ENERGÍA EN BARRIOS SUBNORMALES. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1023 de 2024. Estará vigente hasta tanto se reglamente el artículo 41 de la Ley 2099 de 2021 conforme con la modificación realizada por el artículo 247 de la Ley 2294 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> Para la presentación y desarrollo de planes, programas y proyectos de normalización, el Ministerio de Minas y Energía podrá determinar en cada convocatoria establecida para la asignación de recursos del Programa de Normalización de Redes Eléctricas PRONE, los desarrolladores de proyectos y si considera necesaria la apertura de una o varias convocatorias para su adjudicación.
ARTÍCULO 2.2.3.3.3.3.4.4. REQUERIMIENTOS BÁSICOS. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1023 de 2024. Estará vigente hasta tanto se reglamente el artículo 41 de la Ley 2099 de 2021 conforme con la modificación realizada por el artículo 247 de la Ley 2294 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> Para la presentación de los proyectos de sistemas de autogeneración a pequeña escala a partir de fuentes no convencionales de energía en barrios subnormales situados en municipios del Sistema Interconectado Nacional que busquen financiarse con cargo a los recursos del Programa de Normalización de Redes Eléctricas, el Representante Legal del Operador de Red deberá radicar en original y en medio magnético en el Ministerio de Minas y Energía o donde dicho Ministerio establezca, en el reglamento de la convocatoria, los siguientes requerimientos básicos y aquellos que se establezcan en el respectivo reglamento de los planes, programas o proyectos:
1. Carta de presentación con la solicitud de recursos. Se deberán especificar los datos generales del plan, programa o proyecto y se debe incluir el domicilio para el envío de la correspondencia e indicar el correo electrónico para facilitar la comunicación.
2. El proyecto ajustado a la Metodología General que genere el archivo.mga, para transmitir el BPIN al DNP.
3. Garantía de seriedad y/o cumplimiento de la oferta otorgada de acuerdo al valor que se determine en cada convocatoria, que cubra la responsabilidad de los diseños y presupuestos presentados, así como los compromisos del Operador de Red en su propio plan de inversión en normalización de redes.
4. Plan de inversiones quinquenal de normalización con recursos del Operador de Red en donde se incluyen los barrios, municipios, cobertura expresada en usuarios y cronograma que se cubrirá con recursos del Operador de Red.
5. Análisis de Costos y Presupuesto, que incluye el análisis de costos globales y unitarios estimados para la ejecución del proyecto.
6. Diseños de ingeniería y memorias de Cálculo, que consiste en los planos y memorias de cálculo donde se deberá consignar información sobre la infraestructura existente, así como del proyecto del sistema de autogeneración a pequeña escala a partir de fuentes no convencionales de energía. Estos se aportarán a título gratuito de acuerdo con lo establecido en la Ley 1117 de 2006.
7. Identificación de la población, que corresponde a la certificación que expida la entidad territorial definiendo la calidad actual del barrio como subnormal y la estratificación socioeconómica en que quedará el barrio una vez instalado los sistemas de autogeneración a pequeña escala a partir de fuentes no convencionales de energía.
8. Acuerdo suscrito entre el Operador de Red y el comercializador, en el que conste el compromiso de este último para la atención a los usuarios normalizados con los sistemas de autogeneración a pequeña escala a partir de fuentes no convencionales de energía.
9. Certificado del registro de los barrios subnormales en el Sistema Único de Información que administra la Superintendencia de Servicios Públicos, SSPD, correspondiente al proyecto de sistemas de autogeneración a pequeña escala a partir de fuentes no convencionales de energía.
10. Cronograma, que consiste en el tiempo que el ejecutor estime para el desarrollo de las obras.
11. Carta de compromiso suscrita por el Representante Legal de la Entidad Territorial mediante la cual se compromete a gestionar los recursos necesarios requeridos para la infraestructura de alumbrado público.
12. Plan de sostenibilidad en el cual se presenten objetivos, acciones a implementar e indicadores que permitan determinar estrategias de sostenibilidad del proyecto y que abarquen las dimensiones social, ambiental y económica.
ARTÍCULO 2.2.3.3.3.3.4.5. PRIORIZACIÓN DE LOS PROYECTOS DE SISTEMAS DE AUTOGENERACIÓN A PEQUEÑA ESCALA A PARTIR DE FUENTES NO CONVENCIONALES DE ENERGÍA EN BARRIOS SUBNORMALES. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1023 de 2024. Estará vigente hasta tanto se reglamente el artículo 41 de la Ley 2099 de 2021 conforme con la modificación realizada por el artículo 247 de la Ley 2294 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> Una vez se verifique el cumplimiento de los requisitos establecidos en el presente acto administrativo y la respectiva convocatoria, se realizará el procedimiento de priorización de proyectos, teniendo en cuenta los criterios con los factores de ponderación establecidos en cada convocatoria.
PARÁGRAFO 1o. La asignación de recursos se realizará según la prioridad establecida de los proyectos.
PARÁGRAFO 2o. Serán gastos elegibles del programa de normalización únicamente el suministro e instalación de las redes de distribución, los transformadores de distribución, las acometidas a las viviendas de los usuarios, el suministro e instalación de los sistemas de autogeneración a pequeña escala a partir de fuentes no convencionales de energía y los medidores o sistema de medición del consumo. En lo referente al desmonte del material existente a través del Programa de Normalización de Redes Eléctricas, su costo no podrá superar el tres por ciento (3%) del valor total del proyecto.
En caso tal de requerir otros gastos diferentes a los descritos anteriormente, estos deberán contar con la correspondiente justificación técnica y soportes para ser presentados ante el comité de administración del PRONE quien es el encargado de aprobar la priorización de los planes, programas o proyectos a financiar.
ARTÍCULO 2.2.3.3.3.3.4.6. RESPONSABILIDAD Y PROPIEDAD SOBRE LOS ACTIVOS DE LOS SISTEMAS DE AUTOGENERACIÓN A PEQUEÑA ESCALA A PARTIR DE FUENTES NO CONVENCIONALES DE ENERGÍA EN BARRIOS SUBNORMALES. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1023 de 2024. Estará vigente hasta tanto se reglamente el artículo 41 de la Ley 2099 de 2021 conforme con la modificación realizada por el artículo 247 de la Ley 2294 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> Una vez concluidas las obras contempladas, el Operador de Red correspondiente permitirá la conexión de los activos.
Las inversiones con cargo a los recursos del Programa de Normalización de Redes Eléctricas, PRONE, tendrán como titular a la Nación - Ministerio de Minas y Energía en proporción a su aporte.
Los activos de generación que se construyan con los recursos del Programa de Normalización de Redes Eléctricas, PRONE, podrán ser aportados por el Ministerio de Minas y Energía, a prestadores de servicios públicos, incluyendo aquellos bajo la figura de Comunidades Energéticas, para que adelanten su administración, operación y mantenimiento. Lo anterior, de conformidad con lo dispuesto en la Ley 142 de 1994, modificado por el artículo 143 de la Ley 1151 de 2007, subrogado por el artículo 99 de la Ley 1450 de 2011 y aquellas normas que la modifiquen o sustituyan.
FONDO DE ENERGÍA SOCIAL FOES.
ARTÍCULO 2.2.3.3.4.1. TRANSFERENCIA DE LOS RECURSOS AL FOES. El Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales -ASIC, una vez calculadas y recaudadas las Rentas de Congestión como producto de las exportaciones de energía eléctrica, girará el ochenta por ciento (80%) de las mismas en forma mensual al Ministerio de Hacienda y Crédito Público -Dirección General de Crédito Público y Tesoro Nacional, quien realizará el manejo de los recursos del Fondo.
PARÁGRAFO 1o. Los rendimientos que genere la administración de los recursos del FOES harán parte del mismo y se utilizarán para lograr el cumplimiento de su objeto.
PARÁGRAFO 2o. Este Fondo puede ser financiado con los recursos del Presupuesto General de la Nación, cuando los recursos de las rentas de congestión resulten insuficientes, de acuerdo al resultado de priorización del presupuesto de inversión del sector.
(Decreto 111 de 2012, artículo 3o)
ARTÍCULO 2.2.3.3.4.2. ADMINISTRACIÓN DEL FONDO. El Ministerio de Minas y Energía como administrador del FOES desarrollará las siguientes funciones:
a) Emitir las directrices sobre la administración y manejo de los recursos del FOES de conformidad con lo previsto en la Ley y en este Decreto.
b) Velar por el adecuado y oportuno recaudo y utilización de los recursos del FOES para el cumplimiento de su objeto, sin perjuicio de las funciones asignadas a los órganos de control y vigilancia.
c) Consultar mensualmente la información actualizada sobre las Áreas Especiales y consumos en kWh, reportada por los comercializadores al SUI de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.
d) Elaborar anualmente el anteproyecto de presupuesto de ingresos y gastos del Fondo.
e) Gestionar el Programa Anual de Caja -PAC, para la asignación de recursos.
f) Distribuir y solicitar al Ministerio de Hacienda y Crédito Público la transferencia de los recursos del FOES a los Comercializadores de Energía Eléctrica que atiendan Áreas Especiales.
g) Publicar en la página web de la Entidad, la distribución de los recursos del FOES que se efectúe a los Comercializadores de Energía que atiendan Áreas Especiales.
h) El Ministerio de Minas y Energía o aquella entidad a la que se otorgue tal facultad, efectuará trimestralmente la validación de las conciliaciones del Fondo de Energía Social que deben presentar los Comercializadores conforme a las indicaciones que este establezca.
(Decreto 111 de 2012, artículo 4o)
ARTÍCULO 2.2.3.3.4.3. FACTURACIÓN FOES. Los Comercializadores deberán detallar en la Factura de Cobro correspondiente al período siguiente a aquel en que se reciban efectivamente los recursos, el beneficio FOES como un menor valor de la energía. La factura deberá reflejar: i) los valores utilizados de consumo base de liquidación (kWh) ii) el valor unitario en pesos por kilovatio hora ($/kWh), el cual es calculado por el Ministerio de Minas y Energía. Dichas sumas solo podrán ser aplicadas al consumo efectivamente facturado de energía a los usuarios y no podrá destinarse para consumos mayores al de consumo de subsistencia establecido por la UPME, ni a otros conceptos (modificado artículo 1o Decreto 882 de 2012).
(Decreto 111 de 2012, artículo 5o)
ARTÍCULO 2.2.3.3.4.4. REGISTRO DE ÁREAS ESPECIALES. Con el propósito de que los usuarios ubicados en las Áreas Especiales se beneficien de los recursos del FOES, los Comercializadores de Energía Eléctrica deberán registrar mensualmente en el Sistema Único de Información - SUI de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, todas y cada una de las Áreas Especiales que atiendan. El registro deberá contener, por lo menos, los aspectos que se relacionan a continuación:
a) Requisitos para acreditar la existencia de un Área Especial, conforme con las definiciones previstas en el presente decreto.
b) Consumos de energía en kWh mes que registra el medidor individual de los usuarios.
En el caso de ausencia de medidor el consumo de energía será resultado del aforo por carga individual de los usuarios de los estratos 1 y 2 ubicados en cada una de las Áreas Especiales. Si aplicare el esquema diferencial de medición y facturación comunitaria se dará cumplimiento a lo señalado en el literal b) del artículo 2.2.3.3.4.1.2 del presente decreto.
c) El promedio del porcentaje de recaudo de los últimos doce (12) meses de cada Área Especial.
PARÁGRAFO 1o. Aquellas Áreas en la que la documentación requerida en el literal a) de este artículo no sea debidamente cargada al Sistema Único de Información, no serán consideradas Áreas Especiales y por lo tanto su información comercial no será tenida en cuenta para la asignación del beneficio.
PARÁGRAFO 2o. Los Comercializadores de Energía Eléctrica deberán actualizar anualmente el documento mediante el cual certifican que un Área determinada reúne las características para ser considerada Área Especial y/o que continúa presentando las mismas condiciones, información que podrá ser verificada por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios. Dicho documento deberá ser cargado al SUI dentro del mes siguiente al periodo que comprende la certificación.
PARÁGRAFO 3o. Para las Zonas de Difícil Gestión la certificación se efectuará teniendo como base la información validada por el Representante Legal o la Auditoría Externa de Gestión y Resultado, según el caso, correspondiente al año inmediatamente anterior y con corte a 31 de diciembre, y deberá cargarse al SUI dentro de los seis (6) meses siguientes.
PARÁGRAFO 4o. Cuando por causas no imputables a la empresa Comercializadora de Energía Eléctrica, la información con la que se cuente en el SUI no permita al Ministerio de Minas y Energía contar con los datos requeridos para la asignación de los recursos, este podrá solicitar dicha información directamente a la empresa, quien deberá aportarla debidamente certificada por el Representante Legal y el Revisor Fiscal cuando haya lugar.
PARÁGRAFO TRANSITORIO. <Parágrafo adicionado por el artículo 1 del Decreto 278 de 2020. El nuevo texto es el siguiente:> Con el objeto que los usuarios ubicados en las Áreas Rurales de Menor Desarrollo puedan seguir accediendo a los recursos del FOES y esquemas diferenciales, a partir de los consumos generados en diciembre de 2019 y en adelante, se continuará empleando el Índice de Necesidades Básicas Insatisfechas reportado por el Departamento Administrativo Nacional de Estadística con base en la información obtenida en el año 2005.
Con el fin de focalizar adecuadamente el reconocimiento de los recursos del FOES, el Ministerio de Minas y Energía propondrá al Gobierno nacional un mecanismo o indicador que refleje la capacidad de pago de usuarios en Áreas Rurales de Menor Desarrollo.
(Decreto 111 de 2012, artículo 6o, modificado por el artículo 2o del Decreto 1144 de 2013)
ARTÍCULO 2.2.3.3.4.5. DETERMINACIÓN DE LA ENERGÍA SOCIAL. El Ministerio de Minas y Energía calculará mensualmente el monto de los recursos del FOES que asignará a los usuarios ubicados en cada una de las Áreas Especiales y que canalizará a través de los Comercializadores de Energía Eléctrica, aplicados únicamente al consumo individual de energía por usuario y sin que se supere el consumo de subsistencia vigente, de acuerdo con la siguiente metodología:
1. Fórmula aplicable
ADt = Min (At. 46 $/kWh)
Donde:
At = Ft / (Ct-1 * P)
ADt aporte definitivo de la energía social por kWh en el mes t
At aporte calculado del beneficio de energía social por kWh en el mes t.
Ft saldo de los recursos disponibles apropiados en el presupuesto y el programa anual de caja para energía social en el mes t-1.
Ct-1 consumo de los usuarios de estratos 1 y 2 ubicados en las Áreas Especiales en el mes t -1 expresado en kWh. Este consumo por usuario estará entre 0 - Consumo de Subsistencia, no debe ser mayor a este y debe ser reportado mensualmente por los Comercializadores al Sistema Único de Información.
t mes de cálculo del beneficio para Ct-1
P factor del consumo de acuerdo con el límite de la demanda nacional
2. De acuerdo con lo anterior, el aporte no puede exceder más de $46/kWh. Si At es mayor o igual a 46, se asignará como aporte definitivo $46 por KWh; Si At es menor que 46, se asigna como aporte definitivo el valor resultante para At.
El aporte definitivo para las Zonas de Difícil Gestión se calculará aplicando la senda de desmonte establecida en el artículo 2.2.3.3.4.6. de este Decreto.
3. El consumo de energía total cubierto por este Fondo no excederá del ocho por ciento (8%) del consumo total de energía en el Sistema Interconectado Nacional. Para cumplir con esta condición, se comparará mensualmente la cantidad de demanda de energía cubierta por el FOES y el total de demanda de energía en el Sistema Interconectado Nacional, con base en la siguiente fórmula:
Dt = (12 X Ct-1) / (EA-1 * 8%)
Dónde:
Dt relación entre el consumo de los usuarios ubicados en las Áreas Especiales en el mes t y el total de la energía consumida en el Sistema Interconectado Nacional en el año inmediatamente anterior.
Ct-1 consumo de los usuarios ubicados en las Áreas Especiales en el mes t-1
A-1 periodo de doce (12) meses contados desde el 1 de enero hasta el 31 de diciembre del año anterior a la aplicación del beneficio
EA-1 total de energía consumida en el Sistema Interconectado Nacional, en el Año inmediatamente anterior.
Una vez calculada la relación Dt, el aporte se asigna de la siguiente forma: i) Si Dt es menor o igual a uno (1), se asigna como aporte, At en pesos por KWh, previsto en el numeral 1 artículo 2.2.3.3.4.5. del presente artículo. ii) Si Dt es mayor que uno (1), se mantiene el nivel del aporte estimado At en pesos por kWh pero sólo se aplica a un porcentaje P del consumo de cada uno de los usuarios beneficiados, de acuerdo con la siguiente fórmula:
P 1/ Dt
PARÁGRAFO. El otorgamiento del beneficio FOES consistirá en un valor variable desde cero (O) hasta cuarenta y seis (46) pesos por KWh, del valor de la energía eléctrica destinada al consumo de subsistencia de los usuarios beneficiarios, el cual se encuentra supeditado a la disponibilidad de recursos.
(Decreto 111 de 2012, artículo 7o)
ARTÍCULO 2.2.3.3.4.6. SENDA DE DESMONTE. El Ministerio de Minas y Energía determinará, en desarrollo de lo establecido por el parágrafo 3o del artículo 103 de la Ley 1450 de 2011, los porcentajes de senda de desmonte en la aplicación del FOES en las Zonas de Difícil Gestión, en concordancia con la implementación de los planes de reducción de pérdidas reglamentados por la CREG.
(Decreto 111 de 2012, artículo 8o)
ESQUEMAS DIFERENCIALES DE PRESTACIÓN DEL SERVICIO EN ÁREAS O ZONAS ESPECIALES.
ARTÍCULO 2.2.3.3.4.4.1.1. PRESTACIÓN DEL SERVICIO EN ÁREA ESPECIAL. Con el objeto de que los usuarios ubicados en las Áreas Especiales de prestación del servicio puedan acceder a la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica en forma proporcional a su capacidad o disposición de pago, los Operadores de Red y/o los Comercializadores de Energía Eléctrica podrán aplicar uno o varios de los siguientes esquemas diferenciales de prestación del servicio:
a) Medición y facturación comunitaria;
b) Facturación con base en proyecciones de consumo;
c) Pago anticipado o prepago, y
d) Períodos flexibles de facturación.
La aplicación de cada uno de los anteriores esquemas de prestación diferencial se sujetará a lo establecido en los artículos siguientes, sin perjuicio del desarrollo de los esquemas diferenciales que regule la Comisión de Regulación de Energía y Gas.
(Decreto 111 de 2012, artículo 10)
ARTÍCULO 2.2.3.3.4.4.1.2. MEDICIÓN Y FACTURACIÓN COMUNITARIA. Para que un Comercializador de Energía Eléctrica pueda efectuar la medición y facturación comunitaria deberá:
a) Instalar a su costo contadores en el punto de conexión a partir del cual se suministra electricidad al Área Especial de Prestación del Servicio;
b) Realizar la facturación al grupo de usuarios a partir de las lecturas de tales contadores;
c) Efectuar a su costo las adecuaciones técnicas y eléctricas que sean del caso con el objeto de aislar el Área Especial, de cualquier otro grupo de usuarios, y
d) Suscribir el acuerdo a que se refiere el artículo 2.2.3.3.4.2.1. por parte de un representante de la empresa, uno de la comunidad que representa al Área Especial y por el alcalde municipal o distrital, según sea el caso.
(Decreto 111 de 2012, artículo 11)
ARTÍCULO 2.2.3.3.4.4.1.3. FACTURACIÓN CON BASE EN PROYECCIONES DE CONSUMO. La proyección de consumos es el mecanismo por medio del cual la medición de la energía consumida por un Suscriptor Individual o Comunitario se realiza con fundamento en las metodologías que establezca la Comisión de Regulación de Energía y Gas, las cuales se basarán, entre otros aspectos, en las cargas contratadas con cada usuario y los consumos históricos propios o, en su defecto, de usuarios similares.
PARÁGRAFO. La aplicación de la proyección de consumos podrá llevarse a cabo por parte de los Comercializadores de Energía Eléctrica, para lo cual deberán aplicar las disposiciones contenidas en el artículo 133 de la Ley 142 de 1994 en cuanto al abuso de la posición dominante por parte de las empresas.
(Decreto 111 de 2012, artículo 12)
ARTÍCULO 2.2.3.3.4.4.1.4. PAGO ANTICIPADO O PREPAGO. Para que los Comercializado res de Energía Eléctrica usen los sistemas de pago anticipado o prepago, para ser aplicados a Suscriptores Individuales o Comunitarios, deberán instalar medidores prepago, cuyo costo deberá ser financiado por la empresa al respectivo usuario.
PARÁGRAFO 1o. Este esquema diferencial aplicará sin perjuicio de las obligaciones derivadas de acuerdos de facturación conjunta suscritos entre prestadores de servicios públicos domiciliarios.
PARÁGRAFO 2o. El pago anticipado que realice el usuario conforme lo previsto en el presente artículo, se aplicará para cubrir hasta en un 10% el valor de la mora, y el saldo para pagar el suministro de la energía.
PARÁGRAFO 3o. La instalación de medidores prepago procederá también cuando así lo solicite cualquier tipo de suscriptor al Comercializador de Energía Eléctrica, evento en el cual el medidor deberá ser sufragado por el respectivo suscriptor.
(Decreto 111 de 2012, artículo 13)
ARTÍCULO 2.2.3.3.4.4.1.5. PERIODOS FLEXIBLES DE FACTURACIÓN. Por medio del período flexible de facturación, un Comercializador de Energía Eléctrica podrá facturarle, a un Suscriptor Individual o Comunitario que pertenezca a un Área Especial, el servicio público domiciliario de energía eléctrica en forma semanal, quincenal, mensual, bimestral, trimestral, semestral, o cualquier otro período sin que exceda, en todo caso, de seis (6) meses. Igualmente, la empresa podrá pactar con cada usuario individual la periodicidad para la facturación de sus consumos individuales.
El período flexible de facturación no necesariamente debe coincidir con el periodo de medición. Cuando no coincide deberá darse aplicación al esquema de proyección de consumos a que se refiere el artículo 12 del presente decreto.
PARÁGRAFO. La Comisión de Regulación de Energía y Gas establecerá las metodologías que se requieran con el objeto de reflejar las variaciones que se presenten en el costo de la actividad de comercialización y demás componentes.
(Decreto 111 de 2012, artículo 14)
ARTÍCULO 2.2.3.3.4.4.1.6. MEDIDAS PARA LA REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS EN LAS ÁREAS ESPECIALES. <Artículo adicionado por el artículo 7 del Decreto 929 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> Con el fin de promover una gestión eficiente en los sistemas de distribución en las áreas especiales, los Operadores de Red (OR), como encargados de ejecutar los planes de recuperación y mantenimiento de pérdidas, podrán modelar en cada uno de los circuitos asociados a las áreas especiales que estén dentro de su mercado de comercialización, esquemas de generación con Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER) con diferentes escenarios de penetración operativamente factibles.
En los casos en los que se identifique una relación beneficio-costo positiva para la reducción de pérdidas, los OR podrán implementar el respectivo esquema, ajustando los planes de recuperación o mantenimiento de pérdidas actualmente aprobados, sin que ello represente una modificación en el valor aprobado del plan ni en la senda de reducción de pérdidas.
PARÁGRAFO. Los OR que se acojan a esta medida deberán remitir a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios la modificación del plan de pérdidas de que trata este artículo.
SUSCRIPTOR COMUNITARIO.
ARTÍCULO 2.2.3.3.4.4.2.1. ACUERDOS CON SUSCRIPTORES COMUNITARIOS. Para que un Comercializador de Energía Eléctrica aplique alguno de los esquemas diferenciales mencionados en el artículo de esta disposición, deberá celebrar con un Suscriptor Comunitario un acuerdo que contendrá por lo menos los aspectos que se relacionan a continuación:
a) Forma de efectuar la medición y facturación comunitaria;
b) Determinación del representante del Suscriptor Comunitario y de ser el caso, su remuneración;
c) Duración del acuerdo;
d) Definición de los periodos de continuidad;
e) Formas de pago;
f) De ser el caso, garantías de pago.
PARÁGRAFO. La celebración del acuerdo implica la suscripción de un contrato de servicio público entre el Comercializador de Energía Eléctrica y el Suscriptor Comunitario y por lo tanto sustituye los contratos de condiciones uniformes celebrados por cada usuario, en el evento de que estos existan, sin que por ello pierdan su vigencia. Las condiciones no pactadas en el referido acuerdo, serán suplidas por las contenidas en los contratos de condiciones uniformes en lo que no fuere incompatible con la esencia de los mismos.
(Decreto 111 de 2012, artículo 15)
ARTÍCULO 2.2.3.3.4.4.2.2. RESPONSABILIDADES DEL REPRESENTANTE DEL SUSCRIPTOR COMUNITARIO. El representante del Suscriptor Comunitario desempeñará una o varias de las siguientes funciones, conforme lo acuerde con el Comercializador de Energía Eléctrica:
a) Leer los medidores individuales de cada uno de los usuarios pertenecientes al Área Especial, en el evento en que dichos equipos de medida existan,
b) Distribuir el valor de la factura comunitaria entre los usuarios pertenecientes al Área Especial, para lo cual tendrá en cuenta la medida individual de cada usuario, en caso de que exista, o en su defecto, la carga instalada de cada uno de ellos o la proyección de consumo, los cuales deberá actualizar mensualmente,
Esta distribución de la diferencia entre la factura comunitaria y la sumatoria de las medidas individuales, se hará de tal forma que no implique un incremento de lo que le corresponde efectivamente pagar a cada uno de los usuarios individualmente considerados,
c) Aplicar los subsidios y recaudar las contribuciones conforme a la ley, en nombre del Comercializador de Energía Eléctrica, para lo cual deberá llevar la información resultante de aplicar los anteriores conceptos,
d) Recaudar de los usuarios pertenecientes al Área Especial, las cuotas partes de la factura comunitaria,
e) Suspender el servicio a los usuarios pertenecientes al Área Especial que no cancelen la cuota parte que les corresponde de la factura comunitaria, de acuerdo con el Operador de Red,
f) Contratar el personal que considere necesario para efectuar su gestión, siempre y cuando dicho personal pertenezca a la misma Área Especial,
g) Trasladar oportunamente las sumas acordadas al Comercializador correspondiente,
h) Proporcionar la información que requiera el Comercializador con destino al control de la gestión del representante del Suscriptor Comunitario o que sea requerida por cualquier entidad con facultades legales para solicitarla,
i) Recibir las peticiones, quejas y reclamos y transmitirlas al Comercializador.
PARÁGRAFO. El Comercializador de Energía Eléctrica brindará sin costo, al representante del Suscriptor Comunitario y al personal que este contrate, capacitación, así como las herramientas y equipos que requiera para el adecuado cumplimiento de sus funciones.
(Decreto 111 de 2012, artículo 16)
ARTÍCULO 2.2.3.3.4.4.2.3. RESPONSABILIDADES DEL OPERADOR DE RED FRENTE A SUSCRIPTORES COMUNITARIOS. Salvo en los Barrios Subnormales y en los asentamientos humanos que no puedan ser objeto de normalización de acuerdo con la Ley 388 de 1997 y en la demás normatividad aplicable, el Operador de Red que desarrolle su actividad en el Área Especial deberá efectuar la administración, operación, mantenimiento y reposición de los respectivos activos de uso que componen la red de uso general.
En todo caso, el Operador de Red deberá cumplir con los indicadores de calidad que para las Áreas Especiales defina la Comisión de Regulación de Energía y Gas, los cuales se referirán siempre al Período de Continuidad.
(Decreto 111 de 2012, artículo 17)
ARTÍCULO 2.2.3.3.4.4.2.4. PLANES DE MEJORAMIENTO. Las Zonas de Difícil Gestión que habiendo sido certificadas y registradas inicialmente en cumplimiento de lo dispuesto por los Decretos Reglamentarios del Fondo de Energía Social adoptado por las Leyes 812 de 2003, 1150 de 2007 y 1450 de 2011, y que durante el periodo anual de certificación a que hace referencia el parágrafo 3o del artículo 2.2.3.3.4.4., ya no reúnan las condiciones iniciales, continuarán siendo consideradas Zonas de Difícil Gestión, percibiendo el beneficio FOES en los términos de este Decreto, siempre y cuando se encuentren cumpliendo con el Plan de Mejoramiento de sus índices de cartera o pérdidas, inicialmente pactado.
PARÁGRAFO 1o. El cumplimiento de los Planes de Mejoramiento deberá estar debidamente certificado por la Auditoría Externa de Gestión y Resultado y/o el Representante Legal, según el caso, para efectos del cumplimiento del artículo 2.2.3.3.4.4.
PARÁGRAFO 2o. Los Planes de Mejoramiento para las Zonas de Difícil Gestión podrán pactarse para efectos del beneficio del FOES, por un plazo de cuatro (4) años contados a partir del 31 de mayo de 2013, fecha de expedición del Decreto compilado, en el caso de las Zonas actualmente registradas, y de cuatro (4) años contados a partir de la suscripción de los Planes de Mejoramiento para las nuevas Zonas que sean registradas con posterioridad al 31 de mayo de 2013.
(Decreto 1144 de 2013, artículo 4o.)
ARTÍCULO 2.2.3.3.4.4.2.5. CERTIFICACIÓN ZONAS DE DIFÍCIL GESTIÓN. En el caso de barrios subnormales que se encuentran en proceso de normalización, sus indicadores de pérdidas y/o cartera podrán ser evaluados para efectos de que una vez normalizados sean certificados como Zonas de Difícil Gestión con la información del año inmediatamente anterior y con corte a 31 de diciembre.
(Decreto 1144 de 2013, artículo 5o.)
ARTÍCULO 2.2.3.3.4.4.2.6. TEMPORALIDAD. Los esquemas diferenciales de prestación del servicio a que se refiere el artículo 2.2.3.3.4.1.1. del presente decreto, se seguirán aplicando siempre que cada Área Especial mantenga las condiciones que la llevaron a ser catalogada como tal, o cumpla con los planes de mejoramiento acordados. Para los casos de distribución de pérdidas, estas se ajustarán en concordancia con los planes de reducción de pérdidas propuestos por el Operador de Red a la CREG, de acuerdo con lo establecido en la Sección 2, referida a las Políticas y Directrices relacionadas con el Aseguramiento de la Cobertura del Servicio de Electricidad y en la Resolución CREG 172 de 2011 o sus modificatorias, e independientemente de que el Plan sea aprobado por el Regulador o de que el Operador de Red decida no aceptarlo.
(Decreto 111 de 2012, artículo 18, modificado por el Decreto 1144 de 2013, artículo 6o)
RECURSOS DEL FONDO DE ENERGÍA SOCIAL (FOES) PARA LA VIGENCIA 2016.
ARTÍCULO 2.2.3.3.4.4.3.1. PROYECCIÓN DE LOS COMPROMISOS A ATENDER. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 53 de 2016. El nuevo texto es el siguiente:> Para efectos de atender lo señalado en el artículo 99 de la Ley 1769 de 2015, el Ministerio de Minas y Energía, con la información que tenga disponible, podrá hacer una proyección de los compromisos a atender en la vigencia ordinaria por concepto del Fondo de Energía Social, (FOES), para establecer si se presenta excedentes y/o sobrantes de apropiación con el fin de cubrir vigencias fiscales anteriores.
PARÁGRAFO. El Ministerio de Minas y Energía será responsable de contar con las previsiones del caso, para garantizar la existencia de apropiación suficiente que le permita atender en su totalidad los compromisos corrientes vigentes.
ARTÍCULO 2.2.3.3.4.4.3.2. PRIORIZACIÓN PARA LA ASIGNACIÓN DE RECURSOS EXCEDENTES. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 53 de 2016. El nuevo texto es el siguiente:> Una vez se determine la generación de excedentes o sobrantes de apropiación en la presente vigencia fiscal, el Ministerio de Minas y Energía deberá priorizar la asignación de tales recursos en aquellas regiones del país sobre las cuales considere que la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica se encuentra en riesgo por situaciones ajenas al prestador del servicio, especialmente de aquellos prestadores que atiendan un mayor número de usuarios en Áreas Rurales de Menor Desarrollo, Zonas de Difícil Gestión y Barrios Subnormales.
ARTÍCULO 2.2.3.3.5.1. NATURALEZA DEL FONDO DE ENERGÍAS NO CONVENCIONALES Y GESTIÓN EFICIENTE DE LA ENERGÍA (FENOGE). <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1543 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> De conformidad con lo señalado en los artículos 6o y 10 de la Ley 1715 de 2014, el Fondo de Energías No Convencionales y Gestión Eficiente de la Energía (en adelante Fenoge), tendrá como objetivo financiar programas de FNCE y gestión eficiente de la energía, a través de su fomento, promoción, estímulo e incentivo. El Fenoge estará regido por los lineamientos establecidos en dicha ley, en el presente decreto, y en el manual operativo correspondiente, y será administrado por el patrimonio autónomo que se constituya en virtud del contrato de fiducia mercantil que suscriba el Ministerio de Minas y Energía con una entidad fiduciaria debidamente autorizada por la Superintendencia Financiera de Colombia.
Los recursos que alimentarán el mencionado patrimonio autónomo podrán ser, entre otros, las sumas establecidas en el artículo 190 de la Ley 1753 de 2015, partidas que se le asignen en el Presupuesto General de la Nación y demás recursos que transfieran o aporten el Gobierno nacional, entidades públicas, entidades privadas, organismos de carácter multilateral e internacional, donaciones y demás recursos que se obtenga o se le asignen a cualquier título. El Fenoge, a través del patrimonio autónomo, podrá suscribir contratos o convenios para cumplir con su objeto.
ARTÍCULO 2.2.3.3.5.2. RECAUDO DE LOS RECURSOS. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1543 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> El Fondo de Energías No Convencionales y Gestión Eficiente de la Energía (Fenoge), será financiado, entre otros, con cuarenta centavos ($0,40) del recaudo de los recursos del Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas No Interconectadas (FAZNI), de que trata el artículo 190 de la Ley 1753 de 2015 o aquellas que la modifiquen o sustituyan.
PARÁGRAFO 1. El Ministerio de Minas y Energía impartirá las instrucciones al Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC), respecto del giro de los recursos al patrimonio autónomo que se constituya para su administración.
PARÁGRAFO 2. El Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC), presentará mensualmente al Ministerio de Minas y Energía y al patrimonio autónomo una relación de las sumas que ha liquidado, recaudado y trasladado al Fenoge en la forma que determine por escrito dicho Ministerio, con el fin de verificar el cumplimiento de las obligaciones por parte de los sujetos pasivos de la contribución y de su recaudador.
PARÁGRAFO 3. Los recursos que corresponden al Fenoge conforme al artículo 190 de la Ley 1753 de 2015, que se hayan recaudado a partir del 1 de enero de 2016 y hasta la fecha de expedición del presente decreto, y los que se encuentran dispuestos en el Presupuesto General de la Nación destinados al Fenoge, deberán ser girados por el Ministerio de Hacienda y Crédito Público al patrimonio autónomo, en la cuenta que para tal propósito determine el Ministerio de Minas y Energía.
PARÁGRAFO 4. Los recursos del Presupuesto General de la Nación se entenderán ejecutados con el giro al patrimonio autónomo por el Ministerio de Hacienda y Crédito Público y/o por el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC).
ARTÍCULO 2.2.3.3.5.3. DESTINACIÓN DE LOS RECURSOS. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1543 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> Con los recursos del Fenoge se podrán financiar parcial o totalmente, entre otros, programas y proyectos dirigidos al sector residencial de estratos 1, 2 y 3, tanto para la implementación de soluciones de autogeneración a pequeña escala, como para la mejora de eficiencia energética mediante la promoción de buenas prácticas, equipos de uso final de energía, adecuación de instalaciones internas y remodelaciones arquitectónicas.
Igualmente se podrán financiar los estudios, auditorías energéticas, adecuaciones locativas, disposición final de equipos sustituidos y costos de administración e interventoría de los programas y/o proyectos.
ARTÍCULO 2.2.3.3.5.4. COMITÉ DIRECTIVO DEL FENOGE. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1543 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> El Fenoge contará con un Comité Directivo, el cual dirigirá la administración y asignación de los recursos del Fenoge, y estará integrado de la siguiente manera:
a) El Ministro de Minas y Energía, o su delegado.
b) El Viceministro de Energía, o su delegado.
c) El Director de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), o su delegado.
d) El Secretario General del Ministerio de Minas y Energía, o su delegado.
e) El Director de Energía Eléctrica del Ministerio de Minas y Energía.
El Comité Directivo será presidido por el Ministro de Minas y Energía, y en ausencia de este será presidido por el Viceministro de Energía.
El Comité Directivo podrá invitar a aquellas personas que considere pertinentes o necesarias, según los asuntos que se traten en cada una de sus sesiones, y de acuerdo con los planes, programas o proyectos que vayan a ser presentados.
ARTÍCULO 2.2.3.3.5.5. FUNCIONES DEL COMITÉ DIRECTIVO DEL FENOGE. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1543 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> El Comité Directivo tendrá las siguientes funciones:
1. Aprobar, objetar e impartir instrucciones y recomendaciones sobre los planes, programas o proyectos a ser financiados con cargo a los recursos del Fenoge, así como sobre las actividades de fomento, promoción, estímulo e incentivo.
2. Aprobar el presupuesto del Fenoge.
3. Definir las políticas generales de inversión de los recursos que ingresen al Fenoge y velar por su seguridad y adecuado manejo.
4. Impartir al patrimonio autónomo que constituya la Entidad Fiduciaria las instrucciones que correspondan para el cumplimiento del objeto del Fenoge.
5. Adoptar criterios para la evaluación, clasificación y aprobación de los diversos planes, programas o proyectos a ser financiados por el Fenoge.
6. Estudiar y aprobar los diferentes informes elaborados por el patrimonio autónomo que constituya la Entidad Fiduciaria para el efecto.
7. Autorizar la conformación y contratación de un Equipo Ejecutor para la coordinación, interacción administrativa, técnica, operativa, de control y seguimiento de las actividades del Fenoge.
8. Las demás que se requieran para el cabal cumplimiento del objeto del Fenoge.
PARÁGRAFO 1. El Ministerio de Minas y Energía mediante resolución expedirá el Manual Operativo del Fenoge.
PARÁGRAFO 2. En todo caso los proyectos a financiar con recursos del Fenoge deberán cumplir evaluaciones costo-beneficio que comparen el costo del proyecto con los ahorros económicos o ingresos producidos.
ARTÍCULO 2.2.3.3.5.6. ENTIDAD FIDUCIARIA. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1543 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> La Entidad Fiduciaria de que trata el artículo 368 de la Ley 1819 de 2016:
1. Será seleccionada por el Ministerio de Minas y Energía para la administración de los recursos del Fenoge, y será la vocera del mismo, según las normas que regulan lo correspondiente a las obligaciones y deberes fiduciarios de las sociedades administradoras de patrimonios autónomos y lo señalado en este decreto, siendo la competente para comprometer jurídicamente al Fenoge y le corresponderá ejercer sus derechos y obligaciones, y representación judicial y extrajudicial.
2. Atenderá las políticas definidas por el Comité Directivo cumpliendo con el manual operativo del Fenoge y el reglamento operativo que se implemente para el contrato de fiducia mercantil.
3. Mantendrá separados los recursos del Fenoge de acuerdo con la fuente de donde provengan y la destinación que debe darse a los mismos. Igualmente, separará los recursos de la Entidad Fiduciaria y los costos y gastos que se aprueben por el Comité Directivo. La Entidad Fiduciaria deberá abrir tantas cuentas como sean necesarias para el pago de cada uno de los contratos que se ejecuten con los recursos del Fenoge, con el fin de que se efectúe de forma directa el pago a terceros de acuerdo a lo establecido en cada uno de los contratos.
4. Responderá con su patrimonio por el incumplimiento de sus deberes fiduciarios y hasta por la culpa leve en el cumplimiento de su gestión.
5. Presentará mensualmente informes de gestión.
6. Realizará Comités Fiduciarios para la presentación y aprobación de los mismos.
ARTÍCULO 2.2.3.3.5.7. PROPIEDAD Y DESTINACIÓN DE LOS ACTIVOS. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1543 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> La Nación - Ministerio de Minas y Energía será titular, en proporción a su aporte, de la infraestructura que se financie con recursos del Fenoge.
En los proyectos en los cuales se financie infraestructura con recursos del Fenoge, cuyo fin sea la prestación de servicios públicos domiciliarios, esta podrá aportarse a empresas de servicios públicos domiciliarios en los términos del numeral 87.9 del artículo 87 de la Ley 142 de 1994.
En todo caso, previa aprobación del Ministerio de Minas y Energía, el Fenoge podrá transferir la propiedad de los bienes que sean financiados con sus recursos, en los términos del artículo 39.3 de la Ley 142 de 1994.
PROCEDIMIENTO DE AMPARO POLICIVO PARA LAS EMPRESAS DE SERVICIOS PÚBLICOS.
ARTÍCULO 2.2.3.4.1. AMPARO POLICIVO. Las Empresas de Servicios Públicos a las cuales les hayan ocupado bienes inmuebles contra su voluntad o sin su consentimiento, o sean afectadas por actos que entorpezcan o amenacen perturbar el ejercicio de sus derechos sobre bienes de su propiedad, o destinados a la prestación de servicios públicos o respecto de aquellos ubicados en zonas declaradas de utilidad pública e interés social, podrán en cualquier tiempo, promover el amparo policivo contemplado en el artículo 29 de la Ley 142 de 1994 con el fin de preservar la situación que existía en el momento en que se produjo la perturbación u obtener la restitución de dichos bienes, sin perjuicio de las acciones que la Ley atribuye a los titulares de derechos reales.
(Decreto 1575 de 2011, artículo 1o)
ARTÍCULO 2.2.3.4.2. COMPETENCIA. La autoridad competente para conocer del amparo policivo de que trata el artículo 2.2.3.4.1. de este decreto corresponde, en primer orden, al Alcalde o su delegado, con el apoyo de la Policía Nacional.
PARÁGRAFO 1o. Cuando la autoridad municipal no se pronuncie dentro de los términos establecidos en el artículo 2.2.3.4.6. de este decreto, a solicitud de la empresa, el Gobernador del Departamento o su delegado, asumirá la competencia, sin perjuicio de las investigaciones disciplinarias a que haya lugar, conforme al Código Disciplinario Único, Ley 734 de 2002.
PARÁGRAFO 2o. Cuando el Gobernador del Departamento ante quien se eleve la solicitud, no dé trámite a la misma de conformidad con lo dispuesto en el artículo 2.2.3.4.6. del presente decreto, el Gobierno Nacional a solicitud de la empresa, a través del Ministerio del Interior y de Justicia, podrá insistir ante el Gobernador frente a la necesidad de dar trámite al amparo solicitado en los términos establecidos en el artículo 29 de la Ley 142 de 1994, sin perjuicio de que dé traslado a las autoridades competentes para que se adelanten las investigaciones disciplinarias pertinentes según lo dispuesto en el Código Disciplinario Único, Ley 734 de 2002.
PARÁGRAFO 3o. En los eventos contemplados en los parágrafos anteriores, la empresa deberá adjuntar a la solicitud dirigida al Ministerio del Interior y de Justicia, copia del escrito radicado ante el Alcalde o el Gobernador, según corresponda, y manifestar que ha transcurrido el término establecido en el artículo 2.2.3.4.6. de este decreto sin que los mismos se hayan pronunciado.
(Decreto 1575 de 2011, artículo 2o)
ARTÍCULO 2.2.3.4.3. CONFLICTO DE COMPETENCIAS. Tratándose de la ocupación o perturbación de bienes declarados de utilidad pública e interés social, en los cuales se desarrolle la construcción de proyectos de infraestructura de servicios públicos, que comprendan dos (2) o más municipios de un mismo departamento, la solicitud de amparo podrá ser elevada directamente ante el Gobernador del Departamento o su delegado.
(Decreto 1575 de 2011, artículo 3o)
ARTÍCULO 2.2.3.4.4. CIRCUNSTANCIAS DE ORDEN PÚBLICO. Cuando las circunstancias de orden público lo exijan, calificadas por el Ministerio del Interior y de Justicia - Dirección de Gobierno y Gestión Territorial o quien haga sus veces, este podrá brindar su apoyo a las entidades territoriales para efectos de adelantar el amparo policivo de que trata el presente decreto.
(Decreto 1575 de 2011, artículo 4o)
ARTÍCULO 2.2.3.4.5. DE LA SOLICITUD. La solicitud de amparo policivo deberá reunir los siguientes requisitos:
1. El nombre del funcionario a quien se dirige.
2. La identificación de quien solicita la protección o amparo policivo.
3. El nombre de la persona o personas en contra de quienes se dirige la acción, si fueren conocidas.
4. La identificación del predio que ha sido objeto de ocupación o perturbación.
5. Las pruebas o elementos que acrediten el interés o derecho para solicitar el amparo.
6. La prueba sumaria de las condiciones y demás circunstancias en que se produce la perturbación u ocupación del bien.
(Decreto 1575 de 2011, artículo 5o)
ARTÍCULO 2.2.3.4.6. TRÁMITE. Dentro de los dos (2) días hábiles siguientes a la presentación de la solicitud de amparo policivo, la autoridad competente deberá avocar conocimiento y verificar el cumplimiento de los requisitos de la solicitud. Si la solicitud no reúne los requisitos de que trata el artículo quinto del presente decreto, se devolverá al interesado al día hábil siguiente para que en el lapso de dos (2) días hábiles los subsane.
En caso de que no se subsanen los requisitos, la autoridad competente se abstendrá de tramitar el amparo y notificará dicha decisión a la empresa mediante fijación en edicto por el término de dos (2) días hábiles, contados a partir del día siguiente de la determinación.
(Decreto 1575 de 2011, artículo 6o)
ARTÍCULO 2.2.3.4.7. NOTIFICACIÓN DEL AMPARO POLICIVO. Verificado el cumplimiento de los requisitos exigidos en el presente decreto, se notificará de la solicitud de amparo policivo a los ocupantes o perturbadores, personalmente o mediante fijación de aviso en la entrada del predio objeto de la protección, o por cualquier medio efectivo de notificación, quienes contarán con el término de tres (3) días hábiles para exhibir y allegar título o prueba legal que justifique su permanencia en el predio.
Transcurrido el plazo señalado en el inciso anterior, la autoridad competente dentro de los tres (3) días hábiles siguientes, mediante resolución motivada, valorará las pruebas y decidirá sobre la procedencia o no del amparo, la cual se dará a conocer a los querellados a más tardar al día hábil siguiente a su expedición, en la forma indicada en el inciso anterior.
(Decreto 1575 de 2011, artículo 7o)
ARTÍCULO 2.2.3.4.8. DILIGENCIA DE AMPARO POLICIVO. En caso de que proceda el amparo, dentro de los dos (2) días hábiles siguientes a la ejecutoria de la decisión, la autoridad competente, directamente o contando .con el apoyo de la Policía Nacional se desplazará al lugar de los hechos y una vez allí, requerirá a los querellados para que cesen los actos perturbadores y/o desalojen el predio contando para ello, de ser necesario con el apoyo de la fuerza pública, en los términos autorizados por el Código Nacional de Policía y demás normas vigentes; sin perjuicio de la aplicación de las multas de que trata el artículo 29 de la Ley 142 de 1994.
PARÁGRAFO. Ejecutada la decisión, si los querellados realizan nuevamente los actos que dieron origen al amparo, a solicitud de la empresa, la autoridad que lo concedió, requerirá a sus destinatarios para que se cumpla la decisión, salvo que acrediten prueba legal sobreviviente que justifique su permanencia u ocupación.
(Decreto 1575 de 2011, artículo 8o)
ARTÍCULO 2.2.3.4.9. RECURSOS. En caso de que se niegue el amparo, la decisión deberá ser notificada a la empresa por edicto que se fijará por el término de tres (3) días hábiles, contados a partir del día hábil siguiente de la determinación. Contra la decisión que niega la solicitud de amparo policivo, procede el recurso de reposición, que deberá ser interpuesto ante el mismo funcionario que la profirió, dentro de los tres (3) días hábiles siguientes a la notificación de la decisión. Dicho recurso deberá resolverse en un término que no podrá ser superior a tres (3) días hábiles.
(Decreto 1575 de 2011, artículo 9o)
ARTÍCULO 2.2.3.4.10. PROTECCIÓN DE LOS OCUPANTES O PERTURBADORES. Los ocupantes o perturbadores contra quienes se conceda el amparo policivo contemplado en este decreto, podrán invocar la protección de sus derechos, mediante el ejercicio de las acciones legales pertinentes.
(Decreto 1575 de 2011, artículo 10)
ORGANISMOS.
ASPECTOS RELACIONADOS CON EL CONSEJO
NACIONAL DE OPERACIÓN.
ARTÍCULO 2.2.3.5.1.1. INTEGRANTES. La representación de las empresas que conforman el Consejo Nacional de Operación se hará a través de personas vinculadas al área técnica u operativa de dichas empresas. En las reuniones del Consejo Nacional de Operación no se permitirá la presencia ni la participación de personas vinculadas al área comercial de las empresas mencionadas.
PARÁGRAFO: Las discusiones y decisiones del Consejo Nacional de operación estarán relacionadas exclusivamente con aspectos técnicos para garantizar que la operación integrada del sistema interconectado nacional sea segura, confiable y económica o sobre aspectos del reglamento de operación, conforme con lo dispuesto en el artículo 36 de la Ley 143 de 1994.
(Decreto 2238 de 2009, artículo 1o)
ARTÍCULO 2.2.3.5.1.2. INVITADOS. Serán invitados a las sesiones de los Comités y Subcomités del Consejo Nacional de Operación, el Superintendente Delegado de Energía y Gas de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, el Director de Energía del Ministerio de Minas y Energía y el Director de la UPME, quienes serán invitados permanentes a las sesiones y podrán delegar su participación en las mismas.
PARÁGRAFO. La participación en las sesiones de los Comités y Subcomités del Consejo Nacional de Operación por parte de los anteriores funcionarios, será con voz pero sin voto y atendiendo a las funciones legales y reglamentarias que se encuentren en cabeza de cada entidad.
(Decreto 2238 de 2009, artículo 2o)
CONSEJO NACIONAL DE TÉCNICOS ELECTRICISTAS CONTE.
FUNCIONES DEL CONSEJO NACIONAL Y DE LOS CONSEJOS SECCIONALES.
ARTÍCULO 2.2.3.5.2.2.1.1. FUNCIONES DEL CONSEJO NACIONAL. Son funciones del Consejo Nacional, además de las establecidas en el artículo 20 de la Ley 51 de 1986, las siguientes:
a) Velar por el cumplimiento de las normas legales y reglamentarias que regulan el ejercicio, de las ingenierías eléctrica, mecánica y profesiones afines;
b) Fijar los valores de los derechos y fijar los procedimientos para la expedición de los certificados de matrículas;
c) Establecer los valores de los reembolsos a los consejos seccionales por concepto de la expedición de los certificados de matrícula;
d) Determinar la creación o supresión de consejos profesionales seccionales de conformidad con lo dispuesto en el artículo 19 de la Ley 51 de 1986;
e) Conocer de las infracciones a las normas éticas, de la cual tenga información; si los hechos materia del proceso disciplinario son constitutivos de delito no querellable, denunciar tal conducta ante las autoridades competentes;
f) <Literal NULO>
g) El Consejo Nacional podrá ampliar el alcance de las actividades a que se refiere la clasificación prevista en el artículo 1o de la Ley 51 de 1986, teniendo en cuenta las características especiales del país;
h) Aprobar su presupuesto y los de los Consejos Seccionales;
i) Organizar su propia Secretaría Ejecutiva.
(Decreto 1873 de 1996, artículo 2o)
ARTÍCULO 2.2.3.5.2.2.1.2. FACULTAD DEL CONSEJO NACIONAL. El Consejo Nacional, según lo previsto en el ordinal d) del artículo 21 de la Ley 51 de 1986, podrá señalar funciones en los consejos seccionales.
(Decreto 1873 de 1996, artículo 3o)
ARTÍCULO 2.2.3.5.2.2.1.3. ADMINISTRACIÓN DE LOS FONDOS RECAUDADOS. Los fondos que se recauden, por concepto de derechos de matrículas y expedición de certificados, serán administrados por la Asociación Colombiana de Ingenieros electricistas, mecánicos, electrónicos y afines, ACIEM, de acuerdo con los procedimientos establecidos por el Consejo Nacional.
(Decreto 1873 de 1996, artículo 4o)
ARTÍCULO 2.2.3.5.2.2.1.4. FUNCIONES DE LOS CONSEJOS SECCIONALES. Son funciones de los consejos seccionales, además de las establecidas en el artículo 21 de la Ley 51 de 1986, las siguientes:
a) <Literal NULO>
b) Expedir los certificados de matrícula de su competencia;
c) Expedir los certificados provisionales que suplen en forma temporal las matrículas profesionales;
d) Organizar sus secretarías ejecutivas de acuerdo con el reglamento dictado por el Consejo Nacional;
e) Denunciar ante las autoridades competentes los hechos materia del proceso disciplinario, que constituyan delitos no querellables;
f) Las demás que le señale la Ley 51 de 1986, los decretos reglamentarios y el Consejo Nacional.
(Decreto 1873 de 1996, artículo 5o)
MATRÍCULAS PROFESIONALES.
ARTÍCULO 2.2.3.5.2.2.2.1. MATRÍCULAS PROFESIONALES. Es el acto administrativo mediante el cual se ordena la inscripción de un ingeniero electricista, mecánico o profesional a fin en el registro de ingenieros del Consejo Nacional, y que confiere a dicho ingeniero el derecho a ejercer su profesión en cualquier lugar del país.
(Decreto 1873 de 1996, artículo 7o)
ARTÍCULO 2.2.3.5.2.2.2.2. CERTIFICADO DE MATRÍCULA. Es el documento que acredita la matrícula profesional de un ingeniero electricista, mecánico o profesional afín.
(Decreto 1873 de 1996, artículo 6o)
ARTÍCULO 2.2.3.5.2.2.2.3. SOLICITUD DE MATRÍCULA. La persona que aspire a obtener la matrícula profesional en cualquiera de las profesiones de la ingeniería contempladas en la Ley 51 de 1986 deberá presentar, ante el Consejo Seccional que escoja, el formulario de solicitud debidamente diligenciado con la acreditación de las calidades y los documentos que se exigen en la Ley 51 de 1986.
El Consejo Nacional elaborará el formulario de solicitud para la obtención de la matrícula profesional, en el que se indicarán la información y los requisitos legales necesarios para la solicitud de la matrícula profesional.
(Decreto 1873 de 1996, artículo 8o)
ARTÍCULO 2.2.3.5.2.2.2.4. DECISIÓN SOBRE LA SOLICITUD DE MATRÍCULA PROFESIONAL. Estudiada la solicitud y la documentación presentada, el Consejo Seccional, mediante resolución motivada, resolverá la petición de matrícula profesional dentro de los quince (15) días siguientes a la fecha de la presentación de la documentación completa.
El Consejo Seccional, podrá ampliar este término hasta por un lapso de treinta (30) días, e informará al interesado el plazo en que adoptará la decisión.
La negativa de la matrícula profesional sólo podrá basarse en la carencia de las condiciones exigidas por la Ley 51 de 1986 para el ejercicio de las ingenierías eléctrica, mecánica y profesiones afines.
(Decreto 1873 de 1996, artículo 9o)
ARTÍCULO 2.2.3.5.2.2.2.5. RECURSOS Y CONSULTA. Contra la decisión sobre la solicitud de matrícula proceden los recursos de reposición y apelación, que se deberán interponer dentro de los cinco (5) días siguientes a la notificación de la decisión.
En todo caso, luego de la expedición de la matrícula profesional, el respectivo Consejo Seccional remitirá toda la actuación y la documentación al Consejo Nacional para la correspondiente confirmación, ya sea por vía de apelación o de consulta.
Recibida una resolución en apelación o consulta por el Consejo Nacional, se resolverá sobre ella en la siguiente reunión ordinaria de este, de acuerdo con las normas previstas para el efecto en el Libro Primero, Parte Primera del Código Contencioso Administrativo.
PARÁGRAFO. El Consejo Seccional, de conformidad con lo previsto en el inciso 3 del artículo 73 del Código Contencioso Administrativo, podrá en cualquier tiempo revocar el acto por el cual se confiere la matrícula profesional con el fin de corregir simples errores aritméticos o de hecho que no incidan en el sentido de la decisión.
(Decreto 1873 de 1996, artículo 10)
ARTÍCULO 2.2.3.5.2.2.2.6. INSCRIPCIÓN Y EXPEDICIÓN DE CERTIFICADOS. Una vez confirmada la matrícula profesional, el Consejo Nacional deberá efectuar la inscripción en el registro de ingenieros y el Consejo Seccional correspondiente expedirá el certificado que acredite la matrícula profesional.
(Decreto 1873 de 1996, artículo 11)
ARTÍCULO 2.2.3.5.2.2.2.7. EJERCICIO PROFESIONAL. Todo ingeniero electricista, mecánico o profesional afín deberá colocar, al pie de su nombre o firma, el número de su matrícula y su especialidad en todas las actuaciones profesionales que ejerza.
(Decreto 1873 de 1996, artículo 12)
ARTÍCULO 2.2.3.5.2.2.2.8. AMPLIACIÓN DE LA MATRÍCULA. La persona que tenga matrícula profesional de ingeniero en cualquiera de las profesiones a que se refiere la Ley 51 de 1986, y culmine estudios posteriores que le confieran título profesional en otra de dichas profesiones, podrá obtener la ampliación de su matrícula de manera que esta abarque el conjunto de títulos adquiridos. En este caso se procederá a sustituir la matrícula anterior por otra en la que consten las adiciones.
(Decreto 1873 de 1996, artículo 13)
ARTÍCULO 2.2.3.5.2.2.2.9. CANCELACIÓN DE LA MATRÍCULA. El Consejo Nacional podrá en todo tiempo, de oficio o a solicitud de cualquier persona, revisar la actuación sobre la matrícula, ordenando su cancelación si se comprueba que se realizó sin el lleno de los requisitos legales, mediante la utilización de información falsa judicialmente declarada o en contravención de las normas previstas en este decreto, de conformidad con el procedimiento señalado en el artículo 74 del Código Contencioso Administrativo.
PARÁGRAFO. Cuando existan graves indicios de la presentación de información falsa para la obtención de la matrícula profesional, el Consejo Nacional denunciará los hechos ante las autoridades competentes.
(Decreto 1873 de 1996, artículo 14)
LICENCIAS ESPECIALES.
ARTÍCULO 2.2.3.5.2.2.3.1. OTORGAMIENTO DE LICENCIAS ESPECIALES. El profesional perteneciente a una de las profesiones de la ingeniería a que se refiere la Ley 51 de 1986, titulado y domiciliado en el exterior, que celebre contrato con una entidad pública o privada para prestar sus servicios en el país por un tiempo determinado, deberá solicitar una licencia especial ante el Consejo Nacional. Para tal efecto deberá diligenciar y presentar el formulario de solicitud correspondiente.
Estas licencias serán expedidas cuando, según concepto del Consejo Nacional, sea conveniente o necesario el concurso de ese personal, particularmente cuando se trate de especialidades que no existan en el país o que existan en grado muy limitado.
(Decreto 1873 de 1996, artículo 15)
ARTÍCULO 2.2.3.5.2.2.3.2. CAPACITACIÓN DE PERSONAL COLOMBIANO. El titular de la licencia especial está obligado a entrenar y capacitar, en su respectiva especialidad, a personal colombiano que esté inscrito en el registro de ingenieros que lleva el Consejo Nacional.
Con el objeto de garantizar el cumplimiento de este requisito, al momento de la solicitud de licencia especial, el interesado deberá otorgar al Consejo Nacional una garantía bancaria o de seguros, expedida por una compañía legalmente constituida en Colombia, hasta por un valor máximo de cien (100) salarios mínimos legales mensuales vigentes.
En el evento de que no se dé cumplimiento a la obligación de entrenar y capacitar a personal colombiano, el Consejo Nacional hará efectiva la garantía otorgada y procederá a la cancelación de la licencia especial.
(Decreto 1873 de 1996, artículo 16)
ARTÍCULO 2.2.3.5.2.2.3.3. PRÓRROGA DE LA LICENCIA ESPECIAL. En caso de requerirse la ampliación de la licencia especial, por no estar terminado el trabajo para cuya realización se expidió y/o no estar capacitado el personal colombiano, el beneficiario de la licencia especial podrá solicitar, por una sola vez, que se prorrogue el término inicial hasta por seis meses más. El Consejo Nacional decidirá, según su criterio, si accede o no a la solicitud de prórroga.
(Decreto 1873 de 1996, artículo 17)
ARTÍCULO 2.2.3.5.2.2.3.4. VALIDEZ DE LA LICENCIA. Terminado el trabajo para el cual se otorgó la licencia especial a un ingeniero, este no podrá dedicarse a ninguna otra labor relacionada con el ejercicio de la ingeniería en el país, salvo que obtenga su matrícula profesional.
(Decreto 1873 de 1996, artículo 18)
DE LA PROFESIÓN DE TÉCNICO ELECTRICISTA.
ARTÍCULO 2.2.3.5.2.2.4.1. EJERCICIO DE LA PROFESIÓN DE TÉCNICO ELECTRICISTA. Entiéndase que constituyen ejercicio a nivel medio de la profesión de técnico electricista de que trata el artículo 1o de la Ley 19 de 1990, las siguientes actividades:
a) La colaboración en el estudio, análisis, control técnico y perfeccionamiento de la fabricación de máquinas eléctricas, equipo eléctrico y accesorios electrónicos;
b) La preparación de: programas de trabajo, presupuestos de cantidades, costos de los materiales y/o mano de obra, relacionados con máquinas eléctricas, equipo eléctrico y accesorios electrónicos para instalaciones eléctricas de producción, distribución y consumo de energía eléctrica;
c) El estudio y análisis para el mantenimiento y reparación de máquinas eléctricas, equipo eléctrico y accesorios electrónicos, y construcción y montaje de instalaciones de producción, distribución y consumo de energía eléctrica, y
d) La vigilancia e instrucción a los auxiliares e instaladores, en la ejecución de pruebas, tomas de lecturas, regulación de instrumentos, anotación de observaciones, aseguramiento de condiciones y normas de seguridad, inspección y comprobación del trabajo terminado de instalaciones eléctricas, máquinas eléctricas, equipo eléctrico y accesorios electrónicos de producción, distribución y consumo de energía eléctrica.
(Decreto 991 de 1991, artículo 1o)
ARTÍCULO 2.2.3.5.2.2.4.2. EJERCICIO COMO AUXILIAR DE LOS INGENIEROS ELECTRICISTAS DE LA PROFESIÓN DE TÉCNICO ELECTRICISTA. Entiéndase que constituye ejercicio como auxiliar de los ingenieros electricistas de la profesión de técnico electricista, de que trata el artículo 1o de la Ley 19 de1990, la realización de actividades y labores relacionadas con el estudio y las aplicaciones de la electricidad que requieren la dirección, coordinación y responsabilidad de ingenieros electricistas.
(Decreto 991 de 1991, artículo 2o)
CLASES DE MATRÍCULA.
ARTÍCULO 2.2.3.5.2.2.5.1. CLASES DE MATRÍCULAS. El Consejo Nacional de Técnicos Electricistas -CONTE- otorgará las matrículas a que se refiere el artículo 3o de la Ley 19 de1990, de conformidad con la siguiente clasificación de actividades:
Clase TE1. Técnico en instalaciones eléctricas interiores: a los técnicos electricistas que lleven a cabo el estudio aplicado al montaje y reparación de circuitos eléctricos de todo tipo de salidas para tomacorrientes, enchufes, salidas para alumbrado, lámparas y luminarias, interruptores, conexiones especiales, tableros de distribución de circuitos, equipos de medida, protección, control, señalización y servicios auxiliares de instalaciones eléctricas.
Clase TE2. Técnico en bobinados eléctricos y accesorios: a los técnicos electricistas que lleven mando de todo tipo de transformadores eléctricos, motores eléctricos, generadores eléctricos equipo de instalaciones eléctricas y accesorios de instrumentación electrónica industrial.
Clase TE3. Técnico en mantenimiento eléctrico: A los técnicos electricistas que lleven a cabo el estudio aplicado a la operación y mantenimiento de instalaciones eléctricas y accesorios electrónicos industriales, relacionados con la instrumentación, accionamientos y control de máquinas, equipos y aparatos mecánicos, hidráulicos o neumáticos.
Clase TE4. Técnico en electricidad industrial: A los técnicos electricistas que lleven a cabo el estudio aplicado a la fabricación, construcción y montaje de: transformadores eléctricos, motores eléctricos, generadores eléctricos, baterías, equipo eléctrico y accesorios electrónicos de medida, protección, maniobra, control automático, interrupción, señalización, variación de velocidad, compensación reactiva, dispositivos relevadores;así también para subestaciones capsuladas, armarios de contadores, tableros de protección y distribución de circuitos eléctricos, celdas de alta y baja tensión, centros de control de motores eléctricos, tableros de mando eléctrico, señalización, cofres y controles eléctricos especiales.
Clase TE5. Técnico en redes eléctricas: A los técnicos electricistas que lleven a cabo el estudio aplicado a la construcción, montaje, conexión, maniobra y mantenimiento de redes eléctricas aéreas y subterráneas, subestaciones eléctricas de distribución y los equipos de protección, medida, control eléctrico y accesorios electrónicos asociados;así como equipos eléctricos y accesorios electrónicos de pequeñas centrales eléctricas.
Clase TE6. Técnico en instalaciones eléctricas especiales: A los técnicos electricistas que lleven a cabo el estudio aplicado al montaje, conexión, mantenimiento y reparación de equipos eléctricos para instalaciones especiales, tales como electrodomésticos, parque automotor, aeronaves, embarcaciones, telecomunicaciones, telefonía, circuitos cerrados de televisión, alarmas, antenas, centros de cómputo, etc.
Clase AUX. Auxiliar de ingenieros electricistas: A las personas que lleven a cabo la realización de actividades y labores relacionadas con el estudio y las aplicaciones de la electricidad para cuyo ejercicio requieren la dirección, coordinación y responsabilidad de ingenieros electricistas.
PARÁGRAFO. Al expedirse la matrícula correspondiente, deberá especificarse en la misma la especialidad o especialidades para las que se otorga.
(Decreto 991 de 1991, artículo 3o)
ARTÍCULO 2.2.3.5.2.2.5.2. SUSTITUCIÓN DE MATRÍCULAS POR RECLASIFICACIÓN. Las personas que obtengan su matrícula profesional, en cualesquiera de las clasificaciones que se refiere el artículo 2.2.3.5.2.2.5.1. de este Decreto y que adelanten estudios posteriores que les confieran títulos de otras especialidades o demuestren haberlos hecho con anterioridad, podrán obtener la ampliación de su matrícula, de manera que esta abarque todo el conjunto de títulos adquiridos. En este caso se procederá a sustituir el documento de la matrícula anterior por uno nuevo en que consten todos los títulos.
(Decreto 991 de 1991, artículo 4o)
CONSEJO NACIONAL Y COMITÉS SECCIONALES DE TÉCNICOS ELECTRICISTAS.
ARTÍCULO 2.2.3.5.2.2.6.1. DEL REPRESENTANTE DE LAS ESCUELAS E INSTITUTOS TÉCNICOS DE ELECTRICIDAD. El representante de las escuelas e institutos técnicos de electricidad al consejo nacional de técnicos electricistas, a que se refiere el artículo 5o de la Ley 19 de 1990, será seleccionado por el Ministerio de Educación Nacional de la terna presentada por los mencionados centros educativos que funcionen en el país debidamente aprobados por el Gobierno Nacional, dentro de los tres (3) meses anteriores al vencimiento del período de quien este ejerciendo el cargo.
PARÁGRAFO. Transcurrido el término a que se refiere el presente artículo sin que se haya presentado la terna correspondiente, el Ministerio de Educación Nacional procederá a elegir el representante respectivo.
(Decreto 991 de 1991, artículo 9o)
ARTÍCULO 2.2.3.5.2.2.6.2. DE LOS COMITÉS SECCIONALES. El consejo nacional de técnicos electricistas, teniendo en cuenta las necesidades regionales del país, organizará los comités seccionales de técnicos electricistas cuyas sedes serán las capitales de departamento, y estarán integrados por:
a) Un (1) representante del gobierno seccional;
b) Un (1) representante de las escuelas o institutos técnicos de electricidad debidamente aprobados por el Gobierno, y
c) Dos (2) técnicos electricistas, profesionales y matriculados, nombrados por la Federación Nacional de Técnicos Electricistas -Fenaltec-.
PARÁGRAFO. En aquellos departamentos en donde no funcione universidad, escuela o instituto autorizado por el Gobierno para otorgar títulos en electricidad, el representante respectivo será seleccionado por el consejo nacional de técnicos electricistas entre los establecimientos educativos que impartan instrucción en áreas técnicas.
(Decreto 991 de 1991, artículo 10)
ARTÍCULO 2.2.3.5.2.2.6.3. PERIODO DE LOS MIEMBROS. El período de los miembros del consejo nacional y de los comités seccionales de técnicos electricistas será dedos (2) años, sus cargos serán ejercidos sin remuneración y podrán ser reelegidos por una sola vez para el período siguiente.
(Decreto 991 de 1991, artículo 11)
ARTÍCULO 2.2.3.5.2.2.6.4. FUNCIONES DE LOS COMITÉS SECCIONALES. Los comités seccionales de técnicos electricistas ejercerán dentro de su territorio, las mismas funciones del consejo nacional de técnicos electricistas.
(Decreto 991 de 1991, artículo 12)
ARTÍCULO 2.2.3.5.2.2.6.5. FUNCIONES CONSEJO NACIONAL DE TÉCNICOS ELECTRICISTAS. Para el desarrollo de las funciones públicas asignadas al Consejo Nacional de Técnicos Electricistas - CONTE por el artículo 4o de la Ley 19 de 1990, modificado por el artículo 35 de la Ley 1264 de 2008, este deberá:
1. Estudiar, tramitar y expedir las matrículas profesionales de los técnicos electricistas.
2. El Consejo Nacional de Técnicos Electricistas publicará y mantendrá actualizada en la página web listado completo de las personas que hayan obtenido la matrícula profesional correspondiente y se encuentren habilitadas para el ejercicio de la profesión con el fin de que sea distribuido y conocido ampliamente a los usuarios. En todo caso, dicho listado se mantendrá actualizado para su consulta pública, con la constancia de la vigencia de cada registro y estar disponible a través de medios de comunicación electrónicos.
3. Llevar el registro de los técnicos electricistas matriculados.
4. Adelantar las investigaciones y aplicar las sanciones a que haya lugar por quejas contra los técnicos electricistas por violaciones al Código de Ética.
5. Velar porque se cumplan en el territorio nacional las disposiciones sobre el ejercicio de la profesión de técnico electricista y denunciar ante las autoridades competentes las violaciones que se presenten.
6. Colaborar con las instituciones educativas para el estudio, evaluación y establecimiento de requisitos académicos y programas de estudio con el propósito de elevar el nivel académico de los técnicos electricistas.
7. Fomentar la capacitación y actualización tecnológica de los técnicos electricistas
(Decreto 991 de 1991, artículo 13)
PERSONAL EXTRANJERO O DOMICILIADO EN EL EXTERIOR.
ARTÍCULO 2.2.3.5.2.2.7.1. DE LA LICENCIA ESPECIAL. Los extranjeros o colombianos domiciliados en el exterior que hayan obtenido título en país distinto a Colombia en cualesquiera de las actividades clasificadas en el artículo 2.2.3.5.2.2.5.1 de este Decreto deberán, para prestar sus servicios profesionales por tiempo definido o período fijo mayor de seis (6) meses y menor de dos (2) años, formular a través de su empleador la solicitud de prescindencia de la matrícula y de expedición de Licencia Especial para ejercer en el país al Consejo Nacional de Técnicos Electricistas, el cual, dentro de los ocho (8) días siguientes al recibo de la documentación, la estudiará y remitirá al Ministerio de Minas y Energía.
PARÁGRAFO. A la solicitud a que se refiere el presente artículo, deberá anexarse:
a) Fotocopia de los respectivos títulos, debidamente autenticados por el Cónsul colombiano y con traducción oficial;
b) Información sobre las actividades que va realizar en el país.
(Decreto 991 de 1991, artículo 14)
ARTÍCULO 2.2.3.5.2.2.7.2. HOMOLOGACIÓN DE TÍTULOS OBTENIDOS EN EL EXTRANJERO. Para la prestación de servicios por períodos superiores a dos (2) años, las personas señaladas en el artículo anterior deberán obtener previamente la homologación del título por parte del Ministerio de Educación Nacional o el Instituto Colombiano para el fomento de la Educación Superior ICFES y la matrícula para ejercer la profesión de Técnico Electricista les será expedida por el Ministerio de Minas y Energía con sujeción a lo establecido por el artículo 5o del presente decreto.
(Decreto 991 de 1991, artículo 15)
ARTÍCULO 2.2.3.5.2.2.7.3. DE LA NO EXIGENCIA DE MATRÍCULA. La prestación de los servicios profesionales por términos menores de seis (6) meses, no requiere el trámite de Licencia Especial.
(Decreto 991 de 1991, artículo 16)
ARTÍCULO 2.2.3.5.2.2.7.4. NOMBRAMIENTO EN CARGOS PÚBLICOS. A partir de la vigencia del presente decreto la Nación, los departamentos y los municipios, así como sus entidades descentralizadas, determinarán cuáles son los cargos que requieren ser ejercidos por Técnicos Electricistas y, para tomar posesión de los mismos, deberá presentarse la correspondiente matrícula de Técnico Electricista.
(Decreto 991 de 1991, artículo 17)
ARTÍCULO 2.2.3.5.2.2.7.5. INSCRIPCIÓN EN ENTIDADES PÚBLICAS. Los Técnicos Electricistas con matrícula vigente, podrán inscribirse como tales ante la Nación, los departamentos y los municipios, así como sus entidades descentralizadas, para ejecutar obras eléctricas que correspondan a las actividades determinadas en la respectiva matrícula profesional.
(Decreto 991 de 1991, artículo 18)
(Decreto 991 de 1991, artículo 19)
ARTÍCULO 2.2.3.5.2.2.7.7. En los contratos que se celebren con técnicos electricistas como resultado de las licitaciones se impondrá la obligación de encomendar la dirección y ejecución de los trabajos de obras eléctricas a técnicos electricistas que posean matrícula en la especialidad requerida. el incumplimiento de esta obligación por parte de los técnicos electricistas contratistas será establecido como causal de caducidad administrativa.
(Decreto 991 de 1991, artículo 20)
ARTÍCULO 2.2.3.5.2.2.7.8. OBJECIÓN DE TRABAJOS POR PARTE DE LAS ELECTRIFICADORAS. Las electrificadoras podrán objetar los trabajos realizados por los Técnicos Electricistas si estos no cumplen con cualesquiera de los requisitos establecidos en los Reglamentos de Instalaciones o Servicio de las empresas.
Si el Técnico Electricista no realiza las correcciones a las objeciones indicadas por la electrificadora, esta podrá solicitar al Consejo Nacional de Técnicos Electricistas la imposición de las sanciones a que haya lugar y oficiará al Consejo Nacional de Técnicos Electricistas para que se proceda de conformidad con lo establecido en el Código de Ética Profesional.
(Decreto 991 de 1991, artículo 22)
ARTÍCULO 2.2.3.5.2.2.7.9. EJERCICIO ILEGAL DE LA PROFESIÓN. No podrán ejercer la profesión de Técnico Electricista, quienes no posean la correspondiente matrícula expedida en la forma establecida en el presente decreto.
PARÁGRAFO. Se exceptúan de lo establecido en el presente artículo los Ingenieros Electricistas.
(Decreto 991 de 1991, artículo 23)
ARTÍCULO 2.2.3.5.2.2.7.10. DISPOSICIONES VARIAS. Los recursos para atender los gastos que requieran el Consejo Nacional y los Comités Seccionales de Técnicos Electricistas para el cumplimiento de las disposiciones del presente decreto se obtendrán de los fondos que se recauden por concepto de donaciones, aportes y otros recursos que provengan del desarrollo de sus funciones.
(Decreto 991 de 1991, artículo 24)
ASPECTOS GENERALES DEL SERVICIO PÚBLICO DE ENERGÍA.
DEL ALUMBRADO PÚBLICO.
ARTÍCULO 2.2.3.6.1.1. CAMPO DE APLICACIÓN. <Artículo modificado por el artículo 3 del Decreto 943 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> Esta sección aplica al servicio de alumbrado público y a las actividades asociadas a la prestación de este servicio.
ARTÍCULO 2.2.3.6.1.2. PRESTACIÓN DEL SERVICIO. <Artículo modificado por el artículo 4 del Decreto 943 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> Los municipios o distritos son los responsables de la prestación del servicio de alumbrado público, el cual podrán prestar de manera directa, o a través de empresas de servicios públicos domiciliarios u otros prestadores del servicio de alumbrado público que demuestren idoneidad en la prestación del mismo, con el fin de lograr un gasto financiero y energético responsable.
De conformidad con lo anterior, los municipios o distritos deberán garantizar la continuidad y calidad en la prestación del servicio de alumbrado público, así como los niveles adecuados de cobertura.
PARÁGRAFO 1. La modernización, expansión y reposición del sistema de alumbrado público debe buscar la optimización de los costos anuales de inversión, suministro de energía y los gastos de administración, operación, mantenimiento e interventoría, así como la incorporación de desarrollos tecnológicos. Las mayores eficiencias logradas en la prestación del servicio que se generen por la reposición, mejora, o modernización del sistema, deberán reflejarse en el estudio técnico de referencia.
PARÁGRAFO 2. Los municipios o distritos tendrán la obligación de incluir en rubros presupuéstales y cuentas contables, independientes, los costos de la prestación del servicio de alumbrado público y los ingresos obtenidos por el impuesto de alumbrado público, por la sobretasa al impuesto predial en caso de que se establezca como mecanismo de financiación de la prestación del servicio de alumbrado público, y/o por otras fuentes de financiación. Cuando el servicio sea prestado por agentes diferentes a municipios o distritos, estos agentes tendrán la obligación de reportar al ente territorial la información para dar cumplimiento a este parágrafo.
ARTÍCULO 2.2.3.6.1.3. ESTUDIO TÉCNICO DE REFERENCIA. <Artículo subrogado por el artículo 5 del Decreto 943 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> De conformidad con lo dispuesto en el artículo 351 de la Ley 1819 de 2016, los municipios y distritos deberán realizar, dentro de un plazo razonable, un estudio técnico de referencia de determinación de costos estimados de prestación en cada actividad del servicio de alumbrado público, que deberá mantenerse público en la página web del ente territorial y contendrá como mínimo lo siguiente:
a) Estado actual de la prestación del servicio en materia de infraestructura, cobertura, calidad y eficiencia energética. Este incluirá el inventario de luminarias y demás activos de uso exclusivo del alumbrado público y los indicadores que miden los niveles de calidad, cobertura y eficiencia energética del servicio de alumbrado público, establecidos de acuerdo a lo dispuesto en el artículo 2.2.3.6.1.11 del presente decreto.
b) Definición de las expansiones del servicio, armonizadas con el Plan de Ordenamiento Territorial y con los planes de expansión de otros servicios públicos, cumpliendo con las normas del Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas (RETIE), así como del Reglamento Técnico de Iluminación y Alumbrado Público (RETILAP), al igual que todas aquellas disposiciones técnicas que expida sobre la materia el Ministerio de Minas y Energía.
c) Costos desagregados de prestación para las diferentes actividades del servicio de alumbrado público, incluido el pago por uso de activos de terceros para este servicio, conforme con la metodología para la determinación de los costos por la prestación del servicio de alumbrado público en los términos del artículo 2.2.3.6.1.8 del presente decreto.
d) Determinación clara del periodo máximo en el que el Estudio Técnico de Referencia será sometido a revisión, ajuste, modificación o sustitución atendiendo las condiciones particulares de cada territorio, sin que este periodo supere cuatro (4) años.
ARTÍCULO 2.2.3.6.1.4. RÉGIMEN DE CONTRATACIÓN PARA LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE ALUMBRADO PÚBLICO A TRAVÉS DE TERCEROS. <Artículo modificado por el artículo 6 del Decreto 943 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> Los contratos relacionados con la prestación del servicio de alumbrado público que suscriban los municipios o distritos con los prestadores del mismo, se regirán por las disposiciones contenidas en el Estatuto General de Contratación de la Administración Pública y demás normas que lo modifiquen, adicionen o complementen, incluyendo los instrumentos de vinculación de que trata la Ley 1508 de 2012 o la disposición que la modifique, complemente o sustituya.
ARTÍCULO 2.2.3.6.1.5. CONTRATOS DE SUMINISTRO DE ENERGÍA. <Artículo modificado por el artículo 7 del Decreto 943 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> Los contratos para el suministro de energía eléctrica con destino al servicio de alumbrado público se regirán por las disposiciones de las leyes 142 y 143 de 1994, y la regulación expedida por la Comisión de Regulación de Energía y Gas.
Adicionalmente, el contratante velará por que el proceso contractual y la suscripción del documento respectivo se realicen con la suficiente antelación y en la cantidad de energía necesaria, con el objetivo de evitar sobrecostos en la prestación del servicio de alumbrado público y brindar estabilidad frente a la volatilidad del costo de la energía eléctrica.
ARTÍCULO 2.2.3.6.1.6. PERIODO DE TRANSICIÓN. <Artículo subrogado por el artículo 8 del Decreto 943 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> Los contratos para la prestación del servicio de alumbrado público de que trata el artículo 2.2.3.6.1.4 del presente decreto suscritos antes de la entrada en vigencia del mismo, continuarán sujetos a las disposiciones aplicables a la fecha de su suscripción. No obstante, las prórrogas o adiciones de dichos contratos que se pacten posteriormente, se regirán por lo establecido en este decreto.
ARTÍCULO 2.2.3.6.1.7. CRITERIOS TÉCNICOS PARA LA DETERMINACIÓN DEL IMPUESTO DE ALUMBRADO PÚBLICO. <Artículo subrogado por el artículo 9 del Decreto 943 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> Los municipios y distritos que adopten el impuesto de alumbrado público, a través de los concejos municipales y distritales, aplicarán al menos los siguientes criterios técnicos para la determinación del impuesto de alumbrado público, de acuerdo con lo establecido en el parágrafo 2 del artículo 349 de la Ley 1819 de 2016, con el fin de evitar abusos en su cobro. El acuerdo municipal que adopte dicho impuesto, será publicado o divulgado según lo establecido en el artículo 65 de la Ley 1437 de 2011:
1. Costos totales y por actividad: Se calcularán los costos en los que se incurrirá para realizar todas y cada una de las actividades de la prestación del servicio de alumbrado público según lo establecido en el estudio técnico de referencia.
Adicionalmente, como criterio de evaluación del costo de energía, se obtendrá un histórico de precios de energía eléctrica para la demanda regulada y no regulada del país durante los tres años anteriores a la determinación del valor del impuesto, que podrá ser consultado en el portal del Operador del Sistema Interconectado - XM, el cual se comparará con el costo de energía proyectado en el estudio técnico de referencia.
Cuando las entidades territoriales complementen la destinación del impuesto con actividades como la iluminación ornamental y navideña en los espacios públicos, se incluirán en los cálculos los costos asociados a estas actividades.
2. Clasificación de los usuarios del servicio de alumbrado público: La clasificación de los usuarios del servicio de alumbrado público, al ser una actividad inherente del servicio de energía eléctrica, se realizará de acuerdo con: i) El tipo de usuario (residencial, industrial, comercial, oficial, u otros); ii) el estrato socioeconómico; iii) su ubicación geográfica (urbano o rural); iv) la tarifa del servicio de energía eléctrica aplicable a cada tipo de usuario; y v) Valor del impuesto predial, en el caso de predios que no sean usuarios del servicio domiciliario de energía eléctrica.
3. Consumo del servicio de energía eléctrica domiciliario: Se considerará el consumo del servicio de energía eléctrica individual y por sectores. Para lo anterior se obtendrá el consumo de energía eléctrica promedio mensual de los últimos tres años por cada tipo de usuario, información que podrá ser consultada en el Sistema Único de Información (SUI) administrado por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios o directamente solicitada al Comercializador de Energía, según la clasificación del numeral anterior, y el porcentaje que este consumo representa del consumo total domiciliario del municipio o distrito.
4. Consumo de energía eléctrica del sistema de alumbrado público: Se obtendrá el consumo de energía promedio mensual de los últimos tres años del sistema de alumbrado público del municipio o distrito, información que podrá ser consultada con el Comercializador de Energía respectivo, con el fin de establecer el tipo de usuario (regulado o no regulado), que servirá como insumo para la contratación del suministro de energía eléctrica para la prestación del servicio de alumbrado público.
5. Nivel de cobertura, calidad y eficiencia energética del servicio de alumbrado público: Para la determinación del impuesto de alumbrado público, los concejos municipales y distritales considerarán el establecimiento de metas para los índices de cobertura, calidad y eficiencia del servicio de alumbrado público, de acuerdo con la reglamentación técnica vigente y lo dispuesto en el artículo 2.2.3.6.1.11 del presente decreto.
ARTÍCULO 2.2.3.6.1.8 METODOLOGÍA PARA LA DETERMINACIÓN DE LOS COSTOS POR LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE ALUMBRADO PÚBLICO. <Artículo modificado por el artículo 10 del Decreto 943 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> En aplicación de lo dispuesto en el artículo 351 de la Ley 1819 de 2016, para la determinación del valor del impuesto a recaudar, los municipios y distritos deberán considerar como criterio de referencia el valor total de los costos estimados de prestación en cada componente de servicio. Los Municipios y Distritos deberán realizar un estudio técnico de referencia de determinación de costos de la prestación del servicio de alumbrado público, de conformidad con la metodología para la determinación de costos que establezca el Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que delegue dicho Ministerio, pudiendo recaer dicha delegación en la Comisión de Regulación de Energía y Gas.
La determinación de los costos por la prestación del servicio de alumbrado público deberá tener en cuenta, entre otros, los siguientes aspectos:
1. Los costos totales y discriminados por unidades constructivas asociados a la inversión, modernización, expansión y reposición del Sistema de Alumbrado Público. Se incluirá la inversión de activos de terceros para el servicio de alumbrado público, excluyendo aquellos que sean entregados en forma gratuita o sean remunerados mediante otro mecanismo.
2. Los costos de referencia asociados a la administración, operación, mantenimiento y desarrollo tecnológico del Sistema de Alumbrado Público, para lo cual se deberán tener en cuenta las diferentes tecnologías en fuentes luminosas y luminarias, así como las condiciones en las cuales opera el sistema (ambientales, geográficas, climatológicas, entre otras). Se incluirá el pago por uso de activos de terceros para el servicio de alumbrado público, excluyendo aquellos que sean remunerados mediante otro mecanismo.
3. Los costos de las interventorías de los contratos para la prestación del servicio de alumbrado público.
4. Los costos de la actividad de suministro de energía.
5. Los costos asociados a la gestión ambiental de los residuos del alumbrado público derivados de la aplicación del plan de manejo ambiental de disposición y/o reciclaje de dicho residuos con el que cuente cada ente territorial en concordancia con la Ley 1672 de 2013.
PARÁGRAFO. Mientras el Ministerio de Minas y Energía o la entidad que para estos efectos sea delegada, no establezca la metodología para la determinación de los costos por la prestación del servicio de alumbrado público, se seguirá aplicando la metodología establecida en la Resolución CREG 123 de 2011 y todas aquellas Resoluciones que la modifiquen, adicionen o complementen que para los efectos se entienden vigentes.
ARTÍCULO 2.2.3.6.1.9. CRITERIOS PARA DETERMINAR LA METODOLOGÍA. <Artículo modificado por el artículo 11 del Decreto 943 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> De conformidad con lo establecido en el artículo 44 de la Ley 143 de 1994, el Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este delegue, aplicará los criterios allí dispuestos para definir la metodología a que se hace referencia en el artículo anterior.
ARTÍCULO 2.2.3.6.1.10. CONTROL, INSPECCIÓN Y VIGILANCIA EN LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE ALUMBRADO PÚBLICO. <Artículo modificado por el artículo 12 del Decreto 943 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> La prestación del servicio de alumbrado público estará sujeta al control, inspección y vigilancia de las siguientes entidades:
1. Control Técnico: El Sistema de Alumbrado público deberá cumplir con lo establecido en los reglamentos técnicos que expida el Ministerio de Minas y Energía. El control de los aspectos técnicos relacionados con la prestación del servicio, será ejercido por parte de las interventorías, en los términos del inciso 3 del artículo 83 de la Ley 1474 de 2001 Las interventorías elaborarán informes periódicos, haciendo especial énfasis en los aspectos técnicos, ambientales y económicos.
2. Control Social: Para efectos de ejercer el control social establecido en el artículo 62 de la Ley 142 de 1994 los contribuyentes y usuarios del servicio de alumbrado público podrán solicitar información a los prestadores del mismo, a la Contraloría respectiva en el ámbito territorial y a la interventoría. Los municipios o distritos definirán la instancia de control ante la cual se interpongan y tramiten las peticiones, quejas y reclamos de los contribuyentes y usuarios por la prestación del servicio de alumbrado público, los cuales serán registrados y tramitados de forma independiente
3. Control Fiscal: El control fiscal de que trata la Ley 42 de 1993, será ejercido por las contralorías departamentales, distritales y/o municipales, según corresponda la competencia del sujeto de control, respecto del manejo contractual con los prestadores del servicio de alumbrado público y sus interventores, así como al recaudo y uso del impuesto.
ARTÍCULO 2.2.3.6.1.11. FUNCIONES DEL MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA. En cumplimiento de lo dispuesto en los artículos 67 de la Ley 142 de 1994 y 5o del Decreto 381 de 2012, corresponderá al Ministerio de Minas y Energía, ejercer en relación con el servicio de alumbrado público, las siguientes funciones:
1. <Numeral modificado por el artículo 13 del Decreto 943 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> Expedir los reglamentos técnicos que fijen los requisitos mínimos que deben cumplir los diseños, la instalación y los equipos que se utilicen en la prestación del servicio de alumbrado público, y establecer los indicadores de eficiencia energética, calidad y cobertura, aplicables al servicio de alumbrado público.
2. Recolectar y divulgar directamente o en colaboración con otras entidades públicas y privadas, información sobre nuevas tecnologías y sistemas de medición aplicables al servicio de alumbrado público.
3. Expedir la reglamentación correspondiente al ejercicio de la interventoría en Los contratos de prestación del servicio de alumbrado público.
(Decreto 2424 de 2006, artículo 13).
DEL USO RACIONAL Y EFICIENTE DE LA ENERGÍA.
ARTÍCULO 2.2.3.6.2.1. OBJETIVO. El objetivo de la presente Sección es reglamentar el uso racional y eficiente de la energía, de tal manera que se tenga la mayor eficiencia energética para asegurar el abastecimiento energético pleno y oportuno, la competitividad del mercado energético colombiano, la protección al consumidor y la promoción de fuentes no convencionales de energía, dentro del marco del desarrollo sostenible y respetando la normatividad vigente sobre medio ambiente y los recursos naturales renovables.
(Decreto 3683 de 2003, artículo 1o)
ARTÍCULO 2.2.3.6.2.2. CAMPO DE APLICACIÓN. El presente decreto se aplica a toda la cadena de energéticos convencionales y no convencionales del territorio nacional.
(Decreto 3683 de 2003, artículo 3o)
ESTRUCTURA INSTITUCIONAL.
ARTÍCULO 2.2.3.6.2.2.1.1. GESTIÓN DEL MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA. El Ministerio de Minas y Energía, formulará los lineamientos de las políticas y diseñará los instrumentos para el fomento y la promoción de las fuentes no convencionales de energía, con prelación en las zonas no interconectadas; así como la ejecución de proyectos en Eficiencia Energética en Colombia; para lo cual realizará las gestiones necesarias para definir estrategias comunes con otras entidades de la Rama Ejecutiva que desarrollen funciones relacionadas con el tema de Uso Racional de Energía, con el objetivo de organizar y fortalecer el esquema institucional más adecuado para el cumplimiento de dicha gestión.
(Decreto 3683 de 2003, artículo 4o)
ARTÍCULO 2.2.3.6.2.2.1.2. COMISIÓN INTERSECTORIAL. Créase la Comisión Intersectorial para el Uso Racional y Eficiente de la Energía y Fuentes No Convencionales de Energía, CIURE, con el fin de asesorar y apoyar al Ministerio de Minas y Energía en la coordinación de políticas sobre uso racional y eficiente de la energía y demás formas de energía no convencionales en el sistema interconectado nacional y en las zonas no interconectadas.
PARÁGRAFO. La Comisión Intersectorial será presidida por el Ministro de Minas y Energía o su delegado.
(Decreto 3683 de 2003, artículo 5o)
ARTÍCULO 2.2.3.6.2.2.1.3. INTEGRACIÓN. La Comisión Intersectorial estará integrada por los siguientes miembros permanentes:
a) El Ministro de Minas y Energía o su Delegado.
b) El Ministro de Comercio, Industria y Turismo o su Delegado.
c) El Ministro de Ambiente y Desarrollo Sostenible o su Delegado.
d) El Director General del Departamento Nacional de Planeación.
e) El Director Ejecutivo de la Comisión de Regulación de Energía Eléctrica y Gas, CREG.
f) El Director del Instituto Colombiano para el Desarrollo de la Ciencia y la Tecnología Francisco José de Caldas, Colciencias.
g) El Director del Instituto de Promoción y Planificación de Soluciones Energéticas para las Zonas No Interconectadas, IPSE.
(Decreto 3683 de 2003, artículo 6o, modificado por el Decreto 2688 de 2008 artículo 1o)
ARTÍCULO 2.2.3.6.2.2.1.4. SECRETARÍA TÉCNICA. La Comisión Intersectorial contará con una Secretaría Técnica que será ejercida por la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, y tendrá a su cargo la coordinación de las sesiones y los grupos de trabajo, la preparación de documentos y la elaboración de las actas respectivas.
(Decreto 3683 de 2003, artículo 7o)
ARTÍCULO 2.2.3.6.2.2.1.5. OBJETO. La Comisión Intersectorial se constituye como una instancia de asesoría, consulta y apoyo del Ministerio de Minas y Energía, en el desarrollo de las siguientes funciones:
a) Coordinar las políticas del Uso Racional y Eficiente de Energía y Fuentes no Convencionales de Energía que diseñen cada una de las entidades, en el ámbito de su competencia;
b) Impartir orientación superior a las entidades de la rama ejecutiva del poder público, que desarrollen funciones relacionadas con el Uso Racional y Eficiente de Energía y las Fuentes No Convencionales de Energía;
c) Impulsar los programas y proyectos sobre Uso Racional y Eficiente de Energía, Cogeneración y Fuentes No Convencionales de Energía;
d) Impartir lineamientos específicos para el diseño, implementación y seguimiento del Programa de Uso Racional y Eficiente de Energía y demás Formas de Energía No Convencionales, PROURE;
e) Efectuar el seguimiento de las metas, y variables energéticas y económicas que permitan medir el avance en la implementación del Programa de Uso Racional y Eficiente de Energía y demás Formas de Energía No Convencionales, PROURE;
f) Coordinar la consecución de recursos nacionales o internacionales para desarrollar los programas y proyectos sobre Uso Racional y Eficiente de Energía y Fuentes No Convencionales de Energía, así como definir las estrategias que permitan la identificación de nuevas fuentes y/o la consolidación de las existentes;
g) Estudiar, recomendar, hacer seguimiento y coordinar con las entidades competentes el otorgamiento de estímulos relacionados con el Uso Racional y Eficiente de Energía y Fuentes No Convencionales de Energía;
h) Apoyar el desarrollo de programas de eficiencia energética para el transporte de pasajeros en los centros urbanos y para el transporte de carga;
i) Seleccionar a las personas naturales o jurídicas que deban ser galardonadas con la Orden al Mérito URE;
j) La Comisión Intersectorial, además asesorará al Gobierno para la toma de decisiones estratégicas en el contexto de los objetivos de la ley y en condiciones de crisis del sector energético.
PARÁGRAFO. La Comisión de que trata el presente artículo, deberá adoptar su propio reglamento de funcionamiento.
(Decreto 3683 de 2003, artículo 9o)
ARTÍCULO 2.2.3.6.2.2.1.6. SESIONES. La Comisión Intersectorial se reunirá ordinariamente una (1) vez cada trimestre.
La Comisión podrá deliberar cuando se encuentren presentes por lo menos tres de sus miembros y decidirá con el voto favorable de la mitad más uno de los votos presentes.
(Decreto 3683 de 2003, artículo 10)
MECANISMO INSTITUCIONAL DE PROMOCIÓN.
ARTÍCULO 2.2.3.6.3.2.2.1. LINEAMIENTOS GENERALES DEL PROGRAMA DE USO RACIONAL Y EFICIENTE DE ENERGÍA Y DEMÁS FORMAS DE ENERGÍA NO CONVENCIONALES, PROURE. Para el diseño del Programa de Uso Racional y Eficiente de Energía y demás Formas de Energía No Convencionales, PROURE, el Ministerio de Minas y Energía tendrá en cuenta aspectos sociales, ambientales, culturales, informativos, financieros y técnicos, a fin de crear las condiciones del Uso Racional y Eficiente de Energía y Fuentes No Convencionales de Energía, según los siguientes criterios:
a) Fomentar la utilización de fuentes energéticas convencionales y no convencionales con criterios de uso racional y eficiente, incluso a través de sistemas de cogeneración;
b) Tener en cuenta que el Programa de Uso Racional y Eficiente de Energía y demás Formas de Energía No Convencionales, PROURE, es un elemento contributivo a la competitividad de la economía colombiana;
c) Fomentar una cultura nacional de Uso Racional y Eficiente de la Energía y Uso de Fuentes No Convencionales de Energía;
d) Generar beneficios reales y una adecuada protección a los consumidores y usuarios;
e) Fomentar la modernización e incorporación de tecnologías y procesos eficientes en la cadena de suministro y uso de los energéticos;
f) Fomentar el uso de energéticos eficientes, económicos y de bajo impacto ambiental.
PARÁGRAFO. Para el diseño del Programa de Uso Racional y Eficiente de Energía y demás Formas de Energía No Convencionales, PROURE, el Ministerio de Minas y Energía podrá contar con la participación de los distintos agentes, públicos y privados de cada una de las cadenas energéticas.
(Decreto 3683 de 2003, artículo 11)
ARTÍCULO 2.2.3.6.3.2.2.2. ALCANCE DE LA PROMOCIÓN. El alcance de la promoción del Programa de Uso Racional y Eficiente de Energía y demás Formas de Energía No Convencionales, PROURE, se orientará al desarrollo de las siguientes actividades:
a) Celebrar convenios administrativos con otras entidades que se relacionen con el tema;
b) Convocar a los gremios, universidades, organismos no gubernamentales, y centros de desarrollo tecnológico con el fin de lograr acuerdos para la ejecución de programas del Programa de Uso Racional y Eficiente de Energía y demás Formas de Energía No Convencionales, PROURE;
c) Crear las condiciones para que se desarrollen los convenios y programas PROURE y en general el mercado URE en Colombia;
d) Propender por la utilización del gas natural en el sector residencial, industrial, comercial y vehicular, de manera que se dé cumplimiento a unas metas de demanda, que establecerá el Programa de Uso Racional y Eficiente de Energía y demás Formas de Energía No Convencionales, PROURE, para ser logradas en forma gradual;
e) Impulsar estrategias que permitan la prestación de servicios energéticos por parte de las empresas de servicios públicos y el surgimiento de empresas de servicios energéticos;
f) Promover esquemas sostenibles que permitan el surgimiento y fortalecimiento de entidades ejecutoras de proyectos de Uso Racional y Eficiente de Energía;
g) Promover la constitución de fondos voluntarios y celebrar acuerdos de la misma naturaleza con la industria, las empresas de servicios públicos, los gremios, las entidades de cooperación internacional y otras para el desarrollo de programas y actividades de apoyo al cumplimiento de los objetivos de la ley;
h) Las demás necesarias para el logro de la promoción del Programa de Uso Racional y Eficiente de Energía y demás Formas de Energía No Convencionales, PROURE.
PARÁGRAFO 1o. El Ministerio de Minas y Energía diseñará un programa acompañado de proyectos piloto para la promoción de fuentes renovables en las Zonas No Interconectadas, ZNI, para ser presentado ante el Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas No Interconectadas, FAZNI. Dichos programas serán prioridad de acuerdo con lo establecido en la Ley 697 de 2001 y harán parte del Programa de Uso Racional y Eficiente de Energía y demás Formas de Energía No Convencionales, PROURE.
PARÁGRAFO 2o. Colciencias presentará al Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas No Interconectadas, FAZNI, planes programas y proyectos para la investigación y desarrollo tecnológico de fuentes renovables en las Zonas No Interconectadas, ZNI. Dichos programas serán prioridad de acuerdo con lo establecido en la Ley 697 de 2001 y harán parte del Programa de Uso Racional y Eficiente de Energía y demás Formas de Energía No Convencionales, PROURE.
(Decreto 3683 de 2003, artículo 12)
ESTÍMULOS PARA LA INVESTIGACIÓN Y LA EDUCACIÓN.
ARTÍCULO 2.2.3.6.3.2.3.1. ESTÍMULOS PARA LA INVESTIGACIÓN. Colciencias, a través de los Programas Nacionales del Sistema Nacional de Ciencia y Tecnología que sean pertinentes, desarrollará estrategias y acciones en conjunto con otras entidades, para crear líneas de investigación y desarrollo tecnológico en el uso racional y eficiente de la energía y/o fuentes no convencionales de energía,
(Decreto 3683 de 2003, artículo 13)
ARTÍCULO 2.2.3.6.3.2.3.2. ESTÍMULOS PARA LA EDUCACIÓN. El Icetex implementará el otorgamiento de préstamos a estudiantes de carreras o especializaciones relacionadas con el tema de uso racional y eficiente de la energía y/o fuentes no convencionales de energía.
Así mismo, organizará un sistema de información que contenga la oferta de programas de posgrados nacionales e internacionales en relación con el uso eficiente y racional de la energía y/o fuentes no convencionales de energía.
(Decreto 3683 de 2003, artículo 14)
RECONOCIMIENTOS.
ARTÍCULO 2.2.3.6.2.2.4.1. CREACIÓN DE LA CONDECORACIÓN AL USO RACIONAL Y EFICIENTE DE LA ENERGÍA Y FUENTES NO CONVENCIONALES. En desarrollo del numeral 3 del artículo 7o de la Ley 697 de 2001, créase la Orden al Mérito URE para distinguir y estimular a quienes se destaquen por el uso racional y eficiente de la energía.
Esta condecoración se otorgará en las siguientes categorías:
a) Categoría de Oferta Energética: Se otorgará a la persona natural o jurídica que presente el proyecto evaluado como el de mayor impacto positivo en la oferta energética en el país.
b) Categoría Demanda Energética: Se otorgará a la persona natural o jurídica que presente el proyecto evaluado como el de mayor impacto en cuanto a eficiencia de transformación energética que al ponderarlo en un periodo mínimo de un año presente los mayores ahorros de energéticos comercialmente disponibles.
c) Categoría Investigación: Se otorgará a la persona natural o jurídica que presente el proyecto de investigación que sea evaluado como el de mayor contribución al URE en caso de ser implementado, ya sea en cuanto a la oferta energética o en cuanto la demanda energética.
d) Categoría de Enseñanza-Educación: Se otorgará a la Entidad Educativa pública o privada que demuestre el desarrollo de un programa en uso Racional de la Energía y Fuentes de Energía no Convencionales, con los mayores beneficios pedagógicos o de enseñanza para la comunidad.
(Decreto 3683 de 2003, artículo 15 modificado por el artículo 2o, Decreto 2688 de 2008).
ARTÍCULO 2.2.3.6.2.2.4.2. REQUISITOS PARA OBTENER LA DISTINCIÓN. Quienes aspiren al título honorífico, Orden al Mérito URE deberán tener en cuenta los lineamientos generales, sociales, ambientales, culturales, financieros y técnicos, con el fin de crear las condiciones del Uso Racional y Eficiente de Energía y Fuentes No Convencionales de Energía, según los siguientes criterios:
a) Fomentar la utilización de fuentes energéticas convencionales y no convencionales con criterios de uso racional y eficiente, incluso a través de sistemas de cogeneración.
b) Fomentar una cultura nacional de Uso Racional y Eficiente de la Energía y Uso de Fuentes No Convencionales de Energía.
c) Generar beneficios reales y una adecuada protección a los consumidores y usuarios.
d) Fomentar la modernización e incorporación de tecnologías y procesos eficientes en la cadena de suministro y uso de los energéticos.
e) Fomentar el uso de energéticos eficientes, económicos y de bajo impacto ambiental.
f) Además deberá manifestar por escrito ser autor de la obra y responder por esa titularidad ante terceros. Cuando se trate de grupos, Centros de Desarrollo Tecnológicos o Instituciones de Investigación, podrán inscribirse ante Colciencias.
(Decreto 3683 de 2003, artículo 16, modificado por el artículo 3o Decreto 2688 de 2008).
ARTÍCULO 2.2.3.6.2.2.4.3. PROCEDIMIENTO. Para el otorgamiento del título honorífico, adoptase el siguiente procedimiento:
a) Con plazo que finaliza el último día hábil del mes de abril, se abrirá anualmente un proceso de inscripción y selección para que las personas que aspiren a obtener el título honorífico, se inscriban ante la UPME especificando la categoría en la cual desean participar, anexando los documentos que demuestren el cumplimiento de los requisitos establecidos en este decreto. El Ministerio de Minas y Energía conocerá con anterioridad a la apertura del proceso, los términos de referencia para el concurso y dictará los lineamientos pertinentes.
b) La unidad de Planeación Minero-Energética, UPME, con el apoyo de Colciencias, evaluará los proyectos que reúnan los requisitos establecidos en el presente decreto y en los Términos de Referencia y presentará a la CIURE el orden de elegibilidad para que ella presente al Ministro de Minas y Energía, el proyecto o proyectos que se consideren merecedores de la mención honorífica.
c) El Ministro de Minas y Energía, de conformidad con el resultado que entregue la CIURE, propondrá a la Presidencia de la República antes de finalizar el mes de octubre de cada año, el otorgamiento de la condecoración.
d) La Presidencia de la República otorgará la condecoración mediante resolución ejecutiva.
(Decreto 3683 de 2003, artículo 17; modificado por el artículo 4 Decreto 2688 de 2008).
MECANISMOS DE FINANCIACIÓN.
ARTÍCULO 2.2.3.6.2.2.5.1. FINANCIAMIENTO DEL PROGRAMA DE USO RACIONAL Y EFICIENTE DE ENERGÍA Y DEMÁS FORMAS DE ENERGÍA NO CONVENCIONALES, PROURE. El Ministerio de Minas y Energía, sus Unidades Administrativas Especiales CREG y UPME, en coordinación con las entidades públicas pertinentes, identificarán e implementarán los modelos y fuentes de financiación para la gestión y ejecución del Programa de Uso Racional y Eficiente de Energía y demás Formas de Energía No Convencionales, PROURE, y los aplicables a los proyectos de Uso Racional y Eficiente de Energía, URE, y de promoción de energías no convencionales, de conformidad con los lineamientos establecidos en el Programa de Uso Racional y Eficiente de Energía y demás Formas de Energía No Convencionales, PROURE.
(Decreto 3683 de 2003, artículo 18)
OBLIGACIONES DE LAS EMPRESAS DE SERVICIOS PÚBLICOS Y ENTIDADES DE LA RAMA EJECUTIVA DEL ORDEN NACIONAL.
ARTÍCULO 2.2.3.6.2.2.6.1. OBLIGACIONES DE LAS EMPRESAS DE SERVICIOS PÚBLICOS. Las empresas de servicios públicos que generen, suministren y comercialicen energía eléctrica y gas y realicen programas URE, deberán presentar cada tres (3) años información de los aspectos técnicos y financieros de sus programas URE a la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, para su seguimiento, análisis e incorporación en la Planeación Energética Nacional.
(Decreto 3683 de 2003, artículo 19)
ARTÍCULO 2.2.3.6.2.2.6.2. CONTENIDO DE LAS FACTURAS DEL SERVICIO PÚBLICO DOMICILIARIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y GAS. Las empresas de servicios públicos que presten servicios de energía eléctrica y gas deberán imprimir en la carátula de recibo de factura o cobro, mensajes motivando el uso racional y eficiente de la energía y sus beneficios con la preservación del medio ambiente.
PARÁGRAFO. De conformidad con el inciso séptimo del artículo 146 de la Ley 142 de 1994, las empresas de energía y gas, podrán incluir el cobro de otros servicios como los servicios energéticos en la factura del servicio público domiciliario respectivo sin que se altere la fórmula tarifaria.
(Decreto 3683 de 2003, artículo 20)
ARTÍCULO 2.2.3.6.2.2.6.3. OBLIGACIONES ESPECIALES DE LAS ENTIDADES DE LA RAMA EJECUTIVA DEL ORDEN NACIONAL. Las entidades de la rama ejecutiva del orden nacional del sector central y descentralizadas por servicios a que hace referencia la Ley 489 de 1998, deberán motivar y fomentar la cultura de Uso Racional y Eficiente de la Energía.
(Decreto 3683 de 2003, artículo 21)
DERECHO DE LOS CONSUMIDORES.
ARTÍCULO 2.2.3.6.2.2.7.1. DERECHO DE INFORMACIÓN. Con fundamento en el Decreto 381 de 2012 el Ministerio de Minas y Energía en coordinación con las demás autoridades competentes, expedirá los reglamentos técnicos de eficiencia energética que, entre otros aspectos, establecerán las condiciones para el porte de la etiqueta URE de los equipos de uso final de energía, la creación del sello de excelencia energética y las condiciones de comercialización de dichos equipos en lo relacionado con eficiencia energética, con el propósito de proteger los derechos de información de los consumidores.
(Decreto 3683 de 2003, artículo 22)
DISPOSICIONES FINALES.
ARTÍCULO 2.2.3.6.2.2.8.1. INVENTARIO DE FUENTES DE ENERGÍAS CONVENCIONALES Y NO CONVENCIONALES. La UPME hará un inventario de fuentes de energía convencionales y no convencionales que será tomado como referencia para la formulación y estructuración de planes, programas y proyectos a consideración del Comité de Administración del FAZNI, en todo caso priorizando aquellos que utilicen fuentes no convencionales de energía.
(Decreto 3683 de 2003, artículo 24)
MEDIDAS TENDIENTES AL USO RACIONAL Y EFICIENTE DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA.
ARTÍCULO 2.2.3.6.3.1. OBJETO Y CAMPO DE APLICACIÓN. En el territorio de la República de Colombia, todos los usuarios del servicio de energía eléctrica sustituirán, conforme a lo dispuesto en el presente decreto, las fuentes de iluminación de baja eficacia lumínica, utilizando las fuentes de iluminación de mayor eficacia lumínica disponibles en el mercado.
El Ministerio de Minas y Energía establecerá mediante resolución los requisitos mínimos de eficacia, vida útil y demás especificaciones técnicas de las fuentes de iluminación que se deben utilizar, de acuerdo con el desarrollo tecnológico y las condiciones de mercado de estos productos.
PARÁGRAFO. Para efectos del presente decreto, se entenderá por eficacia lumínica, la relación entre el flujo luminoso nominal total de la fuente y la potencia eléctrica absorbida por esta (Lúmenes / Vatios) L / W.
(Decreto 3450 de 2008, artículo 1o)
ARTÍCULO 2.2.3.6.3.2. PROHIBICIÓN. No se permitirá en el territorio de la República de Colombia la importación, distribución, comercialización y utilización de fuentes de iluminación de baja eficacia lumínica.
PARÁGRAFO. Solo se permitirá la utilización de fuentes de iluminación de baja eficacia lumínica en los casos excepcionales que establezca el Ministerio de Minas y Energía, previa concertación con la autoridad competente, según la actividad de que se trate.
(Decreto 3450 de 2008, artículo 2o)
ARTÍCULO 2.2.3.6.3.3. SEGUIMIENTO Y CONTROL. El Ministerio de Minas y Energía establecerá los mecanismos de seguimiento y control para el cumplimiento del presente decreto.
(Decreto 3450 de 2008, artículo 3o)
ARTÍCULO 2.2.3.6.3.4. RECOLECCIÓN Y DISPOSICIÓN FINAL DE LOS PRODUCTOS SUSTITUIDOS. El manejo de las fuentes lumínicas de desecho o de sus elementos se hará de acuerdo con las normas legales y reglamentarias expedidas por la autoridad competente.
(Decreto 3450 de 2008, artículo 4o)
ARTÍCULO 2.2.3.6.3.5. MONITOREO Y SEGUIMIENTO. Las entidades públicas reportarán semestralmente al Ministerio de Minas y Energía, en el formato que para tal fin diseñará y publicará el Ministerio, las medidas adoptadas y los logros obtenidos en materia de consumo energético, a efectos de medir el avance del programa de sustitución. El Ministerio de Minas y Energía publicará en su página Web el informe del cumplimiento y el impacto de la medida a nivel nacional.
(Decreto 2331 de 2007, artículo 3o, modificado por el artículo 3 decreto 895 de 2008).
ARTÍCULO 2.2.3.6.3.6. RECOLECCIÓN Y DISPOSICIÓN FINAL DE LAS LUMINARIAS Y DISPOSITIVOS DE ILUMINACIÓN. El manejo posconsumo de los productos de desecho que contengan residuos o sustancias peligrosas, se hará de acuerdo con las normas legales y reglamentarias expedidas por la autoridad competente.
(Decreto 895 2008, artículo 4)
PRÁCTICAS CON FINES DE USO RACIONAL Y EFICIENTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA.
ARTÍCULO 2.2.3.6.4.1. OBJETIVO Y CAMPO DE APLICACIÓN. Las medidas señaladas en el presente decreto para propiciar el uso racional y eficiente de energía eléctrica se aplicarán, en los siguientes productos y procesos:
1. En los productos utilizados en la transformación de energía eléctrica tanto de fabricación nacional como importados, para su comercialización en Colombia:
a) Transformadores de potencia y de distribución eléctrica;
b) Generadores de energía eléctrica.
2. En los productos destinados para el uso final de energía eléctrica, tanto de fabricación nacional como importados, para su comercialización en Colombia, en los siguientes procesos:
a) Iluminación;
b) Refrigeración;
c) Acondicionamiento de aire;
d) Fuerza motriz;
f) Calentamiento de agua para uso doméstico;
g) Calentamiento para cocción.
3. Las edificaciones donde funcionen entidades públicas.
4. Las viviendas de interés social.
5. Los sistemas de alumbrado público.
6. Los sistemas de iluminación de semaforización.
(Decreto 2501 de 2007, artículo 1o)
ARTÍCULO 2.2.3.6.4.2. REGLAMENTO TÉCNICO CON FINES DE EFICIENCIA ENERGÉTICA. Los Ministerios de Minas y Energía, y de Comercio, Industria y Turismo, expedirán las normas técnicas para el diseño y porte de etiquetado con fines de uso racional y eficiente de energía eléctrica, aplicable a los productos que se relacionen con los procesos indicados en los numerales 1 y 2 del artículo 2.2.3.6.4.1. de este decreto.
(Decreto 2501 de 2007, artículo 2o)
ARTÍCULO 2.2.3.6.4.3. USO RACIONAL Y EFICIENTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN VIVIENDA DE INTERÉS SOCIAL. Uso racional y eficiente de Energía Eléctrica en vivienda de interés social. A partir del tercer año contado desde el 4 de julio de 2007, como requisito para recibir subsidios del Presupuesto Nacional, los constructores de vivienda de interés social y en general aquellas que reciban estos recursos públicos, deberán incorporar en los diseños y en la construcción de la vivienda, aspectos de uso eficiente y racional de energía de conformidad con los parámetros técnicos que para tal efecto establezcan los Ministerios de Minas y Energía, y, Vivienda, Ciudad y Territorio.
(Decreto 2501 de 2007, artículo 3o)
ARTÍCULO 2.2.3.6.4.4. USO RACIONAL Y EFICIENTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN ILUMINACIÓN Y ALUMBRADO PÚBLICO. El Ministerio de Minas y Energía expedirá el reglamento técnico correspondiente al uso racional y eficiente de energía eléctrica en iluminación y alumbrado público.
(Decreto 2501 de 2007, artículo 4o)
ARTÍCULO 2.2.3.6.4.5. USO RACIONAL Y EFICIENTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN SEMAFORIZACIÓN. El Ministerio de Minas y Energía expedirá la reglamentación técnica correspondiente para que a partir del quinto año de la fecha de expedición del presente decreto, se promueva la utilización de tecnologías de iluminación de mayor eficiencia en los sistemas de semaforización pública, tanto para las instalaciones nuevas como para sus modificaciones.
(Decreto 2501 de 2007, artículo 5o)
ARTÍCULO 2.2.3.6.4.6. RESPONSABILIDAD. La responsabilidad civil, penal, y/o fiscal originada en la inobservancia de las disposiciones contenidas en el presente decreto, será las que determinen las disposiciones legales vigentes.
(Decreto 2501 de 2007, artículo 6o)
ARTÍCULO 2.2.3.6.4.7. PUBLICACIÓN PARA OBSERVACIONES Y NOTIFICACIÓN INTERNACIONAL. Para dar cumplimiento al artículo 2.9 del Acuerdo sobre Obstáculos Técnicos al Comercio, adoptado por Colombia mediante la Ley 170 de 1994, y a las Decisiones de la Comunidad Andina de Naciones aplicadas, los anteproyectos de Reglamentos Técnicos que se elaboren, se publicarán en las páginas Internet oficiales de los Ministerios de Minas y Energía, y de Comercio, Industria y Turismo y Vivienda, Ciudad y Territorio, para que en esta etapa temprana los sectores y otros interesados puedan formular sus observaciones. Así mismo, los textos de los proyectos de Reglamentos Técnicos sobre los temas aquí referidos se notificarán internacionalmente, de acuerdo con la legislación vigente y los acuerdos internacionales de los cuales Colombia hace parte.
(Decreto 2501 de 2007, artículo 7o)
ARTÍCULO 2.2.3.6.4.8. MENCIÓN DE HONOR. En desarrollo de lo dispuesto en el numeral 4 del artículo 7o de la Ley 697 de 2001, se establece como incentivo el otorgamiento de Menciones de Honor a personas naturales o jurídicas, públicas o privadas, nacionales o extranjeras, que hayan contribuido con el fomento y promoción del Uso Racional y Eficiente de la energía y demás formas de energía no convencionales.
Dicha mención será otorgada por el Ministerio de Minas y Energía mediante resolución motivada, previo análisis del aporte o contribución al país.
(Decreto 2225 de 2010, artículo 1o)
ARTÍCULO 2.2.3.6.4.9. MEDIDAS TRANSITORIAS PARA USO RACIONAL Y EFICIENTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN PUBLICIDAD EXTERIOR VISUAL. <Artículo modificado por el artículo 1 del Decreto 474 de 2016. El nuevo texto es el siguiente:> Los usuarios de Publicidad Exterior Visual que utilicen el servicio público de energía eléctrica del Sistema Interconectado Nacional (SIN), ante la presencia de circunstancias extraordinarias que pongan en riesgo la prestación de dicho servicio, acorde a la calificación que efectúe el Ministerio de Minas y Energía, deberán contribuir a disminuir el consumo para alcanzar los mayores beneficios en el uso eficiente de la energía.
De persistir la alta demanda energética que pueda llevar a la limitación del suministro de energía, según la misma valoración que adelante el Ministerio de Minas y Energía, los alcaldes municipales podrán, transitoriamente, fijar condiciones que incluyan horarios y zonas de restricción de la Publicidad Exterior Visual que utilice el servicio de energía eléctrica del Sistema Interconectado Nacional (SIN).
PARÁGRAFO. El Ministerio de Minas y Energía podrá solicitar las informaciones pertinentes a las autoridades locales respecto de la implementación de las medidas de ahorro adoptadas.
DE LAS OBRAS DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA.
ARTÍCULO 2.2.3.7.1. ENTIDADES PROPIETARIAS. Las entidades mencionadas en el artículo 2o de la Ley 56 de 1981 que acometan las obras de que trata el artículo 1o de la misma Ley, deberán reponer o adecuar a su cargo, los bienes de uso público y los bienes fiscales del Estado que por causa de los trabajos desaparezcan, se destruyan o inutilicen total o parcialmente; pero si por fuerza mayor no fuere posible ejecutar dicha reposición o adecuación, pagarán el valor de tales bienes, según avalúo del Instituto Geográfico Agustín Codazzi.
La identificación de la característica de los bienes, su afectación parcial o total, así como el carácter de indispensables que ellos tengan para la nueva estructura regional, serán determinados por el estudio socio-económico de que trata el artículo 6 de la misma Ley.
Las controversias que surjan sobre el carácter de indispensables de los bienes que desaparezcan, se destruyan o se inutilicen por razón de las obras, las dirimirá el Ministerio del ramo al cual correspondan las obras.
(Decreto 2024 de 1982, artículo 1o)
ARTÍCULO 2.2.3.7.2. REPOSICIÓN O ADECUACIÓN DE BIENES. Las entidades públicas y privadas que adelanten explotaciones de cantera o de minas a cielo abierto, o de minas de aluvión, deberán reponer o adecuar, a su cargo los bienes de uso público y los de propiedad de los municipios que por causa de los trabajos desaparezcan o se destruyan total o parcialmente, pero si ello fuere posible a juicio del Ministerio de Minas y Energía, deberán pagar el valor de tales bienes, conforme al avalúo que haga el Instituto Geográfico Agustín Codazzi, sin perjuicio de las obligaciones que señala el Código de Recursos Naturales sobre protección del medio ambiente.
(Decreto 2024 de 1982, artículo 2o)
IMPUESTOS, COMPENSACIONES Y BENEFICIOS.
ARTÍCULO 2.2.3.7.1.1. Para efectos del cálculo a que se refiere el parágrafo del artículo 4o de la Ley 56 de 1981, se aplicarán los valores del último avalúo catastral efectuado por el Instituto Geográfico Agustín Codazzi o por la entidad catastral respectiva. En caso de no existir clara delimitación entre las áreas urbanas y rural del municipio de que se trate, tal delimitación corresponderá hacerla al Instituto Geográfico Agustín Codazzi o a la entidad catastral competente en el municipio.
El avalúo catastral de los edificios y vivientes permanentes de que trata el literal b) del mismo artículo 4o, será realizado por el Instituto Geográfico Agustín Codazzi o la entidad catastral correspondiente y comprenderá únicamente la construcción, sin tener en cuenta obras de infraestructura tales como acceso, servicios públicos y otras infraestructuras propias de los campamentos.
El impuesto predial de que trata el mismo ordinal b) tendrá vigencia a partir de la inscripción del inmueble en el catastro respectivo, la que deberá hacerse dentro de los seis meses siguientes a la fecha en que se comunique el respectivo avalúo catastral a la entidad propietaria.
(Decreto 2024 de 1982, artículo 3o)
ARTÍCULO 2.2.3.7.1.2. COMPENSACIONES. El reconocimiento de la compensación de que trata el literal a) del artículo 4o de la Ley 56 de 1981 se hará así:
1. Por los inmuebles adquiridos con anterioridad, a partir de la vigencia de la ley, y
2. Por los inmuebles que se adquieran con posterioridad al 5 de octubre de 1981, a partir de la fecha en que por la enajenación a favor de la entidad propietaria se deje de causar el impuesto predial a cargo del vendedor o tradente.
(Decreto 2024 de 1982, artículo 4o)
ARTÍCULO 2.2.3.7.1.3. CÁLCULO DE LA COMPENSACIÓN. Para calcular el monto de la compensación se aplicará el avalúo catastral promedio de que trata el parágrafo del artículo 4o de la Ley 56 de 1981, tanto a los predios rurales como a los urbanos que hayan adquirido la entidad propietaria.
Los avalúos catastrales de los predios adquiridos por la entidad propietaria se revisarán cada vez que se haga revalúo de las propiedades rurales de todo el municipio, para efectos de liquidar la compensación que corresponda al respectivo municipio para el año siguiente.
(Decreto 2024 de 1982, artículo 5o)
ARTÍCULO 2.2.3.7.1.4. IMPUESTO PREDIAL VIGENTE. Se entiende por impuesto predial vigente para efectos del parágrafo del artículo 4o de la Ley 56 de 1981 el que regía el 5 de octubre del mismo año, respecto de las obras en construcción y el que rija en la fecha de la compra del inmueble, para las nuevas obras.
(Decreto 2024 de 1982, artículo 6o)
ARTÍCULO 2.2.3.7.1.5. COMPENSACIONES PREVIAS. Cuando con anterioridad a la vigencia de la Ley 56 de 1981 se hayan celebrado convenios entre los municipios y la entidades propietarias de las obras para otorgarle a aquellos compensaciones por razón de las mismas obras mediante fondos de fideicomiso, los saldos no utilizados de esos fondos revertirán a las entidades propietarias a partir del primero (1o) de enero de 1983.
(Decreto 2024 de 1982, artículo 7o)
ARTÍCULO 2.2.3.7.1.6. FONDOS ESPECIALES DE INVERSIÓN. Los fondos especiales a que se refiere el artículo 5o de la Ley 56 de 1981 serán manejados por la respectiva Tesorería Municipal, mediante una cuenta especial que será fiscalizada por la Contraloría del respectivo Departamento o Municipio, si la hubiere.
El Tesorero Municipal expedirá las constancias correspondientes al recibo de los dineros de que trata el citado artículo 5o, a favor de la entidad propietaria de la obra y en la misma fecha en que se produzca el pago.
(Decreto 2024 de 1982, artículo 8o)
ARTÍCULO 2.2.3.7.1.7. OBRAS CIVILES PRINCIPALES. Para los efectos del parágrafo 1 del artículo 5 de la Ley 56 de 1981 se entienden por obras civiles principales:
A. Para centrales hidroeléctricas:
1. La presa principal
2. El sistema de conducción del agua hasta la casa de máquinas
3. La casa de máquinas o sea el edificio que aloja los equipos generadores, denominada también caverna de máquinas en el caso de centrales subterráneas
4. Los túneles o conductos de descarga del agua turbinada desde la casa o caverna de máquinas hasta el río.
B. Para centrales termoeléctricas:
Las centrales térmicas son de dos tipos a saber:
1. Turbinas movidas por vapor y
2. Turbinas movidas por gas.
En las del primer tipo las obras civiles principales están constituidas por el edificio principal que aloja los grupos turboalternadores y en las del segundo, están constituidas por las fundaciones en concreto para el soporte de los grupos turboalternadores.
Se excluyen de la denominación de obras civiles principales, tanto en hidroeléctricas como en térmicas, las obras preliminares, auxiliares y secundarias, tales como los estudios, las vías de acceso a las obras principales, excavaciones, conducciones de los combustibles, línea de energía para la construcción, vivienda para el personal y todas las demás obras no descritas expresamente como obras civiles principales en este artículo.
La licitación podrá hacerse para todas las obras civiles principales o para una o varias de ellas. La fecha para el pago del primer contado del que habla el parágrafo 1o del artículo 5o de la Ley 56 de 1981, será la fecha de la apertura de la primera licitación, cuando las obras se liciten por partes.
(Decreto 2024 de 1982, artículo 9o)
ARTÍCULO 2.2.3.7.1.8. ADQUISICIÓN DE PREDIOS EN VARIAS ENTIDADES TERRITORIALES. Si los predios se adquieren en forma parcial, los avalúos catastrales que servirán de base para calcular el monto del pago de que trata el literal a) del artículo 4 de la Ley 56 de 1981 a favor de los municipios, serán los que proporcionalmente correspondan a las áreas que efectivamente se adquieran y se programen adquirir por las entidades propietarias.
(Decreto 2024 de 1982, artículo 10)
ARTÍCULO 2.2.3.7.1.9. REPOSICIÓN DE BIENES A FAVOR DEL ESTADO. Cuando las entidades propietarias hayan ejecutado, mediante convenios con las comunidades afectadas por las obras públicas de que trata el artículo 1 de la Ley 56 de 1981, obras diferentes de las ordenadas por el artículo 3 de la Ley, el costo de estas últimas que haya sido aportado por la entidad propietaria se imputará al valor de su aporte al fondo especial de que trata el artículo 5o de la Ley.
(Decreto 2024 de 1982, artículo 11)
ARTÍCULO 2.2.3.7.1.10. FECHA DE ENTRADA EN OPERACIÓN Y CAPACIDAD INSTALADA. Las fechas de iniciación de la operación comercial y de la terminación o cierre de actividades de las centrales de generación eléctrica, serán señaladas por el Ministerio de Minas y Energía, mediante resolución, así como la fijación de la capacidad instalada, para efectos del impuesto de industria y comercio de que trata el literal a) del artículo 7 de la Ley 56 de 1981.
La proporción que de la capacidad instalada de la central corresponda a cada uno de los municipios afectados por las obras de generación eléctrica se determinará por medio de Decreto, en cada caso.
(Decreto 2024 de 1982, artículo 13)
ARTÍCULO 2.2.3.7.1.11. IMPUESTO DE INDUSTRIA Y COMERCIO. El impuesto de industria y comercio autorizado por los literales a) y c) del artículo 7o de la Ley 56 de 1981, regirá en cada caso a partir de la vigencia del acuerdo municipal que fije dicho gravamen para las entidades propietarias de las obras de que trata el mismo artículo, siempre y cuando esté en operación comercial la respectiva central de generación eléctrica.
(Decreto 2024 de 1982, artículo 15)
ARTÍCULO 2.2.3.7.1.12. EXTENSIÓN DEL IMPUESTO. El gravamen de que trata el literal a) del artículo 7o de la Ley 56 de 1981, no se extiende a las entidades que generan energía eléctrica para su consumo propio y no para la venta al público. Tampoco respecto de las pequeñas plantas móviles de generación que presten servicios en las zonas no interconectadas al Sistema Interconectado Nacional.
(Decreto 2024 de 1982, artículo 16)
DISPOSICIONES VARIAS.
ARTÍCULO 2.2.3.7.2.1. SOLUCIONES DE VIVIENDA Y SERVICIOS COMPLEMENTARIOS. Las soluciones de vivienda y servicios complementarios para alojar y servir al personal que se emplee en las obras, son las necesarias en el sitio de los trabajos, para el manejo y administración del proyecto por la entidad propietaria y la que requieran los contratistas de las obras para dar alojamiento provisional y los servicios de acueducto, alcantarillado, aseo, salud, educación y recreación al personal empleado en las labores de construcción de acuerdo a los pliegos de condiciones y contratos de la respectiva entidad propietaria.
(Decreto 2024 de 1982, artículo 17)
ARTÍCULO 2.2.3.7.2.2. PRIMERA OPCIÓN DE COMPRA. La primera opción de que trata el artículo 9o de la Ley 56 de 1981 se contará desde la fecha de la providencia que declare de utilidad pública la zona del respectivo proyecto.
El término para ejercer la opción de compra se extiende hasta el vencimiento de los seis (6) meses siguientes a la realización del inventario físico y el avalúo de los respectivos predios, conforme al artículo 10 de la Ley 56 de 1981.
Las oficinas de registro de instrumentos públicos darán prelación al registro de las escrituras que se otorguen en favor de la entidad propietaria de las obras y a la expedición de los certificados de registro y tradición que tales entidades soliciten.
Para todo efecto legal se entiende que el procedimiento señalado en el artículo 10 de la Ley 56 de 1981 se aplica solamente a los casos en que los propietarios no lleguen al acuerdo de voluntad con la empresa ejecutora del proyecto, respecto del valor del bien o bienes materia del contrato o de la negociación.
(Decreto 2024 de 1982, artículo 18)
ARTÍCULO 2.2.3.7.2.3. COMISIÓN TRIPARTITA. Para integrar la comisión de que trata el artículo 10 de la Ley 56 de 1981 el representante de la entidad propietaria y el representante del Instituto Geográfico Agustín Codazzi, serán designados conforme a sus estatutos.
El representante de los propietarios de los predios afectados será nombrado en asamblea de estos últimos, con base en la información del área del respectivo proyecto.
La entidad propietaria de la obra hará la citación para la asamblea, indicando el lugar, el día y la hora, procurando la mayor facilidad para la asistencia de los interesados.
Dicha convocatoria se hará por los medios de comunicación existentes en la región, al menos con un mes de anticipación y mediante aviso en la alcaldía o alcaldías correspondientes.
La asamblea de propietarios será supervigilada por el alcalde respectivo, o por un representante del Ministerio del ramo al cual pertenezcan las obras, quien verificará si los asistentes tienen realmente el carácter de propietarios de los predios afectados, de acuerdo con la lista o censo de estos últimos.
Los propietarios podrán hacerse representar mediante autorización escrita, presentada personalmente ante la alcaldía o ante notario.
Para la elección se requerirá que asistan o estén representados, al menos, la tercera parte de los predios afectados. Si en la primera reunión no se logra dicho quórum, se hará una segunda convocatoria, con antelación no inferior a un (1) mes a la fecha fijada. En esta nueva asamblea la elección se hará con cualquier número plural de asistentes.
La elección de representantes de los propietarios se efectuará por votación directa de los asistentes, siendo elegido aquel que obtenga la mayoría de los votos. En caso de empate en la votación, se escogerá a la suerte entre los candidatos que hubieren obtenido igual número de votos el representante principal y su suplente.
Dentro de los 5 días siguientes a la realización de la asamblea deberá comunicarse al Ministerio respectivo el nombre del representante elegido y de su suplente.
En caso de vacancia del cargo de representante de los propietarios, tanto principal como suplente, el Ministerio del ramo designará interinamente su reemplazo mientras la asamblea de propietarios efectúa la nueva elección, siguiendo los trámites señalados en este artículo para la primera.
El representante de los propietarios elegido en la asamblea o nombrado por el Ministerio, deberá, preferentemente ser propietario o poseedor de uno o varios de los predios afectados.
(Decreto 2024 de 1982, artículo 19)
ARTÍCULO 2.2.3.7.2.4. MANUAL DE VALORES UNITARIOS. Los valores unitarios que se señalen en el manual de que trata el numeral 2 del artículo 10 de la Ley 56 de 1981, deberán ser aprobados al menos por dos de los tres representantes que integran la comisión.
La aprobación del manual corresponderá al Ministerio de Minas y Energía cuando se trate de obras para generación y transmisión eléctrica, o para explotación de canteras y minas a cielo abierto o minas de aluvión.
Los valores unitarios asignados en el manual tendrán vigencia durante la adquisición de los predios del respectivo proyecto.
Con el manual de precios unitarios la entidad propietaria del proyecto procederá a determinar los avalúos comerciales de los predios, aplicando los valores, normas y procedimientos establecidos en aquel.
(Decreto 2024 de 1982, artículo 20)
ARTÍCULO 2.2.3.7.2.5. RESOLUCIÓN DE CONFLICTOS. Los conflictos que se presenten entre las partes con motivo de la elaboración del inventario de los bienes que habrán de afectarse por la obra, serán dirimidos por la comisión a solicitud de cualquiera de las partes.
(Decreto 2024 de 1982, artículo 21)
ARTÍCULO 2.2.3.7.2.6. SANCIÓN POR OPOSICIÓN INJUSTIFICADA A LA REALIZACIÓN DEL INVENTARIO. En el caso de que el propietario de un predio afectado por las obras impida o perturbe, sin causal justificativa, la realización del inventario, se hará acreedor a las sanciones que establece la ley. En tal evento podrá omitirse del inventario la firma de aquel.
(Decreto 2024 de 1982, artículo 22)
ARTÍCULO 2.2.3.7.2.7. FIJACIÓN DE LOS HONORARIOS DEL REPRESENTANTE DE LOS PROPIETARIOS. El Ministerio del ramo señalará el monto de la remuneración que corresponde al representante de los propietarios de los predios afectados, por mensualidades vencidas. La entidad propietaria de la obra cancelará directamente al representante la suma establecida.
(Decreto 2024 de 1982, artículo 23)
ARTÍCULO 2.2.3.7.2.8. POSESIÓN DE LA COMISIÓN TRIPARTITA. Antes de entrar en ejercicio de sus funciones, los miembros de la comisión de que trata el artículo 10 de la Ley 56 de 1981, deberán tomar posesión de sus cargos y acreditar que cumplen los requisitos para ello, ante la Secretaría General del Ministerio del ramo, o por delegación de este, ante la respectiva Gobernación. Ninguna persona podrá simultáneamente representar a los propietarios en dos o más comités de las obras a que se refiere la Ley 56 de 1981.
(Decreto 2024 de 1982, artículo 24)
ARTÍCULO 2.2.3.7.2.9. DETERMINACIÓN DE ÁREAS. En la determinación del área afectada en cada predio a que se refiere el numeral 3) del artículo 10 de la Ley 56 de 1981, se tendrá en cuenta, a juicio de la entidad propietaria de las obras, no sólo los terrenos afectados por condiciones normales de operación, sino las franjas adicionales que pueden requerirse como protección por inundaciones probables o crecientes máximas, protección de taludes o reforestación.
(Decreto 2024 de 1982, artículo 25)
ARTÍCULO 2.2.3.7.2.10. RECONOCIMIENTO DE LA PRIMA DE REUBICACIÓN FAMILIAR. La prima de reubicación familiar a que se refiere el numeral 4 del artículo 10 de la Ley 56 de 1981, se reconocerá al jefe de familia que esté ocupando el inmueble al efectuarse el empadronamiento o censo incluido en el estudio económico y social del respectivo proyecto, bien sea que dicho jefe de familia ocupe el inmueble como propietario o como simple poseedor o arrendatario.
Para el reconocimiento de la prima de reubicación familiar el caso de obras en construcción al entrar en vigencia la Ley 56 de 1981, los interesados que no hubieren recibido ningún pago por tal concepto deberán acreditar su derecho por los medios idóneos de prueba.
Para el reconocimiento de la prima de negocio, los interesados deberán aportar las siguientes pruebas:
a) Constancia expedida por la autoridad competente de que el establecimiento funcionaba en el lugar desde antes de la fecha de expedición de la providencia que declare de utilidad pública la zona del proyecto;
b) Copia de la última declaración de renta, presentada con anterioridad a la declaratoria de utilidad pública y en el cual aparezca el negocio como de propiedad del solicitante de la prima y las utilidades producidas por el establecimiento en ese periodo;
c) En el caso de que el establecimiento comercial o industrial sea de ínfima cuantía y el propietario no lo haga figurar en su declaración de renta, o no esté inscrito en las oficinas municipales de Industria y Comercio, la comisión de que trata el artículo 10 de la Ley 56 de 1981, con base en las probanzas aportadas y en los demás elementos de juicio de que disponga, fijará dentro del manual de valores unitarios la cuantía para el reconocimiento de la prima.
Tendrán derecho a la prima de reubicación familiar además del jefe de familia que habitaba el predio adquirido por la entidad propietaria de las obras, su cónyuge y los hijos que vivían con aquel y bajo su dependencia económica. Se tendrán como hijos que dependen económicamente de la cabeza familiar quienes en la fecha de la firma de la correspondiente escritura eran menores de edad y quienes no obstante haber alcanzado la mayor edad en la misma fecha, eran estudiantes o inválidos.
ARTÍCULO 2.2.3.7.2.11. AVALÚO. El avalúo de los inmuebles afectados por las obras, deberá ajustarse al inventario suscrito por las partes, de que trata el artículo 10 de la Ley 56 de 1981 y por consiguiente, la entidad propietaria no estará obligada a reconocer las adiciones, reformas o mejoras permanentes que no figuren en aquel.
(Decreto 2024 de 1982, artículo 28)
ARTÍCULO 2.2.3.7.2.12. PROGRAMAS DE ELECTRIFICACIÓN RURAL Y DE REFORESTACIÓN. Aunque un municipio tenga sólo parte de su territorio dentro de la hoya hidrográfica, se tendrá en cuenta toda el área del municipio para ejecutar los programas de electrificación rural y de reforestación.
Los programas de reforestación y electrificación rural se ejecutarán dando prioridad, dentro de la hoya hidrográfica, a las zonas más cercanas al embalse. En los de reforestación, también se dará prioridad a las zonas donde exista notoria erosión y donde se deban sustituir los cultivos existentes por siembra de bosques, dentro de la hoya hidrográfica o dentro de los municipios que la comprendan.
(Decreto 2024 de 1982, artículo 32)
ARTÍCULO 2.2.3.7.2.13. INVERSIÓN DE LOS RECURSOS EXCEDENTES. Realizados los programas de reforestación y, en general, de protección de los recursos naturales determinados en el plan de ordenación de la respectiva cuenca hidrográfica, las entidades propietarias de Centrales Hidroeléctricas podrán invertir los recursos excedentes en incrementar los fondos en fideicomiso de que trata la parte final del artículo 31.
(Decreto 2024 de 1982, artículo 33)
ARTÍCULO 2.2.3.7.2.14. PLANES Y PROGRAMAS DE INVERSIÓN PARA PROTECCIÓN DEL MEDIO AMBIENTE. Los planes y programas de inversión para protección del medio ambiente, a que están obligadas las Centrales Termoeléctricas conforme al literal a) del artículo 12 de la Ley 56 de 1981, deberán tener en cuenta los efectos nocivos que, accidentalmente, puedan acarrear el transporte de los combustibles desde el sitio de producción hasta la planta.
PARÁGRAFO. Las entidades propietarias de Centrales Térmicas, harán las inversiones de que trata el literal a) del artículo 12 de la Ley 56 de 1981 en las zonas de producción de los combustibles utilizados para la generación, de acuerdo con las recomendaciones del estudio económico y social.
(Decreto 2024 de 1982, artículo 34)
ARTÍCULO 2.2.3.7.2.15. PROGRAMAS DE ELECTRIFICACIÓN RURAL. La asignación del otro 2 por ciento del valor de las ventas de energía que las entidades propietarias de plantas generadoras deben hacer, conforme al literal b) del artículo 12 de la Ley 56 de 1981, en programas de electrificación rural, se invertirá en la construcción de nuevas redes y obras necesarias para desarrollar los programas, teniendo en cuenta las prioridades señaladas en el estudio económico y social de que trata el artículo 6 de la misma ley.
(Decreto 2024 de 1982, artículo 35)
ARTÍCULO 2.2.3.7.2.16. REFORESTACIÓN Y PROTECCIÓN DE RECURSOS NATURALES. Las inversiones a que se refiere el artículo 13 de la Ley 56 de 1981 se entenderán cumplidas con la contratación de los respectivos estudios y trabajos y la destinación de la partida correspondiente, por la entidad propietaria.
Los planes de inversiones en reforestación, protección de recursos naturales y del medio ambiente, así como en electrificación rural, serán remitidos por las entidades propietarias de las plantas generadoras de energía eléctrica a las entidades encargadas de emitir concepto y aprobar el estudio ecológico, y a los respectivos gobernadores, intendentes o comisarios para los fines indicados en la citada norma legal.
PARÁGRAFO. En la liquidación del 4 por ciento correspondiente al año calendario de 1982 se incluirá, a opción de las entidades propietarias de las plantas, lo del tiempo comprendido entre la fecha de la vigencia de la Ley 56 de 1981 y el 31 de diciembre de ese mismo año, para su inversión dentro del año calendario de 1983.
(Decreto 2024 de 1982, artículo 36)
ARTÍCULO 2.2.3.7.2.17. INAPLICABILIDAD DE LA SANCIÓN. No habrá lugar a la sanción del 50 por ciento contemplada en el artículo 13 de la Ley 56 de 1981 si el incumplimiento en efectuar oportunamente la inversión de que se trata obedece a razones de fuerza mayor, debidamente comprobadas.
(Decreto 2024 de 1982, artículo 37)
ARTÍCULO 2.2.3.7.2.18. PROTECCIÓN DE LOS BIENES. La protección de los bienes a que se refiere el artículo 15 de la Ley 56 de 1981 la hará efectiva la autoridad competente, por solicitud escrita de la entidad propietaria de los bienes amenazados por invasión, destrucción o perturbación en su uso y goce, o en la debida ejecución de las obras públicas a que ellos se destinan. Esta protección se hará de conformidad con las normas civiles y policivas vigentes.
(Decreto 2024 de 1982, artículo 38)
EXPROPIACIONES Y SERVIDUMBRES.
ARTÍCULO 2.2.3.7.3.1. EXPROPIACIÓN DE BIENES. Para los efectos señalados en el artículo 18 de la Ley 56 de 1981, entiéndase por decretar la expropiación de los bienes o derechos que sean necesarios, expedir por el Gerente, Director o representante legal de la entidad respectiva, la resolución que singulariza por su ubicación, linderos y propietarios o poseedores inscritos o materiales, los inmuebles afectados por la declaratoria de utilidad pública, para cumplir el requisito que exige el numeral 3 del artículo 399 del Código General del Proceso.
El acto administrativo a que se refiere el aparte segundo del mismo artículo 18 es el que contiene la decisión de la entidad propietaria de iniciar los juicios de expropiación a que haya lugar, por haber fracasado la vía de la negociación directa con los propietarios o poseedores.
PARÁGRAFO. Se entiende que hay negativa a enajenar cuando el propietario o poseedor del inmueble exige un valor superior a los aprobados en el manual de que trata el artículo 10 de la Ley 56 de 1981, o superior al avalúo comercial del Instituto Geográfico Agustín Codazzi, si falta dicho manual.
(Decreto 2024 de 1982, artículo 39)
ARTÍCULO 2.2.3.7.3.2. TRÁMITE DEL PROCESO DE EXPROPIACIÓN. De conformidad con lo dispuesto por el artículo 120 del Código General del Proceso, el Juez que conozca del trámite del proceso de expropiación a que se refiere la Ley 56 de 1981, deberá dictar los autos en el término de diez días y las sentencias en el de cuarenta días, contados todos desde que el expediente pase al despacho para tal fin.
PARÁGRAFO. El retardo del Juez en dictar las providencias anteriores, lo hará incurrir en la falta disciplinaria prevista en el literal a) del artículo 61 del Decreto 052 de 1987, en las normas que lleguen a sustituirlo.
(Decreto 2024 de 1982, artículo 40)
ARTÍCULO 2.2.3.7.3.3. PERMISOS DE ACCESO. Las entidades propietarias a que se refieren los artículos 2 y 7 de la Ley 56 de 1981 que requieran el acceso a predios poseídos por particulares, solicitarán por escrito el permiso de que trata el artículo 33 de la Ley 56 de 1981.
Copia de dicha solicitud será enviada al alcalde municipal respectivo quien deberá conminar al poseedor u ocupante dentro de las 24 horas siguientes a la presentación de la solicitud, si se opone a permitir el acceso, bajo las multas sucesivas autorizadas en el mismo artículo.
Los daños que se ocasionen con motivo de los trabajos que ejecute la entidad propietaria de las obras dentro del predio al cual tuvo acceso, los pagará de acuerdo a los valores señalados en el manual de precios elaborado por la Comisión de que trata el artículo 10 de la Ley 56 de 1981, o por peritos, a falta de dicho manual.
(Decreto 2024 de 1982, artículo 42)
ARTÍCULO 2.2.3.7.3.4. DE LOS APORTES. Cuando las entidades propietarias hayan ejecutado mediante convenios con las comunidades afectadas por las obras públicas de que trata el artículo 1o de la Ley 56 de 1981, programas de electrificación rural, el costo de estos que haya sido aprobado por la entidad propietaria se considerará como parte de su aporte por ventas de energía de que trata el literal b) del artículo 12 de la Ley 56 de 1981.
(Decreto 2024 de 1982, artículo 43)
ARTÍCULO 2.2.3.7.3.5. DE LAS REGLAMENTACIONES. Las reglamentaciones de la Ley 56 de 1981 relacionadas de manera directa y específica a las obras públicas para acueductos, riegos y regulación de ríos y caudales, se expedirán por decreto separado.
(Decreto 2024 de 1982, artículo 44)
DECLARACIÓN DE UTILIDAD PÚBLICA.
DE LA PRIMERA OPCIÓN DE COMPRA.
ARTÍCULO 2.2.3.7.4.1. DE LA PRIMERA OPCIÓN DE COMPRA. Para efectos de lo señalado en el artículo 9o de la Ley 56 de 1981, la Primera Opción de Compra, corresponde a aquella situación jurídica mediante la cual, los bienes vinculados a la declaratoria de utilidad pública salen del tráfico comercial general, para reservarse exclusivamente a la posibilidad de adquisición por parte de la entidad señalada como propietaria del proyecto en la resolución de declaratoria de utilidad pública.
PARÁGRAFO 1o. Una vez transcurridos los dos (2) años de que trata el último inciso del artículo 9 de la Ley 56 de 1981, la Entidad Propietaria del proyecto deberá, dentro del mes siguiente a dicho vencimiento, informar por escrito a las Oficinas de Registro de Instrumentos Públicos, Notarías, Alcaldías e Inspecciones de Policía de los municipios cuyos predios han sido afectados por la declaratoria de utilidad pública, que los mismos no se encuentran limitados por la Primera Opción de Compra.
PARÁGRAFO 2o. Si la entidad propietaria del proyecto no da cumplimiento a lo establecido en el parágrafo anterior, las Oficinas de Registro respectivas no estarán obligadas a impedir el ejercicio de los derechos inherentes a los propietarios o poseedores de los predios afectados por la declaratoria.
(Decreto 2444 de 2013, artículo 1o)
ARTÍCULO 2.2.3.7.4.2. TRÁMITE PARA LA EXPEDICIÓN DEL ACTO ADMINISTRATIVO DE DECLARATORIA DE UTILIDAD PÚBLICA E INTERÉS SOCIAL. <Artículo modificado por el artículo 2 del Decreto 1537 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> El trámite de expedición del acto administrativo de declaratoria de utilidad pública e interés social prevista en el artículo 17 de la Ley 56 de 1981 para los planes, proyectos y ejecución de obras para la generación, transmisión, distribución de energía eléctrica, así como las zonas a ellas afectas, será el siguiente:
1. Radicación de la solicitud ante el Ministerio de Minas y Energía, suscrita por el respectivo Representante Legal, acompañándose de:
1.1 Descripción del proyecto en medio electrónico, en el que se indique:
a) Nombre del proyecto;
b) Diseños en los que se identifique la localización de equipos y de obras a construir en el área solicitada para la declaratoria de utilidad pública. Todos los documentos de diseños técnicos deberán contar con la firma del profesional competente con su respectiva matrícula profesional;
c) Descripción de la fase en la que se encuentra el proyecto, tiempo de ejecución y tipo de proyecto, ubicación, municipios afectados, número y potencia de unidades de generación, tipo y kilómetros de líneas, total de hectáreas a declarar de utilidad pública e interés social debidamente sustentadas, posible fecha de entrada en operación y punto de conexión;
d) Autoridad ambiental ante la cual se adelantan los trámites respectivos para la ejecución del proyecto y el estado de los mismos;
e) Justificación de la necesidad del área para la ejecución del proyecto, donde se deberá describir la actividad a desarrollar por éste (generación, transmisión o distribución). En caso de ser de generación, el área deberá corresponder a parámetros de la industria;
1.2 Certificación de la empresa propietaria donde se especifique que el polígono, objeto de la solicitud de declaratoria de utilidad pública e interés social, no se superpone con áreas que cuenten con un acto administrativo de declaratoria de utilidad pública e interés social, con proyectos para la producción o almacenamiento de hidrógeno verde y/o con proyectos de generación, transmisión o distribución de energía eléctrica.
1.3 Certificación de la empresa propietaria del proyecto donde conste la naturaleza jurídica de la sociedad. Para las empresas que no coticen en bolsa, el representante legal también deberá presentar una declaración juramentada sobre la legalidad de sus recursos y activos.
1.4 Concepto favorable vigente, cuando corresponda, sobre el punto de conexión emitido por parte de la Unidad de Planeación Minero Energético (UPME) o el transportador, dependiendo de su competencia y de la clasificación del proyecto, en los términos y aplicación de la normatividad vigente.
1.5 Información geográfica en medio digital del área a declarar de utilidad pública y que deberá referirse al datum oficial adoptado para Colombia (MAGNA-SIRGAS), indicando el origen, en coordenadas planas, para lo cual anexará:
a) Archivo shapefile;
b) Relación de las coordenadas en hoja de cálculo;
c) Plano en el que se ubique el área del proyecto, identificando las coordenadas certificadas por el Ministerio del Interior acerca de la presencia de grupos étnicos en la zona del proyecto;
d) Plano del proyecto firmado por el profesional competente, en el cual se identifiquen las áreas, debidamente georreferenciadas de la ubicación de las obras del proyecto;
e. Mapa en el que se ubique el área del proyecto.
1.6 Copia de la matrícula profesional de quien realizó el diseño eléctrico del proyecto.
1.7 Acto administrativo mediante el cual la Dirección de la Autoridad Nacional de Consulta Previa del Ministerio del Interior, o de quien haga sus veces, determina que, para la ejecución del proyecto, procede o no la consulta previa con comunidades: i) Indígenas; ii) Negras, Afrocolombianas, Raizales y Palenqueras; iii) Rom. Este documento no podrá haberse expedido con más de seis meses contados desde la radicación de la solicitud por parte del propietario del proyecto.
1.8 Certificación de la Agencia Nacional de Tierras (ANT), o de quien haga sus veces, sobre la existencia de resguardos indígenas legalmente constituidos y de tierras de propiedad colectiva de grupos étnicos en el área comprendida dentro de las poligonales del proyecto. Este documento no podrá haberse expedido con más de seis meses contados desde la radicación de la solicitud por parte del propietario del proyecto.
1.9 Certificación de la Unidad Administrativa Especial de Gestión de Restitución de Tierras Despojadas, o de quien haga sus veces, en la que se indique si el área de influencia del proyecto se sobrepone con un área macrofocalizada y/o microfocalizada por dicha Unidad, o si se ha solicitado por un particular, inclusión en el registro de tierras despojadas o abandonadas forzosamente que afecte alguno de los predios del mismo. Este documento no podrá haberse expedido con más de seis meses contados desde la radicación de la solicitud por parte del propietario del proyecto.
1.10 Para proyectos de generación y cogeneración de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), pronunciamiento de la UPME en la que conste que el proyecto a declarar de utilidad pública e interés social se encuentra inscrito en Segunda Fase en el Registro de Proyectos. Este documento no podrá haberse expedido con más de seis meses contados desde la radicación de la solicitud por parte del propietario del proyecto.
1.11 En el caso de proyectos de transmisión o subtransmisión en el SIN, así como en los proyectos de generación y transmisión de energía eléctrica en Zonas No Interconectadas (ZNI), auto o actos administrativos mediante los cuales la autoridad ambiental decide sobre la alternativa presentada en el Diagnóstico Ambiental de Alternativas y/o Estudio de Impacto Ambiental, cuando a ello hubiere lugar, o establece que el proyecto no requiere licencia ambiental.
2. La Dirección de Energía Eléctrica verificará, por medio del certificado de existencia y representación legal, que la sociedad solicitante se encuentra activa y fue constituida por lo menos con un (1) año de anterioridad a la fecha de radicación de los documentos señalados en el numeral 1o. de este artículo.
La anterior condición referente al plazo de constitución no aplicará para aquellas empresas que desarrollen proyectos destinados a cumplir obligaciones derivadas de subastas del cargo por confiabilidad o de adjudicaciones en procesos competitivos o subastas para generación a partir de Fuentes No Convencionales de Energías Renovables.
3. A partir de la recepción de los documentos solicitados por parte de la Dirección de Energía Eléctrica del Ministerio de Minas y Energía, ésta tendrá diez (10) días siguientes a la fecha de radicación de los mismos para revisarlos.
En el evento que la Dirección de Energía Eléctrica del Ministerio de Minas y Energía tenga observaciones sobre la solicitud, o denote que la misma no cumple con la totalidad de la documentación anteriormente anotada, requerirá al solicitante dentro de los diez (10) días siguientes a la fecha de radicación para que, por una única vez, la complete o atienda sus comentarios en el término máximo de un (1) mes contado a partir del día siguiente de la recepción del requerimiento. En el caso de los documentos requeridos en los numerales: 1.4, 1.7, 1.10 y, 1.11 del presente artículo, y que hagan falta por aportar, la Dirección de Energía Eléctrica verificará con las autoridades competentes si los mencionados documentos reposan en dichas entidades.
4. Cuando no se complete la totalidad de la documentación requerida y/o no se atienda las observaciones llevadas a cabo por la Dirección de Energía Eléctrica después de haber requerido al propietario del proyecto, si fue necesario; o, verificado con las entidades relacionadas en la expedición de los documentos señalados en el numeral 3 del presente artículo, dicha Dirección dará por finalizado el trámite a través de oficio.
5. Una vez se cuente con la información requerida, la Dirección de Energía Eléctrica del Ministerio de Minas y Energía enviará a la Oficina Asesora Jurídica un concepto técnico sobre la procedencia o no de la expedición del acto administrativo de declaratoria de utilidad pública e interés social.
6. La Oficina Asesora Jurídica revisará la información presentada por el propietario del proyecto, así como el concepto técnico rendido por la Dirección de Energía Eléctrica, para con base en ello determinar si procede o no la declaratoria de utilidad pública. En caso de que sea procedente, proyectará el acto administrativo correspondiente para la firma del Ministro de Minas y Energía.
7. El Ministro de Minas y Energía, después de que se surta el trámite anterior y el proyecto de acto administrativo se haya publicado a comentarios de la ciudadanía, resolverá de fondo la solicitud que haga el propietario del proyecto sobre expedición del acto administrativo de declaratoria de utilidad pública e interés social en un término no mayor de un (1) mes.
PARÁGRAFO. De conformidad con el artículo 6o. de la Ley 2052 de 2020, la solicitud de expedición del acto administrativo de declaratoria de utilidad pública e interés social y demás interacciones que deba hacer el propietario del proyecto ante el Ministerio de Minas y Energía, serán en línea.
ARTÍCULO 2.2.3.7.4.3. DEL ACTO DE DECLARATORIA DE UTILIDAD PÚBLICA E INTERÉS SOCIAL. <Artículo modificado por el artículo 3 del Decreto 1537 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> El Ministro de Minas y Energía podrá, mediante resolución, declarar de utilidad pública e interés social los planes, proyectos y ejecución de obras para la generación, transmisión y distribución de energía eléctrica, y para la producción y almacenamiento de hidrógeno verde, así como las zonas a ellos afectas.
PARÁGRAFO 1o. Contra el acto administrativo que resuelva la solicitud de expedición del acto administrativo de declaratoria de utilidad pública e interés social solo procederá el recurso de reposición, el cual deberá presentarse en los términos previstos en el Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo, o la norma que lo modifique, adicione o sustituya. De tal decisión se deberá comunicar a las autoridades correspondientes, así como a la Agencia Nacional de Hidrocarburos, Agencia Nacional de Minería y Unidad de Gestión de Restitución de Tierras, para lo de sus respectivas competencias.
PARÁGRAFO 2o. La resolución señalará la entidad facultada para expedir el acto administrativo que decreta la expropiación.
PARÁGRAFO 3o. Con el fin de evitar limitaciones innecesarias al ejercicio a la propiedad privada, la entidad propietaria del proyecto deberá liberar en el menor tiempo posible y ante las respectivas Oficinas de Registro de Instrumentos Públicos, y/o a las autoridades correspondientes, las áreas de terreno que no requieran para la construcción del proyecto declarado de utilidad pública e interés social.
ARTÍCULO 2.2.3.7.4.4. DEL ACTO QUE DECRETA LA EXPROPIACIÓN. El acto administrativo que decreta la expropiación, requisito de procedibilidad para iniciar el proceso de expropiación a que hace referencia el artículo 399 del Código General del Proceso (Ley 1564 de 2012), o aquella que la modifique y/o adicione, procederá siempre y cuando haya fracasado la vía de negociación directa con los titulares de los bienes, o cuando estos se nieguen a enajenar o estén incapacitados para hacerlo voluntariamente.
PARÁGRAFO 1o. Cuando se señale al Ministerio de Minas y Energía como entidad facultada para expedir la resolución que ordena la expropiación, la entidad propietaria del proyecto deberá presentar la solicitud de expedición de la misma, dentro de los 15 días hábiles siguientes a la ocurrencia de las circunstancias mencionadas en el inciso anterior.
PARÁGRAFO 2o. El propietario del proyecto que haya sido facultado para ello, expedirá el acto que ordena la expropiación, dentro del mes siguiente a la presentación de las circunstancias mencionadas en el inciso primero de este artículo.
PARÁGRAFO 3o. Contra la resolución que decreta la expropiación procederá el recurso de reposición en los términos del artículo 74 y subsiguientes del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo.
(Decreto 2444 de 2013, artículo 4o)
ARTÍCULO 2.2.3.7.4.5. TÉRMINO PARA EL INICIO DEL PROCESO DE EXPROPIACIÓN. De conformidad con lo previsto por el numeral 2 del artículo 399 de la Ley 1564 de 2012 (Código General del Proceso) o aquella que la modifique y/o adicione, la demanda de expropiación deberá ser presentada dentro de los tres (3) meses siguientes a la fecha en la cual quede en firme la resolución que ordene la expropiación, so pena de que dicha resolución y las inscripciones que se hubieren efectuado en las oficinas de registro de instrumentos públicos pierdan fuerza ejecutoria, sin necesidad de pronunciamiento judicial o administrativo alguno. El registrador deberá cancelar las inscripciones correspondientes, a solicitud de cualquier persona, previa constatación del hecho.
(Decreto 2444 de 2013, artículo 5o)
ARTÍCULO 2.2.3.7.4.6. AUTORIZACIONES AMBIENTALES. En cumplimiento de lo dispuesto por el artículo 52 de la Ley 143 de 1994, la empresa propietaria del proyecto deberá adelantar las actuaciones necesarias ante las autoridades ambientales competentes con el objeto de obtener los permisos establecidos en la Ley 99 de 1993 y las normas que la desarrollen, modifiquen o aclaren.
(Decreto 2444 de 2013, artículo 6o)
ARTÍCULO 2.2.3.7.4.7. PREDIOS DESPOJADOS O ABANDONADOS FORZOSAMENTE. En el evento que con posterioridad al pronunciamiento gubernamental se acreditare que alguno o algunos de los predios vinculados a la declaratoria de utilidad pública e interés social ha sido abandonado o despojado forzosamente en los términos de la Ley 1448 de 2011, los funcionarios judiciales competentes, al pronunciarse de manera definitiva sobre la propiedad o posesión del bien, ordenarán las compensaciones pertinentes bajo los lineamientos legales.
PARÁGRAFO. Si dentro de las respectivas actuaciones judiciales no se acreditare por parte de los propietarios o poseedores de los bienes, buena fe exenta de culpa en la adquisición de los predios objeto de la declaratoria de utilidad pública e interés social, quedarán sujetos al resarcimiento del daño que hubiere causado y a la restitución o pago de la compensación a que hace referencia la Ley 1448 de 2011.
(Decreto 2444 de 2013, artículo 7o)
ARTÍCULO 2.2.3.7.4.8. TRÁMITE PARA LA EXPEDICIÓN DEL ACTO ADMINISTRATIVO DE DECLARATORIA DE UTILIDAD PÚBLICA E INTERÉS SOCIAL DE PROYECTOS DE HIDRÓGENO VERDE. <Artículo adicionado por el artículo 4 del Decreto 1537 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> El trámite de expedición del acto administrativo de declaratoria de utilidad pública e interés social prevista en el artículo 30 de la Ley 2169 de 2021 para proyectos y ejecución de obras para la producción y/o almacenamiento de hidrógeno verde, así como las zonas a ellas afectas, será el siguiente:
1. Radicar la solicitud ante el Ministerio de Minas y Energía, suscrita por el respectivo Representante Legal, acompañándose de:
1.1. Descripción del proyecto en medio electrónico en el que se indique:
a) Nombre del proyecto;
b) Diseños en los que se identifique la localización de equipos y de obras a construir en el área solicitada para la declaratoria de utilidad pública e interés social. Todos los documentos de diseños técnicos deberán contar con la firma del profesional competente con su respectiva matrícula profesional;
c) Descripción de la fase en la que se encuentra el proyecto, tiempo de ejecución y tipo de proyecto, ubicación, municipios afectados, número y potencia de unidades de generación (cuando aplique), capacidad del electrolizador o de la tecnología que se pretenda utilizar para la producción de hidrógeno verde, ficha técnica de la tecnología que se va a implementar para la producción de hidrógeno verde, total de hectáreas a declarar de utilidad pública e interés social debidamente sustentadas, posible fecha de entrada en operación y punto de conexión, cuando el proyecto lo necesite;
d) Justificación de la necesidad del área para la ejecución del proyecto, donde se deberá describir y tener en cuenta, como mínimo, los siguientes criterios:
(i) la actividad a desarrollar por el proyecto (producción y/o almacenamiento de hidrógeno verde); (ii) la capacidad instalada del proyecto de generación, en el entendido que el área deberá corresponder a parámetros de la industria proyecto; y (iii) la relación del área a utilizar con la tecnología a implementar para llevar a cabo la producción de hidrógeno verde.
1.2. Certificación de la empresa propietaria donde se especifique que el polígono, objeto de la solicitud de declaratoria de utilidad pública e interés social, no se superpone con áreas que cuenten con un acto administrativo de declaratoria de utilidad pública e interés social, con proyectos para la producción o almacenamiento de hidrógeno y/o con proyectos de generación, transmisión o distribución de energía eléctrica.
1.3. Certificación de la empresa propietaria del proyecto donde conste la naturaleza jurídica de la sociedad. Para las empresas que no coticen en bolsa, el representante legal también deberá presentar una declaración juramentada sobre la legalidad de sus recursos y activos.
1.4. Para aquellos proyectos que requieran punto de conexión, se deberá allegar concepto favorable vigente sobre el mismo emitido por parte de la UPME o el transportador, según corresponda, a cuyos activos se desee conectar el electrolizador o la tecnología, dependiendo de la clasificación del proyecto, en los términos y aplicación de la normatividad vigente.
1.5. Información geográfica en medio digital, del área a declarar de utilidad pública, y que deberá referirse al datum oficial adoptado para Colombia (MAGNA-SIRGAS), indicando el origen, en coordenadas planas, para lo cual anexará:
a) Archivo shapefile;
b) Relación de las coordenadas en hoja de cálculo;
c) Plano en el que se ubique el área del proyecto, identificando las coordenadas certificadas por el Ministerio del interior acerca de la presencia de grupos étnicos en la zona del proyecto;
d) Plano del proyecto firmado por el profesional competente, en el cual se identifiquen las áreas, debidamente georreferenciadas de la ubicación de las obras del proyecto;
e) Mapa en el que se ubique el área del proyecto.
1.6. Copia de la matrícula profesional de quien realizó el levantamiento topográfico y/o de quien diseñó los planos.
1.7. Acto administrativo mediante el cual la Dirección de la Autoridad Nacional de Consulta Previa del Ministerio del Interior, o de quien haga sus veces, determina que, para la ejecución del proyecto, procede o no la consulta previa con comunidades: i) Indígenas; ii) Negras, Afrocolombianas, Raizales y Palenqueras; iii) Rom. Este documento no podrá haberse expedido con más de seis meses contados desde la radicación de la solicitud por parte del propietario del proyecto.
1.8. Certificado de la ANT, o de quien haga sus veces, sobre la existencia de resguardos indígenas legalmente constituidos y de tierras de propiedad colectiva de grupos étnicos en el área comprendida dentro de las poligonales del proyecto. Este documento no podrá haberse expedido con más de seis meses contados desde la radicación de la solicitud por parte del propietario del proyecto.
1.9. Certificado de la Unidad Administrativa Especial de Gestión de Restitución de Tierras Despojadas, o de quien haga sus veces, en la que se indique si el área de influencia del proyecto se sobrepone con un área macrofocalizada y/o microfocalizada por dicha Unidad, o si se ha solicitado por un particular, inclusión en el registro de tierras despojadas o abandonadas forzosamente que afecte alguno de los predios del mismo. Este documento no podrá haberse expedido con más de seis meses contados desde la radicación de la solicitud por parte del propietario del proyecto.
2. La Dirección de Energía Eléctrica verificará, por medio del certificado de existencia y representación legal de la sociedad solicitante, que la misma se encuentra activa y fue constituida por lo menos con un (1) año de anterioridad a la fecha de radicación de los documentos señalados en el numeral 1o. de este artículo.
En caso de ser una sociedad sin domicilio ni sucursal en Colombia, o cuya sociedad matriz tenga domicilio en el exterior, el propietario del proyecto deberá aportar el documento en el que acredite su existencia y representación legal y que cumpla con este fin en el ordenamiento jurídico de origen de la sociedad. Este documento deberá aportarse con la demás documentación señalada en el numeral 1o. de este artículo.
La condición referente al plazo de constitución, no aplicará para aquellas empresas que desarrollen proyectos destinados a cumplir obligaciones derivadas de subastas del cargo por confiabilidad o de adjudicaciones en procesos competitivos o subastas para generación a partir de Fuentes No Convencionales de Energías Renovables.
3. A partir de la recepción de los documentos exigidos por parte de la Dirección de Energía Eléctrica del Ministerio de Minas y Energía, ésta tendrá diez (10) días, siguientes a la fecha de radicación de los mismos, para revisarlos.
En el evento que la Dirección de Energía Eléctrica del Ministerio de Minas y Energía tenga observaciones sobre la solicitud, o advierta que la misma no cumple con la totalidad de la documentación, requerirá al solicitante dentro de los diez (10) días siguientes a la fecha de radicación para que, por una única vez, la complete o atienda sus comentarios en el término máximo de un (1) mes contado a partir del día siguiente de la recepción del requerimiento. En el caso de los documentos requeridos en los numerales: 1.4, y 1.7 del presente artículo que hagan falta por aportar, la Dirección de Energía Eléctrica verificará con las autoridades competentes si los mencionados documentos reposan en dichas entidades.
4. Cuando no se complete la totalidad de la documentación requerida y/o no se atienda las observaciones llevadas a cabo por la Dirección de Energía Eléctrica después de haber requerido al propietario del proyecto, si fue necesario; o, verificado con las entidades relacionadas en la expedición de los documentos señalados en el numeral 3o. del presente artículo, dicha Dirección dará por finalizado el trámite a través de oficio.
5. Una vez se cuente con la información requerida, la Dirección de Energía Eléctrica del Ministerio de Minas y Energía enviará a la Oficina Asesora Jurídica un concepto técnico sobre la procedencia o no de la expedición del acto administrativo de declaratoria de utilidad pública e interés social.
6. La Oficina Asesora Jurídica revisará la información presentada por el propietario del proyecto, así como el concepto técnico rendido por la Dirección de Energía Eléctrica, para con base en ello determinar si procede o no la declaratoria de utilidad pública. En caso de que sea procedente, proyectará el acto administrativo correspondiente para la firma del Ministro de Minas y Energía.
7. El Ministro de Minas y Energía, después de que se surta el trámite anterior y el proyecto de acto administrativo se haya publicado a comentarios de la ciudadanía, resolverá de fondo la solicitud que haga el propietario del proyecto sobre expedición del acto administrativo de declaratoria de utilidad pública e interés social en un término no mayor a un (1) mes.
PARÁGRAFO 1o. De conformidad con el artículo 6o. de la Ley 2052 de 2020, la solicitud de expedición del acto administrativo de declaratoria de utilidad pública e interés social y demás interacciones que deba hacer el propietario del proyecto ante el Ministerio de Minas y Energía, serán en línea.
PARÁGRAFO 2o. Los proyectos relacionados en el presente artículo deberán estar inscritos en el registro de proyectos de hidrógeno designado para el efecto por el Ministerio de Minas y Energía al momento de la solicitud de expedición del acto administrativo de declaratoria de utilidad pública e interés social. Hasta tanto entre en operación el sistema de registro de hidrógeno, estar registrado no será un requisito para presentar la solicitud de expedición del acto administrativo de declaratoria de utilidad pública e interés social.
ARTÍCULO 2.2.3.7.4.9. CAUSALES DE IMPROCEDENCIA DE LA DECLARATORIA DE UTILIDAD PÚBLICA. <Artículo adicionado por el artículo 5 del Decreto 1537 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> El Ministerio de Minas y Energía establecerá las causales de improcedencia de las solicitudes de expedición del acto de declaratoria de utilidad pública e interés social.
ARTÍCULO 2.2.3.7.4.10. CESIÓN DEL ACTO ADMINISTRATIVO DE LA DECLARATORIA DE UTILIDAD PÚBLICA E INTERÉS SOCIAL. <Artículo adicionado por el artículo 6 del Decreto 1537 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> El Ministerio de Minas y Energía podrá establecer la posibilidad y condiciones para la cesión del acto administrativo de declaratoria de utilidad pública.
ARTÍCULO 2.2.3.7.4.11. VIGENCIA DEL ACTO ADMINISTRATIVO DE LA DECLARATORIA DE UTILIDAD PÚBLICA. <Artículo adicionado por el artículo 7 del Decreto 1537 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> El acto administrativo de declaratoria pública e interés social tendrá una vigencia de dos (2) años contados a partir de su ejecutoria.
Luego de dicho término, el acto administrativo de la declaratoria de utilidad pública perderá su vigencia, excepto en aquellos casos en los que se haya iniciado el trámite de expropiación. En este caso, el acto administrativo mantendrá su vigencia hasta que se finalice el proceso de expropiación.
DE LAS EXPROPIACIONES Y SERVIDUMBRES.
ARTÍCULO 2.2.3.7.5.1. PROCESOS JUDICIALES. Los procesos judiciales que sean necesarios para imponer y hacer efectivo el gravamen de servidumbre pública de conducción de energía eléctrica, serán promovidos, en calidad de demandante, por la entidad de derecho público que haya adoptado el respectivo proyecto y ordenado su ejecución, de acuerdo con los requisitos y el procedimiento, señalados en este Decreto.
(Decreto número 2580 de 1985, artículo 1o)
ARTÍCULO 2.2.3.7.5.2. DE LA DEMANDA. La demanda se dirigirá contra los titulares de derechos reales principales sobre los respectivos bienes y deberá contener los requisitos establecidos en los artículos 82 y 83 del Código General del Proceso y a ella se adjuntarán solamente, los siguientes documentos:
a) El plano general en el que figure el curso que habrá de seguir la línea de transmisión y distribución de energía eléctrica objeto del proyecto con la demarcación específica del área.
b) El inventario de los daños que se causaren, con el estimativo de su valor realizado por la entidad interesada en forma explicada y discriminada, acompañado del acta elaborada al efecto.
c) El certificado de matrícula inmobiliaria del predio.
Cuando no fuere posible acompañar el certificado de registro de la propiedad y demás derechos reales constituidos sobre los inmuebles objeto de la servidumbre, en la demanda se expresará dicha circunstancia bajo juramento, que se entenderá prestado con la sola presentación de aquella.
d) El título judicial correspondiente a la suma estimada como indemnización.
e) Los demás anexos de que trata el artículo 84 del Código General del Proceso.
(Decreto número 2580 de 1985, artículo 2o)
ARTÍCULO 2.2.3.7.5.3. TRÁMITE. Los procesos a que se refiere este Decreto seguirán el siguiente trámite:
1. En el auto admisorio de la demanda se ordenará correr traslado de ella al demandado, por el término de tres (3) días y se ordenará la inscripción de la demanda en la Oficina de Registro de Instrumentos Públicos del lugar de ubicación del inmueble, si esta petición ha sido formulada por el demandante.
2. Cuando el demandante haya manifestado en la demanda la imposibilidad de anexar el certificado del Registrador de Instrumentos Públicos sobre propiedad y demás derechos reales principales, el juez ordenará, en el auto admisorio de la demanda, el emplazamiento de todas las personas que puedan tener derecho a intervenir en el proceso.
En el edicto emplazatorio se expresará la naturaleza del proceso, el nombre del demandante, del demandado, si se conoce, o la indicación de que se trata de personas indeterminadas y la prevención de que se designará curador ad liten a los emplazados si no comparecen en oportunidad.
El edicto se fijará por el término de un (1) mes en un lugar visible de la Secretaría y se publicará en un diario de amplia circulación en la localidad, por tres veces, durante el mismo término y por medio de la radiodifusora del lugar, si la hubiere, con intervalos no menores de cinco (5) días.
Cuando el citado figure en el directorio técnico se enviará a la dirección que allí aparezca, copia del edicto por correo certificado, o con empleado del Juzgado que la entregará a cualquier persona que allí se encuentre o la fijará en la puerta de acceso, según las circunstancias, todo lo cual se hará constar en el expediente, al que se agregarán el edicto, sendos ejemplares del diario y certificación auténtica del administrador de la emisora.
Transcurridos cinco (5) días a partir de la expiración del término de emplazamiento, el juez designará a los citados un curador ad liten, con quien se surtirá la notificación.
3. Salvo lo dispuesto en el numeral anterior, si dos (2) días después de proferido el auto admisorio de la demanda no se hubiere podido notificar a todos los demandados, el juez de oficio los emplazará por edicto que durará fijado tres (3) días en la Secretaría y se publicará por una vez en un diario de amplia circulación en la localidad y por una radiodifusora si existiere allí, copia de aquél se fijará en la puerta de acceso al inmueble respectivo. Al demandado que no habite ni trabaje en dicho inmueble, pero figure en el directorio telefónico de la misma ciudad, se le remitirá copia del edicto al lugar en él consignado por correo certificado o con empleado del despacho.
Cumplidas las anteriores formalidades sin que los demandados se presenten en los tres (3) días siguientes, se les designará un curador ad liten a quien se notificará el auto admisorio de la demanda.
4. El juez, dentro de las cuarenta y ocho (48) horas siguientes a la presentación de la demanda, practicará una inspección judicial sobre el predio afectado, identificará el inmueble, hará un examen y reconocimiento de la zona objeto del gravamen y autorizará la ejecución de las obras que de acuerdo con el proyecto sean necesarias para el goce efectivo de la servidumbre.
5. Si la parte demandada no estuviere conforme con el estimativo de los perjuicios, podrá pedir dentro de los cinco (5) días siguientes a la notificación del auto admisorio de la demanda que se practique un avalúo de los daños que se causen y se tase la indemnización a que haya lugar por la imposición de la servidumbre.
El avalúo se practicará por dos peritos escogidos así: Uno de la lista de auxiliares del Tribunal Superior correspondiente y el otro de la lista suministrada con el Instituto Geográfico Agustín Codazzi. En caso de desacuerdo en el dictamen, se designará un tercer perito escogido de la lista suministrada por el mencionado Instituto, quien dirimirá el asunto.
Sólo podrán avaluarse las mejoras existentes al momento de notificarse el auto admisorio de la demanda y las efectuadas con posterioridad siempre y cuando sean necesarias para la conservación del inmueble.
6. En estos procesos no pueden proponerse excepciones.
7. Con base en los estimativos, avalúos, inventarios o pruebas que obren en el proceso, el juez dictará sentencia, señalará el monto de la indemnización y ordenará su pago.
Las indemnizaciones que correspondan a titulares de derechos reales principales, debidamente registrados en el certificado de matrícula inmobiliaria, representados por curador, poseedores o tenedores, se entregarán por el juzgado cuando ellos comparezcan.
8. Si en la sentencia se fija una indemnización mayor que la suma consignada, la entidad demandante deberá consignar la diferencia en favor de los titulares de derechos reales del predio, o de los poseedores. Desde la fecha que recibió la zona objeto de la servidumbre hasta el momento en que deposite el saldo, reconocerá intereses sobre el valor de la diferencia, liquidados según la tasa de interés bancaria corriente en el momento de dictar la sentencia.
(Decreto número 2580 de 1985, artículo 3o)
ARTÍCULO 2.2.3.7.5.4. DE LA NO EXIGENCIA DE UN REQUISITO. El acto administrativo a que se refiere el artículo 18 de la Ley 56 de 1981, no es exigible en los procesos a que se refiere el presente decreto.
(Decreto número 2580 de 1985, artículo 4o)
ARTÍCULO 2.2.3.7.5.5. REMISIÓN DE NORMAS. Cualquier vacío en las disposiciones anteriores se llenará de acuerdo con las normas del Código General del Proceso.
(Decreto número 2580 de 1985, artículo 5o)
ARTÍCULO 2.2.3.7.5.6. RÉGIMEN APLICABLE. Los procesos sobre servidumbre pública de conducción de energía eléctrica, iniciados antes de la vigencia del Decreto 2580 de 1985, se sujetarán en lo pertinente, a las disposiciones contenidas en este reglamento. No obstante los recursos interpuestos, la práctica de las pruebas decretadas, los términos que hubieren comenzado a correr y las notificaciones que se estén surtiendo, se regirán por las normas vigentes cuando se interpuso el recurso, se decretaron las pruebas, empezó a correr el término, o principió a surtirse la notificación.
(Decreto número 2580 de 1985, artículo 6o)
ARTÍCULO 2.2.3.7.5.7. DE OTRAS ACCIONES SOBRE LOS PREDIOS OBJETO DEL PROCESO DE SERVIDUMBRE. Quedan a salvo las acciones que tengan los tenedores de los predios materia del proceso, respecto de los titulares de derechos reales principales. Podrán ejercitarse ante la Justicia ordinaria y no suspenderán el curso del proceso de imposición de la servidumbre.
(Decreto número 2580 de 1985, artículo 7o)
PROMOCIÓN, DESARROLLO Y UTILIZACIÓN DE LAS FUENTES NO
CONVENCIONALES DE ENERGÍA, (FNCE).
GENERALIDADES.
ARTÍCULO 2.2.3.8.1.1. DEFINICIONES. <Artículo derogado por el artículo 4 del Decreto 829 de 2020>
DEDUCCIÓN ESPECIAL SOBRE EL IMPUESTO DE RENTA Y
COMPLEMENTARIOS.
ARTÍCULO 2.2.3.8.2.1. DEDUCCIÓN ESPECIAL EN LA DETERMINACIÓN DEL IMPUESTO SOBRE LA RENTA. <Artículo derogado por el artículo 4 del Decreto 829 de 2020>
ARTÍCULO 2.2.3.8.2.2. REQUISITOS GENERALES PARA ACCEDER AL INCENTIVO. <Artículo derogado por el artículo 4 del Decreto 829 de 2020>
ARTÍCULO 2.2.3.8.2.3. ALCANCE DE LA APLICACIÓN DE LA DEDUCCIÓN ESPECIAL. <Artículo derogado por el artículo 4 del Decreto 829 de 2020>
ARTÍCULO 2.2.3.8.2.4. INVERSIONES REALIZADAS A TRAVÉS DE LEASING FINANCIERO. <Artículo derogado por el artículo 4 del Decreto 829 de 2020>
ARTÍCULO 2.2.3.8.2.5. EFECTO DE LAS ANULACIONES, RESOLUCIONES Y RESCISIONES DE LOS CONTRATOS EN NUEVAS INVERSIONES EN PROYECTOS DE FNCE O GESTIÓN EFICIENTE DE LA ENERGÍA. <Artículo derogado por el artículo 4 del Decreto 829 de 2020>
ARTÍCULO 2.2.3.8.2.6. ENAJENACIÓN DE LOS ACTIVOS INTEGRANTES DE PROYECTOS PARA EL DESARROLLO DE FNCE O GESTIÓN EFICIENTE DE LA ENERGÍA. <Artículo derogado por el artículo 4 del Decreto 829 de 2020>
EXCLUSIÓN DEL IVA.
ARTÍCULO 2.2.3.8.3.1. REQUISITOS GENERALES PARA ACCEDER A ESTE INCENTIVO. <Artículo derogado por el artículo 4 del Decreto 829 de 2020>
EXENCIÓN DE GRAVAMEN ARANCELARIO.
ARTÍCULO 2.2.3.8.4.1. REQUISITOS GENERALES PARA ACCEDER A ESTE INCENTIVO. <Artículo derogado por el artículo 4 del Decreto 829 de 2020>
RÉGIMEN DE DEPRECIACIÓN ACELERADA.
ARTÍCULO 2.2.3.8.5.1. REQUISITOS GENERALES PARA ACCEDER AL INCENTIVO DE DEPRECIACIÓN ACELERADA DE ACTIVOS. <Artículo derogado por el artículo 4 del Decreto 829 de 2020>
ADECUACIÓN DE TRÁMITES.
ARTÍCULO 2.2.3.8.6.1. MINISTERIO DE AMBIENTE Y DESARROLLO SOSTENIBLE. <Ver Notas del Editor> <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2143 de 2015. El nuevo texto es el siguiente:> El Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible o la entidad que este delegue para tal fin, expedirá en un plazo máximo de tres (3) meses contados a partir de la entrada en vigencia del presente decreto, los trámites y requisitos para otorgar la Certificación de Beneficio Ambiental sobre la compra de equipos, elementos y maquinaria o la adquisición de servicios excluidos de IVA o sujetos de la deducción especial, por nuevas inversiones en proyectos de FNCE o gestión eficiente de la energía.
Dichas solicitudes de certificación serán decididas en un plazo de hasta noventa (90) días calendario, contados a partir de la radicación de la solicitud en dicha entidad con el lleno de los requisitos establecidos para ello.
ARTÍCULO 2.2.3.8.6.2. UNIDAD DE PLANEACIÓN MINERO ENERGÉTICA. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2143 de 2015. El nuevo texto es el siguiente:> La Unidad de Planeación Minero Energética establecerá en un plazo de tres (3) meses contados a partir de la entrada en vigencia del presente decreto, los trámites y requisitos para: (i) el registro de proyectos de FNCE y (ii) emitir la certificación que avala la documentación del proyecto exigida para la exención de gravamen arancelario de que trata el artículo 13 de la Ley 1715 de 2014. En el mismo plazo, deberá expedir la lista de bienes y servicios nacionales o que serán importados y que aplicarán para el beneficio de la exclusión del IVA.
La certificación que avala la documentación del proyecto exigida para la exención de gravamen arancelario y la exclusión de IVA serán emitidas en un plazo de cuarenta y cinco (45) días calendario, contados a partir de la solicitud radicada en la UPME.
ARTÍCULO 2.2.3.8.6.3. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2143 de 2015. El nuevo texto es el siguiente:> La decisión administrativa correspondiente a las solicitudes de Certificación de Beneficio Ambiental y de exención de gravamen arancelario por Importación serán atendidas de conformidad con el procedimiento contemplado en la Ley 1437 de 2011 o sus modificaciones y contra las decisiones que se adopten procederá el recurso de reposición.
ARTÍCULO 2.2.3.8.6.4. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2143 de 2015. El nuevo texto es el siguiente:> La expedición del presente decreto <Decreto 2143 de 2015> no podrá dar origen a ajustes que impliquen recursos adicionales a los ya contemplados en el Marco de Mediano Plazo vigente para sectores de Ambiente y de Minas y Energía.
LINEAMIENTOS DE POLÍTICA PÚBLICA PARA LA CONTRATACIÓN A LARGO PLAZO DE PROYECTOS DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA.
ARTÍCULO 2.2.3.8.7.1. OBJETO. <Artículo NULO>
ARTÍCULO 2.2.3.8.7.2. ÁMBITO DE APLICACIÓN. <Artículo NULO>
ARTÍCULO 2.2.3.8.7.3. OBJETIVOS. <Artículo NULO>
ARTÍCULO 2.2.3.8.7.4. REVISIÓN Y SEGUIMIENTO. <Artículo NULO>
ARTÍCULO 2.2.3.8.7.5. CARACTERÍSTICAS. <Artículo NULO>
ARTÍCULO 2.2.3.8.7.6. TRASLADO A LA FÓRMULA TARIFARIA. <Artículo NULO>
ARTÍCULO 2.2.3.8.7.7. OTRAS DISPOSICIONES. <Artículo NULO>
TRANSFERENCIAS DEL SECTOR ELÉCTRICO A PARTIR DE FUENTES NO CONVENCIONALES DE ENERGÍA (FNCE).
TRANSFERENCIAS ELÉCTRICAS CON DESTINO A MUNICIPIOS Y DISTRITOS BENEFICIARIOS.
ARTÍCULO 2.2.3.8.8.1.1. OBJETO. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 421 de 2021. El nuevo texto es el siguiente:> La presente Subsección tiene por objeto reglamentar parcialmente las transferencias a las que se refiere el artículo 289 de la Ley 1955 de 2019 y de las que son beneficiarios los municipios o distritos que se ubiquen únicamente en el área de influencia del respectivo proyecto de generación de energía eléctrica con Fuentes No Convencionales de Energía (FNCE).
Los recursos que se recauden por concepto de estas transferencias se destinarán en un 40% a aquellos municipios o distritos localizados únicamente en el área de influencia del proyecto de generación.
PARÁGRAFO 1o. En caso de no existir comunidades étnicas acreditadas por el Ministerio del Interior en el área de influencia, el 100% de las transferencias eléctricas de las que trata el artículo 289 de la Ley 1955 de 2019, se destinará a los municipios y distritos que se ubiquen únicamente en dicha área-de influencia del proyecto de generación, eh los términos desarrollados en la presente subsección.
PARÁGRAFO 2o. Para efectos de la liquidación y pago de la transferencia, se entenderá que el área de influencia será únicamente la del proyecto de generación, de acuerdo con lo establecido en el Estudio de Impacto Ambiental y en la licencia ambiental que expida la autoridad ambiental competente para el proyecto de generación.
ARTÍCULO 2.2.3.8.8.1.2. OBLIGADOS AL PAGO DE LA TRANSFERENCIA. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 421 de 2021. El nuevo texto es el siguiente:> Estarán obligados al pago de la transferencia de la que trata el artículo 2.2.3.8.8.1 de la presente Subsección, quienes produzcan energía eléctrica a partir de Fuentes No Convencionales de Energía (FNCE) a las que se refiere la Ley 1715 de 2014 y cuyas plantas con potencia nominal instalada total supere los 10.000 kilovatios.
La transferencia será equivalente al 1% de las ventas brutas de energía por generación propia de acuerdo con la tarifa que para ventas en bloque señale la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG).
PARÁGRAFO 1o. Se exceptúa de las transferencias establecidas en este artículo, a la energía producida por la que ya se paguen las transferencias por generación térmica o hidroeléctrica, establecidas en el artículo 45 de la Ley 99 de 1993 o las normas que lo modifiquen o adicionen.
PARÁGRAFO 2o. La tarifa de la transferencia de que trata el presente artículo se incrementará a 2% cuando la capacidad instalada de generación eléctrica a partir de fuentes no convencionales de energía renovables, reportada por el Centro Nacional de Despacho (CND), sea superior al 20% de la capacidad instalada de generación total del país.
ARTÍCULO 2.2.3.8.8.1.3. ADMINISTRACIÓN. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 421 de 2021. El nuevo texto es el siguiente:> Los recursos que deban destinarse a los municipios o distritos por concepto del pago de las transferencias del sector eléctrico de las que trata la presente Subsección, serán administrados a través de una subcuenta independiente de ingresos por transferencias, a nombre del respectivo municipio o distrito.
Cuando el área de influencia del proyecto de generación se encuentre ubicada en jurisdicción de dos o más municipios y/o distritos, los recursos se distribuirán a prorrata del área que cada municipio o distrito tenga respecto del área de influencia total del proyecto de generación.
ARTÍCULO 2.2.3.8.8.1.4. DESTINACIÓN DE LOS RECURSOS. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 421 de 2021. El nuevo texto es el siguiente:> Los municipios o distritos beneficiarios de las transferencias del sector eléctrico destinarán los recursos de estas transferencias a proyectos de inversión en infraestructura, servicios públicos, saneamiento básico y/o de agua potable.
PARÁGRAFO 1o. Los proyectos deberán estar previstos en el plan de desarrollo municipal o distrital.
PARÁGRAFO 2o. Los municipios y distritos podrán ejecutar los recursos de manera conjunta en caso de que tengan una necesidad común.
Los recursos de las transferencias del sector eléctrico, de que trata la presente subsección, podrán considerarse como una fuente de cofinanciación de otros proyectos de naturaleza pública, privada o mixta, y de cooperación internacional.
ARTÍCULO 2.2.3.8.8.1.5. LIQUIDACIÓN Y PAGO. <Artículo modificado por el artículo 3 del Decreto 1302 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> Dentro de los 10 primeros días de cada mes, y sobre la base de las ventas brutas del mes anterior, las empresas a las que se les aplica la presente subsección harán la liquidación de los valores a transferir, mediante acto administrativo para el caso de las empresas públicas o mixtas, y mediante comunicación para el caso de las privadas.
La transferencia del resultado de la liquidación deberá efectuarse dentro de los 90 días siguientes, una vez vencido el término expuesto en el inciso anterior, so pena de incurrir en mora y pagar un interés moratorio a la tasa prevista en el Estatuto Tributario.
Dentro de los cinco (5) días siguientes a la liquidación mensual de las transferencias y el desembolso de los recursos, las empresas deberán informar de la respectiva actuación a los municipios o distritos beneficiarios.
TRANSFERENCIAS ELÉCTRICAS CON DESTINO A COMUNIDADES INDÍGENAS.
ARTÍCULO 2.2.3.8.8.2.1. OBJETO. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1302 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> La presente Subsección tiene por objeto reglamentar las transferencias a las que se refiere el inciso segundo del artículo 289 de la Ley 1955 de 2019 y de las que son beneficiarias las comunidades indígenas certificadas por el Ministerio del Interior - Dirección de la Autoridad Nacional de Consulta Previa en el certificado de procedencia y oportunidad de consulta previa, o el que haga sus veces, y que se encuentren en el Área de Influencia del respectivo proyecto de generación de energía eléctrica con Fuentes No Convencionales de Energía (FNCE).
Los recursos que se recauden por concepto de estas transferencias se destinarán en un 60% en partes iguales a las comunidades étnicas beneficiarias, siempre que existan.
ARTÍCULO 2.2.3.8.8.2.2. DEFINICIONES. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1302 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> Para efectos de la presente subsección, se definen los siguientes conceptos:
Área de Influencia del Proyecto de Generación. Será la establecida en el Estudio de Impacto Ambiental y en la licencia ambiental, o instrumento de manejo y control ambiental equivalente, que expida la autoridad ambiental competente para la construcción del proyecto de generación.
Comunidades Indígenas Beneficiarias. Son las comunidades indígenas que hayan sido certificadas por el Ministerio del Interior - Dirección de la Autoridad Nacional de Consulta Previa en el certificado de procedencia y oportunidad de consulta previa, o del documento que haga sus veces y que se encuentren ubicados en el Área de Influencia del Proyecto de Generación de ener gía eléctrica.
Fuentes No Convencionales de Energía (FNCE). Son aquellos recursos de energía disponibles a nivel mundial que son ambientalmente sostenibles, pero que en el país no son empleados o son utilizados de manera marginal y no se comercializan ampliamente. Se consideran FNCE la energía nuclear o atómica y las FNCER. Otras fuentes podrán ser consideradas como FNCE según lo determine la UPME.
Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER). Son aquellos recursos de energía renovable disponibles a nivel mundial que son ambientalmente sostenibles, pero que en el país no son empleados o son utilizados de manera marginal y no se comercializan ampliamente. Se consideran FNCER la biomasa, los pequeños aprovechamientos hidroeléctricos, la eólica, la geotérmica, la solar y los mares. Otras fuentes podrán ser consideradas como FNCER según lo determine l a UPME.
Potencia Nominal. Potencia en vatios (W) a la que puede operar un equipo sin presentar pérdida de vida útil o daños atribuibles a la operaci ón de este.
Sujetos Obligados. Son los generadores de energía eléctrica producida a partir de Fuentes No Convencionales de Energía a las que se refiere la Ley 1715 de 2014, que tengan plantas con potencia nominal instalada total superior a los 10.000 kilovatios, y en cuya Área de Influencia del Proyecto de Generación existan Comunidades Indígenas Beneficiarias.
Transferencias por generación de energía FNCE. Es el valor equivalente al 1% de las ventas brutas de energía por generación propia, de acuerdo con la tarifa que para ventas en bloque señale la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), que deberán cancelar aquellas plantas con potencia nominal instalada total que supere los 10.000 kilovatios. Se exceptúa de estas transferencias, a la energía producida por la que ya se paguen las transferencias por generación térmica o hidroeléctrica, establecidas en el artículo 45 de la Ley 99 de 1993 o las normas que lo modifiquen o adicionen.
ARTÍCULO 2.2.3.8.8.2.3. CERTIFICACIÓN DE LAS COMUNIDADES INDÍGENAS BENEFICIARIAS. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1302 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> Serán beneficiarias de los recursos de las transferencias del sector eléctrico de que trata la presente subsección, las comunidades indígenas que se encuentran ubicadas en el Área de Influencia del Proyecto de Generación y que hayan sido certificadas por el Ministerio del Interior - Dirección de la Autoridad Nacional de Consulta Previa a través del certificado de procedencia y oportunidad de consulta previa, o del documento que haga sus veces.
ARTÍCULO 2.2.3.8.8.2.4. ADMINISTRACIÓN DE LOS RECURSOS. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1302 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> Las Comunidades Indígenas Beneficiarias recibirán y administrarán los recursos de las transferencias de las que trata la presente Subsección.
A través de la Mesa de Planeación y Seguimiento, de que trata el artículo 2.2.3.8.8.2.8. de la presente Subsección, se definirá en sesión oficial con las autoridades legítimas de las Comunidades Indígenas Beneficiarias, el vehículo financiero por medio del cual el Sujeto Obligado deberá realizar el pago de las transferencias, siempre que tal vehículo permita hacer seguimiento a los recursos por parte de la autoridad competente. Esta decisión deberá ser oficializada mediante acta suscrita por las autoridades de las Comunidades Indígenas Beneficiarias, y tendrá efectos vinculantes para las partes, además de gozar de legalidad y legitimidad ante las autoridades competentes.
Una vez se cuente con el vehículo financiero al que hace referencia el inciso anterior, la Comunidad Indígena Beneficiaria deberá enviar comunicación escrita al Sujeto Obligado informando que el depósito de los recursos de las transferencias deberá hacerse en dicho instrumento.
ARTÍCULO 2.2.3.8.8.2.5. LIQUIDACIÓN, PAGO Y COMUNICACIÓN DE LAS TRANSFERENCIAS. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1302 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> Dentro de los diez (10) primeros días de cada mes, y sobre la base de las ventas brutas del mes anterior, los Sujetos Obligados harán la liquidación de los valores correspondientes a las transferencias de que trata el inciso segundo del artículo 289 de la Ley 1955 de 2019 y reglamentadas en la presente subsección.
El depósito deberá hacerse dentro de los noventa (90) días siguientes al vencimiento del término anterior, so pena de incurrir en mora y pagar un interés moratoria a la tasa prevista en el Estatuto Tributario
Dentro de los cinco (5) días siguientes al depósito de los recursos de las transferencias, los Sujetos Obligados deberán informar de la respectiva actuación a las Comunidades Étnicas Beneficiarias a través de comunicación dirigida a la Mesa de Planeación y Seguimiento de que trata el artículo 2.2.3.8.8.2.8. de la presente subsección.
La obligación de pago de las transferencias se entenderá extinguida una vez se depositen los recursos en el vehículo financiero definido en la Mesa de Planeación y Seguimiento, en los términos que establece el artículo 2.2.3.8.8.2.4. de este Decreto.
ARTÍCULO 2.2.3.8.8.2.6. DESTINACIÓN DE LOS RECURSOS. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1302 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> Los recursos depositados deberán destinarse exclusivamente, en los términos del artículo 289 de la Ley 1955 de 2019, a la ejecución y/o cofinanciación de proyectos de infraestructura, servicios públicos, saneamiento básico y/o de agua potable, así como en proyectos que dichas comunidades definan, siempre que incidan directamente en su calidad de vida y bienestar, armonizados y alineados a los planes de vida y etnodesarrollo o sus equivalentes de las respectivas Comunidades Indígenas Beneficiarias.
PARÁGRAFO 1o. Los recursos de estas transferencias del sector eléctrico podrán ser fuente de cofinanciación de otros proyectos de naturaleza pública, privada o mixta, y de cooperación internacional, siempre que cumplan con la destinación a la que se refiere este artículo. Así mismo, los proyectos podrán recibir cofinanciación de otros proyectos de naturaleza pública, privada o mixta, y de cooperación internacional.
PARÁGRAFO 2o. Los proyectos deberán contar con los estudios previos que sean necesarios para llevarlos a cabo y dimensionar razonablemente su costo, tales como diseños, estudios técnicos y ambientales, costos de interventoría, entre otros, los cuales podrán ser financiados con los recursos de las transferencias eléctricas a que se refiere la presente subsección o a través de cualquiera de las fuentes de financiación indicadas en el parágrafo 1o de este artículo.
ARTÍCULO 2.2.3.8.8.2.7. PROYECTOS INTEGRALES DE BENEFICIO COMÚN. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1302 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> Con el propósito de promover el desarrollo colectivo de las Comunidades Indígenas Beneficiarias, los proyectos a ejecutar con los recursos provenientes de las transferencias de las que trata la presente subsección propenderán por ser integrales y de beneficio común. Dichos proyectos tendrán la destinación de la que trata el artículo 2.2.3.8.8.2.6. y deberán favorecer de manera equitativa a las Comunidades Indígenas Beneficiarias.
ARTÍCULO 2.2.3.8.8.2.8. MESA DE PLANEACIÓN Y SEGUIMIENTO. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1302 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> Para la ejecución de los proyectos a ser financiados con los recursos a que se refiere esta Subsección, se establecerá una Mesa de Planeación y Seguimiento, la cual estará conformada por representantes de los Sujetos Obligados y cada uno de los representantes legales y/o autoridades legítimas de las Comunidades Indígenas Beneficiarias, en atención a la estructura de gobierno propio de cada comunidad.
La Mesa de Planeación y Seguimiento se dará su propio reglamento y deberá estar conformada con anterioridad a la entrada en operación comercial del proyecto de generación de energía. Dicha Mesa, tendrá por finalidad la articulación entre las comunidades indígenas para la implementación de los proyectos o los Proyectos Integrales de Beneficio Común.
PARÁGRAFO 1o. La participación de los Sujetos Obligados en la Mesa de Planeación y Seguimiento será solo de acompañamiento.
PARÁGRAFO 2o. Al menos una vez al año, a partir del inicio de la operación comercial del proyecto, se convocará, de acuerdo con lo previsto en el reglamento interno, a la Mesa de Planeación y Seguimiento.
PARÁGRAFO 3o. Dentro de los seis (6) meses siguientes a la expedición del presente decreto, los Sujetos Obligados que tengan proyectos que hayan entrado en operación y tengan Comunidades Indígenas Beneficiarias, deberán conformar dicha Mesa de Planeación y Seguimiento.
ARTÍCULO 2.2.3.8.8.2.9. EJECUCIÓN DE LOS PROYECTOS. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1302 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> Las Comunidades Indígenas Beneficiarias, a través de sus organizaciones representativas, previo cumplimiento de sus requisitos de experiencia e idoneidad, podrán ser ejecutores de los Proyectos Integrales de Beneficio Común, en atención a los principios de gradualidad y progresividad en materia de contratación, y según lo establecido en los Decretos 1088 de 1993 y 252 de 2020, y las normas que los modifiquen, sustituyan o adicionen.
Cuando en el territorio se identifiquen organizaciones propias que no cumplan los requisitos mínimos exigidos para ser seleccionados como ejecutores de los Proyectos Integrales de Beneficio Común, a través de la Mesa de Planeación y Seguimiento se definirán los ejecutores externos.
Para la ejecución contractual, se deberá exigir al ejecutor del proyecto la constitución de una garantía única.
PARÁGRAFO 1o. Todos los Proyectos Integrales de Beneficio Común deberán contar con una interventoría, seleccionada por la Mesa de Planeación y Seguimiento, con base en los criterios que esta defina, y con cargo a los recursos depositados.
PARÁGRAFO 2o. Las modificaciones a los cronogramas de ejecución de los proyectos podrán hacerse previa aprobación del interventor y deberán ser comunicadas a la Mesa de Planeación y Seguimiento.
ARTÍCULO 2.2.3.8.8.2.10. CUMPLIMIENTO DE LOS EJECUTORES. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1302 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> La obligación del ejecutor se entenderá cumplida con la entrega satisfactoria del proyecto ante la Mesa de Planeación y Seguimiento.
En caso de que los ejecutores incumplan alguna de las obligaciones a su cargo e indicadas en el documento de su contratación, las Comunidades Indígenas Beneficiarias podrán adelantar las acciones legales correspondientes, tendientes a conminar al cumplimiento y resarcir los perjuicios derivados de este.
TRANSFERENCIAS ELÉCTRICAS CON DESTINO A COMUNIDADES NEGRAS, AFROCOLOMBIANAS, RAIZALES Y PALENQUERAS.
ARTÍCULO 2.2.3.8.8.3.1. OBJETO. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1475 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> La presente Subsección tiene por objeto reglamentar las transferencias a las que se refiere el inciso segundo del artículo 289 de la Ley 1955 de 2019 y de las que son beneficiarias las Comunidades Negras, Afrocolombianas, Raizales y Palenqueras (NARP) certificadas por el Ministerio del Interior, Dirección de la Autoridad Nacional de Consulta Previa en el certificado de procedencia y oportunidad de consulta previa, o el que haga sus veces, y que se encuentren en el Área de Influencia del respectivo Proyecto de Generación de Energía Eléctrica con Fuentes No Convencionales de Energía (FNCE).
Los recursos que se recauden por concepto de estas transferencias se destinarán en un 60% en partes iguales a las comunidades étnicas beneficiarias, siempre que existan.
ARTÍCULO 2.2.3.8.8.3.2. DEFINICIONES. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1475 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> Para efectos de la presente subsección, se definen los siguientes conceptos:
Área de Influencia del Proyecto de Generación. Será la establecida en el Estudio de Impacto Ambiental y en la licencia ambiental, o instrumento de manejo y control ambiental equivalente, que expida la autoridad ambiental competente para la construcción del proyecto de generación.
Comunidades Negras, Afrocolombianas, Raizales y Palenqueras Beneficiarias. Son las Comunidades Negras, Afrocolombianas, Raizales y Palenqueras que hayan sido certificadas por el Ministerio del Interior, Dirección de la Autoridad Nacional de Consulta Previa en el certificado de procedencia y oportunidad de consulta previa, o del documento que haga sus veces y que se encuentren ubicadas en el Área de Influencia del proyecto de generación de energía eléctrica.
Fuentes No Convencionales de Energía (FNCE). Son aquellos recursos de energía disponibles a nivel mundial que son ambientalmente sostenibles, pero que en el país no son empleados o son utilizados de manera marginal y no se comercializan ampliamente. Se consideran FNCE la energía nuclear o atómica y las FNCER. Otras fuentes podrán ser consideradas como FNCE según lo determine la UPME.
Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER). Son aquellos recursos de energía renovable disponibles a nivel mundial que son ambientalmente sostenibles, pero que en el país no son empleados o son utilizados de manera marginal y no se comercializan ampliamente. Se consideran FNCER la biomasa, los pequeños aprovechamientos hidroeléctricos, la eólica, la geotérmica, la solar y los mares. Otras fuentes podrán ser consideradas como FNCER según lo determine la UPME.
Potencia Nominal. Potencia en vatios (W) a la que puede operar un equipo sin presentar pérdida de vida útil o daños atribuibles a la operación de este.
Sujetos Obligados. Son los generadores de energía eléctrica producida a partir de Fuentes No Convencionales de Energía a las que se refiere la Ley 1715 de 2014, que tengan plantas con potencia nominal instalada total superior a los 10.000 kilovatios, y en cuya Área de Influencia del Proyecto de Generación existan Comunidades Negras, Afrocolombianas, Raizales y Palenqueras Beneficiarias.
Transferencias por generación de energía FNCE. Es el valor equivalente al 1% de las ventas brutas de energía por generación propia, de acuerdo con la tarifa que para ventas en bloque señale la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), que deberán cancelar aquellas plantas con potencia nominal instalada total que supere los 10.000 kilovatios. Se exceptúa de estas transferencias, a la energía producida por la que ya se paguen las transferencias por generación térmica o hidroeléctrica, establecidas en el artículo 45 de la Ley 99 de 1993 o las normas que lo modifiquen o adicionen.
ARTÍCULO 2.2.3.8.8.3.3. CERTIFICACIÓN DE LAS COMUNIDADES NEGRAS, AFROCOLOMBIANAS, RAIZALES Y PALENQUERAS BENEFICIARIAS. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1475 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> Serán beneficiarias de los recursos de las transferencias del sector eléctrico de que trata la presente subsección, las Comunidades Negras, Afrocolombianas, Raizales y Palenqueras que se encuentran ubicadas en el Área de Influencia del Proyecto de Generación y que hayan sido certificadas por el Ministerio del Interior, Dirección de la Autoridad Nacional de Consulta Previa a través del certificado de procedencia y oportunidad de consulta previa, o del documento que haga sus veces.
ARTÍCULO 2.2.3.8.8.3.4. ADMINISTRACIÓN DE LOS RECURSOS. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1475 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> Las Comunidades Negras, Afrocolombianas, Raizales y Palenqueras Beneficiarias recibirán y administrarán los recursos de las transferencias de las que trata la presente Subsección.
A través de la Mesa de Planeación y Seguimiento, de que trata el artículo 2.2.3.8.8.3.8., de la presente Subsección, se definirá en sesión oficial con las autoridades legítimas de las Comunidades Negras, Afrocolombianas, Raizales y Palenqueras Beneficiarias, el vehículo financiero por medio del cual el Sujeto Obligado deberá realizar el pago de las transferencias, siempre que tal vehículo permita hacer seguimiento a los recursos por parte de la autoridad competente. Esta decisión deberá ser oficializada mediante acta suscrita por las autoridades de las Comunidades Negras, Afrocolombianas, Raizales y Palenqueras Beneficiarias, y tendrá efectos vinculantes para las partes, además de gozar de legalidad y legitimidad ante las autoridades competentes.
Una vez se cuente con el vehículo financiero al que hace referencia el inciso anterior, las Comunidades Negras, Afrocolombianas, Raizales y Palenqueras Beneficiarias deberán enviar comunicación escrita al Sujeto Obligado informando que el depósito de los recursos de las transferencias deberá hacerse en dicho instrumento.
ARTÍCULO 2.2.3.8.8.3.5. LIQUIDACIÓN, PAGO Y COMUNICACIÓN DE LAS TRANSFERENCIAS. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1475 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> Dentro de los diez (10) primeros días de cada mes, y sobre la base de las ventas brutas del mes anterior, los Sujetos Obligados harán la liquidación de los valores correspondientes a las transferencias de que trata el inciso segundo del artículo 289 de la Ley 1955 de 2019 y reglamentadas en la presente Subsección.
El depósito deberá hacerse dentro de los noventa (90) días siguientes al vencimiento del término anterior, so pena de incurrir en mora y pagar un interés moratoria a la tasa prevista en el Estatuto Tributario
Dentro de los cinco (5) días siguientes al depósito de los recursos de las transferencias, los Sujetos Obligados deberán informar de la respectiva actuación a las comunidades étnicas beneficiarias a través de comunicación dirigida a la Mesa de Planeación y Seguimiento de que trata el artículo 2.2.3.8.8.3.8. de la presente Subsección.
La obligación de pago de las transferencias se entenderá extinguida una vez se depositen los recursos en el vehículo financiero definido en la Mesa de Planeación y Seguimiento, en los términos que establece el artículo 2.2.3.8.8.3.4., de este decreto.
ARTÍCULO 2.2.3.8.8.3.6. DESTINACIÓN DE LOS RECURSOS. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1475 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> Los recursos depositados deberán destinarse exclusivamente, en los términos del artículo 289 de la Ley 1955 de 2019, a la ejecución y/o cofinanciación de proyectos de infraestructura, servicios públicos, saneamiento básico y/o de agua potable, así como en proyectos que dichas comunidades definan, siempre que incidan directamente en su calidad de vida y bienestar, armonizados y alineados a los planes de vida y etnodesarrollo o sus equivalentes de las respectivas Comunidades Negras, Afrocolombianas, Raizales y Palenqueras Beneficiarias.
PARÁGRAFO 1o. Los recursos de estas transferencias del sector eléctrico podrán ser fuente de cofinanciación de otros proyectos de naturaleza pública, privada o mixta, y de cooperación internacional, siempre que cumplan con la destinación a la que se refiere este artículo. Así mismo, los proyectos podrán recibir cofinanciación de otros proyectos de naturaleza pública, privada o mixta, y de cooperación internacional.
PARÁGRAFO 2o. Los proyectos deberán contar con los estudios previos que sean necesarios para llevarlos a cabo y dimensionar razonablemente su costo, tales como diseños, estudios técnicos y ambientales, costos de interventoría, entre otros, los cuales podrán ser financiados con los recursos de las transferencias eléctricas a que se refiere la presente Subsección o a través de cualquiera de las fuentes de financiación indicadas en el parágrafo 1 de este artículo.
ARTÍCULO 2.2.3.8.8.3.7. PROYECTOS INTEGRALES DE BENEFICIO COMÚN. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1475 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> Con el propósito de promover el desarrollo colectivo de las Comunidades Negras, Afrocolombianas, Raizales y Palenqueras Beneficiarias, los proyectos a ejecutar con los recursos provenientes de las transferencias de las que trata la presente Subsección propenderán por ser integrales y de beneficio común. Dichos proyectos tendrán la destinación de la que trata el artículo 2.2.3.8.8.3.6., y deberán favorecer de manera equitativa a las Comunidades Negras, Afrocolombianas, Raizales y Palenqueras Beneficiarias.
ARTÍCULO 2.2.3.8.8.3.8. MESA DE PLANEACIÓN Y SEGUIMIENTO. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1475 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> Para la ejecución de los proyectos a ser financiados con los recursos a que se refiere esta Subsección, se establecerá una Mesa de Planeación y Seguimiento, la cual estará conformada por representantes de los Sujetos Obligados y cada uno de los representantes legales y/o autoridades legítimas de las Comunidades Negras, Afrocolombianas, Raizales y Palenqueras Beneficiarias, en atención a la estructura de gobierno propio de cada comunidad.
La Mesa de Planeación y Seguimiento se dará su propio reglamento y deberá estar conformada con anterioridad a la entrada en operación comercial del proyecto de generación de energía. Dicha Mesa, tendrá por finalidad la articulación entre las Comunidades Negras, Afrocolombianas, Raizales y Palenqueras Beneficiarias para la implementación de los proyectos o los Proyectos Integrales de Beneficio Común.
PARÁGRAFO 1o. La participación de los Sujetos Obligados en la Mesa de Planeación y Seguimiento será solo de acompañamiento.
PARÁGRAFO 2o. Al menos una vez al año, a partir del inicio de la operación comercial del proyecto, se convocará, de acuerdo con lo previsto en el reglamento interno, a la Mesa de Planeación y Seguimiento.
PARÁGRAFO 3o. Dentro de los seis (6) meses siguientes a la expedición de la presente Subsección, los Sujetos Obligados que tengan proyectos que hayan entrado en operación y tengan Comunidades Negras, Afrocolombianas, Raizales y Palenqueras Beneficiarias, deberán conformar dicha Mesa de Planeación y Seguimiento.
ARTÍCULO 2.2.3.8.8.3.9. EJECUCIÓN DE LOS PROYECTOS. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1475 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> Las Comunidades Negras, Afrocolombianas, Raizales y Palenqueras Beneficiarias, a través de sus organizaciones representativas, previo cumplimiento de sus requisitos de experiencia e idoneidad, podrán ser ejecutores de los Proyectos Integrales de Beneficio Común, en atención a los principios de gradualidad y progresividad en materia de contratación, y según lo establecido en la ley 2160 de 2021, y las normas que los modifiquen, sustituyan o adicionen.
Cuando en el territorio se identifiquen organizaciones propias que no cumplan los requisitos mínimos exigidos para ser seleccionados como ejecutores de los Proyectos Integrales de Beneficio Común, a través de la Mesa de Planeación y Seguimiento se definirán los ejecutores externos.
Para la ejecución contractual, se deberá exigir al ejecutor del proyecto la constitución de una garantía única.
PARÁGRAFO 1o. Todos los Proyectos Integrales de Beneficio Común deberán contar con una interventoría, seleccionada por la Mesa de Planeación y Seguimiento, con base en los criterios que esta defina, y con cargo a los recursos depositados.
PARÁGRAFO 2o. Las modificaciones a los cronogramas de ejecución de los proyectos podrán hacerse previa aprobación del interventor y deberán ser comunicadas a la Mesa de Planeación y Seguimiento.
ARTÍCULO 2.2.3.8.8.3.10. CUMPLIMIENTO DE LOS EJECUTORES. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1475 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> La obligación del ejecutor se entenderá cumplida con la entrega satisfactoria del proyecto ante la Mesa de Planeación y Seguimiento.
En caso de que los ejecutores incumplan alguna de las obligaciones a su cargo e indicadas en el documento de su contratación, las Comunidades Negras, Afrocolombianas, Raizales y Palenqueras Beneficiarias podrán adelantar las acciones legales correspondientes, tendientes a conminar al cumplimiento y resarcir los perjuicios derivados de este.
GEOTERMIA.
ASPECTOS GENERALES Y DEFINICIONES SOBRE LA EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE LA GEOTERMIA PARA GENERAR ENERGÍA ELÉCTRICA.
ARTÍCULO 2.2.3.8.9.1.1. OBJETO. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1318 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> La presente Sección tiene por objeto adoptar los lineamientos a fin de incentivar la exploración y explotación del Recurso Geotérmico para la generación de energía eléctrica, así como para fomentar el conocimiento del subsuelo.
ARTÍCULO 2.2.3.8.9.1.2. DEFINICIONES. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1318 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> Para efectos de lo dispuesto en el presente Decreto, se adoptarán las siguientes definiciones:
1. Área de Exploración: Es el área del subsuelo proyectada a superficie con Potencial Geotérmico en la que se pretenden realizar actividades exploratorias, con el fin de determinar la presencia o no del Recurso Geotérmico para la generación de energía eléctrica.
Esta área será solicitada por el Desarrollador, sobre la cual, el Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este designe, procederá a delimitarla y a autorizar su registro siempre que cumpla con lo establecido en la presente Sección, los Requisitos Técnicos y demás lineamientos aplicables.
2. Área de Explotación: Es el área del subsuelo proyectada a superficie en donde se ha comprobado, por cuenta y riesgo del Desarrollador, la existencia del Recurso Geotérmico, viable para su explotación y generación de energía eléctrica. Esta área será solicitada por el Desarrollador y en ella se debe adelantar el proyecto y sus actividades.
El Área de Explotación deberá encontrarse contenida dentro de la zona registrada para la exploración y debe ser delimitada por el Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este designe.
3. Desarrollador: Es la persona jurídica que solicita el Permiso de Exploración o de Explotación del Recurso Geotérmico para la generación de energía eléctrica.
4. Recurso Geotérmico: Es el calor contenido en el interior de la tierra, y el cual se almacena o está comprendido en las rocas del subsuelo y/o en los fluidos del subsuelo.
5. Permiso de Exploración: Es el acto administrativo mediante el cual el Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este designe, delimita el Área de Exploración y determina las obligaciones y condiciones que el Desarrollador debe cumplir para que se puedan adelantar actividades de exploración, sin perjuicio de la licencia, permisos, concesiones, autorizaciones y demás trámites ambientales, así como otros permisos y requerimientos de operación requeridos, conforme a las disposiciones aplicables. Este permiso deberá inscribirse y mantenerse vigente en el Registro Geotérmico para poder adelantar las actividades de exploración. En caso de que el registro sea suspendido o cancelado, en virtud del numeral 4 del artículo 21-2 de la Ley 1715 de 2014, el Desarrollador no podrá ejecutar actividades.
6. Permiso de Explotación: Es el acto administrativo mediante el cual el Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este designe, delimita el Área de Explotación y determina las obligaciones y condiciones que el Desarrollador debe cumplir para que se puedan adelantar actividades de explotación, sin perjuicio de la licencia, permisos, concesiones, autorizaciones y demás trámites ambientales, así como otros permisos y requerimientos de operación requeridos, conforme a las disposiciones aplicables. Este permiso deberá inscribirse y mantenerse vigente en el Registro Geotérmico para poder adelantar las actividades de explotación. En caso de que el registro sea suspendido o cancelado, en virtud del numeral 4o del artículo 21-2 de la Ley 1715 de 2014, el Desarrollador no podrá ejecutar actividades.
7. Registro Geotérmico: Es el sistema de información físico y/o digital administrado por el Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este designe, y donde se inscribirán los permisos de Exploración y/o Explotación. A partir de la mencionada inscripción, el Desarrollador tendrá exclusividad frente a otros interesados para adelantar actividades de exploración y de explotación en el área delimitada.
8. Potencial Geotérmico: Cantidad de calor con probabilidad de ser aprovechable para la generación de energía eléctrica, delimitada en un área específica.
9. Usos Directos: Es el aprovechamiento del calor de los recursos geotérmicos para usos no eléctricos.
10. Usos en Cascada: Es el aprovechamiento de la energía térmica remanente del proceso de generación de energía eléctrica.
11. Coproducción Geotérmica: Es el aprovechamiento del calor de los fluidos termales para la generación eléctrica a partir de la actividad de hidrocarburos.
12. Salmuera Geotérmica: Es el agua con sales, minerales y gases asociados, existentes en el yacimiento geotérmico.
DEL CONOCIMIENTO DEL RECURSO GEOTÉRMICO.
ARTÍCULO 2.2.3.8.9.2.1. ACTIVIDADES DE RECONOCIMIENTO Y PROSPECCIÓN. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1318 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> Las actividades de reconocimiento y prospección son aquellas actividades, previas a la solicitud del Permiso de Exploración, que se podrán adelantar por el interesado en desarrollar un proyecto para la generación de energía eléctrica a partir del Recurso Geotérmico, con el fin de obtener indicios de su existencia.
Las actividades abarcan el reconocimiento físico de la zona a través de la observación directa, elaboración de cartografía geológica, toma de muestras de mano, así como el uso de métodos indirectos de prospección geofísica y sensores remotos para la obtención de datos del subsuelo.
PARÁGRAFO. Estas actividades no comprenden la actividad de adquisición sísmica, la cual estará contenida en la etapa de exploración.
ARTÍCULO 2.2.3.8.9.2.2. INFORMACIÓN GEOTÉRMICA. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1318 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> De conformidad con el parágrafo segundo del artículo 21-1 de la Ley 1715 de 2014, modificada por la Ley 2099 de 2021, el Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este designe, determinará las obligaciones relacionadas con la entrega, forma y tipo de información que los Desarrolladores han de suministrar para la generación de energía eléctrica.
PARÁGRAFO. La información técnica que entreguen los Desarrolladores en relación con las obligaciones que se determinen en la presente Sección y en los Requisitos Técnicos, será utilizada por el Gobierno nacional, el Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este designe, y el Servicio Geológico Colombiano, con el fin de incrementar el conocimiento del subsuelo colombiano, de los sistemas geotérmicos y de los proyectos que propendan por generar energía eléctrica a través del Recurso Geotérmico. El manejo de esta información respetará las condiciones de confidencialidad establecidas en la normatividad aplicable.
ARTÍCULO 2.2.3.8.9.2.3. RESARCIMIENTOS. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1318 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> Quienes lleven a cabo trabajos y estudios de prospección, con el fin de conocer el Recurso Geotérmico, estarán obligados a resarcir los daños y perjuicios que causen a terceros.
ETAPAS Y EL REGISTRO GEOTÉRMICO.
ARTÍCULO 2.2.3.8.9.3.1. ETAPAS. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1318 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> El desarrollo de las actividades encaminadas a la generación de energía eléctrica a partir del Recurso Geotérmico está compuesto por dos etapas: (i) La etapa de exploración; y (ii) la etapa de explotación.
ARTÍCULO 2.2.3.8.9.3.2. REQUISITOS TÉCNICOS. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1318 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> El Ministerio de Minas y Energía expedirá un reglamento de Requisitos Técnicos, dentro de los seis meses posteriores a la expedición de la presente Sección, en el que se establezcan las condiciones y obligaciones para la realización de actividades durante la etapa de exploración y la etapa de explotación para la generación de energía eléctrica.
PARÁGRAFO. Dentro de los requisitos se establecerán, como mínimo, las reglas que deberán cumplir los Desarrolladores para adelantar la solicitud del Permiso de Exploración y el Permiso de Explotación. Además, se fijarán allí las condiciones para que los Desarrolladores puedan modificar sus áreas y puedan ceder dichos permisos. Así mismo, los Requisitos Técnicos deberán establecer los requerimientos para que los Desarrolladores puedan efectuar la perforación, inyección y abandono de pozos y las mejores prácticas para las operaciones.
El Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este designe, determinará la forma en la que hará el seguimiento, vigilancia y control del cumplimiento de estas obligaciones técnicas.
ARTÍCULO 2.2.3.8.9.3.3. REQUISITOS AMBIENTALES. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1318 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> Conforme a las competencias otorgadas por la Ley 99 de 1993, el Decreto 1076 de 2015 y lo señalado en el numeral 4 del artículo 21 de la Ley 1715 de 2014, modificado por la Ley 2099 de 2021, el Desarrollador deberá dar cumplimiento a todos los requisitos ambientales que le sean aplicables, entre estos, la obtención previa de la licencia ambiental, permisos, concesiones, autorizaciones y demás trámites ambientales requeridos para prevenir, mitigar, corregir o compensar los impactos y efectos ambientales debidamente identificados que puedan presentarse en las actividades de reconocimiento y prospección, en la etapa de exploración y en la etapa de explotación para la generación de energía eléctrica.
PARÁGRAFO 1o. De conformidad con el artículo 21 de la Ley 1715 de 2014, modificado por el artículo 13 de la Ley 2099 de 2021, en ningún caso se desarrollarán actividades de exploración y explotación del Recurso Geotérmico para la generación de energía eléctrica en las áreas del Sistema Nacional de Áreas Protegidas (SINAP), ni en contraposición de lo establecido en la Ley 1930 de 2018. Además, se deberán tener en cuenta las restricciones para las áreas del Sistema Regional de Áreas Protegidas (SIRAP), ecosistemas estratégicos y áreas ambientalmente sensibles.
PARÁGRAFO 2o. Para solicitar la respectiva licencia ambiental, será un requisito contar con el Registro Geotérmico y los Permisos de Exploración y/o de Explotación, según sea el caso.
ARTÍCULO 2.2.3.8.9.3.4. RESPONSABILIDAD DEL DESARROLLADOR. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1318 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> El Desarrollador, que sea titular del Permiso de Exploración o Explotación, realizará todas las actividades por su cuenta y riesgo, por lo que serán de su exclusiva responsabilidad todas las gestiones necesarias, incluyendo, pero sin limitarse, a la gestión predial y la obtención de la licencia, permisos, concesiones, autorizaciones y demás trámites ambientales, y de cualquier tipo de responsabilidad contractual y extracontractual en la que incurra.
ARTÍCULO 2.2.3.8.9.3.5. REGISTRO GEOTÉRMICO. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1318 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> El Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este designe, administrará el Registro Geotérmico. Este será público y el Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este designe, determinará las condiciones para su funcionamiento.
PARÁGRAFO 1o. El Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este designe, determinará las condiciones, plazos, requisitos y las obligaciones bajo las cuales los interesados obtendrán, mantendrán vigente y perderán este registro.
PARÁGRAFO 2o. Los permisos de Exploración o Explotación no otorgan en ningún caso los permisos o autorizaciones ambientales que sean requeridas.
ARTÍCULO 2.2.3.8.9.3.6. COEXISTENCIA. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1318 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> El Desarrollador buscará promover la coexistencia de los proyectos en caso de que exista superposición con otro proyecto del sector de minas y energía.
ETAPA DE EXPLORACIÓN DEL RECURSO GEOTÉRMICO.
ARTÍCULO 2.2.3.8.9.4.1. OBJETIVO DE LA ETAPA DE EXPLORACIÓN. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1318 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> El objetivo de esta etapa es que el Desarrollador determine la existencia y las condiciones del Recurso Geotérmico para la generación de energía eléctrica de acuerdo con los Requisitos Técnicos.
PARÁGRAFO 1o. En la etapa de exploración, el Desarrollador adelantará actividades que contribuyen al conocimiento geológico, geofísico, geoquímico del área y su respectivo reservorio geotérmico, así como actividades de sísmica, estudios, modelos, obras y trabajos con el objeto de corroborar la existencia del Recurso Geotérmico mediante la perforación de pozos exploratorios.
PARÁGRAFO 2o. El área máxima para esta fase será establecida por el Ministerio de Minas y Energía en los Requisitos Técnicos.
ARTÍCULO 2.2.3.8.9.4.2. SOLICITUD DEL PERMISO DE EXPLORACIÓN. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1318 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> El Desarrollador, interesado en adelantar la etapa de exploración, deberá solicitar el Permiso de Exploración al Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este designe.
Para los anteriores efectos, el Desarrollador deberá entregar la documentación que determine el Ministerio de Minas y Energía.
PARÁGRAFO 1o. El Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este designe, determinará las condiciones del permiso que aplicarán para la delimitación de áreas que se superpongan con aquellas ya asignadas o que estén en proceso de asignación para la exploración y explotación de hidrocarburos.
PARÁGRAFO 2o. El Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este designe, tendrá 85 días hábiles para resolver de fondo la solicitud que haga el Desarrollador sobre el Permiso de Exploración. Dentro de estos 85 días hábiles se deberán otorgar 20 días hábiles para que el Desarrollador subsane o complemente por una única vez su solicitud.
PARÁGRAFO 3o. El Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este designe, deberá establecer el procedimiento específico para dar cumplimiento a lo establecido en el Parágrafo Segundo de este artículo.
PARÁGRAFO 4o. De conformidad con el artículo 6o de la Ley 2052 de 2020, la solicitud del Permiso de Exploración y demás interacciones que deba hacer el Desarrollador ante el Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este designe, serán en línea. El Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este designe, establecerá los canales específicos para que se pueda dar cumplimiento al mandato legal.
ARTÍCULO 2.2.3.8.9.4.3. SUPERPOSICIÓN DE PROYECTOS. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1318 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> Durante la revisión de la solicitud del Permiso de Exploración, el Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este designe, verificará si existe superposición del área solicitada con otro proyecto de geotermia. El Ministerio de Minas y Energía también determinará las reglas de superposición entre solicitudes y permisos.
ARTÍCULO 2.2.3.8.9.4.4. OTORGAMIENTO O RECHAZO DEL PERMISO DE EXPLORACIÓN. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1318 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> Una vez el Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este designe, haya concluido la revisión de la solicitud del Permiso de Exploración, podrá otorgarlo o rechazarlo, acorde a las causales que haya establecido.
El Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este designe, una vez el Permiso de Exploración esté en firme, lo registrará en el Registro Geotérmico.
ARTÍCULO 2.2.3.8.9.4.5. MODIFICACIÓN DEL ÁREA DE EXPLORACIÓN. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1318 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> Otorgado el Permiso de Exploración, el Desarrollador podrá solicitar, de forma motivada, la modificación del Área de Exploración. Para el efecto, en caso de que la solicitud sea para la ampliación del Área de Exploración, el Desarrollador deberá cumplir con las condiciones para el otorgamiento inicial fijadas por el Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este designe.
PARÁGRAFO. El área objeto de licenciamiento ambiental deberá corresponder con el área del Permiso de Exploración. En caso de que la modificación al Permiso implique la modificación de la licencia ambiental o que la modificación de la licencia ambiental implique la modificación del Permiso de Exploración, el Desarrollador deberá adelantar el procedimiento ante la autoridad ambiental competente y/o ante el Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este designe, según corresponda.
ARTÍCULO 2.2.3.8.9.4.6. DURACIÓN DEL PERMISO DE EXPLORACIÓN. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1318 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> El Ministerio de Minas y Energía señalará la vigencia del Permiso de Exploración, el cual podrá ser prorrogado previa solicitud del Desarrollador, siempre y cuando se haya cumplido con las obligaciones derivadas del Permiso y con las normas aplicables. Las prórrogas podrán ser aprobadas o rechazada por el Ministerio de Minas y Energía, o por la entidad que este designe.
ARTÍCULO 2.2.3.8.9.4.7. EXCLUSIVIDAD. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1318 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> El Desarrollador que haya obtenido el Permiso de Exploración de un área determinada tendrá exclusividad frente a otros solicitantes mientras este se encuentre vigente. También, tendrá exclusividad para solicitar el Permiso de Explotación sobre el Área de Exploración.
ARTÍCULO 2.2.3.8.9.4.8. CESIÓN. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1318 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> El Desarrollador, con la autorización previa, expresa y escrita del Ministerio de Minas y Energía, podrá ceder el Permiso de Exploración siempre que el cesionario cumpla con las mismas cualidades exigidas al Desarrollador y las demás condiciones que determine el mencionado Ministerio, o la entidad que este designe.
PARÁGRAFO. El beneficiario de la licencia ambiental en cualquier momento podrá cederla, total o parcialmente, de acuerdo con lo establecido en la normatividad ambiental aplicable. Esto implicará la cesión de los derechos y obligaciones que de ella se derivan.
ETAPA DE EXPLOTACIÓN DEL RECURSO GEOTÉRMICO.
ARTÍCULO 2.2.3.8.9.5.1. OBJETIVO DE LA ETAPA DE EXPLOTACIÓN PARA LA GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1318 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> La etapa de explotación tendrá por objeto que el Desarrollador explote el Recurso Geotérmico ubicado en el Área de Explotación con el fin de generar energía eléctrica. Esta etapa incluirá las obras y actividades necesarias para la generación de energía eléctrica a partir del Recurso Geotérmico.
PARÁGRAFO 1o. El Desarrollador podrá promover la implementación y utilización de Usos en Cascada. Estos no requerirán de un registro adicional al regulado en la presente Sección.
PARÁGRAFO 2o. Los Usos Directos del Recurso Geotérmico no requerirán del Permiso regulado en la presente Sección. No obstante, deberán cumplir las leyes ambientales aplicables. Estos no deberán afectar la explotación de yacimientos con Potencial Geotérmico en el Área de Explotación.
PARÁGRAFO 3o. Cuando el Desarrollador, titular del área asignada en el Permiso de Explotación quiera, como actividad secundaria, explotar los minerales contenidos en la Salmuera Geotérmica, deberá cumplir con las normas y permisos que rijan la materia.
ARTÍCULO 2.2.3.8.9.5.2. SOLICITUD DEL PERMISO DE EXPLOTACIÓN. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1318 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> El Desarrollador interesado en adelantar la etapa de explotación para la generación de energía eléctrica, deberá solicitar el Permiso de Explotación al Ministerio de Minas y Energía, o a la entidad que este designe. Para tal efecto, el Desarrollador deberá entregar la documentación y garantías que dicho Ministerio determine en los Requisitos Técnicos.
PARÁGRAFO 1o. El Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este designe, establecerá las condiciones para el otorgamiento del Permiso de Explotación.
PARÁGRAFO 2o. La solicitud del Permiso de Explotación que haga el Desarrollador al Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este designe, únicamente podrá utilizarse para generar energía eléctrica.
PARÁGRAFO 3o. Para solicitar el Permiso de Explotación, el Desarrollador deberá comprobar la existencia del Recurso Geotérmico y estar inscrito en el Registro Geotérmico. Así mismo, se deberá tener en cuenta lo prescrito en el artículo 2.2.3.8.9.6.3. del presente Decreto para los proyectos de Coproducción Geotérmica.
PARÁGRAFO 4o. El Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este designe, determinará las condiciones del Permiso de Explotación que se aplicarán para las Áreas de Explotación que se superpongan con áreas ya asignadas o estén en proceso de asignación para la exploración y explotación de hidrocarburos.
PARÁGRAFO 5o. El Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este designe, tendrá hasta 85 días hábiles para resolver de fondo la solicitud que haga el Desarrollador sobre el Permiso de Explotación. Dentro de estos 85 días hábiles, se deberán otorgar 20 días hábiles para que el Desarrollador subsane o complemente por una única vez su solicitud.
PARÁGRAFO 6o. El Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este designe, deberá establecer el trámite específico para dar cumplimiento a lo establecido en el Parágrafo Quinto de este artículo.
PARÁGRAFO 7o. De conformidad con el artículo 6o de la Ley 2052 de 2020, la solicitud del Permiso de Explotación y demás interacciones que deba hacer el Desarrollador ante el Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este designe, serán en línea. El Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este designe, establecerá los canales específicos para que se pueda dar cumplimiento a este mandato legal.
ARTÍCULO 2.2.3.8.9.5.3. OTORGAMIENTO O RECHAZO DEL PERMISO DE EXPLOTACIÓN. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1318 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> Una vez el Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este designe, haya concluido la revisión de la solicitud del Permiso de Explotación, podrá otorgarlo o rechazarlo, acorde a las causales que haya establecido.
El Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este designe, una vez el Permiso de Explotación esté en firme, lo registrará en el Registro Geotérmico.
ARTÍCULO 2.2.3.8.9.5.4. MODIFICACIÓN DEL ÁREA DE EXPLOTACIÓN. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1318 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> Una vez otorgado el Permiso de Explotación, el Desarrollador podrá solicitar, de forma motivada, la modificación del Área de Explotación. Para el efecto, en caso de que la solicitud sea para la ampliación del Área de Exploración, el Desarrollador deberá cumplir con las condiciones para el otorgamiento inicial fijadas por el Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este designe.
PARÁGRAFO 1o. El Área de Explotación objeto de la solicitud del Permiso deberá estar contenida dentro del Área de Exploración, y como máximo podrá ser igual a esta última, conforme al capítulo anterior de esta Sección.
PARÁGRAFO 2o. El área objeto de licenciamiento ambiental deberá corresponder con el área del Permiso de Explotación. En caso de que la modificación al Permiso implique la modificación de la licencia ambiental o que la modificación de la licencia ambiental implique la modificación del Permiso de Explotación, el Desarrollador deberá adelantar el procedimiento ante la autoridad ambiental y/o ante el Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este designe, según corresponda.
ARTÍCULO 2.2.3.8.9.5.5. DURACIÓN DEL PERMISO DE EXPLOTACIÓN. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1318 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> El Ministerio de Minas y Energía señalará la vigencia del Permiso de Explotación, con posibilidad de renovación por un período igual, en los términos que fije el Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este designe.
ARTÍCULO 2.2.3.8.9.5.6. EXCLUSIVIDAD. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1318 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> El Desarrollador que haya obtenido el Permiso de Explotación de un área determinada tendrá exclusividad frente a otros solicitantes mientras este se encuentre vigente.
ARTÍCULO 2.2.3.8.9.5.7. CESIÓN. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1318 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> El Desarrollador, con la autorización previa, expresa y escrita del Ministerio de Minas y Energía, podrá ceder el Permiso de Explotación siempre que el cesionario cumpla con las mismas cualidades exigidas al Desarrollador y las demás condiciones que determine el Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este designe.
PARÁGRAFO. El beneficiario de la licencia ambiental en cualquier momento podrá cederla, total o parcialmente, de acuerdo con lo establecido en la normatividad ambiental aplicable. Esto implicará la cesión de los derechos y obligaciones que de ella se derivan.
OTRAS DISPOSICIONES.
ARTÍCULO 2.2.3.8.9.6.1. SANCIONES. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1318 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> De conformidad con los artículos 15 y 16 de la Ley 2099 de 2021, el Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este designe, será el encargado de adelantar los procedimientos sancionatorios y de adelantar el seguimiento a las actividades que lleven a cabo los Desarrolladores tanto en la etapa de exploración como en la etapa de explotación para la generación de energía eléctrica a partir del Recurso Geotérmico.
PARÁGRAFO. Las sanciones que se desarrollan en este capítulo podrán ser impuestas por el Ministerio de Minas y Energía sin perjuicio de otros regímenes sancionatorios vigentes.
ARTÍCULO 2.2.3.8.9.6.2. RÉGIMEN TRANSITORIO PARA PROYECTOS EXISTENTES. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1318 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> El Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este designe, podrá otorgar directamente los Permisos de Exploración o de Explotación para aquel Desarrollador que, previo a la expedición del presente Decreto: (i) ya haya adelantado algunas de las actividades exploratorias descritas en el artículo 2.2.3.8.9.4.1. del presente Decreto y cuente con licencia ambiental en firme; (ii) tenga la licencia ambiental en trámite para adelantar actividades de exploración o explotación para la generación de energía eléctrica a partir del Recurso Geotérmico; o (iii) ya haya adelantado actividades de Coproducción Geotérmica y tenga licencia ambiental en firme, que autorice esta actividad, cuando aplique.
PARÁGRAFO 1o. En todo caso, en estos eventos se deberán cumplir con los Requisitos Técnicos y demás lineamientos aplicables.
PARÁGRAFO 2o. El Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este designe, determinará el resto de las condiciones necesarias para el adecuado funcionamiento del período de transición aquí descrito.
ARTÍCULO 2.2.3.8.9.6.3. CONDICIONES ESPECIALES PARA PROYECTOS DE COPRODUCCIÓN GEOTÉRMICA. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1318 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> El Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este designe, determinará las condiciones especiales para el registro de proyectos de Coproducción Geotérmica derivada de la actividad de hidrocarburos.
PARÁGRAFO. Para los mencionados proyectos, se deberá cumplir con los requisitos ambientales a los que haya lugar. Para aquellos proyectos que cuenten con instrumento de manejo y control ambiental, y que estén interesados en el aprovechamiento del Recurso Geotérmico para la generación de energía para autoconsumo deberán solicitar ante la autoridad ambiental competente los permisos, concesiones y autorizaciones ambientales a que haya lugar.
DE LA ENERGÍA NUCLEAR.
POLÍTICAS Y DIRECTRICES RELACIONADAS CON LA ENERGÍA NUCLEAR.
PARÁGRAFO. En ejercicio de su función de autoridad competente, el Ministerio de Minas y Energía será el encargado de la aplicación del marco legislativo y reglamentario, así como de los tratados, acuerdos y convenios internacionales relacionados con el sector minero-energético y sobre seguridad nuclear, protección física, protección radiológica y salvaguardias.
(Decreto 381 de 2012, artículo 2o numeral 12 y artículo 5o numerales 1 y 16; adicionados por el Decreto 1617 de 2013, artículo 1o)
DEL SECTOR MINERO.
DISPOSICIONES GENERALES.
ASPECTOS TÉCNICOS.
ARTÍCULO 2.2.5.1.1.1. GLOSARIO TÉCNICO MINERO. El Gobierno Nacional Adoptará para todos los efectos, El Glosario Técnico Minero, el cual será expedido por el Ministerio de Minas y Energía mediante acto administrativo.
El Glosario Técnico Minero corresponde a una lista de definiciones y términos técnicos en materia minera que serán de obligatorio uso por los particulares y por las autoridades y funcionarios en la elaboración, presentación y expedición de documentos, solicitudes y providencias que se produzcan en las actuaciones.
El Glosario Técnico Minero servirá para enmarcar el Sistema de Información Minero Colombiano, Simco, dentro de una terminología única para el sector, y a su vez dicho Sistema posibilitará que el Glosario sea consultado y obtenido a partir de la red con el fin de lograr su mayor difusión.
ARTÍCULO 2.2.5.1.1.2. REQUISITOS Y ESPECIFICACIONES DE ORDEN TÉCNICO-MINERO PARA LA PRESENTACIÓN DE DOCUMENTOS, INFORMES, PLANOS Y MAPAS APLICADOS A LA MINERÍA. <Artículo modificado por el artículo 1 del Decreto 179 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> La presentación de información geográfica y alfanumérica relacionada con la actividad minera tendrá en cuenta el conjunto de normas técnicas, definiciones y especificaciones oficiales aceptados en Colombia.
Para los anteriores efectos, la autoridad minera nacional expedirá, adoptará e implementará los requisitos y especificaciones de orden técnico-minero, los cuales serán de uso obligatorio por parte de los particulares, de los funcionarios y de las autoridades en la elaboración, presentación y expedición de los documentos, planos, croquis y reportes relacionados con la determinación y localización del área objeto de la propuesta y del contrato de concesión, así como en los documentos e informes técnicos que se deban rendir y en las providencias que se produzcan en las actuaciones mineras.
De la misma manera, la mencionada autoridad elaborará, expedirá y divulgará, a través de sus canales de comunicación, las guías y manuales relacionados con los requisitos y especificaciones técnicas; así como, los demás productos generados para la adecuada gestión de la información.
SISTEMA INTEGRAL DE GESTIÓN MINERA (SIGM).
ARTÍCULO 2.2.5.1.2.1. OBJETO. <Artículo sustituido por el artículo 1 del Decreto 2078 de 2019. El nuevo texto es el siguiente:> La presente Sección tiene por objeto establecer el Sistema Integral de Gestión Minera (SIGM), como la única plataforma tecnológica para la radicación y gestión de los trámites a cargo de la autoridad minera, así como la fijación de lineamientos generales para su implementación y puesta en producción.
ARTÍCULO 2.2.5.1.2.2. ÁMBITO DE APLICACIÓN. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2078 de 2019. El nuevo texto es el siguiente:> La presente Sección es de obligatorio cumplimiento para los interesados en trámites mineros, la autoridad minera y sus delegados.
ARTÍCULO 2.2.5.1.2.3. SISTEMA INTEGRAL DE GESTIÓN MINERA (SIGM). <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2078 de 2019. El nuevo texto es el siguiente:> El Sistema Integral de Gestión Minera (SIGM) constituye la plataforma tecnológica para la radicación, gestión y evaluación de propuestas de contrato de concesión minera y de los demás trámites y solicitudes mineras, el seguimiento y control al cumplimiento de las obligaciones emanadas de los títulos mineros y de las demás actividades cuya competencia radique en la autoridad minera o las recibidas por delegación, de acuerdo con lo previsto en la ley; así como para la comunicación y notificación de las decisiones de la autoridad minera en el territorio nacional.
Parágrafo. La autoridad minera nacional o concedente, en el ámbito de su competencia y ante cualquier avance tecnológico que se presente, podrá implementar o modificar el Sistema que por esta Sección se establece.
ARTÍCULO 2.2.5.1.2.4. LINEAMIENTOS. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2078 de 2019. El nuevo texto es el siguiente:> Para la implementación y puesta en producción del Sistema Integral de Gestión Minera (SIGM), la Agencia Nacional de Minería o la entidad que haga sus veces, deberá cumplir con los siguientes lineamientos:
1. Garantizar la adecuada información a los usuarios.
2. Garantizar que el Ministerio de Minas y Energía y las entidades que señale, así como las autoridades mineras delegadas, tengan acceso al Sistema Integral de Gestión Minera.
3. Garantizar que el Sistema Integral de Gestión Minera cumpla con los parámetros de las leyes relativas a la transparencia y al acceso a la información pública.
4. Garantizar la seguridad informática del Sistema Integral de Gestión Minera.
5. Generar los accesos y servicios en el Sistema Integral de Gestión Minera (SIGM), para que las demás autoridades intervinientes puedan acceder a los datos e información de interés para su gestión y aporte al Catastro Multipropósito.
6. Adoptar las medidas pertinentes para contar con la infraestructura de datos requerida por el estándar Land Administration Domain Model Colombia (Modelo de Dominio de Administración de Tierras para Colombia) en armonía con el sistema de cuadrícula minera, para la interoperabilidad del Sistema Integral de Gestión Minera con el Catastro Multipropósito.
ARTÍCULO 2.2.5.1.2.5. PUESTA EN PRODUCCIÓN DEL SISTEMA INTEGRAL DE GESTIÓN MINERA (SIGM). <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2078 de 2019. El nuevo texto es el siguiente:> La puesta en producción del Sistema Integral de Gestión Minera (SIGM) se realizará por fases que para el efecto defina la Agencia Nacional de Minería o la entidad que haga sus veces.
ARTÍCULO 2.2.5.1.2.6. LINEAMIENTOS PARA LA GESTIÓN DE LA INFORMACIÓN. <Artículo adicionado por el artículo 2 del Decreto 179 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> Para la expedición e implementación de los requisitos y especificaciones de orden técnico del sector minero, en la presentación de documentos, informes, planos, croquis, mapas y reportes aplicados a la minería, la autoridad minera nacional o quien haga sus veces, deberá cumplir con los siguientes lineamientos:
1. Elaborar los estándares, especificaciones, metodologías, protocolos, catálogos, diccionarios de datos y demás documentos técnicos requeridos para el cumplimiento de trámites en y ante la autoridad minera y su delegada, de conformidad con el Sistema Integral de Gestión Minera (SIGM) o el que haga sus veces.
2. Actualizar y divulgar los estándares, especificaciones, metodologías, protocolos y demás documentos técnicos referidos en el numeral 1 del presente artículo, así como los necesarios para la gestión de la información por parte de la autoridad minera nacional y de su delegada.
3. Administrar y suministrar la información requerida para la presentación, radicación, evaluación y gestión de propuestas de contrato de concesión minera y los demás trámites y solicitudes mineras, así como las actividades contempladas en el seguimiento y control al cumplimiento de los títulos mineros y de las demás actividades cuya competencia radique en la autoridad minera y su delegada a través del Sistema Integral de Gestión Minera (SIGM) o el que haga sus veces
ARTÍCULO 2.2.5.1.2.7. ESTÁNDARES DE INFORMACIÓN. <Artículo adicionado por el artículo 2 del Decreto 179 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> La autoridad minera nacional adoptará los estándares y/o normas técnicas de información geográfica y alfanumérica implementados oficialmente en Colombia, los cuales podrán complementarse o actualizarse siguiendo los lineamientos de autoridades e iniciativas globales y regionales reconocidas internacionalmente mediante documentos técnicos, procedimientos, guías y protocolos.
SISTEMA DE INFORMACIÓN MINERA.
ARTÍCULO 2.2.5.1.3.1. DEFINICIONES. Para efectos de aplicación de la presente sección, se tendrán en cuenta las siguientes definiciones:
Autoridades Mineras Delegadas. Son aquellas entidades en las cuales el Ministerio de Minas y Energía, de acuerdo con lo previsto en los artículos 317 y 320 de la Ley 685 de 2001 - Código de Minas, ha delegado algunas funciones de autoridad minera.
Administrador del SIMCO. Para los efectos de esta sección, entiéndase por Administrador del SIMCO al Ministerio de Minas y Energía o la entidad en quien se deleguen las funciones previstas en el Capítulo XXX de la Ley 685 de 2001 y en la presente Sección.
Consejo Asesor de Política Minera. También denominado Consejo Asesor de Política y Normatividad Minera, es un organismo con funciones de carácter consultivo adscrito al Despacho del Ministro de Minas y Energía, de acuerdo con lo previsto en los artículos 343 y 344 de la Ley 685 de 2001, Código de Minas.
DANE. Es el Departamento Administrativo Nacional de Estadística.
FBM. Es el Formato Básico para Captura de Información Minera que reúne en documento único los requerimientos de información técnica, económica y estadística exigibles a los beneficiarios de títulos mineros.
SIMCO. Es el Sistema de Información Minero Colombiano, que contendrá la información integrada, confiable y oportuna del sector minero colombiano y además suministrará las estadísticas oficiales del sector.
SIMEC-MME. Es el Sistema de Información Minero-Energético de Colombia integrará tres componentes: el Sistema de Información Minero Colombiano SIMCO; el Sistema de Información Eléctrico SIELCO y el Sistema de Información de Gas y Petróleo SIPGCO.
SNIE-DANE. Es Sistema Nacional de Información Estadística que elabora el DANE.
(Decreto 1993 de 2002, artículo 1)
ARTÍCULO 2.2.5.1.3.2. OBJETO DE LA PRESENTE SECCIÓN. Por medio de esta Sección se establece el SIMCO, el cual tendrá por objeto consolidar en un sistema de información el conocimiento de la riqueza del subsuelo en el territorio nacional y los espacios marítimos jurisdiccionales; la información georrefenciada, estadísticas oficiales y documentales del sector de la minería y de su entorno económico y social.
(Decreto 1993 de 2002, artículo 2o)
ARTÍCULO 2.2.5.1.3.3. OBJETIVOS DEL SIMCO. Serán objetivos del SIMCO los indicados en el artículo 337 de la Ley 685 de 2001, Código de Minas y adicionalmente los siguientes:
a) Constituirse en una herramienta básica para el ejercicio de las funciones del Estado en materia de planeación, dirección, promoción, contratación y seguimiento del sector de minas;
b) Constituirse en un instrumento indispensable para la definición de nuevos proyectos mineros, facilitar la toma de decisiones empresariales y la atracción de la inversión nacional y extranjera al sector;
c) Aportar información que sirva de base para la elaboración de las estadísticas oficiales del sector minero colombiano;
d) Servir de fuente de información para las entidades territoriales, las universidades, usuarios nacionales e internacionales y terceros interesados en el desarrollo del sector minero.
(Decreto 1993 de 2002, artículo 3)
ARTÍCULO 2.2.5.1.3.4. ENTIDAD ADMINISTRADORA. Corresponde al Ministerio de Minas y Energía o la entidad en quien este delegue, elaborar, administrar, mantener y operar el SIMCO, el cual se alimentará de la información proveniente de todas las personas naturales o jurídicas, públicas o privadas, nacionales o extranjeras, que posean o procesen información confiable relativa a la riqueza minera o a la industria extractiva, para que sea la fuente de información del sector minero Colombiano y de sus estadísticas oficiales, la cual será facilitada a todos los usuarios en forma integrada, confiable y oportuna.
PARÁGRAFO. El Ministerio de Minas y Energía o la entidad en quien este delegue, diseñará el SIMCO y lo pondrá en funcionamiento dentro del término de dos (2) años contados a partir de 6 de septiembre de 2002.
(Hecho cumplido)
(Decreto 1993 de 2002, artículo 4o)
ARTÍCULO 2.2.5.1.3.5. FUNCIONES DEL ADMINISTRADOR DEL SIMCO. El Administrador del SIMCO, ejercerá las siguientes funciones:
1. Poner en funcionamiento el Sistema de acuerdo con el artículo anterior.
2. Diseñar e implementar el contenido, condiciones y características de la información que los obligados deban suministrar a través del FBM, y velar por el cumplimiento de la obligación de envío de la información al sistema.
3. Establecer metodologías, formatos y procedimientos para solicitar, recibir, clasificar, priorizar y procesar información relacionada con el sector minero provenientes de personas naturales o jurídicas, públicas o privadas, como también para la entrega de información a los usuarios del SIMCO.
4. Determinar la información técnica, estadística y económica exigible legal y contractualmente que deba requerirse a los beneficiarios de títulos mineros a través del FBM.
5. Velar por el cumplimiento de la obligación de envío de la información al Sistema.
6. Propender por la organización y seguridad de la información documental y magnética que maneje el SIMCO.
7. Establecer mecanismos y criterios para mantener actualizada la información que se les suministre a los usuarios del SIMCO.
8. depurar los archivos documentales del SIMCO, de conformidad con los criterios previstos en la normatividad vigente.
9. Generar estadísticas con base en la información disponible para contribuir a los procesos de planeación y promoción de la industria minera.
10. Estructurar e implementar mecanismos eficientes para la divulgación oportuna de la información.
11. Coordinar con el DANE o la entidad que haga sus veces para garantizar que la información observe normas de calidad y confiabilidad y para que estas contribuyan a la obtención de las estadísticas oficiales del sector minero.
12. Coordinar con las autoridades mineras delegadas para que la información por estas suministradas, bien sea directamente o mediante el sistema de enlaces, observe criterios de calidad y confiabilidad de la información.
13. Coordinar con las autoridades mineras delegadas para que estas recopilen y procesen la información minera dentro de sus jurisdicciones y competencia y la entreguen oportunamente al administrador del SIMCO.
14. Buscar mecanismos de financiación para el desarrollo y mantenimiento del Sistema.
PARÁGRAFO. El administrador del Sistema será responsable de guardar la reserva sobre los documentos que de conformidad con el ordenamiento jurídico gozan de ese carácter.
(Decreto 1993 de 2002, artículo 5o)
ARTÍCULO 2.2.5.1.3.6. APOYO AL ADMINISTRADOR DEL SIMCO. Las entidades públicas del sector minero, adscritas y vinculadas al Ministerio de Minas y Energía, deberán prestar el apoyo que el administrador del SIMCO requiera, a efectos de diseñar y operar los sistemas que sean necesarios para el funcionamiento del mismo.
(Decreto 1993 de 2002, artículo 6o)
ARTÍCULO 2.2.5.1.3.7. DISEÑO DEL SIMCO. Al diseñar el SIMCO, el Ministerio de Minas y Energía o la entidad en quien este delegue, tendrán en cuenta los siguientes aspectos:
a) Establecer la forma y especificaciones necesarias para que el SIMCO cumpla con los requerimientos de sus diferentes usuarios. Para tal efecto se definirán detalladamente los datos de entrada y salida, archivos y bases de datos y procedimientos para cumplir a satisfacción con las necesidades de los usuarios proporcionando confiabilidad total;
b) Construir e implementar un sistema de información flexible que se adapte a las necesidades del sector de la minería;
c) Facilitar el acceso de los usuarios al sistema, procurando que sus salidas sean claras, comprensibles y ágiles y que satisfagan los requerimientos de información para la toma de decisiones;
d) Promover un sistema de información integral entre las diversas entidades del Estado y otros organismos nacionales e internacionales vía enlaces;
e) Promover la integración de los sistemas de información de las diferentes entidades adscritas y vinculadas al Ministerio de Minas y Energía;
f) Evaluar permanentemente el contenido, funcionamiento y requerimientos tecnológicos del SIMCO.
PARÁGRAFO. La información que se incorpore al SIMCO, se debe organizar, estandarizar y actualizar conforme con sistemas de información idóneos que sean aceptados nacional e internacionalmente, para facilitar su consulta.
(Decreto 1993 de 2002, artículo 7o)
ARTÍCULO 2.2.5.1.3.8. ESTRUCTURA TEMÁTICA DEL SIMCO. La información obrante en el SIMCO será clasificada como se indica a continuación:
1. Información Georreferenciada. Comprende la información espacial con referencia geográfica.
2. Información Documental. Es un conjunto de documentos que contienen información pertinente en relación con el conocimiento y ubicación de las áreas mineras de interés y otros estudios de carácter técnico-económico, legal, ambiental e institucional.
3. Información Estadística. Comprende la información numérica relacionada con indicadores técnicos, económicos, sociales, ambientales y políticos inherentes a la actividad minera.
(Decreto 1993 de 2002, artículo 8o)
ARTÍCULO 2.2.5.1.3.9. COORDINACIÓN CON OTROS SISTEMAS DE INFORMACIÓN. El SIMCO se articulará y armonizará con sistemas nacionales de información tales como el SNIE-DANE, el SIMEC-MME, entre otros.
(Decreto 1993 de 2002, artículo 9o)
ARTÍCULO 2.2.5.1.3.10. FUENTES DE INFORMACIÓN DEL SIMCO. Todas las autoridades que posean información relativa al sector minero, los concesionarios de títulos mineros o los propietarios de minas, tendrán la obligación de suministrar y aportar la información que posean, de acuerdo con lo establecido en los artículos 42, 88, 100, 339, 340 y 341 de la Ley 685 de 2001, Código de Minas.
PARÁGRAFO 1o. Será deber de los particulares concesionarios o los propietarios de minas, colaborar en la actualización del SIMCO en los términos, condiciones y periodicidad que fije el Ministerio de Minas y Energía. La información a suministrarse durante las fases de exploración y explotación deberá orientarse a permitir el conocimiento de la riqueza del subsuelo, el proyecto minero y su desarrollo, como también las estadísticas relacionadas.
PARÁGRAFO 2o. La información que en virtud del presente artículo deben entregar los particulares concesionarios o los propietarios de minas al SIMCO, deberá aportarse en los términos y condiciones que para el efecto determine el Ministerio de Minas y Energía.
(Decreto 1993 de 2002, artículo 10)
ARTÍCULO 2.2.5.1.3.11. INFORMACIÓN CONSOLIDADA. El SIMCO y la entidad estatal encargada del estudio del subsuelo, divulgarán únicamente información estadística y geológica consolidada y de ninguna manera la información específica proveniente de los beneficiarios de títulos mineros o propietarios de minas.
(Decreto 1993 de 2002, artículo 11)
ARTÍCULO 2.2.5.1.3.12. GRATUIDAD DE INFORMACIÓN. La información obrante en el SIMCO podrá ser consultada en forma gratuita. Sin embargo, cuando el interesado requiera información geológica especializada o de mayor detalle, esta será suministrada por la entidad competente a costa del interesado.
(Decreto 1993 de 2002, artículo 12)
ARTÍCULO 2.2.5.1.3.13. INFORMACIÓN DE ENTIDADES PÚBLICAS. Todas las autoridades que posean información relacionada con el subsuelo minero deberán, a solicitud del administrador del SIMCO, suministrarla para que sea consolidada en el Sistema, de conformidad con el artículo 341 de la Ley 685 de 2001.
PARÁGRAFO. Las entidades adscritas y vinculadas al Ministerio de Minas, y Energía y las autoridades que por delegación cumplan funciones mineras, deberán adoptar las medidas necesarias para suministrar, en forma oportuna y bajo los estándares técnicos y tecnológicos apropiados, la información básica que deba ser incorporada al SIMCO, e igualmente garantizar el acceso para que la información que obre en sus sistemas pueda ser consultada a través del SIMCO por los usuarios que la requieran.
(Decreto 1993 de 2002, artículo 13)
ARTÍCULO 2.2.5.1.3.14. ELABORACIÓN DEL FORMATO BÁSICO MINERO. El Ministerio de Minas y Energía adoptará el FBM, el cual deberá cumplir con las siguientes funciones:
a) Garantizar el cumplimiento de los objetivos. previstos para el diseño conceptual del SIMCO;
b) Recoger la información dinámica que permita generar estadísticas básicas relacionadas con la actividad minera, con el Producto Interno Bruto (PIB) minero; con indicadores sectoriales y con otra información que el Estado considere básica para efectos de diagnóstico, proyección y planeación del sector;
c) Aportar información que colabore al cumplimiento de las funciones de las diversas entidades públicas del sector minero y estadístico del país.
PARÁGRAFO 1o. El Ministerio de Minas y Energía adoptará mediante resolución el Formato Básico Para Captura de Información Minera FBM de que trata el presente artículo dentro de los tres (3) meses siguientes al 6 de septiembre de 2002 fecha de la vigencia del decreto compilado.
(Hecho cumplido)
PARÁGRAFO. El FBM podrá ser actualizado por el Ministerio de Minas y Energía por razones justificadas y orientadas siempre a cumplir con los objetivos del SIMCO.
(Decreto 1993 de 2002, artículo 14)
ARTÍCULO 2.2.5.1.3.15. CAPTURA DE INFORMACIÓN MINERA. El concesionario minero y los propietarios de minas deberán diligenciar y presentar el FBM a las autoridades mineras delegadas, en los términos condiciones y características que para el efecto determine el Ministerio de Minas y Energía en el acto administrativo que lo adopte.
(Decreto 1993 de 2002, artículo 15)
ARTÍCULO 2.2.5.1.3.16. DEL REGISTRO MINERO NACIONAL. El Registro Minero Nacional formará parte del SIMCO. Sin embargo, hasta que se adopten las medidas necesarias y el Ministerio de Minas y Energía no disponga otra cosa, el Registro Minero Nacional continuará siendo administrado por Minercol Ltda., o por la entidad que haga sus veces.
(Decreto 1993 de 2002, artículo 16)
ASPECTOS PROCEDIMENTALES.
REQUISITOS DE LA PROPUESTA.
ARTÍCULO 2.2.5.1.3.4.1.1. ÁREA LIBRE. <sic> <Aparte tachado NULO> Se entiende que un área es libre para ser otorgada cuando puede ser ofrecida a proponentes y/o solicitantes, ya sea porque nunca ha sido objeto de propuestas o solicitudes anteriores o porque habiendo sido afectada por un título, solicitud o propuesta anterior, estos ya no se encuentran vigentes y han transcurrido treinta (30) días después de hallarse en firme los actos administrativos de la Autoridad Minera o la sentencia ejecutoriada que impliquen tal libertad. Todo acto administrativo o sentencia ejecutoriada relacionado con los títulos terminados y propuestas rechazadas o desistidas, de concesión, de legalización, de formalización, de minería tradicional, deberá ser publicado en la página electrónica de la Autoridad Minera o en el medio que hiciere sus veces, dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la fecha de su ejecutoria. Así mismo, dentro de este mismo término, deberá inscribirse en el Registro Minero Nacional.
PARÁGRAFO. Las disposiciones contenidas en la presente sección, respecto del término para considerar libre un área, no serán aplicables a las solicitudes de autorización temporal para vía pública, en razón a la prioridad que este tipo de trámites para obras públicas requiere, a fin de que se pueda acceder a los materiales de construcción en forma expedita, conforme al artículo 116 de la Ley 685 de 2001
(Decreto 0935 de 2013, artículo 1o)
ARTÍCULO 2.2.5.1.3.4.1.2. RECHAZO DE LA PROPUESTA. <sic> <Apartes tachados NULOS> Una vez presentada la propuesta de contrato de concesión, la omisión en la presentación de alguno de los requisitos establecidos en el artículo 271 y su reglamento, incluyendo los documentos de soporte de la propuesta de contrato de concesión requeridos para la evaluación en el término fijado para remitirlos, dará lugar al rechazo de plano de la propuesta.
(Decreto 0935 de 2013, artículo 2o)
ARTÍCULO 2.2.5.1.3.4.1.3. OBJECIONES A LA PROPUESTA. <sic> <Aparte tachado NULO> Si habiéndose reunido todos los requisitos establecidos en el artículo 271 y su reglamento, se presentaren deficiencias en el diligenciamiento de alguno o algunos de ellos, la autoridad minera procederá a objetar la propuesta y a requerir que sea subsanada, conforme a lo dispuesto por el artículo 273 de la Ley 685 de 2001.
(Decreto 0935 de 2013, artículo 3o)
ARTÍCULO 2.2.5.1.3.4.1.4. FALTAS DE LA PROPUESTA. <sic> Teniendo en cuenta lo dispuesto en el artículo 273, las deficiencias en el diligenciamiento de la propuesta podrán referirse a:
a) No puede identificarse al proponente. Se configura cuando no se proveen la totalidad de los datos necesarios: nombre y documento de identidad para las personas naturales o número de identificación tributaria (NIT) y certificado de existencia y representación legal para las personas jurídicas.
b) No se puede localizar el área o trayecto pedido. Se configura cuando se presenta error en la descripción del área de interés por omisiones o discrepancias en las coordenadas que describen el polígono, no se cuenta con la base topográfica respectiva, el número de hectáreas es incorrecta o el plano no permite identificar el área de interés. También cuando hay error en el señalamiento del municipio, o el departamento de ubicación del área o trayecto solicitado.
c) No se ajusta a los términos de referencia o guías. Se configura cuando el interesado no sigue los lineamientos de los términos de referencia para elaborar su propuesta y no provee la información necesaria para evaluar el contenido económico y técnico de la misma, o cuando en dicha información no se justifica adecuadamente su proyecto exploratorio y el seguimiento de las guías minero-ambientales. Igualmente, cuando esta información no ha sido refrendada por el profesional señalado en el artículo 270 de la Ley 685 de 2001, adicionado por el artículo 1o de la Ley 926 de 2004.
d) No se acompaña de los permisos previos en los casos señalados en el artículo 35 y el área se encuentra en dichas zonas. Este evento se da cuando se requieren permisos en las áreas ocupadas por una obra pública o adscrita a un servicio público.
(Decreto 0935 de 2013, artículo 4)
CLASIFICACIÓN DE LA MINERÍA Y REQUISITOS.
ARTÍCULO 2.2.5.1.5.1. OBJETO. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1666 de 2016. El nuevo texto es el siguiente:> Definir y establecer los requisitos para las actividades mineras de subsistencia, pequeña, mediana y gran minería.
ARTÍCULO 2.2.5.1.5.2. ÁMBITO DE APLICACIÓN. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1666 de 2016. El nuevo texto es el siguiente:> Las disposiciones establecidas en el presente capítulo se aplicarán a todas las actividades mineras que se desarrollan en el país.
ARTÍCULO 2.2.5.1.5.3. MINERÍA DE SUBSISTENCIA. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1666 de 2016. El nuevo texto es el siguiente:> Es la actividad minera desarrollada por personas naturales o grupo de personas que se dedican a la extracción y recolección, a cielo abierto, de arenas y gravas de río destinadas a la industria de la construcción, arcillas, metales preciosos, piedras preciosas y semipreciosas, por medios y herramientas manuales, sin la utilización de ningún tipo de equipo mecanizado o maquinaria para su arranque.
PARÁGRAFO 1o. En la minería de subsistencia se entienden incluidas las labores de barequeo y las de recolección de los minerales mencionados en este artículo que se encuentren presentes en los desechos de explotaciones mineras, independientemente del calificativo que estas últimas asuman en las diferentes zonas del territorio nacional.
PARÁGRAFO 2o. Por razones de seguridad minera y en atención a que su ejecución requiere la utilización de maquinaria o medios mecanizados prohibidos en la minería sin título minero, la minería de subsistencia no comprenderá las actividades mineras que se desarrollen de manera subterránea.
PARÁGRAFO 3o. Los volúmenes máximos de producción en esta actividad se establecerán por el Ministerio de Minas y Energía con fundamento en datos estadísticos, recopilación de información y estudios técnicos que se realicen para el efecto.
ARTÍCULO 2.2.5.1.5.4. CLASIFICACIÓN DE LA MINERÍA EN PEQUEÑA, MEDIANA Y GRAN ESCALA EN ETAPA DE EXPLORACIÓN, O CONSTRUCCIÓN Y MONTAJE. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1666 de 2016. El nuevo texto es el siguiente:> Los títulos mineros que se encuentren en la etapa de exploración o construcción y montaje se clasificarán en pequeña, mediana y gran minería con base en el número de hectáreas otorgadas en el respectivo título minero, acorde con la tabla siguiente:
| CLASIFICACIÓN | No HECTÁREAS |
| Pequeña | Menor o igual a 150 |
| Mediana | Mayor a 150 pero menor o igual a 5.000 |
| Grande | Mayor a 5.000 pero menor o igual a 10.000 |
ARTÍCULO 2.2.5.1.5.5. CLASIFICACIÓN DE LA MINERÍA A PEQUEÑA, MEDIANA Y GRAN ESCALA EN ETAPA DE EXPLOTACIÓN. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1666 de 2016. El nuevo texto es el siguiente:> Los títulos mineros que se encuentren en la etapa de explotación, con base en lo aprobado en el respectivo Plan de Trabajo y Obras o en el documento técnico que haga sus veces, se clasificarán en pequeña, mediana o gran minería de acuerdo con el volumen de la producción minera máxima anual, para los siguientes grupos de minerales: carbón, materiales de construcción, metálicos, no metálicos, metales preciosos, piedras preciosas y semipreciosas, como se muestra a continuación:
| MINERAL | PEQUEÑA | MEDIANA | GRAN | |||
| Subterránea | Cielo Abierto | Subterránea | Cielo Abierto | Subterránea | Cielo Abierto | |
| Carbón (Ton/año) | Hasta 60.000 | Hasta 45.000 | > 60.000 hasta 650.000 | > 45.000 hasta 850.000 | > 650.000 | > 850.000 |
| Materiales de construcción (m3/año) | N/A | Hasta 30.000 | N/A | >30.000 hasta 350.000 | N/A | > 350.000 |
| Metálicos (Ton/año) | Hasta 25.000 | Hasta 50.000 | >25.000 hasta 400.000 | >50.000 hasta 750.000 | >400.000 | > 750.000 |
| No Metálicos (Ton/año) | Hasta 20.000 | Hasta 50.000 | >20.000 hasta 300.000 | >50.000 hasta 1.050.000 | >300.000 | >1.050.000 |
| Metales Preciosos (oro, plata y platino) (Ton/año) o (m3/año) | Hasta 15.000 Ton/año | Hasta 250.000 m3/año | > 15.000 hasta 300.000 Ton/año | > 250.000 hasta 1.300.000 m3/año | >300.000 Ton/año | > 1.300.000 m3/año |
| Piedras preciosas y semipreciosas (Ton/año) | Hasta 20.000 | N/A | >20.000 Hasta 50.000 | N/A | >50.000 | N/A |
PARÁGRAFO 1o. En los casos en que en el área de un título minero se encuentren de manera simultánea los métodos de explotación subterráneos y a cielo abierto, se seleccionará el que tenga mayor producción, para que bajo este se clasifique el proyecto de acuerdo con la tabla anterior.
PARÁGRAFO 2o. Para el caso de metales preciosos y minerales metálicos en minería subterránea, los valores establecidos en la tabla corresponden al total de toneladas de material útil removido. Para minería a cielo abierto, corresponde al total de metros cúbicos de material útil y estéril removido.
Para el caso de piedras preciosas y semipreciosas en minería subterránea y a cielo abierto, los valores establecidos en la tabla corresponden al total de material útil y estéril removido.
PARÁGRAFO 3o. En el evento en que en el área de un título minero se extraiga de manera simultánea diferentes minerales, deberá realizarse para su clasificación la sumatoria de los volúmenes de producción de cada uno de estos; seleccionando el mineral de mayor producción para que en atención a este se clasifique el proyecto de acuerdo con la tabla anterior.
ARTÍCULO 2.2.5.1.5.6. CLASIFICACIÓN DE TÍTULOS MINEROS. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1666 de 2016. El nuevo texto es el siguiente:> La autoridad minera en un término no mayor a un (1) año, clasificará el rango de minería en que se encuentra cada uno de los títulos mineros, con el fin de aplicar las acciones diferenciales a que haya lugar en la ejecución del proyecto minero, con base en las políticas y normas adoptadas por el Gobierno nacional.
En cualquier caso, la autoridad minera reclasificará los proyectos mineros atendiendo las modificaciones de los PTO, PTI o el instrumento técnico que haga sus veces, o cuando verifique que el total de la producción anual del proyecto minero supera los límites establecidos en el artículo 2.2.5.9.5 del presente decreto. Igualmente deberán reclasificarse los proyectos en exploración cuando por cualquier razón exista disminución de la extensión del título minero.
ARTÍCULO 2.2.5.1.5.7. ACTUALIZACIÓN DE LA CLASIFICACIÓN. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1666 de 2016. El nuevo texto es el siguiente:> El Ministerio de Minas y Energía ante la existencia de condiciones técnicas especiales o circunstancias extraordinarias, podrá, mediante resolución motivada, revisar y actualizar la clasificación establecida en el presente decreto. Dicha medida será de carácter temporal y tendiente a solventar dicha situación.
PARÁGRAFO. Los títulos de pequeña minería que hayan sido otorgados en virtud de un área de reserva especial o de un proceso de formalización o legalización minera, y en algún momento sean clasificados como mediana minería, continuarán recibiendo apoyo estatal, siempre y cuando permanezcan los mismos titulares o beneficiarios.
CONTRATO DE CONCESIÓN.
CONCESIONES CONCURRENTES.
ARTÍCULO 2.2.5.2.1.1. OBJETO. En caso de presentarse solicitudes para minerales diferentes que se superpongan totalmente a un título minero que cuente con Programa de Trabajos e Inversiones PTI o Programa de Trabajos y Obras PTO debidamente aprobados, en los que se haya definido claramente el mineral objeto de la explotación, se llevará a cabo la audiencia a que se refiere el artículo 63 del Código de Minas, teniendo en cuenta el procedimiento que se señala en la presente sección.
(Decreto 2653 de 2003, artículo 1o)
ARTÍCULO 2.2.5.2.1.2. DEL ESTUDIO DE LIBERTAD DE ÁREA. La autoridad minera competente procederá a estudiar la solicitud a efecto de determinar dentro del concepto de libertad de área si está ante un caso de concesión concurrente de conformidad con lo establecido en el artículo 63 ibídem, caso en el cual, dentro de los diez (10) días siguientes a la emisión de concepto de libertad de área se procederá a designar perito, de conformidad con lo establecido en esta sección y se fijará la fecha y hora para celebrar la audiencia de que trata el mencionado artículo, en un término que no podía ser superior a treinta (30) días.
El perito realizará el estudio del Programa de Trabajos y Obras PTO, o del Programa de Trabajos e Inversiones PTI, según sea el caso, y rendirá su informe técnico debidamente motivado dentro de la audiencia a que se refiere el artículo 63 del Código de Minas y el artículo 2.2.4.2.1.4 de la presente sección.
PARÁGRAFO. En caso de presentarse solicitud de concesión concurrente en una superposición parcial, se procederá a informar al interesado con el fin de que dentro de los diez (10) días siguientes, manifieste si renuncia al área superpuesta. En caso contrario, se adelantará el trámite previsto en el artículo 63 del Código de Minas y en la presente sección.
(Decreto 2653 de 2003, artículo 2o)
ARTÍCULO 2.2.5.2.1.3. PARTICIPANTES. Participarán en la audiencia de que trata el artículo 63 del Código de Minas:
1. Un funcionario técnico de la autoridad minera competente, quien velará porque la audiencia se desarrolle dando cumplimiento a los términos establecidos en el Código de Minas y en la presente sección.
2. El beneficiario del título minero que cuente con PTI o PTO aprobado.
3. El interesado en el nuevo contrato de concesión.
4. El perito designado para el efecto por la autoridad minera competente, de acuerdo con el procedimiento descrito en la presente sección.
(Decreto 2653 de 2003, artículo 3o)
ARTÍCULO 2.2.5.2.1.4. CELEBRACIÓN DE LA AUDIENCIA. La audiencia de que trata el artículo 63 del Código de Minas, tendrá como único objeto el de establecer si existe interferencia o no entre los trabajos del proponente y los del beneficiario del título minero con PTO o PTI aprobados, según sea el caso. La citada audiencia no tiene por objeto conciliar diferencias jurídicas entre las partes que en ella intervienen.
Llegada la fecha y hora señaladas para llevar a cabo la audiencia, el funcionario de la autoridad minera competente, procederá a la instalación de la misma, indicando el objeto de su realización y haciendo una breve síntesis de los hechos que dieron origen a ella.
Acto seguido, el funcionario de la autoridad minera procederá a dar lectura al dictamen del perito, el cual se entenderá notificado en la audiencia; pudiendo los intervinientes dentro de la misma presentar las objeciones a que haya lugar de manera sustentada o, solicitar las aclaraciones del caso, evento en el cual el perito deberá resolverlas de forma inmediata, salvo lo dispuesto en el artículo siguiente.
PARÁGRAFO. De todo lo actuado en las diligencias de audiencia se dejará constancia en un acta que será firmada por los intervinientes. En caso de renuencia de alguno de los participantes a firmarla o en el de inasistencia se dejará constancia.
(Decreto 2653 de 2003, artículo 4o)
ARTÍCULO 2.2.5.2.1.5. PRÁCTICA DE VISITA. Si de la objeción del dictamen pericial se deriva la necesidad de practicarse una visita al área objeto de la solicitud de concesión concurrente, la autoridad minera competente así lo ordenará en la misma audiencia, fijando día y hora para la realización de la visita técnica, dentro de un término que no podrá ser superior a los diez (10) días siguientes a su celebración.
Dicha visita será realizada por un funcionario técnico de la autoridad minera competente y el perito, pudiendo asistir el proponente y el beneficiario del título minero por sí o por intermedio de apoderado o representante.
(Decreto 2653 de 2003, artículo 5o)
ARTÍCULO 2.2.5.2.1.6. REANUDACIÓN DE LA AUDIENCIA. Dentro de los diez (10) días siguientes a la práctica de la visita se señalará el día y hora para reanudar la audiencia de que trata el artículo 2.2.4.2.1.4 da presente sección, en la que se concederá la palabra al perito por una sola vez con el fin de que rinda su dictamen, el cual deberá precisar la compatibilidad o interferencia de las explotaciones.
Concluida la intervención del perito, el funcionario de la autoridad minera competente procederá en forma verbal y motivada a resolver definitivamente sobre la solicitud de concesión concurrente y se continuará con el trámite previsto en la Ley 685 de 2001.
Como resultado de la misma, el funcionario de la autoridad minera competente levantará un acta que deberá ser suscrita por los intervinientes y en la cual quedará una constancia del desarrollo de esta.
(Decreto 2653 de 2003, artículo 6o)
ARTÍCULO 2.2.5.2.1.7. PERITOS. Los peritos serán seleccionados por la autoridad minera delegada, de la lista de Geólogos e Ingenieros de Minas, inscritos ante el Consejo Profesional de Geología o ante el Consejo Profesional Nacional de Ingeniería, según sea el caso.
(Decreto 2653 de 2003, artículo 7o)
ARTÍCULO 2.2.5.2.1.8. DESIGNACIÓN Y NOMBRAMIENTO DE PERITOS. La autoridad minera competente solicitará al Consejo Profesional de Geología o al Consejo Profesional Nacional de Ingeniería, una lista actualizada de los Geólogos o Ingenieros de Minas inscritos, con domicilio en el departamento donde se encuentre ubicada el área de la solicitud de propuesta interesada en el trámite de la concesión concurrente, o en su defecto, en un departamento vecino o cercano.
De la lista de profesionales suministrada, la autoridad minera delegada procederá a seleccionar por sorteo el profesional que actuará como perito dentro del trámite de la concesión concurrente.
La designación del perito se notificará mediante escrito enviado a la dirección que figure en la lista suministrada por el Consejo Profesional de Geología o por el Consejo Profesional Nacional de Ingeniería, según sea el caso. Copia del acto de designación del perito y de la constancia de envío del mismo por correo certificado, se agregará a los expedientes mineros del proponente y del beneficiario del título minero.
PARÁGRAFO 1o. Dentro de los 5 días siguientes al envío de la comunicación de designación de que trata este artículo, el perito deberá manifestar a través de escrito, en forma expresa y clara su aceptación o no al cargo.
Dentro de los dos días siguientes a la aceptación, el perito deberá presentarse ante la autoridad minera competente, con el fin de tomar posesión del cargo, recibir y revisar los estudios técnicos y documentos que deba tener en cuenta para su dictamen.
PARÁGRAFO 2o. En caso de que el perito no acepte el cargo para el cual fue designado, la autoridad minera competente procederá, dentro de los cinco (5) días siguientes a efectuar un nuevo nombramiento, realizando para el efecto otro sorteo, entre los profesionales que conforman la lista que le hubiere sido suministrada.
(Decreto 2653 de 2003, artículo 8o)
ARTÍCULO 2.2.5.2.1.9. OBLIGACIONES DEL PERITO. Adicional a las indicadas en la ley y en los estatutos para el ejercicio de la Ingeniería de Minas y la Geología, son obligaciones del perito designado:
1. Analizar el Programa de Trabajos y Obras PTO o el Programa de Trabajos e Inversiones PTI, según sea el caso, con el fin de estudiar el desarrollo futuro del proyecto minero.
2. Confrontar las condiciones del área solicitada y de los trabajos mineros diseñados por el titular al cual se superpone la propuesta, para así determinar la posibilidad de que existan interferencias o incompatibilidades en el desarrollo de ambos proyectos.
3. Entregar un dictamen pericial motivado de manera breve y precisa el cual hará parte del expediente del interesado y del beneficiario de título minero.
4. Suscribir el acta derivada del desarrollo de la audiencia.
5. Practicar la visita técnica al área de los proyectos, en caso de ser necesaria, para dirimir las diferencias presentadas.
6. Manifestar por escrito y bajo juramento, al momento de la aceptación del cargo, que no se encuentra incurso en causal alguna de inhabilidad o incompatibilidad de las contempladas en la ley.
(Decreto 2653 de 2003, artículo 9)
ARTÍCULO 2.2.5.2.1.10. CUOTAS Y PAGOS. El proponente asumirá los costos del experticio, salvo en los casos de solicitudes de legalización para minería de hecho, los cuales serán asumidos por la autoridad minera competente.
Corresponderá a la autoridad minera competente en cada caso, fijar los honorarios del perito, los cuales no podrán ser inferiores a un salario mínimo legal mensual vigente, ni exceder la suma de diez salarios mínimos legales mensuales vigentes. Para el efecto, deberá tenerse en cuenta el número de hectáreas objeto de la propuesta, su ubicación geográfica, el servicio prestado, equipos requeridos y costos de desplazamiento.
(Decreto 2653 de 2003, artículo 10)
INTEGRACIÓN DE ÁREAS, PRÓRROGA Y DERECHO DE PREFERENCIA.
ARTÍCULO 2.2.5.2.2.1. PRÓRROGA DEL PERIODO DE EXPLORACIÓN. Para que la prórroga de la etapa de exploración pueda ser evaluada y decidida por parte de la Autoridad Minera o concedente, bajo los términos y condiciones señalados en el parágrafo del artículo 108 de la Ley 1450 de 2011, el Concesionario deberá allegar la siguiente información previa, relacionada con los trabajos ejecutados y proyectados:
1. Las actividades pendientes, que forman parte del Programa Exploratorio, y que debieron iniciarse por lo menos durante el último trimestre antes de la fecha de terminación de la respectiva fase del Periodo de Exploración.
2. La demostración de haber ejecutado en forma ininterrumpida tales actividades, y Las razones técnicas por las cuales se estime, razonablemente, que el tiempo restante es insuficiente para concluirlas antes del vencimiento de la fase de exploración en curso.
3. Finalmente, el cronograma y el monto de la inversión asociados a los trabajos previstos para el período de prórroga, los que deberán corresponder a actividades previstas en las Fases II y III de los Términos de Referencia para la exploración.
(Decreto 0943 de 2013, artículo 1o)
ARTÍCULO 2.2.5.2.2.2. ADOPCIÓN DE LOS TÉRMINOS. La Autoridad Minera o concedente adoptará los términos de referencia necesarios para la presentación de la información relativa a las prórrogas del período de exploración.
(Decreto 0943 de 2013, artículo 2o)
ARTÍCULO 2.2.5.2.2.3. PRÓRROGA DEL CONTRATO DE CONCESIÓN. Para la prórroga del contrato de concesión a fin de continuar con las actividades de explotación, el concesionario minero deberá presentar un nuevo Programa de Trabajos y Obras para la vigencia de la prórroga, y estar al día con todas las obligaciones derivadas del contrato de concesión y la ley.
(Decreto 0943 de 2013, artículo 3o)
ARTÍCULO 2.2.5.2.2.4. CRITERIOS DE EVALUACIÓN TÉCNICA PARA LA PRÓRROGA DEL CONTRATO DE CONCESIÓN. Para llevar a cabo una evaluación objetiva de la solicitud de prórroga del contrato de concesión, la Autoridad Minera deberá considerar los siguientes aspectos:
3.1. Técnicos:
a) Verificar que contenga la actualización de las reservas existentes en el área del título minero, las cuales serán objeto de explotación durante el desarrollo de la prórroga solicitada;
b) Constatar que con la prórroga del proyecto minero no se esterilicen reservas de
c) Comprobar que se describa el método y sistema de explotación que se imp
d) Constatar que se registre la producción anual que se proyecta obtener durante el tie
e) Verificar que se especifiquen las características de las instalaciones y las obras que se implementarán en la ejecución del proyecto minero;
f) Comprobar que en el documento se incluya el plan de cierre definitivo de la mina, el cual debe contener como mínimo las actividades a realizar, las inversiones y el plan de ejecución de las mismas, que garantice que las operaciones mineras se cierren de forma ambiental y socialmente responsable. Este deberá implementarse progresivamente con el fin de garantizar que al finalizar el proyecto muchas de las acciones del plan de cierre hayan sido ejecutadas.
PARÁGRAFO. Será requisito indispensable que se efectúe previamente una visita técnica al área del título minero, para establecer las condiciones mineras, sociales y ambientales en las cuales se viene adelantando el proyecto minero.
3.2. ECONÓMICOS:
En aquellos títulos mineros en los que opere la reversión de bienes, se debe verificar que se incluya la descripción de los muebles, equipos y maquinarias que se tienen, adquirirán y se destinarán a la explotación, beneficio, transformación, transporte y embarque del material, en los términos establecidos en el artículo 357 del Código de Minas.
3.3. Sociales:
a) Comprobar que el Concesionario minero haya dado cumplimiento al artículo 251 del Código de Minas, relativo al recurso humano nacional;
b) Verificar que el concesionario haya atendido lo dispuesto en el aartículo 352 del Código de Minas.
c) Verificar que se esté dando cumplimiento a los artículos 253 y 254 del Código de Minas en relación con la participación de los trabajadores nacionales y de la mano de obra regional.
3.4. AMBIENTALES:
a) Verificar que en el plan minero propuesto se consideren las inversiones y el plan de ejecución de las actividades de readecuación morfológica y recuperación ambiental que se implementarán en el área de
b) Comprobar que la actualización del plan de trabajos y obras es concordante con el estudio de impacto ambiental presentado a la autoridad ambiental.
3.5. JURÍDICOS:
a) Verificar que el concesionario se encuentre a paz y salvo por todo concepto, y que haya cumplido con todas la obligaciones contractuales;
b) Que la póliza de garantía minero-ambiental se encuentre vigente y amparando el cumplimiento de las obligaciones en los términos y con el alcance señalado en el artículo 280 del Código de Minas.
ARTÍCULO 2.2.5.2.2.5. CUMPLIMIENTO DE LOS ASPECTOS. Si la Autoridad Minera encuentra que los aspectos señalados en el artículo anterior, han sido cumplidos por parte del Concesionario o que existiendo algunas omisiones estas puedan ser subsanadas, podrá consentir en que se modifique el contrato en cuanto al término de su vigencia y conceder la prórroga respectiva. En caso contrario, la Autoridad Minera deberá abstenerse de suscribir el acta de prórroga del contrato de concesión, y motivará su decisión mediante acto administrativo.
(Decreto 0943 de 2013, artículo 5o)
(Suspendidos por medida cautelar contenido de la letra e) del numeral 3,1, la letra a) del numeral 3,3 y la letra a) del numeral 3,5, de los artículo 4o y 5o del Decreto Reglamentario 0943 del 14-05-2013).
ASPECTOS GENERALES.
ARTÍCULO 2.2.5.2.2.6. OBJETO. <Artículo adicionado por el artículo 2 de la Decreto 1975 de 2016. El nuevo texto es el siguiente:> El objeto del presente decreto es determinar los parámetros a tener en cuenta por parte de la Autoridad Minera Nacional para la evaluación costo-beneficio de las solicitudes de prórrogas y del derecho de preferencia de que trata el parágrafo primero del artículo 53 de la Ley 1753 de 2015.
Así mismo, fijar los criterios para que la Autoridad Minera Nacional pueda establecer nuevas condiciones contractuales y contraprestaciones adicionales a las regalías para las solicitudes de integración de área y prórrogas a que hace referencia el artículo 23 de la Ley 1753 de 2015.
ARTÍCULO 2.2.5.2.2.7. ÁMBITO DE APLICACIÓN. <Artículo adicionado por el artículo 2 de la Decreto 1975 de 2016. El nuevo texto es el siguiente:> Las disposiciones contenidas en el presente decreto, se aplicarán a la evaluación de las siguientes solicitudes:
i) Prórroga de los Contratos de Concesión perfeccionados con posterioridad a la entrada en vigencia de la Ley 1753 de 2015;
ii) Integración de áreas de títulos mineros de cualquier régimen o modalidad, así estas no sean vecinas o colindantes, pero que pertenezcan a un mismo yacimiento minero y que se presenten con posterioridad a la entrada en vigencia de la Ley 1753 de 2015;
iii) Derecho de preferencia de los beneficiarios de licencia de explotación que hayan optado por la prórroga de este título minero y de los contratos mineros de pequeña minería celebrados en áreas de aporte.
INTEGRACIÓN DE ÁREAS.
ARTÍCULO 2.2.5.2.2.8. REQUISITOS GENERALES Y ESPECIALES PARA LA INTEGRACIÓN. <Artículo adicionado por el artículo 2 de la Decreto 1975 de 2016. El nuevo texto es el siguiente:> Los titulares mineros deberán presentar ante la Autoridad Minera Nacional un Programa Único de Exploración y Explotación para el área a integrar, que contenga como mínimo los siguientes parámetros generales:
i) Área definitiva a integrar;
ii) Estudio de cartografía geológica del área;
iii) Estudio favorable para la integración;
iv) Descripción actual de los títulos mineros a integrar;
v) Mención de la etapa en que inicia el proyecto unificado; y los siguientes parámetros especiales de exploración y explotación:
i) Descripción y cronograma de las actividades de exploración o explotación por realizar, según corresponda;
ii) Proyección del diseño y
iii) Plan minero.
Con base en el Programa Único de Exploración y Explotación, la Autoridad Minera Nacional tendrá como parámetro de evaluación para la procedencia de la integración, que las condiciones existentes pactadas a favor del Estado en los clausulados contractuales o títulos mineros objeto de la integración no sean desmejoradas; y en todo caso las condiciones adicionales objeto de la negociación deberán favorecer los intereses del Estado.
ARTÍCULO 2.2.5.2.2.9. NUEVAS CONDICIONES CONTRACTUALES Y CONTRAPRESTACIONES ADICIONALES. <Artículo adicionado por el artículo 2 de la Decreto 1975 de 2016. El nuevo texto es el siguiente:> Las nuevas condiciones contractuales y las contraprestaciones adicionales podrán ser de carácter técnico, social o económico y estarán acordes con la evaluación del Programa Único de Exploración y Explotación presentado para la integración de las áreas.
Las condiciones contractuales adicionales de carácter técnico estarán sujetas a las características, métodos, y condiciones de ejecución del proyecto que deberán reflejarse en el Programa Único de Exploración y Explotación.
Las condiciones contractuales adicionales de inversión social podrán estar representadas en planes de gestión social y proyectos que tengan impacto social en el área de influencia directa del proyecto minero integrado.
Las contraprestaciones adicionales a las regalías podrán corresponder a aspectos diferentes, que se agregarían a la regalía de ley por el ejercicio del derecho de aprovechamiento económico de los minerales de propiedad estatal.
ARTÍCULO 2.2.5.2.2.10. RÉGIMEN LEGAL APLICABLE. <Artículo adicionado por el artículo 2 de la Decreto 1975 de 2016. El nuevo texto es el siguiente:> El contrato objeto de la integración se sujetará en su aplicación a las normas del Código de Minas, o a las normas que lo modifiquen, adicionen o sustituyan, y en ningún caso dará lugar a la prórroga automática de los títulos que se integran. No obstante, el contrato resultado de la integración, podrá ser objeto de prórroga, de conformidad con la normatividad vigente.
PRÓRROGA DE LOS CONTRATOS DE CONCESIÓN Y DERECHO DE PREFERENCIA.
ARTÍCULO 2.2.5.2.2.11. EVALUACIÓN COSTO-BENEFICIO. <Artículo adicionado por el artículo 2 de la Decreto 1975 de 2016. El nuevo texto es el siguiente:> En el marco de la evaluación de las solicitudes de prórroga de los contratos de concesión y del derecho de preferencia de títulos mineros, la evaluación costo-beneficio que realice la Autoridad Minera, se hará teniendo en cuenta la clasificación de la minería y se efectuará de conformidad con los siguientes parámetros:
1. El análisis costo-beneficio se realizará con fundamento en la evaluación financiera del proyecto minero propuesto, atendiendo al tipo de mineral, la ubicación geográfica del área, las características técnicas y operativas del proyecto, las condiciones del mercado nacional e internacional, y a la mayor extracción de reservas del mineral. Para lo cual, la Autoridad Minera Nacional establecerá los parámetros de evaluación.
2. La Autoridad Minera verificará que el estimado del valor presente neto del proyecto minero prorrogado u objeto del derecho de preferencia, sea igual o superior al valor presente neto del proyecto en desarrollo, conforme al Programa de Trabajos y Obras y condiciones vigentes, sin perjuicio de que se exijan nuevas condiciones contractuales o se pacten contraprestaciones adicionales a las regalías.
3. La Autoridad Minera definirá los factores para establecer la estimación del valor presente neto.
ARTÍCULO 2.2.5.2.2.12. CRITERIOS PARA LA SELECCIÓN DE LAS NUEVAS CONDICIONES CONTRACTUALES Y CONTRAPRESTACIONES ADICIONALES. <Artículo adicionado por el artículo 2 de la Decreto 1975 de 2016. El nuevo texto es el siguiente:> Una vez se haya efectuado la evaluación costo-beneficio y se determine continuar con el trámite de la prórroga del respectivo contrato, la Autoridad Minera Nacional podrá exigir nuevas condiciones frente a los contratos y/o pactar contraprestaciones económicas adicionales a las regalías, de acuerdo con la clasificación de la minería, para lo cual deberá verificar que el contrato prorrogado garantice que las condiciones adicionales objeto de la negociación, favorezcan los intereses del Estado.
PARÁGRAFO. En la integración de áreas y prórroga de los títulos de pequeña minería podrían o no, exigirse nuevas condiciones contractuales, así mismo, podrían o no, pactarse contraprestaciones económicas adicionales.
ARTÍCULO 2.2.5.2.2.13. <Artículo adicionado por el artículo 2 de la Decreto 1975 de 2016. El nuevo texto es el siguiente:> El Ministerio de Minas y Energía podrá establecer las condiciones para el ejercicio del derecho de preferencia, de que trata el parágrafo primero del artículo 53 de la Ley 1753 de 2015.
ZONAS EXCLUIDAS Y RESTRINGIDAS DE LA MINERÍA.
PARTICIPACIÓN DE LAS AUTORIDADES TERRITORIALES.
ARTÍCULO 2.2.5.3.1.1. OBJETO. <Artículo NULO>
ARTÍCULO 2.2.5.3.1.2. ÁMBITO DE APLICACIÓN. <Artículo NULO>
ARTÍCULO 2.2.5.3.1.3. SOLICITUD DE ACUERDO DE LAS AUTORIDADES TERRITORIALES. <Artículo NULO>
PROCEDIMIENTO.
ARTÍCULO 2.2.5.3.1.1.11. ESTUDIO DE SOPORTE. <Artículo NULO>
ARTÍCULO 2.2.5.3.1.1.12. TÉRMINO PARA EL EJERCICIO DEL DERECHO. <Artículo NULO>
ARTÍCULO 2.2.5.3.1.1.13. TRÁMITE DE LA SOLICITUD. <Artículo NULO>
ARTÍCULO 2.2.5.3.1.1.14. VALORACIÓN DE LA SOLICITUD. <Artículo NULO>
ARTÍCULO 2.2.5.3.1.1.15. REUNIÓN. <Artículo NULO>
ARTÍCULO 2.2.5.3.1.1.16. DECISIÓN. <Artículo NULO>
ARTÍCULO 2.2.5.3.1.1.17. IMPOSICIÓN DE LAS MEDIDAS. <Artículo NULO>
ARTÍCULO 2.2.5.3.1.1.18. RÉGIMEN DE TRANSICIÓN. <Artículo NULO>
ÁREAS DE RESERVA ESPECIAL.
ARTÍCULO 2.2.5.3.2.1. RÉGIMEN APLICABLE. Además de los decretos compilados en la presente Sección continuarán vigentes las áreas de reserva Especiales adoptadas por la Autoridad Minera Nacional a través de las respectivas resoluciones.
DELIMITACIÓN DE ÁREA EN LOS DEPARTAMENTOS DE ANTIOQUIA, NORTE DE SANTANDER Y EL SUR DE BOLIVAR ÁREA DELIMITADA EN EL DEPARTAMENTO DE ANTIOQUIA.
ARTÍCULO 2.2.5.3.1.2.1.1. ALINDERACIÓN DE ÁREAS DE RESERVA ESPECIAL. delimitar como áreas de Reserva Especial para adelantar estudios geológicos-mineros y desarrollar proyectos mineros estratégicos para el país, de conformidad con el artículo 31 del Código de Minas las que se alinderan a continuación:
1. Bellavista Sur. El área se reserva para un yacimiento de carbón que se localiza en jurisdicción del municipio de Angelópolis, departamento de Antioquia y se enmarca dentro de los siguientes linderos:
DESCRIPCIÓN DEL P.A: ESQUINA SUROCCIDENTAL DEL MARCO DE LA PLAZA DE ANGELÓPOLIS
PLANCHA IGAC. DEL P.A.: 146-4-C
ÁREA TOTAL: 39 HECTÁREAS Y 6.533 METROS (2) DISTRIBUIDAS EN 1 ZONA
ALINDERACIÓN DE LA ZONA NÚMERO 1
| Punto Inicial | Punto Final | Rumbo | Distancia | COORDENADA NORTE INICIAL | COORDENADA ESTE INICIAL |
| PA | 1 | S44-04-57.64E | 485.84 | 1167735.000 | 1151330.000 |
| 1 | 2 | S06-25-07.63E | 80.50 | 1167386.000 | 1151668.000 |
| 2 | 3 | S56-52-29.10W | 450.16 | 1167306.000 | 1151677.000 |
| 3 | 4 | S18-06-13.54E | 547.08 | 1167060.000 | 1151300.000 |
| 4 | 5 | S71-33-54.18E | 98.03 | 1166540.000 | 1151470.000 |
| 5 | 6 | S69-04-31.79E | 72.80 | 1166509.000 | 1151563.000 |
| 6 | 7 | N11-00-12.74E | 73.35 | 1166483.000 | 1151631.000 |
| 7 | 8 | N90-00-00.00E | 675.00 | 1166555.000 | 1151645.000 |
| 8 | 9 | N55-58-20.06W | 705.87 | 1166555.000 | 1152320.000 |
| 9 | 10 | N12-18-28.85E | 562.94 | 1166950.000 | 1151735.000 |
| 10 | 1 | S58-37-56.79W | 219.01 | 1167500.000 | 1151855.000 |
ÁREA DELIMITADA EN EL DEPARTAMENTO DE NORTE DE SANTANDER
2. Zorzana. El área se reserva para un yacimiento de carbón que se localiza en jurisdicción de los municipios de Bochalema, San Cayetano y Cúcuta, departamento de Norte de Santander y se enmarca dentro de los siguientes linderos:
Descripción del P.A.: Mojón de la mina Coopselva a 3.3 metros de la Bocamina Azimut 330G.
Plancha IGAC del P.A.: 98-2-C
Municipios: Bochalema (Norte Santander) y San Cayetano (Norte Santander).
Área total: 363 hectáreas y 1.407.5 metros cuadrados distribuidas en 1 zona.
Alinderación de la zona número 1
| Punto Inicial | Punto Final | Rumbo | Distancia | Coordenada Norte Inicial | Coordenada Este Inicial |
| PA | 1 | S16-58-12.50W | 453.02 | 1347018.296 | 1164087.225 |
| 1 | 2 | N90-00-00.00E | 1020.00 | 1346585.002 | 1163955.001 |
| 2 | 3 | N20-02-24.58W | 2144.87 | 1346585.002 | 1164975.001 |
| 3 | 4 | N28-50-46.94E | 743.03 | 1348600.006 | 1164239.999 |
| 4 | 5 | N47-31-34.02W | 962.60 | 1349250.838 | 1164598.484 |
| 5 | 6 | S46-42-35.33W | 947.95 | 1349900.837 | 1163888.484 |
| 6 | 7 | S14-55-53.10W | 776.21 | 1349250.834 | 1163198.481 |
| 7 | 1 | S26-30-18.65E | 2139.92 | 1348500.833 | 1162998.480 |
3. San Pedro (Derogada por el artículo 1 del Decreto 2519 de 2003)
4. La Doña Juana. El área se reserva para un yacimiento de carbón que se localiza en jurisdicción de los municipios de Bochalema, Chinácota y Los Patios, departamento de Norte de Santander y se enmarca dentro de los siguientes linderos:
DESCRIPCIÓN DEL P.A: Confluencia de las quebradas Cacua e Iscala
PLANCHA IGAC. DEL P.A.: 98-4-A
ÁREA TOTAL: 437 hectáreas y 5000 metros (2) distribuidas en 1 zona
ALINDERACIÓN DE LA ZONA NÚMERO 1
| Punto Inicial | Punto Final | Rumbo | Distancia | Coordenada Norte Inicial | Coordenada Este Inicial |
| PA | 1 | N01-34-20.74W | 2550.96 | 1336950.000 | 1163320.000 |
| 1 | 2 | N90-00-00.00E | 1250.00 | 1339500.000 | 1163250.000 |
| 2 | 3 | N00-00-00.00E | 4250.00 | 1339500.000 | 1164500.000 |
| 3 | 4 | S39-48-20.05W | 1952.56 | 1343750.000 | 1164500.000 |
| 4 | 1 | S00-00-00.00W | 2750.00 | 1342250.000 | 1163250.000 |
Área delimitada en la región del sur de Bolívar
Gallo-Café. El área se reserva para un yacimiento de oro que se localiza en jurisdicción del municipio de Arenal, departamento de Bolívar y se enmarca dentro de los siguientes linderos:
Descripción del P.A.: Primer punto de la poligonal.
Plancha IGAC del P.A.: 84-2-A
Municipios: Arenal (Bolívar).
Área total: 196 hectáreas y 9.375 metros cuadrados distribuidos en 1 zona.
Alinderación de la zona número 1
| Punto Inicial | Punto Final | Rumbo | Distancia | Coordenada Norte Inicial | Coordenada Este Inicial |
| PA | 1 | S00-00-00.00W | 975.00 | 1399460.000 | 978580.000 |
| 1 | 2 | N90-00-00.00E | 1225.00 | 1398485.000 | 978580.000 |
| 2 | 3 | S00-00-00.00W | 25.00 | 1398485.000 | 979805.000 |
| 3 | 4 | N90-00-00.00E | 775.00 | 1398460.000 | 979805.000 |
| 4 | 5 | N00-00-00.00E | 1000.00 | 1398460.000 | 980580.000 |
| 5 | PA | S90-00-00.00W | 2000.00 | 1399460.000 | 980580.000 |
6. Bolívar. El área se reserva para un yacimiento de oro que se localiza en jurisdicción de los municipios de Montecristo, Arenal, departamento de Bolívar y se enmarca dentro de los siguientes linderos:
DESCRIPCIÓN DEL P.A: Primer punto de la poligonal
PLANCHA IGAC. DEL P.A.: 74-4-C
AREA TOTAL: 100 hectáreas distribuidas en 1 zona
ALINDERACIÓN DE LA ZONA NÚMERO 1
| Punto Inicial | Punto Final | Rumbo | Distancia | Coordenada Norte Inicial | Coordenada Este Inicial |
| PA | 1 | S00-00-00.00W | 1000.00 | 1401000.000 | 978500.000 |
| 1 | 2 | N90-00-00.00E | 1000.00 | 1400000-000 | 978500.000 |
| 2 | 3 | N00-00-00.00E | 1000.00 | 1400000.000 | 979500.000 |
| 3 | PA | S90-00-00.00W | 1000.00 | 1401000.000 | 979500.000 |
7. Culoalzao. (Derogada por el artículo 4o del Decreto 1494 de 2003)
8. Estrella. (Derogada por el artículo 4o del Decreto 1494 de 2003)
9. Santa Cruz. El área se reserva para un yacimiento de oro que se localiza en jurisdicción de los municipios de Alto del Rosario y Barranco de Loba, departamento de Bolívar y se enmarca dentro de los siguientes linderos:
DESCRIPCIÓN DEL PA: Confluencia de la quebrada El Llano y la quebrada La Redonda
PLANCHA IGAC. DEL P.A.: 64-4-B
ÁREA TOTAL: 400 hectáreas distribuidas en 1 zona
ALINDERACIÓN DE LA ZONA NÚMERO 1
| Punto Inicial | Punto Final | Rumbo | Distancia | Coordenada Norte Inicial | Coordenada Este Inicial |
| PA | 1 | S02-19-17.51W | 740.61 | 1454740.000 | 987030.000 |
| 1 | 2 | N90-00-00.00E | 2000.00 | 1454000.000 | 987000.000 |
| 2 | 3 | N00-00-00.00E | 2000.00 | 1454000.000 | 989000.000 |
| 3 | 4 | S90-00-00.00W | 2000.00 | 1456000.000 | 989000.000 |
| 4 | 1 | S00-00-00.00W | 2000.00 | 1456000.000 | 987000.000 |
10. Buena seña (Derogada por el artículo 4o del Decreto 1494 de 2003)
(Decreto 2200 de 2001, artículo 1o)
(Decreto 2200 de 2001, artículo 2o)
(Decreto 2200 de 2001, artículo 3o)
DELIMITACIÓN DE ÁREA EN NORDESTE ANTIOQUEÑO Y EL SUR DE BOLÍVAR.
ARTÍCULO 2.2.5.3.1.2.2.1. DELIMÍTENSE COMO ÁREAS DE RESERVA ESPECIAL. Para adelantar estudios geológicos mineros y desarrollar proyectos mineros estratégicos para el país, de conformidad con el artículo 31 del Código de Minas, las que se alinderan a continuación:
Área delimitada en el Nordeste antioqueño
1. Doña Teresa. El área se reserva para un yacimiento de oro que se localiza en jurisdicción de los municipios de Segovia y Remedios, departamento de Antioquia y se enmarca dentro de los siguientes linderos:
Descripción del P.A.: Confluencia de las quebradas La Marranera y La Cristales.
Plancha IGAC del P.A.: 117
Municipios: Segovia y Remedios (Antioquia).
Área total: 470 hectáreas 6.984 metros cuadrados distribuidos en 1 zona.
Alinderación de la zona número 1
| Desde | Hasta | Rumbo | Distancia | Norte inicial | Este inicial |
| 0 | 1 | N71-34-25.49E | 1791.07 | 1278080.00 | 931300.00 |
| 1 | 2 | N00-00-00.00E | 557.33 | 1278646.13 | 932999.24 |
| 2 | 3 | N90-00-00.00E | 2773.36 | 1279203.46 | 932999.24 |
| 3 | 4 | S29-45-55.17 W | 3527.01 | 1279203.46 | 935772.60 |
| 4 | 5 | N90-00-00.00W | 673.39 | 1276141.78 | 934021.62 |
| 5 | 6 | N27-59-57.71E | 841.15 | 1276141.78 | 933348.23 |
| 6 | 7 | N61-59-14.74W | 320.08 | 1276884.48 | 933743.12 |
| 7 | 8 | S27-58-24.49W | 100.07 | 1277034.81 | 933460.54 |
| 8 | 9 | N61-59-06.44W | 166.15 | 1276946.43 | 933413.60 |
| 9 | 10 | N30-00-05.35E | 525.10 | 1277024.47 | 933266.92 |
| 10 | 11 | N52-13-47.00W | 207.33 | 1277479.21 | 933529.48 |
| 11 | 12 | N00-00-00.00E | 1040.00 | 1277606.20 | 933365.59 |
| 12 | 1 | S90-00-00.00W | 366.31 | 1278646.20 | 933365.59 |
| Desde | Hasta | Rumbo | Distancia | Norte inicial | Este inicial |
| 0 | 1 | N71-34-25.49E | 1791.07 | 1278080.00 | 931300.00 |
| 1 | 2 | N00-00-00.00E | 557.33 | 1278646.13 | 932999.24 |
| 2 | 3 | N90-00-00.00E | 2773.36 | 1279203.46 | 932999.24 |
| 3 | 4 | S29-45-55.17 W | 3527.01 | 1279203.46 | 935772.60 |
| 4 | 5 | N90-00-00.00W | 673.39 | 1276141.78 | 934021.62 |
| 5 | 6 | N27-59-57.71E | 841.15 | 1276141.78 | 933348.23 |
| 6 | 7 | N61-59-14.74W | 320.08 | 1276884.48 | 933743.12 |
| 7 | 8 | S27-58-24.49W | 100.07 | 1277034.81 | 933460.54 |
| 8 | 9 | N61-59-06.44W | 166.15 | 1276946.43 | 933413.60 |
| 9 | 10 | N30-00-05.35E | 525.10 | 1277024.47 | 933266.92 |
| 10 | 11 | N52-13-47.00W | 207.33 | 1277479.21 | 933529.48 |
| 11 | 12 | N00-00-00.00E | 1040.00 | 1277606.20 | 933365.59 |
| 12 | 1 | S90-00-00.00W | 366.31 | 1278646.20 | 933365.59 |
Áreas delimitadas en el Sur de Bolívar
2. Rancho Escondido. El área se reserva para un yacimiento de oro que se localiza en jurisdicción del municipio de Arenal, departamento de Bolívar y se enmarca dentro de los siguientes linderos:
Descripción del P.A.: Primer punto de la poligonal.
Plancha IGAC del P.A.: 84-2-A
Municipios: Arenal (Bolívar).
Área total: 386 hectáreas y 4.474.5 metros cuadrados distribuidas en 1 zona.
Alinderación de la zona número 1
| Punto Inicial | Punto Final | Rumbo | Distancia | Coordenada Norte Inicial | Coordenada Este Inicial |
| PA | 1 | S67-07-12.34E | .26 | 1399291.103 | 975867.756 |
| 1 | 2 | S00-00-00.00W | 1553.00 | 1399291.000 | 975868.000 |
| 2 | 3 | N90-00-00.00E | 2132.00 | 1397738.000 | 975868.000 |
| 3 | 4 | N00-00-00.00E | 2262.00 | 1397738.000 | 978000.000 |
| 4 | 5 | S90-00-00.00W | 642.00 | 1400000.000 | 978000.000 |
| 5 | 6 | S44-58-26.20W | 1554.93 | 1400000.000 | 977358.000 |
| 6 | 1 | N45-00-00.00W | 552.96 | 1398900.000 | 976259.000 |
3. El Avión. El área se reserva para un yacimiento de Oro que se localiza en jurisdicción de los municipios de Montecristo y Tiquisio, departamento de Bolívar y se enmarca dentro de los siguientes linderos:
Descripción del P.A.: Confluencia de la Quebrada Santo Domingo con la Quebrada El Rosario.
Plancha IGAC del P.A.: 74-4-A
Municipios: Montecristo (Bolívar) y Tiquisio-Puerto Rico (Bolívar).
Área total: 100 hectáreas distribuidas en 1 zona.
Alinderación de la zona número 1
| Punto Inicial | Punto Final | Rumbo | Distancia | Coordenada Norte Inicial | Coordenada Este Inicial |
| PA | 1 | S29-27-10.31W | 10172.72 | 1419318.000 | 975320.000 |
| 1 | 2 | S90-00-00.00W | 1000.00 | 1410460.000 | 970318.000 |
| 2 | 3 | S00-00-00.00W | 1000.00 | 1410460.000 | 969318.000 |
| 3 | 4 | N90-00-00.00E | 1000.00 | 1409460.000 | 969318.000 |
| 4 | 1 | N00-00-00.00E | 1000.00 | 1409460.000 | 970318.000 |
4. El Dorado. El área se reserva para un yacimiento de Oro que se localiza en jurisdicción del municipio de Río Viejo, departamento de Bolívar y se enmarca dentro de los siguientes linderos:
Descripción del P.A.: Confluencia de las Quebradas Norosi y Carano.
Plancha IGAC del P.A.: 74-4-C
Municipios: Río Viejo (Bolívar)
Área total: 100 hectáreas distribuidas en 1 zona.
Alinderación de la zona número 1
| Punto Inicial | Punto Final | Rumbo | Distancia | Coordenada Norte Inicial | Coordenada Este Inicial |
| PA | 1 | N58-34-50.40W | 86.79 | 1406119.757 | 972187.063 |
| 1 | 2 | S90-00-00.00W | 1000.00 | 1406165.000 | 972112.999 |
| 2 | 3 | S00-00-00.00W | 1000.00 | 1406165.000 | 971112.999 |
| 3 | 4 | N90-00-00.00E | 1000.00 | 1405165.000 | 971112.999 |
| 4 | 1 | N00-00-00.00E | 1000.00 | 1405165.000 | 972112.999 |
5. Casa de Barro. El área se reserva para un yacimiento de oro que se localiza en jurisdicción de los municipios de Río Viejo y Tiquisio, departamento de Bolívar y se enmarca dentro de los siguientes linderos:
Descripción del P.A.: Confluencia de las Quebradas Hamaca y Oquendo.
Plancha IGAC del P.A.: 74-2-C
Municipios: Río Viejo (Bolívar) y Tiquisio-Puerto Rico (Bolívar).
Área total: 200 hectáreas distribuidas en 1 zona.
Alinderación de la zona número 1
| Punto Inicial | Punto Final | Rumbo | Distancia | Coordenada Norte Inicial | Coordenada Este Inicial |
| PA | 1 | S39-38-00.90E | 10071.31 | 1429756.310 | 975575.761 |
| 1 | 2 | S00-00-00.00W | 1000.00 | 1421999.996 | 982000.003 |
| 2 | 3 | N90-00-00.00E | 2000.00 | 1420999.996 | 982000.003 |
| 3 | 4 | N00-00-00.00E | 1000.00 | 1420999.996 | 984000.003 |
| 4 | 1 | S90-00-00.00W | 2000.00 | 1421999.996 | 984000.003 |
6. El Cangrejo. El área se reserva para un yacimiento de oro que se localiza en jurisdicción del municipio de Montecristo, departamento de Bolívar y se enmarca dentro de los siguientes linderos:
Descripción del P.A.: Primer punto de la poligonal.
Plancha IGAC del P.A.: 84-2-A
Municipios: Montecristo (Bolívar)
Área total: 49 hectáreas y 7.542 metros cuadrados distribuidos en 1 zona.
Alinderación de la zona número 1
| Punto Inicial | Punto Final | Rumbo | Distancia | Coordenada Norte Inicial | Coordenada Este Inicial |
| PA | 1 | S49-10-07.56E | .38 | 1392006.247 | 973984.7 14 |
| 1 | 2 | N53-01-38.05W | 1002.60 | 1392005.998 | 973985.002 |
| 2 | 3 | S90-00-00.00W | 70.00 | 1392608.998 | 973184.003 |
| 3 | 4 | S00-00-00.00W | 1094.00 | 1392608.998 | 973114.003 |
| 4 | 1 | N60-35-21.04E | 999.86 | 1391514.998 | 973114.003 |
Decreto 1494 de 2003, artículo 1o)
ÁREA DE RESERVA ESPECIAL LOCALIZADA EN JURISDICCIÓN DEL MUNICIPIO DE QUINCHÍA.
ARTÍCULO 2.2.5.3.1.2.3.1. DELIMITACIÓN. Delimitar como Área de Reserva Especial para adelantar estudios geológicos mineros y desarrollar proyectos mineros estratégicos para el país, de conformidad con el artículo 31 del Código de Minas, la que se alindera a continuación:
Quinhía. El área se reserva para un yacimiento de oro y metales preciosos y se localiza en jurisdicción del municipio de Quinchía, departamento de Risaralda la conforma un (1) área, y una (1) zona de exclusión. Esta área se enmarca dentro de las siguientes coordenadas:
DESCRIPCIÓN DEL P. A.: PUNTO UNO DE LA POLIGONAL
PLANCHA IGAC. DEL P. A.: 186
MUNICIPIO: QUINCHÍA (RISARALDA)
ÁREA TOTAL: 585 HECTÁREAS Y 3172.5 METROS (2) DISTRIBUIDAS EN 1 ZONA Y 1 EXCLUSIÓN
PERÍMETRO TOTAL: 17618.00803 METROS
ALINDERACIÓN DE LA ZONA NÚMERO 1
| Punto | Punto Final Rumbo | Distancia | Coordenada | Coordenada Este Inicial |
| PA | 1 S00-00-00.00W | 2500.00 | 1084000.000 | 1152000.000 |
| 1 | 2 N90-00-00.00E | 3000.00 | 1081500.000 | 1152000.000 |
| 2 | 3 N00-00-00.00E | 554.00 | 1081500.000 | 1155000.000 |
| 3 | 4 S08-21-57.19W | 137.46 | 1082054.000 | 1155000.000 |
| 4 | 5 N84-08-48.87W | 1000.21 | 1081918.000 | 1154980.000 |
| 6 N04-12-51.04E | 476.29 | 1082020.000 | 1153985.000 | |
| 6 | 7 S83-39-12.20E | 986.04 | 1082495.000 | 1154020.000 |
| 7 | 8 N00-00-00.00E | 1614.00 | 1082386.000 | 1155000.000 |
| 8 | PA S90-00-00.00W | 3000.00 | 1084000.000 | 1155000.000 |
ALINDERACIÓN DE LA EXCLUSIÓN NÚMERO 1
| Punto | Punto Final Rumbo | Distancia | Coordenada Norte Inicial | Coordenada Este Inicial |
| PA | 1 S68-17-32.23E | 1135.528 | 1084000.000 | 1152000.000 |
| 1 | 2 N90-00-00.00E | 1025.000 | 1083580.000 | 1153055.000 |
| 2 | 3 N90-00-00.00E | 150.000 | 1083580.000 | 1154080.000 |
| 3 | 4 S00-00-00.00W | 1000.000 | 1083580.000 | 1154230.000 |
| 4 | 5 S90-00-00.00W | 1175.000 | 1082580.000 | 1154230.000 |
| 5 | 1 N00-00-00.00E | 1000.000 | 1082580.000 | 1153055.000 |
(Decreto 535 de 2006, artículo 1o)
ARTÍCULO 2.2.5.3.1.2.3.2. EXCLUSIÓN. Se entienden excluidas del área alinderada en el artículo anterior las que pertenezcan a títulos mineros debidamente otorgados e inscritos en el Registro Minero.
(Decreto 535 de 2006, artículo 2o)
ARTÍCULO 2.2.5.3.1.2.3.3. VIGENCIA. Dentro de los dos años siguientes al 21 de Febrero de 2006, las entidades adscritas o vinculadas al Ministerio de Minas y Energía realizarán los estudios geológicos-mineros y la iniciación de los correspondientes proyectos estratégicos, según las directrices que para el efecto señale el Ministerio de Minas y Energía.
(Decreto 535 de 2006, artículo 3o)
ARTÍCULO 2.2.5.3.1.2.3.4. ADICIÓN. Adicionar al Área de Reserva Especial localizada en jurisdicción del municipio de Quinchía, departamento de Risaralda, declarada mediante Decreto número 535 de 2006 para un yacimiento de oro y metales preciosos. El área que se adiciona corresponde al área del Título Minero número 058-93M, terminado mediante Resolución 0103 de 2007, confirmada por el Acto Administrativo DSM 777 de 2007, y está alinderada por las siguientes coordenadas:
Descripción del P.A: Confluencia de las Quebradas Moreta y Batero
Plancha Igac: 0-186-4-C-0
Municipios: Quinchía (Risaralda)
Área Total: 117 ha 5.000m2
| PUNTOS | COORDENADAS | |
| NORTE | ESTE | |
| P.A | 1'083.580 | 1'154.080 |
| 1 | 1'083.580 | 1'154.230 |
| 2 | 1'082.580 | 1154.230 |
| 3 | 1'082.580 | 1'153.055 |
| 4 | 1'083.580 | 1'153.055 |
(Decreto 247 de 2008, artículo 1o)
ARTÍCULO 2.2.5.3.1.2.3.5. Excluir, por la no presencia de mineros y la baja potencialidad de reservas, una zona ubicada hacia la parte Este del Área de Reserva Especial de Quinchía, la cual se encuentra alinderada por las siguientes coordenadas:
| PUNTOS | COORDENADAS | |
| NORTE | ESTE | |
| 1 | 1'152.254 | 1'081.500 |
| 2 | 1'152.000 | 1'081.500 |
| 3 | 1'152.000 | 1'084.000 |
| 4 | 1'152.697 | 1'084.000 |
(Decreto 247 de 2008, artículo 2o, modificado por artículo 1o Decreto_2218_2008)
RESERVA ESPECIAL DEL CARMEN DE CATATUMBO.
ARTÍCULO 2.2.5.3.2.2.4.1. DELIMITACIÓN. Delimitar como Área de Reserva Especial para adelantar estudios geológicos-mineros y desarrollar proyectos mineros estratégicos para el país, el área así delimitada:
Carmen-Catatumbo. El área se reserva para un yacimiento de carbón, localizada en jurisdicción del municipio de Sardinata, departamento de Norte de Santander, la cual se enmarca dentro de las siguientes coordenadas:
| DESCRIPCIÓN DEL P.A. | PUNTO UNO DE LA POLIGONAL |
| PLANCHA IGAC DEL P.A. | 87 |
| MUNICIPIOS: | SARDINATA (SANTANDER) |
| ÁREA TOTAL: | 2122 HECTÁREAS Y 3291.5 METROS (2) |
| DISTRIBUIDAS EN LA ZONA | |
| PERÍMETRO TOTAL: | 29596.00969 METROS |
ALINDERACIÓN DEL ÁREA
| PUNTO INICIAL | PUNTO FINAL | RUMBO | DISTANCIA | COORDENADA NORTE INICIAL |
| PA | 1 | N00-00-00.00E | 4250.00 | 1394400.000 |
| 1 | 2 | N90-00-00.00E | 1320.00 | 1398650.000 |
| 2 | 3 | N51-11-19.01 E | 590.34 | 1398650.000 |
| 3 | 4 | S39-22-49.98E | 707.68 | 1399020.000 |
| 4 | 5 | S40-13-21.69E | 738.66 | 1398473.000 |
| 5 | 6 | N31-45-03.56E | 2459.01 | 1397909.000 |
| 6 | 7 | S90-00-00.00W | 1780.00 | 1400000.000 |
| 7 | 8 | S50-25-14.14W | 973.09 | 1400000.000 |
| 8 | 9 | S75-30-22.07W | 1518.32 | 1399380.000 |
| 9 | 10 | N00-00-00.00E | 3000.00 | 1399000.000 |
| 10 | 11 | S90-00-00.00W | 1500.00 | 1402000.000 |
| 11 | 12 | S12-05-41.12W | 7158.91 | 1402000.000 |
| 12 | 13 | S00-00-00.00W | 600.00 | 1395000.000 |
| 13 | PA | N90-00-00.00E | 3000.00 | 1394400.000 |
PARÁGRAFO. Se entienden excluidas del Área de Reserva Especial, las áreas de títulos mineros debidamente otorgados e inscritos en el Registro Minero.
(Decreto 1393 de 2006 artículo 1o)
ARTÍCULO 2.2.5.3.2.2.4.2. ESTUDIOS. Dentro de los dos años siguientes al 5 de mayo de 2006, el Ministerio de Minas y Energía y/o la entidad que este designe realizarán los estudios geológico-mineros e iniciarán los correspondientes proyectos estratégicos, según las directrices que para el efecto señale el mismo Ministerio.
ARTÍCULO 2.2.5.3.2.2.4.3. ADICIONAR. Adicionar a la Zona de Reserva Especial del Carmen Catatumbo, jurisdicción del municipio de Sardinata, departamento de Norte de Santander, unas áreas con una extensión de 1.855 hectáreas y 1.832 metros cuadrados la número uno y 137 hectáreas y 4.750 metros cuadrados la número dos, para un área total de 1.992 hectáreas y 6.582 metros cuadrados, las cuales tienen las siguientes a linderaciones:
ALINDERACIÓN ÁREA UNO
| Puntos | Coordenadas Este | Coordenadas Norte |
| 1 | 1'143.399 | 1'394.400 |
| 2 | 1'142.711 | 1'391.164 |
| 3 | 1'142.000 | 1'388.300 |
| 4 | 1'139.000 | 1'388.300 |
| 5 | 1'141.000 | 1'395.000 |
| 6 | 1'143.000 | 1'395.000 |
ALINDERACIÓN ÁREA DOS
| Puntos | Coordenadas Este | Coordenadas Norte |
| 1 | 1'144.500 | 1'402.000 |
| 2 | 1'146.085 | 1'403.300 |
| 3 | 1'146.700 | 1'403.300 |
| 4 | 1'146.000 | 1'402.000 |
PARÁGRAFO. Se entienden excluidas de las áreas alinderadas las que pertenezcan a títulos mineros debidamente otorgados e inscritos en el Registro Minero.
(Decreto 300 de 2008, artículo 1o)
(Modificado por Decreto 2219 de 2008)
DE LA FORMALIZACIÓN MINERA.
DEFINICIONES Y CONDICIONES GENERALES.
ARTÍCULO 2.2.5.4.1.1. DEFINICIONES. <Artículo NULO>
ARTÍCULO 2.2.5.4.1.2. ÁMBITO DE APLICACIÓN. <Artículo NULO>
ARTÍCULO 2.2.5.4.1.3. ÁREA DEL CONTRATO. <Artículo NULO>
ARTÍCULO 2.2.5.4.1.4. NÚMERO DE SOLICITUDES. <Artículo NULO>
ARTÍCULO 2.2.5.4.1.5. CLASE DE CONTRATO. <Artículo NULO>
TRÁMITE PARA LA FORMALIZACIÓN DE MINEROS TRADICIONALES.
ARTÍCULO 2.2.5.4.1.1.1.1. REQUISITOS. <Artículo NULO>
ARTÍCULO 2.2.5.4.1.1.1.2. ACREDITACIÓN DE TRABAJOS MINEROS. <Artículo NULO>
ARTÍCULO 2.2.5.4.1.1.1.3. PRESENTACIÓN DE DOCUMENTOS. <Artículo NULO>
ARTÍCULO 2.2.5.4.1.1.1.4. REQUERIMIENTO PARA SUBSANAR REQUISITOS. <Artículo NULO>
ARTÍCULO 2.2.5.4.1.1.1.5. SUPERPOSICIONES. <Artículo NULO>
ARTÍCULO 2.2.5.4.1.1.1.6. VISITA. <Artículo NULO>
ARTÍCULO 2.2.5.4.1.1.1.7. COMUNICACIONES PREVIAS A LA DILIGENCIA DE VISITA. <Artículo NULO>
ARTÍCULO 2.2.5.4.1.1.1.8. INFORME TÉCNICO DE LA VISITA. <Artículo NULO>
ARTÍCULO 2.2.5.4.1.1.1.9. REQUERIMIENTO DE VISITA. <Artículo NULO> <Jurisprudencia Vigencia>
Consejo de Estado
- Decreto 933 de 2013 declarado NULO por el Consejo de Estado, Sección Tercera, Expediente No. 11001-03-26-000-2015-00169-00(55881) de 28/10/2019, Consejero Ponente Dr. Martín Bermúdez Muñoz.
- Decreto 933 de 2013 SUSPENDIDO provisionalmente por el Consejo de Estado, Sección Tercera, Expediente No. 52506 Auto de 20 de abril de 2016, Consejero Ponente (E) Dr. Jaime Orlando Santofimio Gamboa.
ASPECTOS TÉCNICOS Y AMBIENTALES.
ARTÍCULO 2.2.5.4.1.1.2.1. OBLIGACIONES DEL SOLICITANTE. <Artículo NULO>
ARTÍCULO 2.2.5.4.1.1.2.2. PROGRAMA DE TRABAJOS Y OBRAS Y PLAN DE MANEJO AMBIENTAL. <Artículo NULO>
ARTÍCULO 2.2.5.4.1.1.2.3. TÉRMINOS DE REFERENCIA. <Artículo NULO>
ARTÍCULO 2.2.5.4.1.1.2.4. EVALUACIÓN. <Artículo NULO>
ARTÍCULO 2.2.5.4.1.1.2.5. SUSCRIPCIÓN CONTRATO DE CONCESIÓN MINERA. <Artículo NULO>
FORMALIZACIÓN EN ÁREAS CON TÍTULO MINERO.
ARTÍCULO 2.2.5.4.1.1.3.1. POSIBILIDADES DE FORMALIZACIÓN. <Artículo NULO>
ARTÍCULO 2.2.5.4.1.1.3.2. MEDIACIÓN. <Artículo NULO>
ARTÍCULO 2.2.5.4.1.1.3.3. PARTICIPACIÓN DEL BENEFICIARIO DEL TÍTULO MINERO. <Artículo NULO>
ARTÍCULO 2.2.5.4.1.1.3.4. PRIORIDAD DE ESTUDIO. <Artículo NULO>
ARTÍCULO 2.2.5.4.1.1.3.5. BENEFICIOS PARA LOS CEDENTES. <Artículo NULO>
ARTÍCULO 2.2.5.4.1.1.3.6. INCORPORACIÓN DE ÁREAS A UNA RESERVA. <Artículo NULO>
ARTÍCULO 2.2.5.4.1.1.3.7. CESIÓN DE ÁREAS EN PROGRAMAS DE FORMALIZACIÓN DE MINERÍA TRADICIONAL. <Artículo NULO>
ZONAS RESTRINGIDAS Y FORMALIZACIÓN.
ARTÍCULO 2.2.5.4.1.1.3.8. <SIC> ZONAS DE RESERVA FORESTAL. <Artículo NULO>
ACTIVIDADES NO SUSCEPTIBLES DE FORMALIZACIÓN.
ARTÍCULO 2.2.5.4.1.1.5.1. CAUSALES DE RECHAZO. <Artículo NULO>
ARTÍCULO 2.2.5.4.1.1.5.2. COMUNICACIÓN A AUTORIDADES COMPETENTES. <Artículo NULO>
ARTÍCULO 2.2.5.4.1.1.5.3. MEDIDAS DE RESTAURACIÓN AMBIENTAL. <Artículo NULO>
SUBCONTRATO DE FORMALIZACIÓN MINERA.
ARTÍCULO 2.2.5.4.2.1. ÁMBITO DE APLICACIÓN. <Artículo modificado por el artículo 1 del Decreto 1949 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> Los lineamientos dispuestos en esta Sección reglamentan la autorización, celebración y ejecución del Subcontrato de Formalización Minera entre el beneficiario de un título minero y los explotadores mineros de pequeña escala o pequeños mineros definidos de conformidad con el artículo 2.2.5.1.5.5 del presente Decreto, que se encuentren adelantando actividades de explotación desde antes del 15 de julio de 2013, en el área perteneciente a dicho título.
Al igual, desarrolla las condiciones para la devolución y administración de las áreas devueltas por el beneficiario de un título minero, como resultado de un proceso de mediación o por decisión directa de éste, para la formalización de pequeños mineros que hayan llevado a cabo su explotación en el área objeto de devolución o por reubicación de los que se encuentran en un área distinta a la zona devuelta y que la requieren debido a las restricciones ambientales o sociales que se presentan en el lugar donde están ejerciendo sus labores.
PARÁGRAFO. La suscripción del Subcontrato de Formalización Minera y la Devolución de Áreas para la Formalización Minera se podrán realizar en cualquier etapa del título minero.
ARTÍCULO 2.2.5.4.2.2. SOLICITUD DE AUTORIZACIÓN DEL SUBCONTRATO DE FORMALIZACIÓN MINERA. <Artículo modificado por el artículo 1 del Decreto 1949 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> El titular minero que se encuentre interesado en celebrar un Subcontrato de Formalización Minera, deberá presentar solicitud ante la Autoridad Minera Nacional, con la siguiente información:
a) Identificación del título minero.
b) Indicación del mineral o minerales que se extraen.
c) Datos generales e identificación del pequeño minero o explotadores mineros de pequeña escala con quien se va a subcontratar, de los grupos o asociaciones de economía solidaria constituidas de conformidad con las disposiciones aplicables a las mismas, o de los representantes legales, según corresponda; anexando la documentación soporte, tales como: fotocopia de la cédula de ciudadanía para personas naturales, certificado de existencia y representación legal para personas jurídicas, que contenga en su objeto social la exploración y explotación de minerales.
d) Indicación del área a subcontratar, la cual debe ser definida por el titular minero, teniendo en cuenta el mínimo legal, justificando que el porcentaje del área del título que no será objeto de subcontratación garantizará el cumplimiento de las obligaciones del título minero.
e) Plano del área objeto a subcontratar, de acuerdo con los requerimientos señalados en la Resolución 40600 del 27 de mayo de 2015, o las normas que lo modifiquen, adicionen o sustituyan.
f) Indicación de la antigüedad de la explotación de los pequeños mineros.
PARÁGRAFO. En los casos en que se quiera por parte del titular minero celebrar un Subcontrato de Formalización para minerales diferentes a los otorgados por el Estado, el titular deberá adelantar el trámite de adición de minerales bajo los términos del artículo 62 de la Ley 685 de 2001.
ARTÍCULO 2.2.5.4.2.3. EVALUACIÓN DE LA SOLICITUD DE AUTORIZACIÓN PARA CELEBRAR SUBCONTRATO DE FORMALIZACIÓN MINERA. <Artículo modificado por el artículo 1 del Decreto 1949 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> Los documentos referidos en el artículo anterior se evaluarán dentro del término dispuesto por el artículo 273 de la Ley 685 de 2001. En el evento de que se determine que los documentos aportados no cumplen con lo establecido en la presente Sección, se requerirá al solicitante por una sola vez, para que en el término de treinta (30) días subsane o corrija las deficiencias, so pena de decretar el desistimiento y el archivo de la solicitud, acorde con lo establecido por el inciso final del artículo 17 de la Ley 1755 de 2015, o las normas que lo modifiquen, adicionen o sustituyan.
ARTÍCULO 2.2.5.4.2.4. VISITA DE VIABILIZACIÓN. <Artículo modificado por el artículo 1 del Decreto 1949 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> La autoridad minera realizará una visita de viabilización al área a subcontratar, con el fin de verificar que las labores estén siendo adelantadas por pequeños mineros desde antes del 15 de julio de 2013, así como los aspectos técnicos y de seguridad minera de estas operaciones. De esta visita se elaborará un informe en el que se viabilice o no la celebración del Subcontrato de Formalización Minera.
PARÁGRAFO. En aquellos casos en que la autoridad minera evidencie que el pequeño minero que se encuentra desarrollando actividades mineras en el área a subcontratar, presentó con anterioridad a la expedición de la Ley 1658 de 2013 solicitud de legalización de minería en cualquiera de sus programas o hizo parte de un proceso de amparo administrativo, respecto del área objeto de la solicitud, no requerirá visita, siempre que los documentos aportados o visitas realizadas con anterioridad, le permitan a la Autoridad Minera Nacional determinar que se trata de un pequeño minero y que cumple con los términos y condiciones establecidos en la presente sección. En caso contrario, es decir, si dicha autoridad no consigue establecer que se cumplen con los anteriores requisitos, así lo manifestará y ordenará la realización de la visita de viabilización, mediante auto de trámite.
ARTÍCULO 2.2.5.4.2.5. CAUSALES DE RECHAZO DE LA SOLICITUD DE SUBCONTRATO DE FORMALIZACIÓN MINERA. <Artículo modificado por el artículo 1 del Decreto 1949 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> Serán causales de rechazo de la solicitud de Subcontrato de Formalización Minera:
a) Cuando el informe de visita determine que no es viable técnicamente autorizar la suscripción del Subcontrato de Formalización Minera;
b) Cuando el pequeño minero o asociación de pequeños mineros con los que se pretende celebrar el Subcontrato de Formalización Minera hayan suscrito otro Subcontrato de Formalización Minera, sean beneficiarios de un título minero o de un área de reserva especial.
c) Cuando el titular minero pretenda subcontratar con una persona jurídica que no cuente con la capacidad legal para adelantar actividades de exploración y explotación de minerales y en caso de ser persona natural, cuando no cumpla con la capacidad establecida en el Código Civil.
d) Cuando no se obtenga la sustracción de las zonas de reserva de que trata la Ley 2 de 1959, por parte del titular minero, previa a la celebración del subcontrato.
e) Cuando el área a subcontratar se encuentre superpuesta con zonas excluidas de la minería.
f) Cuando se trate de un mineral diferente al del título minero, salvo que la autoridad minera haya aceptado la adición del mineral solicitada para efectos de celebrar el subcontrato por parte del titular minero.
g) Cuando el informe de visita determine que los trabajos realizados por el pequeño minero no son anteriores al 15 de julio de 2013.
h) Cuando la autoridad minera, después de evaluada la justificación presentada por el titular minero en relación con el porcentaje del área que continuará libre de subcontratos, determine que esta no garantiza las obligaciones del título minero.
ARTÍCULO 2.2.5.4.2.6. AUTORIZACIÓN DE SUSCRIPCIÓN DEL SUBCONTRATO DE FORMALIZACIÓN MINERA. <Artículo modificado por el artículo 1 del Decreto 1949 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> Evaluada la documentación presentada y de acuerdo con el informe que viabiliza el Subcontrato de Formalización Minera, la Autoridad Minera Nacional mediante acto administrativo, autorizará la suscripción del subcontrato y concederá un plazo al titular minero, en los términos del artículo 17 de la Ley 1755 de 2015, o las normas que lo modifiquen, adicionen o sustituyan, para que allegue el Subcontrato de Formalización Minera suscrito por las partes, so pena de entenderse desistido el trámite de autorización previa.
ARTÍCULO 2.2.5.4.2.7. CONTENIDO MINUTA DE SUBCONTRATO DE FORMALIZACIÓN MINERA. <Artículo modificado por el artículo 1 del Decreto 1949 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> La Minuta del Subcontrato de Formalización Minera contendrá como mínimo los siguientes requisitos:
a) Identificación de las partes.
b) Objeto contractual: Debe estar destinado al trabajo bajo el amparo de un título minero, de las actividades de explotación del mineral objeto de ese título minero.
c) Descripción del área, de acuerdo con lo dispuesto por la Resolución 40600 del 27 de mayo de 2015.
d) Duración: El Subcontrato de Formalización se suscribirá por un período no inferior a cuatro (4) años que podrá prorrogarse de manera sucesiva previa aprobación de la Autoridad Minera Nacional, pero no podrá ser superior a la vigencia del título minero.
e) Descripción de las obligaciones a cargo del subcontratista y del titular minero.
ARTÍCULO 2.2.5.4.2.8. APROBACIÓN DEL SUBCONTRATO DE FORMALIZACIÓN MINERA. <Artículo modificado por el artículo 1 del Decreto 1949 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> Aportado el Subcontrato de Formalización Minera suscrito por las partes, la Autoridad Minera Nacional mediante acto administrativo lo aprobará, y en dicho acto ordenará que dentro de los quince (15) días hábiles siguientes, se realice su anotación en el Registro Minero Nacional correspondiente al título minero bajo el cual se celebró el subcontrato.
En el evento en que el subcontrato aportado no cumpla con el contenido de la minuta, la Autoridad Minera Nacional requerirá al titular minero para que en el término de un (1) mes subsane las deficiencias, so pena de decretar el desistimiento conforme a lo establecido en el artículo 17 de la Ley 1755 de 2015 o las normas que lo modifiquen, adicionen o sustituyan.
ARTÍCULO 2.2.5.4.2.9. PLAN DE TRABAJOS Y OBRAS COMPLEMENTARIO PARA LAS LABORES DE AUDITORÍA O FISCALIZACIÓN DIFERENCIAL. <Artículo modificado por el artículo 1 del Decreto 1949 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> Anotado en el Registro Minero Nacional el Subcontrato de Formalización Minera, el subcontratista deberá presentar en el término de un (1) mes prorrogable por el mismo plazo, el Plan de Trabajos y Obras Complementario (PTOC) para la fiscalización diferencial, atendiendo los términos de referencia dispuestos para el efecto por la Autoridad Minera Nacional. Este Plan deberá contar con la aprobación por parte del titular minero, mediante la suscripción del mismo.
El Plan de Trabajos y Obras Complementario (PTOC) para la fiscalización diferencial será un anexo del Programa de Trabajos y Obras (PTO) del titular minero, cuando dicho titular cuente con este documento; en el evento de encontrarse el titular en etapa de exploración este plan será anexado al Programa de Trabajos y Obras PTO del titular minero cuando este sea aprobado por la Autoridad Minera Nacional.
Para la aprobación o formulación de objeciones del PTOC la Autoridad Minera Nacional tendrá el plazo previsto por el artículo 281 del Código de Minas, esto es treinta (30) días hábiles contados a partir de su presentación.
De requerir el subcontratista modificación o adición al PTOC, se deberá solicitar a la Autoridad Minera Nacional la aprobación de dicha adición o modificación con la manifestación expresa por escrito del titular minero aceptando dicha modificación y/o adición.
PARÁGRAFO. Para efectos de esta Sección, se entiende la Fiscalización Diferencial, como la herramienta de monitoreo y seguimiento para vigilar el cumplimiento de las normas y las obligaciones contraídas a través de un “Subcontrato de Formalización Minera” a las que deben sujetarse los pequeños mineros o explotadores mineros de pequeña escala para la adecuada explotación de los recursos naturales no renovables.
ARTÍCULO 2.2.5.4.2.10. CONTENIDO DEL PLAN DE TRABAJOS Y OBRAS COMPLEMENTARIO PARA LA FISCALIZACIÓN DIFERENCIAL. <Artículo modificado por el artículo 1 del Decreto 1949 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> La información contenida en el Programa de Trabajos y Obras Complementario (PTOC) para fiscalización diferencial deberá contener mínimo lo siguiente:
a) Delimitación definitiva del área de explotación objeto del subcontrato.
b) Mapa topográfico de dicha área.
c) Ubicación, cálculo y características de las reservas que habrán de ser explotadas en desarrollo del Subcontrato de Formalización Minera.
d) Descripción y localización de las instalaciones y obras de minería, depósito de minerales, beneficio y transporte y si es del caso, de transformación.
e) Producción mensual y anual.
f) Plan Minero de Explotación.
g) Plan de Obras de Recuperación geomorfológica, paisajística y forestal del sistema alterado.
h) Plan de cierre de la explotación y abandono de los montajes y de la infraestructura.
ARTÍCULO 2.2.5.4.2.11. INSTRUMENTO DE CONTROL Y MANEJO AMBIENTAL. <Artículo modificado por el artículo 1 del Decreto 1949 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> Anotado en el Registro Minero Nacional el Subcontrato de Formalización Minera, el subcontratista deberá solicitar la respectiva Licencia Ambiental a la Autoridad Ambiental competente, para lo cual deberá allegar ante dicha autoridad, el certificado de inscripción del subcontrato en el Registro Minero Nacional y el Estudio de Impacto Ambiental. El subcontratista aportará a la Autoridad Minera Nacional como constancia, el auto de inicio de trámite de licencia ambiental de conformidad con lo regulado por el Decreto 1076 de 2015 o las normas que lo modifiquen, adicionen o sustitu yan.
En el evento de contar el titular minero con la Licencia Ambiental vigente y la misma incluya el proyecto, obra o las actividades a desarrollar en el área del Subcontrato de Formalización Minera, la misma podrá ser cedida parcialmente, de conformidad con la normatividad vigente.
De estos trámites, tanto de la solicitud de la Licencia Ambiental como de la solicitud de cesión de esta, el subcontratista deberá mantener informada a la Autoridad Minera Nacional, quien podrá efectuar los requerimientos a que haya lugar, de conformidad con lo previsto por el inciso segundo del artículo 17 de la Ley 1755 de 2015 o las normas que lo modifiquen, adicionen o sustituyan.
PARÁGRAFO. Desde la autorización del Subcontrato de Formalización Minera y hasta la obtención del licenciamiento ambiental, el subcontratista deberá dar estricto cumplimiento y aplicación a las Guías Ambientales para la formalización, adoptadas por el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible. Durante este término no habrá lugar a proceder respecto de los interesados mediante la medida prevista en el artículo 161 de la Ley 685 de 2001. El incumplimiento de los términos y condiciones establecidos en la mencionada guía, o la generación del daño ambiental, dará lugar a la aplicación de las medidas preventivas y sancionatorias contempladas en la Ley 1333 de 2009 o la norma que la modifique, adicione o sustituya.
ARTÍCULO 2.2.5.4.2.12. FISCALIZACIÓN DIFERENCIAL, SEGUIMIENTO Y CONTROL. <Artículo modificado por el artículo 1 del Decreto 1949 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> Aprobado el Plan de Trabajos y Obras Complementario (PTOC), se procederá a adelantar la fiscalización diferencial de conformidad con los criterios establecidos en la sección 3 del capítulo 9 del título V del presente Decreto.
La Autoridad Minera Nacional podrá en cualquier momento realizar visitas al área autorizada y aprobada del Subcontrato de Formalización Minera, con el fin de verificar las condiciones técnicas y de seguridad de las labores que se desarrollan por parte del subcontratista. En todo caso, las visitas de seguimiento y fiscalización que se realicen al área del Subcontrato de Formalización Minera serán independientes a las del titular minero.
Desde la autorización del Subcontrato hasta la aceptación de la terminación de este por parte de la Autoridad Minera Nacional, la responsabilidad respecto de las obligaciones inherentes a la explotación de minerales dentro del área del subcontrato y de las derivadas del Subcontrato de Formalización Minera, estarán a cargo del subcontratista. Sin embargo, el titular minero, dentro de su autonomía empresarial, podrá en la minuta del subcontrato establecer cuáles obligaciones del Subcontratista quedan a su cargo.
PARÁGRAFO. El Subcontratista será responsable del cierre minero y demás impactos causados por la explotación minera, sin perjuicio de la responsabilidad que le corresponde al titular minero, cuando el área objeto del Subcontrato de Formalización Minera esté amparada por la Licencia Ambiental otorgada a dicho titular.
ARTÍCULO 2.2.5.4.2.13. REQUERIMIENTOS DE LA VISITA DE SEGUIMIENTO AL ÁREA SUBCONTRATADA. <Artículo modificado por el artículo 1 del Decreto 1949 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> En el evento en que la Autoridad Minera Nacional durante el desarrollo de la visita detecte que la explotación minera no cumple con las condiciones técnicas, operativas y de seguridad mínimas establecidas en la ley, deberá establecerlo en el acta de visita, así como el requerimiento de subsanación de las mismas mediante la implementación de medidas preventivas; para lo cual establecerá un término para su cumplimiento, so pena de la imposición de las sanciones pertinentes y la terminación de la aprobación del subcontrato.
La Autoridad Minera Nacional realizará las visitas de verificación necesarias para constatar el cumplimiento de los requerimientos realizados, e informará al subcontratista y al titular minero sobre las conclusiones y recomendaciones de la visita.
ARTÍCULO 2.2.5.4.2.14. PROHIBICIONES FRENTE AL SUBCONTRATO DE FORMALIZACIÓN MINERA. <Artículo modificado por el artículo 1 del Decreto 1949 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> El Subcontrato de Formalización Minera no será objeto de cesión en ningún caso, ni parcial ni total, por parte del subcontratista y no podrá tener una duración mayor a la del título minero en donde se desarrolla.
La producción del mineral objeto de explotación en el área correspondiente al Subcontrato de Formalización Minera no excederá los límites máximos adoptados por el Gobierno nacional para pequeña minería, mediante el Decreto 1666 de 2016 o la norma que lo modifique, adicione o sustituya.
ARTÍCULO 2.2.5.4.2.15. PRÓRROGA DEL TÉRMINO DEL SUBCONTRATO DE FORMALIZACIÓN MINERA. <Artículo modificado por el artículo 1 del Decreto 1949 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> El término pactado en el Subcontrato de Formalización Minera podrá ser prorrogado sucesivamente por las partes, para lo cual el titular minero, tres (3) meses antes del vencimiento del término inicialmente pactado, deberá dar aviso a la Autoridad Minera Nacional con el fin de que verifique el cumplimiento de las obligaciones derivadas del Subcontrato de Formalización Minera y de ser procedente dicha prórroga, la Autoridad Minera Nacional la aprobará y ordenará la correspondiente anotación en el Registro Minero Nacional.
La Autoridad Minera Nacional aprobará la prórroga mediante acto administrativo, evento en el cual el subcontratista deberá actualizar el Programa de Trabajos y Obras Complementario (PTOC) para la fiscalización diferencial, así como el instrumento de control y manejo ambiental para dicho subcontrato en caso de requerirlo, en concordancia con lo establecido en el artículo 2.2.2.3.7.1 del Decreto 1076 de 2015 o la norma que lo modifique, adicione o sustituya.
ARTÍCULO 2.2.5.4.2.16. CAUSALES DE TERMINACIÓN DEL SUBCONTRATO DE FORMALIZACIÓN MINERA. <Artículo modificado por el artículo 1 del Decreto 1949 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> Serán causales de terminación del Subcontrato de Formalización Minera, las siguientes:
a) La terminación del título minero, bajo el cual se aprobó el Subcontrato de Formalización Minera.
b) La contratación o utilización de personas menores de 18 años en el desarrollo del Subcontrato de Formalización Minera.
c) La ejecución de obras y labores de minería por fuera del área comprendida en el Subcontrato de Formalización Minera.
d) La violación de las normas legales que regulen la venta y comercialización de minerales.
e) El incumplimiento de lo establecido en la Ley 1658 de 2013, respecto a la reducción y eliminación del uso del mercurio en la actividad minera.
f) Por orden judicial en firme.
g) La suspensión de las actividades de explotación minera en el área del subcontrato por más de seis (6) meses, sin causa o justificación de orden técnico, económico o de orden público que no haya sido autorizada por la Autoridad Minera Nacional.
h) La no aplicación de las Guías Ambientales para la Formalización antes de la aprobación del instrumento ambiental, previo pronunciamiento de la Autoridad Ambiental.
i) El incumplimiento de las normas de seguridad e higiene minera.
j) La terminación del “Subcontrato de Formalización Minera” por las causales previstas por las partes que suscribieron el subcontrato, lo cual debe ser informado a la Autoridad Minera Nacional por el titular minero.
k) La no iniciación del trámite o la no obtención de la licencia ambiental o no sea posible la cesión de este instrumento.
l) La revocatoria de la Licencia Ambiental que ampare el área del Subcontrato de Formalización Minera.
m) La disolución de la persona jurídica beneficiaria del Subcontrato de Formalización Minera o por muerte del subcontratista.
n) Por el no pago de las regalías respectivas por parte del subcontratista.
o) Por agotamiento del mineral.
p) La no presentación del Plan de Trabajos y Obras Complementario para fiscalización diferencial, dentro del término señalado por la Autoridad Minera Nacional.
q) La comercialización de volúmenes superiores de minerales a los aprobados en Plan de Trabajos y Obras Complementario para fiscalización diferencial.
DEVOLUCIÓN DE ÁREAS PARA LA FORMALIZACIÓN MINERA.
ARTÍCULO 2.2.5.4.3.1. DEVOLUCIÓN DE ÁREAS PARA LA FORMALIZACIÓN MINERA. <Artículo adicionado por el artículo 2 del Decreto 1949 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> La devolución de áreas para la formalización minera, es la realizada por el titular minero como resultado de un proceso de mediación o por decisión directa de este, con el fin de contribuir a la formalización de la pequeña minería.
PARÁGRAFO. Esta devolución se puede realizar para (i) formalizar a los pequeños mineros que se encuentren adelantando actividades de explotación en el área del título minero, o (ii) para aquellos que se encuentran adelantando labores de explotación en un área distinta a la del título minero, y que debido a las restricciones ambientales o sociales que se presentan en el lugar donde están ejerciendo sus labores, requieran ser reubicados.
ARTÍCULO 2.2.5.4.3.2. SOLICITUD DE DEVOLUCIÓN DE ÁREAS POR PARTE DEL TITULAR MINERO. <Artículo adicionado por el artículo 2 del Decreto 1949 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> La solicitud de devolución de áreas será presentada ante la Autoridad Minera Nacional por el titular minero, con los siguientes requisitos:
a) Nombre, identidad y domicilio del titular minero, del pequeño minero, del grupo o asociación de economía solidaria constituida de conformidad con las disposiciones aplicables a la misma, o del representante legal; siempre y cuando se encuentren determinados. Tratándose de persona jurídica, aportar el certificado de existencia y representación legal que en su objeto tenga incluidas expresamente las actividades de exploración y explotación minera.
b) Identificación del título minero sobre el cual se pretende realizar la devolución de áreas a favor de la formalización minera, con el respectivo plano topográfico del área objeto de devolución, el cual deberá presentarse atendiendo los requisitos dispuestos en la Resolución 40600 del 27 de mayo de 2015 o las normas que lo modifiquen, adicionen o sustituyan.
c) Justificación por parte del titular minero de que el área objeto del título, luego de la devolución, garantizará el cumplimiento de las obligaciones pactadas para el mismo.
d) Solicitud de propuesta de contrato de concesión para el caso de la devolución de áreas donde existan explotaciones de pequeños mineros.
PARÁGRAFO. El titular minero, podrá aportar información geológica-minera que contribuya al conocimiento del área objeto de devolución, en caso de contar con esta.
ARTÍCULO 2.2.5.4.3.3. EVALUACIÓN DE LA SOLICITUD DE DEVOLUCIÓN DE ÁREAS PARA LA FORMALIZACIÓN MINERA. <Artículo adicionado por el artículo 2 del Decreto 1949 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> Presentada la solicitud, la Autoridad Minera Nacional la evaluará y verificará que el título minero se encuentre a paz y salvo en sus obligaciones al momento de la presentación de la solicitud. Dicha evaluación se realizará dentro del término dispuesto por el artículo 273 de la Ley 685 de 2001.
PARÁGRAFO. Evaluados los requisitos de la solicitud de devolución de área para la Formalización Minera, y en caso de que se determine que no cumplen con lo establecido en la presente Sección, se requerirá al solicitante por una sola vez, para que en el término de treinta (30) días, subsane las deficiencias, so pena de decretar el desistimiento y el archivo de la solicitud, de conformidad con lo dispuesto en el inciso final del artículo 17 de la Ley 1755 de 2015 o las normas que lo modifiquen, adicionen o sustituyan.
ARTÍCULO 2.2.5.4.3.4. VISITA DE VIABILIZARÍAN. <Artículo adicionado por el artículo 2 del Decreto 1949 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> Cumplidos los requisitos de la solicitud de devolución de áreas para la Formalización Minera, la Autoridad Minera Nacional realizará una visita al área objeto de devolución con el fin de verificar el área viable para explotación y los aspectos técnicos y de seguridad minera de la misma. En los casos en que la solicitud sea para la reubicación de mineros que se encuentran en zonas diferentes a la devuelta, se verificará si esta cumple con las condiciones para la explotación minera.
La Autoridad Minera Nacional de acuerdo con lo observado en la visita, elaborará el informe técnico sobre la viabilidad o no de aceptar la devolución de área y de celebrar el Contrato de Concesión Minera.
ARTÍCULO 2.2.5.4.3.5. CAUSALES DE RECHAZO DE LA SOLICITUD DE DEVOLUCIÓN DE ÁREA PARA LA FORMALIZACIÓN MINERA. <Artículo adicionado por el artículo 2 del Decreto 1949 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> Serán causales de rechazo de la solicitud de devolución de área, las siguientes:
a) Cuando el informe de visita determine que no es viable técnicamente aprobar la devolución de área para la Formalización Minera.
b) Cuando al pequeño minero a favor de quien se realiza la devolución de áreas tenga título minero inscrito o haya suscrito un Subcontrato de Formalización Minera en un área diferente al área objeto de devolución o sea beneficiario de un Área de Reserva Especial.
c) Cuando el titular minero no se encuentre a paz y salvo en las obligaciones del título minero al momento de presentar la solicitud de devolución del área para la Formalización.
d) Cuando el Ministerio de Minas y Energía o la Autoridad Minera Nacional encuentren que las áreas que son objeto de devolución no contribuyen al objetivo de la Formalización Minera o no cumplen con los requisitos para ello.
ARTÍCULO 2.2.5.4.3.6. APROBACIÓN DE LA DEVOLUCIÓN DE ÁREAS PARA LA FORMALIZACIÓN MINERA. <Artículo adicionado por el artículo 2 del Decreto 1949 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> Cumplidos los requisitos solicitados en la presente Sección para la Devolución de áreas, la Autoridad Minera Nacional con base en el informe técnico de viabilidad, procederá mediante acto administrativo a la aprobación de la devolución de área a favor de la formalización de pequeños mineros.
En caso de tratarse de devolución parcial de área, la Autoridad Minera Nacional deberá expedir el acto administrativo de aprobación de la devolución de área a favor de la formalización de pequeños mineros, el otrosí o acto correspondiente de reducción de área del título minero. En caso de cumplir con los requisitos legales, se otorgará el contrato de concesión para la formalización de pequeños mineros, los cuales deberán ser inscritos en el Registro Minero Nacional, previa modificación del Programa de Trabajos y Obras.
ARTÍCULO 2.2.5.4.3.7. REGISTRO DE LAS ÁREAS DEVUELTAS PARA LA FORMALIZACIÓN MINERA. <Artículo adicionado por el artículo 2 del Decreto 1949 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> En el acto administrativo de aprobación de la devolución de áreas para la Formalización Minera, la Autoridad Minera Nacional ordenará que se realice la respectiva anotación en el Registro Minero Nacional dentro del término dispuesto por el artículo 333 de la Ley 685 de 2001.
ARTÍCULO 2.2.5.4.3.8. BANCO DE ÁREAS. <Artículo adicionado por el artículo 2 del Decreto 1949 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> Con las áreas objeto de devolución se crea el Banco de Áreas, el cual será administrado por la Autoridad Minera Nacional para el desarrollo de proyectos de formalización minera. Si contados dos (2) años a partir de la fecha en que haya sido aceptada la devolución por parte de la Autoridad Minera Nacional, las áreas no han sido asignadas para la formalización, estas serán liberadas para ser otorgadas mediante el régimen ordinario.
ARTÍCULO 2.2.5.4.3.9. RESPONSABILIDAD FRENTE A LAS ÁREAS DEVUELTAS PARA EL PROGRAMA DE FORMALIZACIÓN PARA PEQUEÑOS MINEROS. <Artículo adicionado por el artículo 2 del Decreto 1949 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> Una vez que al titular minero se le haya aprobado mediante acto administrativo debidamente inscrito en el Registro Minero Nacional, la devolución de áreas para el programa de formalización minera, no habrá responsabilidad alguna de este en relación con la actividad minera y los impactos ambientales generados por el pequeño minero en el ejercicio de la misma en el área devuelta.
Lo anterior, sin perjuicio de cualquier pasivo o reclamación que se derive de las actividades mineras que se desarrollaron en el área devuelta por el titular minero, previas a la aprobación de la devolución de áreas por parte de la Autoridad Minera Nacional.
ARTÍCULO 2.2.5.4.3.10. SUBCONTRATOS Y DEVOLUCIÓN DE ÁREAS PARA LA FORMALIZACIÓN. <Artículo adicionado por el artículo 2 del Decreto 1949 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> El titular minero que haya suscrito Subcontratos de Formalización Minera aprobados de acuerdo con lo establecido en este decreto, podrá devolver áreas para la formalización, caso en el cual deberá cumplir con los requisitos legales establecidos para el efecto.
ARTÍCULO 2.2.5.4.3.11. INSTRUMENTOS MINEROS Y AMBIENTALES. <Artículo adicionado por el artículo 2 del Decreto 1949 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> Los instrumentos mineros y ambientales para regularizar la actividad minera en las áreas objeto de devolución serán el Contrato de Concesión y la Licencia Ambiental.
PARÁGRAFO. Mientras se otorga el Contrato de Concesión a los pequeños mineros que se encuentran adelantando actividades de explotación en el área objeto del título minero, estos deberán dar aplicación a las guías mineras adoptadas por la autoridad minera nacional y a las guías ambientales expedidas por la autoridad ambiental.
ARTÍCULO 2.2.5.4.3.12. EVALUACIÓN DE LA SOLICITUD DE CONTRATO DE CONCESIÓN PARA LA FORMALIZACIÓN MINERA. <Artículo adicionado por el artículo 2 del Decreto 1949 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> Dentro del mismo término dispuesto para la evaluación de la devolución de áreas, la Autoridad Minera Nacional evaluará la propuesta de contrato de concesión que fue presentada con la solicitud de devolución, si encuentra que dichos documentos no cumplen con lo establecido para el efecto por la normatividad vigente, requerirá al solicitante por una sola vez, para que en el término de treinta (30) días subsane las deficiencias, so pena de decretar el desistimiento de la solicitud, de acuerdo con lo previsto por el inciso final del artículo 17 de la Ley 1755 de 2015 o las normas que lo modifiquen, adicionen o sustituyan.
Evaluada la solicitud y realizada la visita de viabilización cuando sea procedente, la Autoridad Minera Nacional requerirá al pequeño minero para que dentro del término máximo de un (1) mes, prorrogable por el mismo plazo, presente el Programa de Trabajos y Obras de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 84 de la Ley 685 de 2001, so pena de declararse desistida la solicitud, de conformidad con el artículo 17 de la Ley 1755 de 2015 o las normas que lo modifiquen, adicionen o sustituyan.
ARTÍCULO 2.2.5.4.3.13. CAUSALES DE RECHAZO DE LA SOLICITUD DE CONTRATO DE CONCESIÓN PARA LA FORMALIZACIÓN MINERA. <Artículo adicionado por el artículo 2 del Decreto 1949 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> La solicitud de Contrato de Concesión para la Formalización Minera, será rechazada de presentarse las causales señaladas en el artículo 274 de la Ley 685 de 2001 o las normas que lo modifiquen, adicionen o sustituyan.
ARTÍCULO 2.2.5.4.3.14. SUSCRIPCIÓN CONTRATO DE CONCESIÓN PARA LA FORMALIZACIÓN MINERA. <Artículo adicionado por el artículo 2 del Decreto 1949 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> Después de la aprobación del Programa de Trabajo y Obras (PTO), la Autoridad Minera Nacional suscribirá con el pequeño minero beneficiario, el correspondiente Contrato de Concesión para la Formalización Minera.
El Contrato de Concesión que se suscriba con los pequeños mineros en las áreas devueltas para el programa de formalización minera, se otorgará en etapa de explotación y se regulará por lo previsto en la Ley 685 de 2001, o la que la adicione, modifique o sustituya.
ARTÍCULO 2.2.5.4.3.15. APLICACIÓN DE GUÍAS AMBIENTALES. <Artículo adicionado por el artículo 2 del Decreto 1949 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> A partir de la suscripción del Contrato de Concesión para la formalización minera y hasta que los pequeños mineros obtengan la respectiva Licencia Ambiental, deberán aplicar las guías ambientales expedidas por el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, caso en el cual no habrá lugar a proceder respecto de los pequeños mineros mediante la medida prevista en el artículo 161 de la Ley 685 de 2001, sin perjuicio de las acciones administrativas ambientales que deban imponerse por parte de las autoridades ambientales competentes, en caso de daño ambiental.
ARTÍCULO 2.2.5.4.3.16. PERMISOS AMBIENTALES Y/O LICENCIA AMBIENTAL. <Artículo adicionado por el artículo 2 del Decreto 1949 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> Una vez inscrito en el Registro Minero Nacional el Contrato de Concesión para la Formalización Minera, el pequeño minero titular deberá solicitar la respectiva licencia ambiental, aportando para el efecto el estudio de impacto ambiental.
El pequeño minero titular aportará a la Autoridad Minera Nacional, como constancia, el auto de inicio de trámite de licencia ambiental de conformidad con lo regulado por el Decreto 1076 de 2015 o las normas que lo modifiquen, adicionen o sustituyan.
ARTÍCULO 2.2.5.4.3.17. MEDIDAS DE RESTAURACIÓN AMBIENTAL. <Artículo adicionado por el artículo 2 del Decreto 1949 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> De no existir viabilidad ambiental para el proyecto, corresponderá a las autoridades ambientales competentes imponer con cargo al pequeño minero, medidas de restauración, recuperación y rehabilitación de las áreas afectadas por la actividad minera, tendientes a efectuar un cierre adecuado de la explotación.
ARTÍCULO 2.2.5.4.3.18. REUBICACIÓN DE PEQUEÑOS MINEROS. <Artículo adicionado por el artículo 2 del Decreto 1949 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> La reubicación de pequeños mineros en áreas devueltas, se realizará por el Ministerio de Minas y Energía, teniendo en cuenta los listados de pequeños mineros que hayan solicitado procesos de formalización minera. Los mineros a reubicar deberán iniciar el trámite ordinario de concesión, para lo cual deberán presentar solicitud de contrato de concesión minera cumpliendo con los requisitos que establezca la Autoridad Minera Nacional de acuerdo con la normatividad vigente.
ARTÍCULO 2.2.5.4.3.19. TRANSITORIEDAD. <Artículo adicionado por el artículo 2 del Decreto 1949 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> Las actuaciones y diligencias iniciadas, así como los términos que hubieren empezado a correr bajo la vigencia del Decreto 480 de 2014, continuarán rigiéndose por lo previsto en este, hasta su finalización.
REQUISITOS DIFERENCIALES PARA EL OTORGAMIENTO DEL CONTRATO DE CONCESIÓN A LOS MINEROS DE PEQUEÑA ESCALA Y BENEFICIARIOS DE DEVOLUCIÓN DE ÁREAS PARA LA FORMALIZACIÓN MINERA.
ARTÍCULO 2.2.5.4.4.1. ÁMBITO DE APLICACIÓN. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1378 de 2020. El nuevo texto es el siguiente:> La presente Sección aplica a las personas naturales o jurídicas que sean Mineros de Pequeña Escala que no cuenten con título minero y a los Beneficiarios de Devolución de Áreas para la formalización minera.
ACCESO AL CONTRATO.
ARTÍCULO 2.2.5.4.4.1.1.1. CONDICIONES DE ACCESO. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1378 de 2020. El nuevo texto es el siguiente:> Los Mineros de Pequeña Escala señalados en el artículo 2.2.5.4.4.1.1.3 de esta Sección y los Beneficiarios de Devolución de Áreas para la formalización, que no cuenten con título minero, podrán acceder por una única vez, a un solo contrato de concesión mediante requisitos diferenciales.
PARÁGRAFO 1o. Los interesados no podrán presentar simultáneamente más de una propuesta de contrato de concesión con requisitos diferenciales a los que se refiere la presente Sección.
PARÁGRAFO 2o. Una vez obtenido el contrato mediante requisitos diferenciales, los Mineros de Pequeña Escala y los Beneficiarios de Devolución de Áreas para la formalización, podrán ser beneficiarios de otros títulos mineros en los términos y condiciones establecidos en el Código de Minas para el régimen ordinario.
ARTÍCULO 2.2.5.4.4.1.1.2. OPCIONES DE CAMBIO. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1378 de 2020. El nuevo texto es el siguiente:> Los interesados con solicitudes de:
(i) propuestas de contrato de concesión; (ii) legalización o formalización de minería tradicional, y (iii) área de reserva especial, siempre y cuando todos los miembros de la comunidad solicitante manifiesten su acuerdo, podrán optar por continuar con el trámite bajo el cual fueron presentadas o por el de propuesta de contrato de concesión con requisitos diferenciales previsto en la presente Sección.
PARÁGRAFO. La autoridad minera nacional expedirá el acto administrativo que determine las condiciones para acogerse a la modificación de solicitudes a propuesta de contrato de concesión con requisitos diferenciales, el cual incluirá entre otros aspectos, la fecha límite de solicitud de modificación, la procedencia de la modificación y la fecha de entrada en operación del módulo de radicación de las propuestas.
ARTÍCULO 2.2.5.4.4.1.1.3. MINEROS DE PEQUEÑA ESCALA. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1378 de 2020. El nuevo texto es el siguiente:> Para efectos de esta Sección y para poder acceder al contrato de concesión con requisitos diferenciales, los Mineros de Pequeña Escala serán los que cumplan los siguientes requisitos:
a) No contar con un título minero vigente.
b) Requerir en concesión un máximo de hasta 100 hectáreas bajo el sistema de cuadrícula minera.
c) Que su producción atienda el volumen máximo anual establecido según el tipo de mineral, como se muestra a continuación:
| Grupo de Minerales | Minería Subterránea | Minería a Cielo Abierto |
| Carbón (Ton/año) | Hasta 20.000 | N/A* |
| Materiales de Construcción (M3/año) | N/A | Hasta 10.000 |
| Metálicos (Ton/año)** | Hasta 22.000 | Hasta 35.000 |
| No Metálicos (Ton/año)*** | Hasta 16.000 | Hasta 20.000 |
| Metales Preciosos (oro plata y platino) (Ton/año) o (M3/año)**** | Hasta 10.000 Ton/año | Hasta 165.000 M3/año |
| piedras preciosas y semipreciosas (M3/año) | Hasta 6.000 | N/A* |
* N/A: El mineral no aplica para este tipo de minería.
** El volumen de producción hace referencia a material mineralizado.
*** Incluye los minerales industriales y los otros no metálicos no definidos en la tabla.
**** El Volumen de producción hace referencia a material removido para minería subterránea.
En los casos no especificados como material mineralizado se hace referencia a material removido.
ARTÍCULO 2.2.5.4.4.1.1.4. BENEFICIARIOS DE DEVOLUCIÓN DE ÁREAS PARA LA FORMALIZACIÓN. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1378 de 2020. El nuevo texto es el siguiente:> Los pequeños mineros a favor de quienes opere la devolución de áreas de acuerdo con la normatividad vigente aplicable, así como los pequeños mineros que requieren ser reubicados debido a restricciones ambientales o sociales en la zona donde están ejerciendo sus labores; se sujetarán a las hectáreas y producción prevista para la clasificación de la pequeña minería señalada en los artículos 2.2.5.1.5.4 y 2.2.5.1.5.5 del presente decreto.
REQUISITOS DE PRESENTACIÓN.
ARTÍCULO 2.2.5.4.4.1.2.1. REQUISITOS DIFERENCIALES PARA LA PRESENTACIÓN DE LA PROPUESTA DE CONTRATO DE CONCESIÓN. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1378 de 2020. El nuevo texto es el siguiente:> Los Mineros de Pequeña Escala y los Beneficiarios de Devolución de Áreas para la formalización, deberán cumplir con los siguientes requisitos:
a) Selección del área libre o área de solicitud de conversión o área objeto de devolución que sea requerida en concesión, en el Sistema Integral de Gestión Minera;
b) Señalamiento del municipio, departamento y de la autoridad ambiental competente según el área solicitada;
c) Indicación del mineral o minerales objeto del contrato;
d) Presentación del anexo técnico, el cual debe incluir entre otros aspectos, el programa mínimo exploratorio, la idoneidad laboral y ambiental, y el estimativo de la inversión mínima que se requiere para la exploración, de acuerdo con los términos de referencia diferenciales adoptados por la autoridad minera nacional.
Para los contratos que inician en etapa de explotación, el estimativo de inversión se calculará con fundamento en los flujos financieros que se presenten como parte del anexo técnico conforme a la operación actual;
e) Acreditación de la capacidad económica, de acuerdo con los criterios diferenciales que expida la Autoridad Minera Nacional en desarrollo de lo previsto en el artículo 22 de la Ley 1753 de 2015;
PARÁGRAFO 1o. Los Mineros de Pequeña Escala a que hace referencia esta Sección y los Beneficiarios de Devolución de Áreas que requieran ser reubicados, podrán solicitar con la presentación de la propuesta, que una vez otorgado el contrato, se autorice la realización de actividades de exploración con explotación anticipada, para lo cual deberán presentar adicionalmente, dentro del anexo técnico establecido en el literal d) del presente artículo, un diagnóstico de las actividades de explotación, geología básica, un plan minero y un plan de cierre. Este documento deberá tener en cuenta las condiciones, medidas y actividades que aseguren el cumplimiento de los Reglamentos de Seguridad e Higiene Minera.
De la misma manera, deberán tramitar la licencia ambiental de acuerdo con los Términos de Referencia Diferenciales establecidos por el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible para estos efectos.
PARÁGRAFO 2o. Para la propuesta de contrato de concesión minera con requisitos diferenciales presentada por los Beneficiarios de Devolución de Áreas que se encuentran realizando actividades en el área del titular, minero que realiza la devolución, no aplicará el requisito contenido en el literal d) del presente artículo, y en su lugar se deberá presentar el Programa de Trabajos y Obras (PTO) en los términos señalados por el artículo 84 de la Ley 685 de 2001 y demás normas complementarias.
DE LA PROPUESTA.
ARTÍCULO 2.2.5.4.4.1.3.1. PRESENTACIÓN. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1378 de 2020. El nuevo texto es el siguiente:> La propuesta de contrato de concesión de que trata esta sección se presentará por los Mineros de Pequeña Escala y por los Beneficiarios de Devolución de Áreas, en el Sistema Integral de Gestión Minera con el cumplimiento de los requisitos previstos en el artículo 2.2.5.4.4.1.2.1., de la Subsección 2, de acuerdo con los términos de referencia diferenciales para la presentación del anexo técnico de que trata el literal d) del artículo 2.2.5.4.4.1.2.1. y los criterios diferenciales para la acreditación de la capacidad económica expedidos por la Autoridad Minera referido en el literal e) del artículo 2.2.5.4.4.1.2.1.
PARÁGRAFO. Los Beneficiarios de Devolución de Áreas que se encuentran realizando actividades de explotación en el área del titular minero que realiza la devolución, deberán suscribir un contrato de concesión atendiendo los lineamientos señalados en el artículo 2.2.5.4.3.14. del presente decreto.
ARTÍCULO 2.2.5.4.4.1.3.2. ESTUDIO Y EVALUACIÓN DE LAS PROPUESTAS. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1378 de 2020. El nuevo texto es el siguiente:> Serán aplicables para el estudio y evaluación de las propuestas de contrato de concesión con requisitos diferenciales de que trata la presente Sección, el procedimiento y condiciones establecidas en la Ley 685 de 2001 y demás normas que resulten aplicables.
CARACTERÍSTICAS ESPECÍFICAS.
ARTÍCULO 2.2.5.4.4.1.4.1. VIABILIZACIÓN DE LA EXPLOTACIÓN ANTICIPADA. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1378 de 2020. El nuevo texto es el siguiente:> De aprobarse por la Autoridad Minera los aspectos establecidos en el parágrafo 1 del artículo 2.2.5.4.4.1.2.1, el contrato de concesión se otorgará en etapa de exploración con explotación anticipada, la cual tendrá la misma vigencia del periodo exploratorio, consagrado en el artículo 71 de la Ley 685 de 2001. Esta etapa podrá ser prorrogada por 2 años, y por una sola vez, siempre y cuando la solicitud de prórroga se encuentre debidamente justificada, se presente la actualización del anexo técnico de que trata el literal d) del artículo 2.2.5.4.4.1.2.1., y se solicite con una antelación no menor a 3 meses anteriores al vencimiento del periodo inicial, de acuerdo con lo dispuesto por el artículo 75 de la mencionada ley.
En todo caso, sin la aprobación del anexo técnico y sin la obtención de la licencia ambiental para pequeña escala que se deriva del estudio de impacto ambiental presentado con los términos de referencia diferenciales establecidos por el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, no podrán realizarse actividades de construcción y montaje ni de explotación.
PARÁGRAFO. Antes del vencimiento definitivo del término señalado en el presente artículo, el concesionario deberá presentar el Programa de Trabajos y Obras y solicitar la modificación de la respectiva licencia ambiental si a ello hubiere lugar.
BENEFICIOS.
ARTÍCULO 2.2.5.4.4.1.5.1. BENEFICIOS PARA LOS MINEROS DE PEQUEÑA ESCALA Y BENEFICIARIOS DE DEVOLUCIÓN DE ÁREAS QUE ACCEDIERON AL CONTRATO DE CONCESIÓN MEDIANTE REQUISITOS DIFERENCIALES. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1378 de 2020. El nuevo texto es el siguiente:> Los Mineros de Pequeña Escala y Beneficiarios de Devolución de Áreas que hayan accedido al contrato de concesión a través de las condiciones establecidas en la presente Sección, tendrán los siguientes beneficios:
a) Acompañamiento técnico integral por parte de la autoridad minera, siempre y cuando los Mineros de Pequeña Escala de que trata esta sección y los Beneficiarios de Devolución de Áreas lo soliciten.
b) Fiscalización diferencial, de acuerdo con los lineamentos que al respecto sean dados por el Ministerio de Minas y Energía.
PARÁGRAFO. La ejecución de las labores de acompañamiento que realice la autoridad minera no eximirá a los Mineros de Pequeña Escala y a los Beneficiarios de Devolución de Áreas del cumplimiento de las obligaciones emanadas del contrato y de la imposición de las sanciones correspondientes.
ARTÍCULO 2.2.5.4.4.1.5.2. PREVISIONES ESPECIALES. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1378 de 2020. El nuevo texto es el siguiente:> Los titulares de contratos de concesión con requisitos diferenciales podrán integrar las áreas dadas en concesión, sin perder los beneficios aquí establecidos, siempre y cuando con la integración, no excedan el área máxima de cien (100) hectáreas o ciento cincuenta (150) hectáreas, según corresponda; y los volúmenes de producción dispuestos para cada uno de estos mineros.
Así mismo, podrán ceder sus derechos o reclasificar su proyecto en los términos señalados en la ley. En el evento de aprobarse la cesión total o parcial de derechos, solo habrá lugar a mantener los beneficios descritos en la Ley 1955 de 2019 o la que la modifique, adicione o sustituya, respecto de la fiscalización diferencial y acompañamiento técnico en los casos en que el cesionario cumpla con las condiciones de Minero de Pequeña Escala de que trata la presente norma. Lo mismo aplicará para el caso de la aprobación de la cesión de áreas y la reclasificación que se realice del proyecto cuando se exceda la producción establecida en la presente Sección.
PARÁGRAFO. En la cesión de derechos del contrato de concesión con requisitos diferenciales, el cedente no podrá presentar una nueva solicitud de propuesta de contrato de concesión con los requisitos de que trata esta Sección.
PROYECTOS MINEROS ESPECIALES.
LOS CONTRATOS ESPECIALES DE CONCESIÓN MINERA.
ARTÍCULO 2.2.5.4.1.1. <SIC, ES 2.2.5.4A.1.1> CONTRATOS ESPECIALES. Los contratos especiales de concesión minera que se suscriban sobre las áreas de reserva especial establecidas por el Ministerio de Minas y Energía, deben contener los motivos que dieron lugar a la delimitación de dicha área de conformidad con lo señalado en los artículos 31 y 248 del Código de Minas.
(Decreto 2809 de 2009, artículo 1o)
ARTÍCULO 2.2.5.4.1.2. <SIC, ES 2.2.5.4A.1.2> CESIÓN. En los contratos especiales de concesión minera, no habrá lugar a la cesión de áreas; solo será viable la cesión parcial de derechos por cuotas o porcentajes. Si la cesión parcial de derechos supera el cincuenta y uno por ciento -51% -, el concesionario se obliga a pagar a la Nación, el valor invertido a través de la autoridad minera nacional o concedente o por entes territoriales en los estudios geológico-mineros realizados en el área de reserva especial declarada, llevado a valor presente neto.
(Decreto 2809 de 2009, artículo 2o)
ARTÍCULO 2.2.5.4.1.3. <SIC, ES 2.2.5.4A.1.3> SUSCRIPCIÓN. Una vez suscrito el contrato especial de concesión e inscrito en el Registro Minero Nacional, el Ministerio de Minas y Energía, a través de la Dirección de Minas, acompañará a la comunidad o asociación minera, para ejecutar el contrato de concesión de minería especial con base en los estudios técnicos realizados, y a adelantar la gestión ante las diferentes entidades del Estado para que acompañen el proyecto minero a ejecutar.
(Decreto 2809 de 2009, artículo 3o)
ARTÍCULO 2.2.5.4.1.4. <SIC, ES 2.2.5.4A.1.4> MINUTA DEL CONTRATO ESPECIAL. El Ministerio de Minas y Energía, adoptará la minuta del contrato especial de concesión minera y realizará el seguimiento de su ejecución a través de la autoridad minera delegada competente, quien informará trimestralmente al Ministerio de Minas y Energía, sobre el estado del mismo, con el fin que se tomen los correctivos a que haya lugar.
(Decreto 2809 de 2009, artículo 4)
MINERALES DE INTERÉS ESTRATÉGICO.
ARTÍCULO 2.2.5.5.2.1. <SIC, ES 2.2.5.4A.2.1> CONDICIONES DE LAS ÁREAS SUJETAS A DELIMITACIÓN. La Autoridad Minera podrá delimitar como Áreas Estratégicas Mineras, o incorporar nuevas zonas a las mismas, aquellas áreas que cumplan las siguientes condiciones:
1. Áreas libres que según la caracterización efectuada por el Servicio Geológico Colombiano tienen potencial minero para la exploración y explotación de minerales estratégicos.
2. Áreas que queden libres como consecuencia de la terminación del título minero por cualquier causa, una vez se encuentren en firme los correspondientes actos administrativos de terminación.
En este último evento, de la información contenida en el Plan de Trabajos y Obras a que se refiere el artículo 84 de la Ley 685 de 2001, se debe evidenciar que existe un yacimiento promisorio de minerales estratégicos.
(Decreto 1414 de 2013, artículo 1o)
DE LA LUCHA CONTRA LA MINERÍA ILEGAL.
LEGALIZACIÓN MINERA.
ARTÍCULO 2.2.5.5.1.1. DEFINICIÓN. Para los fines pertinentes de esta reglamentación entiéndase como explotadores de minas de propiedad estatal sin título a las personas que, sin título minero inscrito en el Registro Minero Nacional, llevan a cabo explotaciones de depósitos y/o yacimientos mineros, con anterioridad al 17 de agosto de 2001.
PARÁGRAFO 1o. Para los efectos de este artículo no se consideran explotadores de minas de propiedad estatal sin título quienes se encuentran amparados en los artículos 152, 155, 248 y 249 de la Ley 685 de 2001 y en tal virtud no podrán acogerse al presente decreto.
PARÁGRAFO 2o. En ningún caso serán sujetos de la legalización de que trata esta sección los beneficiarios de títulos mineros, otorgados o suscritos, pendientes de inscripción en el Registro Minero Nacional. Tales títulos deberán ser inscritos en el Registro Minero Nacional de conformidad con lo indicado en el inciso tercero del artículo 165 de la Ley 685 de 2001.
En ningún caso podrán los interesados en solicitudes o propuestas de contrato de concesión pretender modificar el trámite de las mismas para acogerse a los beneficios o prerrogativas de esta sección. Tales solicitudes deberán continuar su trámite de conformidad con las normas que les sean aplicables.
(Decreto 2390 de 2002, artículo 1o)
ARTÍCULO 2.2.5.5.1.2. MINEROS SIN TÍTULO MINERO INSCRITO EN REGISTRO MINERO NACIONAL. Los explotadores de minas de propiedad estatal sin título minero inscrito en el Registro Minero Nacional, que pretendan beneficiarse de las prerrogativas establecidas en el artículo 165 de la Ley 685 de 2001, deberán diligenciar el formulario simplificado adoptado por el Ministerio de Minas y Energía y presentarlo antes del 31 de diciembre de 2004 ante las autoridades mineras delegadas.
PARÁGRAFO 1o. Para los efectos de la presente sección, entiéndase por autoridades mineras delegadas aquellas entidades que de conformidad con los artículos 320 de la Ley 685 de 2001 y 9o de la Ley 489 de 1998 son objeto de delegación de funciones mineras.
PARÁGRAFO 2o. En las ciudades distintas a las de ubicación de las sedes de las autoridades mineras delegadas, el interesado podrá presentar su solicitud en:
1. Las sedes del Instituto de Investigación e Información Geocientífica Minero Ambiental y Nuclear, Ingeominas, ubicadas en Cartagena y Popayán o quien haga sus veces.
2. Ante Notario o Alcalde de su residencia o por envío a través de correo certificado a Minercol Ltda. sede Bogotá o quien haga sus veces.
Los funcionarios indicados en este parágrafo deberán hacer constar en el formulario de solicitud la fecha y hora de presentación de la misma y proceder al envío inmediato del formulario y sus anexos a Minercol Ltda. Sede Bogotá o quien haga sus veces, a través de correo certificado y de los medios electrónicos que estén a su alcance.
En el caso en que la solicitud de legalización sea presentada ante Notario o Alcalde, el interesado en la misma deberá sufragar los costos y gastos del envío de su solicitud a Minercol Ltda. Sede Bogotá o quien haga sus veces.
(Decreto 2390 de 2002, artículo 2o)
ARTÍCULO 2.2.5.5.1.3. FORMULARIO ESPECIAL DE LEGALIZACIÓN. Con el formulario especial de legalización el interesado deberá allegar, so pena de ser rechazada su solicitud:
1. Mínimo dos (2) pruebas de las enumeradas a continuación, que permitan demostrar sus actividades de explotación con anterioridad al 17 de agosto del 2001:
a) Declaración extraproceso de dos (2) testigos rendida ante Juzgado, Alcaldía o Notaría, sobre la antigüedad y ubicación de las actividades de explotación;
b) Formulario de declaración de producción y liquidación de regalías y su correspondiente recibo o certificado de pago;
c) Facturas de comercialización y venta del mineral explotado;
d) Cualquier otro documento o prueba que demuestre la antigüedad de la explotación con anterioridad al 17 de agosto de 2001.
2. Plano a escala 1:5000, delimitando el polígono objeto de legalización por una de las siguientes opciones: Por coordenadas planas de Gauss o por rumbos y distancias, donde uno de los vértices del polígono deberá estar relacionado mediante rumbo y distancia, al punto arcifinio. El punto arcifinio deberá ser fácilmente identificable y estar definido por coordenadas planas, las cuales pueden ser tomadas directamente de planchas o fotomosaicos del Instituto Geográfico Agustín Codazzi o, cuando no existan las referencias en las mencionadas planchas, por métodos astronómicos o geodésicos de los accidentes geográficos que conforman el punto arcifinio seleccionado.
3. Si el solicitante es persona natural, fotocopia de la Cédula de Ciudadanía. Tratándose de Persona Jurídica, deberá aportar Certificado de Existencia y Representación Legal expedido máximo con un (1) mes de antelación, en cuyo objeto social figure la realización de actividades de exploración y explotación de minerales y la duración o vigencia de la sociedad por un término igual o mayor al del contrato de concesión a suscribirse, fotocopia del Número de Identificación Tributaria, NIT, y fotocopia de la cédula de ciudadanía del Representante Legal.
PARÁGRAFO 1o. En el caso de que la solicitud de legalización no sea presentada en el formulario adoptado para el efecto o carezca de los requisitos y anexos señalados en el mismo, la autoridad minera delegada procederá en un término no mayor a veinte (20) días a requerir al interesado para que la complete o subsane, so pena de rechazo de la solicitud. El término para corregir o subsanar la propuesta será de hasta treinta (30) días y la autoridad minera contará con un plazo de treinta (30) días para resolver definitivamente.
PARÁGRAFO 2o. Los explotadores de minas de propiedad estatal sin título minero inscrito en el Registro Minero Nacional a los que se refiere la presente sección, tendrán derecho a solicitar y obtener de la autoridad minera delegada competente en cada caso, en forma gratuita, la asesoría técnica y jurídica que demande la legalización.
Las autoridades mineras delegadas podrán suscribir convenios con los Consultorios Jurídicos de las Facultades de Derecho, así como con las facultades de Ingeniería y Geología del país, con el fin de garantizar la asesoría técnica y jurídica que requiera la legalización.
(Decreto 2390 de 2002, artículo 3o)
ARTÍCULO 2.2.5.5.1.4. SUPERPOSICIÓN TOTAL DE ÁREAS EN SOLICITUDES DE LEGALIZACIÓN. En el caso de superposición total de áreas y para el mismo mineral, entre solicitudes de legalización con: Solicitudes de legalización en trámite, propuestas de contratos de concesión y solicitudes anteriores, solicitudes de autorización temporal anteriores o autorizaciones temporales en ejecución, títulos mineros otorgados inscritos y no inscritos en el Registro Minero Nacional, títulos de propiedad privada del subsuelo, zonas de reserva especial, zonas de seguridad nacional, zonas excluibles de la minería, zonas de minería restringida y demás áreas de protección ecológica y ambiental de acuerdo con la normatividad ambiental vigente, sin la correspondiente autorización o zonas de inversión estatal; y las áreas sobre las que se hubiere resuelto abrir licitaciones y concursos dentro de las zonas anteriormente aportadas, tal y como lo dispone el artículo 351 del Código de Minas, se procederá al rechazo de la solicitud y se ordenará la suspensión de la explotación de conformidad con lo establecido en el artículo 306 y el Capítulo XVII del Código de Minas.
PARÁGRAFO 1o. En el caso de que la superposición sea parcial y para el mismo mineral, la autoridad minera delegada procederá de oficio a eliminarla e informará al interesado el área que queda libre, a efectos de que este manifieste en el término de treinta (30) días siguientes al recibo de la comunicación en tal sentido, si desea continuar con su solicitud respecto de esta, so pena de proceder al rechazo de la misma.
PARÁGRAFO 2o. En el caso de que la solicitud de legalización se encuentre ubicada dentro del área de un título minero de explotación para mineral diferente, que cuente con Programa de Trabajos y Obras, PTO, aprobado o Programa de Trabajos e Inversiones, PTI, aprobado y que el titular del contrato no hubiere solicitado la adición al objeto del mismo, se procederá de conformidad con el artículo 63 de la Ley 685 de 2001 y el artículo 2.2.4.8.1.7 de la presente sección.
PARÁGRAFO 3o. Las superposiciones entre solicitudes de explotadores de minas de propiedad estatal sin título minero inscrito en el Registro Minero Nacional a que se refiere la presente sección, se definirán teniendo en cuenta la fecha de presentación de la solicitud.
PARÁGRAFO 4o. Cuando proceda el rechazo de la solicitud, del acto administrativo que la declare se compulsará copia a la autoridad ambiental competente, con el fin de que esta ordene la adopción de las medidas necesarias a tomar por parte del solicitante para mitigar y corregir el impacto ambiental producido por la explotación de hecho. Igualmente, se compulsará copia del mismo al alcalde del municipio en que se adelantare la explotación, con el fin de que este proceda a efectuar diligencia de cierre, suspensión de trabajos y decomiso de mineral, de conformidad con el artículo 306 del Código de Minas.
(Decreto 2390 de 2002, artículo 4o)
ARTÍCULO 2.2.5.5.1.5. VISITA TÉCNICA MINERO AMBIENTAL. Si habiéndose efectuado el estudio de libertad de áreas, se determina que el área solicitada se encuentra totalmente libre o si habiéndose presentado superposición parcial el interesado en la solicitud de legalización acepta dentro del término previsto para ello, el área que haya quedado libre, la autoridad minera delegada y la autoridad ambiental respectiva adelantarán en conjunto una visita técnica al área correspondiente.
Esta visita técnica minero ambiental tendrá los siguientes objetivos:
a) Constatar la existencia y explotación de minerales dentro del área solicitada, así como establecer la antigüedad aproximada de las labores mineras;
b) Verificar en el terreno el área solicitada en planos y realizar levantamiento topográfico de los trabajos mineros existentes en ella;
c) Determinar las condiciones ambientales de la explotación y las medidas a tomar para corregir las posibles fallas, así como consultar los usos del suelo establecidos en los respectivos Planes de Ordenamiento Territorial;
d) Determinar la posibilidad de emprender proyectos mineros conjuntos con otros explotadores legales e ilegales de la misma área objeto de la legalización, para efectos de garantizar la explotación racional del recurso y el adecuado aprovechamiento del yacimiento, de conformidad con el artículo 101 de la Ley 685 de 2001;
e) Verificar el (los) sistema(s) y método(s) de explotación, infraestructura instalada, personal, herramienta, maquinaria y equipo utilizado, sistema de beneficio y/o transformación y producción referenciada por el solicitante;
f) Identificar las condiciones técnicas de seguridad e higiene minera en que se adelanta la explotación, de conformidad con las normas vigentes sobre la materia;
g) En caso de ser necesario, determinar los permisos, concesiones o autorizaciones de aprovechamiento de recursos naturales renovables que se requiere obtener para el desarrollo de la explotación minera y su correspondiente legalización;
h) Establecer las condiciones y características en que se deberá elaborar el Plan de Manejo Ambiental para las actividades de explotación minera objeto de legalización y la posibilidad de que se adelante dicho plan dentro de un estudio regional;
i) Determinar la pertinencia técnica y ambiental de la explotación minera.
PARÁGRAFO 1o. Practicada la visita técnica minero ambiental de que trata este artículo se procederá a suscribir un acta en el formato que para el efecto adopte el Ministerio de Minas y Energía, por parte de los miembros de la comisión que la practican y por el solicitante de la legalización o por quien atienda la diligencia.
PARÁGRAFO 2o. Para los efectos de este artículo, la autoridad minera delegada deberá informar mensualmente a la autoridad ambiental respectiva de las solicitudes de legalización recibidas y su ubicación, a efectos de coordinar el programa de visitas correspondiente.
La visita técnica minero ambiental a que se refiere este artículo, se practicará previa coordinación con la autoridad ambiental competente y dentro de los plazos y cronogramas que establezcan las autoridades mineras delegadas.
La fecha y hora de la visita técnica minero ambiental será informada mediante correo certificado o cualquier otro medio idóneo al explotador ilegal con la debida antelación, con el objeto de garantizar su conocimiento sobre la realización de la misma a efectos de que pueda participar en ella.
PARÁGRAFO 3o. Cuando el informe de visita recomiende una legalización conjunta de varios explotadores legales e ilegales, la autoridad minera delegada deberá proponer dicha opción a los explotadores involucrados, quienes responderán en un término no superior a sesenta (60) días sobre dicha propuesta. La viabilidad de la explotación conjunta requerirá de la voluntad expresa de los solicitantes, quienes deberán presentar una nueva solicitud que los agrupe a todos. En caso contrario, se continuará el trámite independiente de cada una de las solicitudes.
(Decreto 2390 de 2002, artículo 5o)
ARTÍCULO 2.2.5.5.1.6. INFORME DE VISITA. El informe de visita conjunta debe referirse en forma expresa y clara a cada uno de los ítems indicados en el artículo anterior y precisar si, desde el punto de vista minero y ambiental, es viable continuar con el trámite de la solicitud o si, por el contrario, se recomienda el rechazo de la misma.
En el evento de que el informe recomiende continuar con el trámite de la solicitud, la autoridad minera delegada procederá a ello conforme lo establece el artículo 2.2.4.8.1.10 de la presente sección. Caso contrario, se ordenará el rechazo de la solicitud a través de acto administrativo motivado contra el cual sólo procede recurso de reposición.
(Decreto 2390 de 2002, artículo 6o)
ARTÍCULO 2.2.5.5.1.7. CONTINUACIÓN DEL TRÁMITE DE LA SOLICITUD. Cuando el informe de visita de qué trata el artículo anterior recomiende continuar el trámite de la solicitud de legalización cuya área se superpone a un título minero que tenga Programa de Trabajos y Obras (PTO) o Programa de Trabajos e Inversiones (PTI) aprobado por la autoridad minera delegada y se refiera a un mineral diferente, se procederá a comunicar esa situación al explotador de hecho y a nombrar peritos, de conformidad con el artículo 63 de la Ley 685 de 2001.
El perito designado para la práctica de la diligencia será seleccionado de una lista de ingenieros de minas y geólogos que para el efecto llevará cada una de las autoridades mineras delegadas de conformidad con los lineamientos impartidos para el efecto por el Ministerio de Minas y Energía. Los honorarios de los peritos serán tasados por la autoridad minera delegada de conformidad con los precios que por dichos servicios esta establezca.
El perito para la elaboración de su dictamen, tendrá acceso al informe de visita técnica minero ambiental practicada al área de solicitud de legalización, así como al PTO o al PTI aprobado del beneficiario del título vigente y la demás información disponible requerida para el cumplimiento de su función.
Cuando el dictamen del perito determine que las explotaciones no son técnicamente compatibles, se procederá a rechazar la solicitud de legalización. En el evento contrario, se continuará con el trámite de la legalización de conformidad con lo establecido en el artículo 2.2.4.8.1.10 de esta sección.
Los asuntos no regulados en esta sección estarán sujetos al procedimiento establecido en el Código de Procedimiento Civil, en cuanto sean compatibles con el artículo 63 de la Ley 685 de 2001 y con lo previsto en esta disposición.
(Decreto 2390 de 2002, artículo 7o)
ARTÍCULO 2.2.5.5.1.8. NO HABRÁ LUGAR A LA LEGALIZACIÓN. No habrá lugar a la legalización de explotaciones mineras cuando a juicio de la autoridad ambiental no sean viables, y/o cuando a juicio de la autoridad minera delegada sean manifiestamente inseguras, presenten peligro inminente para la vida de los mineros o de los habitantes de las zonas aledañas.
(Decreto 2390 de 2002, artículo 8o)
ARTÍCULO 2.2.5.5.1.9. ZONAS MINERAS DE COMUNIDADES NEGRAS, INDÍGENAS O MIXTAS. En caso de solicitudes de legalización que se localicen en áreas de zonas mineras de comunidades negras, indígenas o mixtas se procederá de acuerdo con lo establecido en el Capítulo XIV de la Ley 685 de 2001.
(Decreto 2390 de 2002, artículo 9o)
ARTÍCULO 2.2.5.5.1.10. REGISTRO DE LAS CONDICIONES. Una vez registradas las condiciones geológicas, mineras y ambientales de la explotación y las existentes en el área a legalizar, tal como se indica en el artículo 2.2.4.8.1.5 de la presente sección, la autoridad minera delegada procederá a elaborar un Programa de Trabajos y Obras (PTO) consistente con la información geológico-minera disponible, para efectos de definir la viabilidad del proyecto; y, la autoridad ambiental procederá a elaborar e imponer mediante resolución motivada el Plan de Manejo Ambiental respectivo. Para la elaboración de tales estudios la autoridad minera delegada y la ambiental tendrán un término no mayor a seis (6) meses, contados a partir de la presentación del informe que recomiende la legalización.
PARÁGRAFO 1o. Dentro de los treinta (30) días siguientes a la ejecutoria del acto administrativo que imponga el Plan de Manejo Ambiental, el interesado deberá solicitar los permisos, autorizaciones y concesiones para uso o aprovechamiento de los recursos naturales renovables que sean necesarios para adelantar la explotación.
PARÁGRAFO 2o. Una vez ejecutoriado el acto administrativo que impone el Plan de Manejo Ambiental, la autoridad ambiental remitirá copia de la respectiva providencia a la autoridad minera delegada, para que haga parte del contrato de concesión minera a suscribirse.
Elaborado por la autoridad minera delegada el Programa de Trabajos y Obras (PTO), se requerirá al interesado en la solicitud con el fin de que manifieste por escrito en forma expresa y clara, su aceptación a los resultados y conclusiones precisados en dicho programa y, en tal virtud, se comprometa a ejecutarlo. En caso que el interesado en la solicitud no acepte el PTO elaborado, se procederá al rechazo de la misma.
(Decreto 2390 de 2002, artículo 10)
ARTÍCULO 2.2.5.5.1.11. ACEPTACIÓN EL PTO. Si el interesado en la solicitud acepta el PTO elaborado por la autoridad minera delegada, se procederá dentro de los treinta (30) días siguientes a suscribir Contrato de Concesión para Explotación Minera en el formato único de minuta que para el efecto adopte el Ministerio de Minas y Energía.
(Decreto 2390 de 2002, artículo 11)
ARTÍCULO 2.2.5.5.1.12. COMPETENCIA DE LAS ENTIDADES. Las entidades delegadas por el Ministerio de Minas y Energía para adelantar y decidir trámites mineros se consideran competentes en los términos de la delegación, dentro del ámbito de su jurisdicción y respecto de los minerales de su competencia para tramitar y legalizar explotaciones de minas de propiedad estatal sin título minero inscrito en el Registro Minero Nacional.
(Decreto 2390 de 2002, artículo 12)
ARTÍCULO 2.2.5.5.1.13. CAMPAÑAS DE DIVULGACIÓN. Las autoridades mineras delegadas deberán adelantar dentro del ámbito de su jurisdicción amplias campañas de divulgación del programa de legalización con el fin de alcanzar con este la mayor cobertura posible.
De igual manera, deberán prestar a todos los interesados la asesoría necesaria para dilucidar las inquietudes que se presenten en relación con la aplicación de esta sección.
(Decreto 2390 de 2002, artículo 13)
ARTÍCULO 2.2.5.5.1.14. SOLICITUD EN TRÁMITE. Mientras la solicitud de legalización presentada por explotadores de minas de propiedad estatal sin título minero inscrito en el Registro Minero Nacional no haya sido resuelta por la autoridad minera delegada competente, no habrá lugar a suspender las labores de explotación, a decomisar el mineral explotado, ni a proseguir la acción penal a que se refiere el artículo 338 de la Ley 599 de 2000 (Código Penal). Lo anterior, sin perjuicio de las acciones que sean aplicables en virtud de la normatividad ambiental vigente.
(Decreto 2390 de 2002, artículo 14)
COMERCIALIZACIÓN.
RUCOM.
ARTÍCULO 2.2.5.6.1.1.1. DEFINICIONES. <Artículo modificado por el artículo 1 del Decreto 1102 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> Para efectos de la aplicación de la presente sección se adoptan las siguientes definiciones:
Titular Minero en Etapa de Explotación. Persona natural o jurídica beneficiaría de un título minero debidamente otorgado e inscrito en el Registro Minero Nacional, conforme a la Ley 685 de 2001 o demás normas que la modifiquen o sustituyan; así como los beneficiarios de los demás títulos mineros vigentes al entrar a regir el Código de Minas, que se encuentren en etapa de explotación y cuenten con PTO/PTI aprobado y con las autorizaciones o licencias ambientales respectivas.
Explotador Minero Autorizado. Se entiende por Explotador Minero Autorizado las siguientes personas: (i) Titular Minero en Etapa de Explotación; (ii) Solicitantes de programas de legalización o de formalización minera siempre y cuando cuenten con autorización legal para su resolución (iii) Beneficiarios de áreas de reserva especial mientras se resuelvan dichas solicitudes; (iv) Subcontratista de formalización minera; (v) Mineros de Subsistencia.
Comercializador de Minerales Autorizado (CMA). Persona natural o jurídica que realiza de forma regular la actividad de comprar y vender minerales para transformarlos, beneficiarlos, distribuirlos, intermediarlos, exportarlos o consumirlos, debidamente inscritos en el Registro Único de Comercializadores de Minerales, y que cuente con certificación vigente de la Agencia Nacional de Minería, donde conste dicha inscripción.
Declaración de Producción para Mineros de Subsistencia. Es el documento mediante el cual los mineros de subsistencia, declaran la producción objeto de venta.
Minería de Subsistencia. Es la actividad minera desarrollada por personas naturales o grupo de personas que se dedican a la extracción y recolección a cielo abierto de arenas y gravas de río destinadas a la industria de la construcción, arcillas, metales preciosos, piedras preciosas y semipreciosas, por medios y herramientas manuales, sin la utilización de ningún tipo de equipo mecanizado o maquinaria para su arranque.
En la minería de subsistencia se entienden incluidas las labores de barequeo y las de recolección de los minerales mencionados en este artículo que se encuentren presentes en los desechos de explotaciones mineras, independientemente del calificativo que estas últimas asuman en las diferentes zonas del territorio nacional.
Por razones de seguridad minera y en atención a que su ejecución requiere la utilización de maquinaria o medios mecanizados prohibidos en la minería sin título minero, la minería de subsistencia no comprenderá las actividades mineras que se desarrollen de manera subterránea.
Volumen máximo de producción. Es la cantidad máxima de minerales que puede producirse legalmente en desarrollo de la actividad de explotación minera, la cual para el caso de mineros de subsistencia se limita a los topes fijados por el Ministerio de Minas y Energía, y para los titulares mineros al volumen aprobado en el Plan de Trabajos y Obras y/o Plan de Trabajos e Inversiones.
Certificado de Origen. Documento que se emite por el Explotador Minero Autorizado, con excepción de los mineros de subsistencia, con el objeto de certificar la procedencia lícita del mineral que se transporte, transforme, beneficie, distribuya, intermedie, comercialice o exporte; el cual, no tendrá fecha de vencimiento alguna.
Constancia de la Alcaldía. Documento mediante el cual la Alcaldía respectiva certifica la inscripción de los barequeros y en donde consta el lugar de procedencia del mineral producto de las labores de barequeo de que trata el artículo 155 del Código de Minas.
Registro Único de Comercializadores de Minerales (RUCOM). Es la base de datos en la que se inscriben los Comercializadores de Minerales y los propietarios de las Plantas de Beneficio que no hagan parte de un proyecto amparado por un título minero.
El Registro Único de Comercializadores de Minerales (RUCOM) también efectúa la publicación de los listados de los explotadores de minerales y de los propietarios de plantas de beneficio que hagan parte de un proyecto amparado por un título minero.
ARTÍCULO 2.2.5.6.1.1.2. ADMINISTRACIÓN DEL RUCOM. La Agencia Nacional de Minería o quien haga sus veces administrará el RUCOM, y será el único medio para dar autenticidad de los datos inscritos.
(Decreto 0276 de 2015, artículo 2o)
ARTÍCULO 2.2.5.6.1.1.3. CERTIFICACIÓN DE INSCRIPCIÓN EN EL RUCOM. La Agencia Nacional de Minería, o quien haga sus veces, expedirá una certificación en la que se acredite la calidad de Comercializador de Minerales Autorizado debidamente inscritos en el RUCOM.
(Decreto 0276 de 2015, artículo 3o)
ARTÍCULO 2.2.5.6.1.1.4. ACREDITACIÓN DE LA PROCEDENCIA LÍCITA DEL MINERAL. <Artículo modificado por el artículo 2 del Decreto 1102 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> Comercializador de Minerales Autorizado con el fin de acreditar la procedencia lícita del mineral deberá contar con: (i) Certificado de Origen expedido por el Titular Minero en Etapa de Explotación, o por el solicitante de programas de legalización o de formalización minera, o por los beneficiarios de áreas de reserva especial, o por los subcontratistas de formalización minera o por propietarios de las Plantas de Beneficio; (ii) Constancia de la Alcaldía, en el caso de adquirir minerales de barequeros y (iii) Declaración de Producción para los demás Mineros de Subsistencia.
PARÁGRAFO 1o. La Agencia Nacional de Minería elaborará e implementará los formatos de Certificado de Origen de manera diferenciada, en los siguientes términos:
El formato del Certificado de Origen que deberá ser diligenciado y expedido por el Titular Minero en Etapa de Explotación, por el solicitante de programas de legalización o de formalización minera, por los beneficiarios de áreas de reserva especial y los subcontratistas de formalización minera, deberá contener, como mínimo, la siguiente información: (i) Fecha de extracción y de venta del mineral; (ii) Número Consecutivo; (iii) Identificación del expediente por número o nombre del Explotador Minero Autorizado; (iv) Documento de identidad del Explotador Minero Autorizado; (v) Municipio(s) y departamento(s) donde se realizó la extracción; (vi) Tipo de mineral extraído;
(vii) Cantidad de mineral comercializado y unidad de medida; (viii) Nombre o razón social del CMA a quien se le vende el mineral; (ix) Documento de identidad y NIT del CMA o del consumidor; (x) Número del RUCOM del CMA que adquiere el mineral.
El formato del Certificado de Origen que deberá ser diligenciado y expedido por las personas que poseen plantas de beneficio, deberá contener: (i) Fecha; (ii) Nombre e identificación del propietario; (iii) Número Consecutivo; (iv) Relación de los Certificados de Origen de los Explotadores Mineros Autorizados que benefician minerales en la planta con indicación del nombre y documento de identidad; (v) Tipo del mineral beneficiado; (vi) Cantidad de mineral a comercializar y unidad de medida; (vii) Nombre o razón social del CMA a quien se le vende el mineral; (viii) documento de identidad y NIT del CMA o del consumidor; (ix) número del RUCOM del CMA que adquiere el mineral.
PARÁGRAFO 2o. Las personas obligadas a diligenciar los Certificados de Origen, deberán llevar un control de estos Certificados mediante el número consecutivo indicado en el formato establecido para el efecto. La información que se suministre en ellos deberá coincidir con la producción declarada y liquidación de regalías entregada a la Autoridad Minera Nacional. Lo anterior, para efectos del seguimiento y control que debe ejercer dicha autoridad conforme a lo dispuesto en la Ley 1530 de 2012.
PARÁGRAFO 3o. Los subcontratistas de Contratos de Operación Minera, deberán obtener el correspondiente Certificado de Origen del titular minero respecto del cual ejecutan los trabajos y obras de explotación.
PARÁGRAFO 4o. Los mineros de subsistencia deberán estar publicados en el RUCOM y contar con la Declaración de Producción para vender el mineral producto de su actividad. En el caso de los barequeros, estos deberán además tener la constancia de inscripción ante la respectiva alcaldía y el Registro Único Tributario (RUT).
PARÁGRAFO 5o. Cuando la compra del mineral se realice entre Comercializadores de Minerales Autorizados, quien vende deberá suministrar copia del Certificado de Origen expedido por el Explotador Minero Autorizado o Declaración de Producción emitido por el Minero de Subsistencia.
PARÁGRAFO 6o. La Agencia Nacional de Minería elaborará e implementará los formatos, así como el contenido de la Declaración de Producción para los Mineros de Subsistencia.
ARTÍCULO 2.2.5.6.1.1.5. EXCEPCIONES A LA INSCRIPCIÓN. Para efectos de esta sección, no tienen la obligación de inscribirse en el RUCOM, las siguientes personas:
a) <Literal modificado por el artículo 3 del Decreto 1102 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> El Explotador Minero Autorizado, para quien operará la publicación de los respectivos listados por parte de la Agencia Nacional de Minería en la plataforma del Registro Único de Comercializadores (RUCOM), sin perjuicio de las inscripciones que deban realizar de acuerdo con las disposiciones legales.
b) Quienes comercialicen productos ya elaborados para joyería, y que dentro de su proceso de producción requieren como materia prima, metales preciosos, piedras preciosas y semipreciosas, sin superar los volúmenes, cantidades peso o cualquier otro criterio cualitativo que la Agencia Nacional de Minería determine mediante acto administrativo de carácter general.
c) Las personas naturales o jurídicas que adquieren minerales para destinarlos a actividades diferentes a la comercialización de los mismos, sin superar los volúmenes, cantidades, peso o cualquier otro criterio cualitativo que la Agencia Nacional de Minería determine mediante acto administrativo de carácter general y que permita evidenciar el comercio de minerales.
PARÁGRAFO 1o. A partir de la entrada en vigencia de esta sección, la Autoridad Minera Nacional contará con un término de cuatro (4) meses para fijar los criterios referidos en los literales anteriores.
PARÁGRAFO 2o. Las personas exceptuadas en los literales b) y c) de este artículo, cuando les sea requerida por las autoridades competentes, deberán demostrar la procedencia lícita del mineral mediante la presentación de: (i) Copia del Certificado de Origen suministrado por los Comercializadores de Minerales Autorizados o las Plantas de Beneficio, (ii) Certificado de Origen expedido por el Explotador Minero Autorizado.
(Decreto 0276 de 2015, artículo 5o)
ARTÍCULO 2.2.5.6.1.1.6. PUBLICACIÓN DE EXPLOTADORES MINEROS AUTORIZADOS. <Artículo modificado por el artículo 4 del Decreto 1102 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> La Agencia Nacional de Minería o quien haga sus veces, incluirá, publicará y mantendrá actualizada la información de las personas naturales o jurídicas titulares de derechos mineros que se encuentren en etapa de explotación. Esta publicación deberá contener: Nombre e Identificación del Titular(es), Municipio(s), Departamento(s), Mineral, Código del Registro Minero Nacional y Capacidad de Producción Mensual, expresada en unidades de volumen de cada uno de los títulos mineros. Esta información será la que corresponda a lo aprobado en el Programa de Trabajo e Inversiones (PTI) o Plan de Trabajos y Obras (PTO).
Así mismo, la Agencia Nacional de Minería o quien haga sus veces deberá publicar y mantener actualizado el listado de los (i) Solicitantes de programas de legalización o de formalización minera, siempre y cuando cuenten con autorización legal para su resolución; (ii) Beneficiarios de áreas de reserva especial, mientras se resuelvan dichas solicitudes, (iii) Subcontratistas de formalización minera, (iv) Mineros de Subsistencia. La publicación deberá contener: Nombre e Identificación del Explotador Minero Autorizado, Municipio(s), Departamento(s), Mineral, volúmenes de producción cuando corresponda.
PARÁGRAFO 1o. La información sobre las inscripciones de los mineros de subsistencia que extraen metales preciosos, piedras preciosas y semipreciosas que se realicen ante la Alcaldía, se reportará a la autoridad minera dentro del mes siguiente o antes si a ello hubiere lugar, para efecto de su publicación en los listados del RUCOM.
Los mineros de subsistencia que extraen metales preciosos, piedras preciosas y semipreciosas deberán aportar el Registro Único Tributario (RUT) al momento de realizar la inscripción ante la respectiva Alcaldía, como requisito para su publicación en el RUCOM.
La autoridad minera implementará las medidas necesarias para que en la publicación del Registro Único de Comercializadores de Minerales (RUCOM), se relacione el Registro Único Tributario (RUT) de los mineros de subsistencia que extraen metales preciosos, piedras preciosas y semipreciosas.
PARÁGRAFO TRANSITORIO. Los mineros de subsistencia que extraen metales preciosos, piedras preciosas y semipreciosas, que se encuentren inscritos ante la alcaldía correspondiente y publicados en el RUCOM, tendrán un término de seis (6) meses, contados a partir de la publicación del presente decreto para presentar ante la Alcaldía donde se encuentren inscritos, el Registro Único Tributario (RUT), so pena que se eliminen de las listas de publicación del RUCOM. La Alcaldía dará aviso a la autoridad minera nacional de la no presentación del RUT.
PARÁGRAFO 2o. La autoridad minera nacional, en el evento de tener conocimiento que los mineros de subsistencia exceden los topes de producción establecidos por el Ministerio de Minas y Energía, procederá a la eliminación de su publicación en el RUCOM, previo adelantamiento de la respectiva actuación en los términos establecidos en el Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo.
ARTÍCULO 2.2.5.6.1.1.7. PLANTAS DE BENEFICIO. El certificado de origen que deben expedir las personas que poseen plantas de beneficio, para la venta de los minerales presentes en el lodo aurífero que resulta de las actividades realizadas en estas, deberá soportarse en los certificados de origen de los diferentes explotadores mineros autorizados que beneficien en dicha planta. Para este efecto, el propietario de la planta, deberá anexar a su certificado de origen copia de los certificados de dichos explotadores.
(Decreto 0276 de 2015, artículo 7o)
ARTÍCULO 2.2.5.6.1.1.8. CASA DE COMPRA Y VENTA. Las casa de compra y venta que compre mineral de oro, plata y platino, así como piedras preciosas y semipreciosas de explotadores mineros autorizados y plantas de beneficio deberá inscribirse en el RUCOM y contar con el correspondiente certificado de origen. En los casos en que estas solo adquieran joyería en desuso no deberán realizar dicha inscripción; no obstante, deberán acreditar mediante la factura correspondiente la compra de dichas joyas en este caso contrario estarán en la obligación de inscribirse en el RUCOM.
(Decreto 0276 de 2015, artículo 8)
COMERCIALIZADORES DE MINERALES.
ARTÍCULO 2.2.5.6.1.2.1. REQUISITOS. Requisitos para la inscripción en el registro único de comercializadores de minerales. Los siguientes son los requisitos de carácter obligatorio para la debida inscripción en el RUCOM
a) Nombre o razón social según se trate de persona natural o jurídica
b) Documento de identificación del inscrito si es persona natural
c) Registro Único Tributario (RUT)
d) Certificado de existencia y representación legal, con una antigüedad a la fecha de expedición no mayor a treinta (30) días, cuando se trate de personas jurídicas.
e) Domicilio principal y dirección para notificaciones
f) Balance General y Estado de Resultados debidamente certificados y dictaminados, junto con sus notas, con corte a 31 de diciembre del año inmediatamente anterior, cuando se trate de personas jurídicas.
g) Resolución expedida por la Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales DIAN, cuando se trate de Sociedades de Comercialización Internacional que las autoriza a realizar esta actividad.
h) Demostración por las personas naturales y jurídicas de la capacidad económica para cumplir las actividades de comercialización de minerales, la cual deberá ser soportada de acuerdo con los criterios que para el efecto fijará la Autoridad Minera Nacional.
i) <Literal adicionado por el artículo 2 del Decreto 1421 de 2016. El nuevo texto es el siguiente:> Certificación de Inscripción en el Registro Mercantil.
(Decreto 0276 de 2015, artículo 9o)
ARTÍCULO 2.2.5.6.1.2.2. OBLIGACIONES DE LOS COMERCIALIZADORES DE MINERALES AUTORIZADOS. <Artículo modificado por el artículo 5 del Decreto 1102 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> El Comercializador de Minerales Autorizado deberá:
a) Mantener actualizada la inscripción en el Registro Único de Comercializadores de Minerales (RUCOM);
b) Cumplir con toda la normativa legal vigente en materia minera, tributaria, aduanera, cambiaría y de comercio nacional e internacional;
c) Tener vigentes y actualizados el Registro Único Tributario (RUT), Registro Mercantil y Resolución de Facturación, cuando se trate de establecimientos de comercio;
d) Mantener actualizados todos los actos, libros y documentos respecto de los cuales la ley exige esa formalidad;
e) Llevar contabilidad regular de sus negocios conforme a las prescripciones legales;
f) Tener la factura comercial o documento equivalente del mineral o minerales que transformen, beneficien, transporten distribuyan, intermedien, comercialicen y exporten, cuando corresponda;
g) Cumplir, para el caso de las sociedades de Comercialización Internacional, con las disposiciones contenidas en el Decreto número 2685 de 1999 y demás normas que lo modifiquen, adicionen o sustituyan;
h) Contar con la certificación en la que se acredite la calidad de Comercializador de Minerales Autorizado inscrito en el Registro Único de Comercializadores de Minerales (RUCOM);
i) Contar con el correspondiente Certificado de Origen o Declaración de Producción de los minerales que transforme, distribuya, intermedie, comercialice, beneficie y consuma;
j) Enviar a la Unidad de Información y Análisis Financiero (UIAF) los reportes de información que establezca dicha entidad en el marco de las funciones establecidas en las Leyes 526 de 1999 y 1621 de 2013, y en la Parte 14 del Decreto número 1068 de 2015;
k) Verificar, en el evento de comprar minerales a los mineros de subsistencia, que estos no excedan los volúmenes de producción fijados por el Ministerio de Minas y Energía para este tipo de minería, y que además, se encuentren publicados en las listas del Registro Único de Comercializadores (RUCOM).
PARÁGRAFO. La Agencia Nacional de Minería verificará el cumplimiento de las obligaciones establecidas en este artículo. En caso de incumplimiento de cualquiera de estas obligaciones, se procederá a la cancelación de la inscripción en el Registro Único de Comercializadores de Minerales (RUCOM), previo el adelantamiento de la respectiva actuación en los términos del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo.
TRANSPORTADORES.
ARTÍCULO 2.2.5.6.1.3.1. REQUISITOS PARA EL TRANSPORTE DE MINERALES. Quienes transporten minerales dentro del territorio nacional, deberán portar (i) copia de la certificación de inscripción en el RUCOM del Comercializador de Minerales Autorizado a quien pertenecen los minerales transportados, y (ii) copia del Certificado de Origen del mineral transportado.
En el evento que el mineral transportado pertenezca a un Explotador de Minerales Autorizado sólo se requerirá al transportador el correspondiente Certificado de Origen.
Estos serán los únicos documentos exigidos para acreditar la procedencia lícita del mineral, sin perjuicio de la demás documentación que se contemplen en las normas de transporte y que soliciten las autoridades competentes.
(Decreto 0276 de 2015, artículo 11)
ACTUALIZACIÓN DEL RUCOM Y SANCIONES.
ARTÍCULO 2.2.5.6.1.4.1. ACTUALIZACIÓN. <Artículo modificado por el artículo 6 del Decreto 1102 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> Los Comercializadores de Minerales Autorizados deberán actualizar la información suministrada al momento de la inscripción en el RUCOM, ante cualquier cambio que ocurra, y renovar en el mes de mayo de cada año, los documentos contenidos en los literales d), f) y g) del artículo 2.2.5.6.1.2.1 del presente decreto. El incumplimiento a la obligación de renovar la información y documentación señalada, no permitirá extender la inscripción en el RUCOM.
La autoridad minera nacional deberá realizar la inscripción, actualización o renovación en el RUCOM; y expedir la certificación correspondiente en un término no mayor a cuarenta y cinco (45) días hábiles contados a partir de la presentación de la solicitud.
ARTÍCULO 2.2.5.6.1.4.2. DECOMISO Y MULTA. Una vez la Policía Nacional incaute con fines decomiso el mineral, cuya procedencia lícita no haya sido certificada, procederá a dejarlo a disposición alcalde del lugar donde se realice dicha incautación, para los fines pertinentes, sin perjuicio de la información que deba suministrarse a la Fiscalía General de la Nación.
La acreditación de que habla el inciso anterior se demostrará,(i) para el caso Comercializador de Minerales Autorizado, con: (a) la certificación de inscripción en el RUCOM expedida por la Agencia Nacional Minería (b) copia certificado origen del mineral, (c) factura en el evento que se estime pertinente, (ii) para el caso del titular minero en de explotación, de los solicitantes de procesos legalización o formalización minera, beneficiarios de especial y subcontratos de formalización con: certificado de origen del mineral, (iii) para el caso del barequero o chatarrero, con: de inscripción en la alcaldía respectiva.
Una vez el alcalde reciba el mineral de parte de la Policía Nacional, efectuará el decomiso provisional del mismo y, no acreditarse la procedencia lícita, lo pondrá a disposición de la autoridad penal competente, la cual, una vez agotado el procedimiento respectivo, ordenará la enajenación a título oneroso y que el producto se destine a programas de erradicación de explotación ilícita de minerales.
PARÁGRAFO 1o. Cuando no se acredite ante la Policía Nacional de minerales comercializados, esta informará a la Agencia Nacional Minería para que imponga una multa de acuerdo con lo dispuesto por el artículo 115 de la Ley 685 de 2001 en concordancia con lo establecido por el artículo 112 de la Ley 1450 2011, conforme a los para el fije el Ministerio de Minas y Energía.
PARÁGRAFO 2o. La Policía Nacional para realizar la incautación, cumplirá con protocolos de actos urgentes, rotulación, embalaje, fijación fotográfica, cadena de custodia, entrevistas y demás que considere para dar legitimidad al procedimiento.
(Decreto 0276 de 2015, artículo 13)
TRANSICIÓN Y VIGENCIA.
ARTÍCULO 2.2.5.6.1.5.1. INVENTARIO. Las personas naturales o jurídicas que a la fecha de publicación de la presente sección tengan inventarios físicos de minerales sin Certificado de Origen, pero que se encuentren declarados en su contabilidad, libros, registros contables, inventarios o estados financieros expedidos hasta el año 2014, deberán realizar su comercialización antes del 31 de diciembre del año 2015, so pena de multa y decomiso de estos minerales, de acuerdo con lo dispuesto en la presente sección
(Decreto 0276 de 2015, artículo 14)
ARTÍCULO 2.2.5.6.1.5.2. BAREQUEROS. En virtud del trato diferencial a la minería informal que consagra el artículo 107 de la Ley 1450 de 2011, los barequeros que no se encuentren en los listados reportados por las alcaldías podrán comercializar sus productos hasta por un lapso no superior a seis (6) meses, contados a partir de del 17 de febrero de 2015Vencido dicho lapso se les exigirá la inscripción correspondiente.
(Decreto 0276 de 2015, artículo 15)
ARTÍCULO 2.2.5.6.1.5.3. CAPACIDAD ECONÓMICA. El requisito de capacidad económica establecido en esta sección, será exigible a partir del 1o de enero del año 2017, a los comercializadores de minerales inscritos a la fecha en el RUCOM; a los comercializadores de minerales que hayan iniciado el trámite de inscripción, y a los comercializadores de minerales que la soliciten a partir del 17 de febrero de 2015.
(Decreto 0276 de 2015, artículo 16)
DE LAS MEDIDAS RELACIONADAS CON EL BENEFICIO Y COMERCIALIZACIÓN DE MINERALES.
ARTÍCULO 2.2.5.6.2.1. INSCRIPCIÓN DE LAS PLANTAS DE BENEFICIO EN EL REGISTRO ÚNICO DE COMERCIALIZADORES DE MINERALES (RUCOM). <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1421 de 2016. El nuevo texto es el siguiente:> El propietario de las plantas de beneficio deberá inscribirse en el Registro Único de Comercializadores de Minerales (Rucom) en un término de seis (6) meses contados a partir de la publicación de este decreto, vencido este plazo, deberá contar con la certificación de la Agencia Nacional de Minería donde conste dicha inscripción.
Cuando la Planta de Beneficio haga parte de un proyecto amparado por un título minero no deberá inscribirse sino incluirse en las listas que debe publicar la Agencia Nacional de Minería en la plataforma del Rucom.
Las Plantas de Beneficio solo podrán beneficiar minerales provenientes de Explotadores Mineros Autorizados, so pena de incurrir en la conducta tipificada en el artículo 160 de la Ley 685 de 2001, y que se le cancele la inscripción en el Registro Único de Comercializadores de Minerales (Rucom), previo el adelantamiento de la respectiva actuación en los términos del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo.
ARTÍCULO 2.2.5.6.2.2. REQUISITOS PARA LA INSCRIPCIÓN DE LAS PLANTAS DE BENEFICIO EN EL RUCOM. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1421 de 2016. El nuevo texto es el siguiente:> Las personas naturales o jurídicas que posean plantas de beneficio deberán cumplir y aportar los siguientes requisitos y documentos para su inscripción en el Rucom:
a) Indicar su nombre o razón social según se trate de persona natural o jurídica;
b) Documento de identificación del inscrito si es persona natural;
c) Registro Único Tributario (RUT);
d) Certificado de existencia y representación legal, máximo con treinta (30) días de expedición, cuando se trate de personas jurídicas;
e) Indicar su domicilio principal y dirección para notificaciones;
f) Balance General y Estado de Resultados debidamente certificados y dictaminados, si hay lugar a ello, junto con sus notas, con corte a 31 de diciembre del año inmediatamente anterior;
g) Acreditación de la capacidad económica de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 2.2.5.6.1.5.3 del Decreto número 1073 de 2015, la cual deberá ser soportada de acuerdo con los criterios que para el efecto fijará la Autoridad Minera Nacional;
h) Certificación de Inscripción en el Registro Mercantil;
i) Suministrar la siguiente información: Ubicación de la planta de beneficio, mineral objeto de beneficio, cantidad de mineral beneficiado en el año inmediatamente anterior, capacidad de la planta, relación de insumos utilizados en el beneficio, método de beneficio y equipos utilizados.
ARTÍCULO 2.2.5.6.2.3 OBLIGACIONES DE LAS PLANTAS DE BENEFICIO INSCRITAS EN EL RUCOM. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1421 de 2016. El nuevo texto es el siguiente:> Las personas naturales o jurídicas que posean plantas de beneficio deberán cumplir con las siguientes obligaciones:
a) Mantener actualizada la inscripción en el Registro Único de Comercializadores de Minerales (Rucom);
b) Cumplir con toda la normativa legal vigente en materia ambiental, minera, tributaria, aduanera, cambiaría y de comercio nacional e internacional;
c) Tener vigentes y actualizados el Registro Único Tributario (RUT), Registro Mercantil y Resolución de Facturación, cuando se trate de establecimientos de comercio;
d) Mantener actualizados todos los actos, libros y documentos respecto de los cuales la Ley exige esa formalidad;
e) Llevar contabilidad regular de sus negocios conforme a las prescripciones legales;
f) Tener la factura comercial del mineral o minerales que transformen, distribuyan, intermedien y comercialicen;
g) Contar con la certificación en la que se acredite la calidad de inscrito en el Registro Único de Comercializadores de minerales (Rucom);
h) Contar con el correspondiente Certificado de Origen de los minerales que transforme, distribuya, intermedie, comercialice, beneficie y consuma;
i) Enviar a la Unidad de Información y Análisis Financiero (UIAF) los reportes de información que establezca dicha entidad en el marco de las funciones establecidas en las Leyes 526 de 1999 y 1621 de 2013, y en la Parte 14 del Decreto número 1068 de 2015.
PARÁGRAFO. La Agencia Nacional de Minería verificará el cumplimiento de las obligaciones establecidas en este artículo. En caso de incumplimiento de cualquiera de estas obligaciones, se procederá a la cancelación de la inscripción en el Registro Único de Comercializadores de Minerales (Rucom), previo el adelantamiento de la respectiva actuación en los términos del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo.
INSTRUMENTOS PREVENTIVOS Y DE CONTROL.
ARTÍCULO 2.2.5.6.3.1 ACCESO A LA INFORMACIÓN. <Artículo adicionado por el artículo 4 del Decreto 1421 de 2016. El nuevo texto es el siguiente:> De conformidad con lo establecido en la Ley 526 de 1999 y en su Decreto Reglamentario contenido en la Parte 14 del Decreto número 1068 de 2015, la Unidad de Información y Análisis Financiero (UIAF) solicitará a la Agencia Nacional de Minería, a la Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales (DIAN) y a la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA), la información que considere necesaria para el cumplimiento de sus funciones, en relación con las obligaciones establecidas en este decreto.
PROCEDENCIA Y TRAZABILIDAD DE MINERALES.
ARTÍCULO 2.2.5.6.4.1. ÁMBITO DE APLICACIÓN. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2234 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> La presente sección va dirigida a los explotadores mineros autorizados, comercializadores mineros autorizados, plantas de beneficio y transformación inscritas o publicadas en el Registro Único de Comercializadores de Minerales (RUCOM), así como a la autoridad minera y demás autoridades competentes.
PARÁGRAFO. La presente sección le será aplicable a las actividades descritas en el artículo 12 de la Ley 2250 de 2022 relacionadas con economía circular, en el entendido que las mismas estarán cobijadas por una subclasificación de la figura de comercializadores de minerales, lo anterior sin perjuicio de la reglamentación que sea expedida sobre el particular.
ARTÍCULO 2.2.5.6.4.2. TRAZABILIDAD DEL MINERAL. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2234 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> Entiéndase por trazabilidad del mineral el registro en línea de las transacciones de comercialización de minerales que permita determinar la procedencia lícita, hacer seguimiento y controlar la comercialización de minerales en el territorio nacional, dicho registro se realizará a través de la plataforma tecnológica dispuesta por la autoridad minera para tal fin.
ARTÍCULO 2.2.5.6.4.3. PROCEDENCIA. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2234 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> Para efectos de determinar la procedencia lícita de los minerales comercializados, la autoridad minera tendrá en cuenta lo siguiente:
a) Beneficiarios de mecanismos de formalización minera y titulares mineros en etapa de explotación:
La autoridad minera, en el marco de sus competencias, deberá determinar y verificar los volúmenes de producción declarados por los explotadores mineros autorizados amparados por mecanismos de formalización minera y titulares mineros en etapa de explotación, para lo cual implementará el sistema donde se verifique la capacidad instalada de todas las unidades de producción minera, definido en el numeral primero del parágrafo 1 del artículo 15 de la Ley 2250 de 2022.
Para verificar la procedencia lícita de minerales provenientes de explotadores mineros autorizados amparados por mecanismos de formalización minera y titulares mineros en etapa de explotación, la autoridad minera consultará la información disponible en los instrumentos existentes y que resulten necesarios, tales como:
- Anna Minería o la plataforma que la sustituya o modifique.
- Programa de Trabajos y Obras (PTO), o Programa de Trabajos y Obras Diferencial (PTOD) o Programa de Trabajos y Obras Complementario (PTOC), según corresponda, validado a través de herramientas de fiscalización minera.
- Instrumento ambiental.
- Registro Único de Comercializadores de Minerales (RUCOM).
- Herramientas de fiscalización minera o fiscalización diferencial.
- Certificado de origen.
- Sistema de control a la producción y el sistema del registro de transacciones en línea.
- Formularios de declaración de producción y pagos de regalías en caso de que sea necesario.
- Formato Básico Minero.
b) Mineros de subsistencia:
Los comercializadores de minerales autorizados y las autoridades competentes deberán consultar el Registro Único de Comercializadores de Minerales (RUCOM) y exigir el certificado de declaración de producción, con el objeto de establecer que los minerales comer dializados provienen de actividades mineras de subsistencia. La plataforma tecnológica dispuesta por la autoridad minera para la autoridad, deberá articularse con el RUCOM a efectos de realizar las verificaciones correspondientes.
PARÁGRAFO 1o. La autoridad minera deberá realizar todas las gestiones encaminadas a disminuir el riesgo de suplantación a través de la implementación de los medios disponibles para validar la identificación de las personas establecidos por la Registraduría Nacional del Estado Civil.
Adicionalmente a través de los operadores biométricos dispuestos por esta última, los comercializadores mineros autorizados y plantas de beneficio y transformación inscritas o publicadas en el Registro Único de Comercializadores de Minerales (RUCOM) deberán realizar autenticación biométrica a quienes les vendan minerales.
PARÁGRAFO 2o. Con el fin de garantizar la procedencia lícita, para la comercialización de oro en desuso, desperdicios de oro u oro chatarra se deberá aportar la factura de compraventa correspondiente o documento equivalente validado por la autoridad competente.
PARÁGRAFO 3o. En todo caso, los comercializadores mineros autorizados dentro de sus responsabilidades deberán verificar la procedencia lícita de los minerales que comercialicen, sin perjuicio de las funciones de las autoridades competentes en relación con dicha verificación.
ARTÍCULO 2.2.5.6.4.4. MECANISMOS EN MATERIA DE PROCEDENCIA Y TRAZABILIDAD DE MINERALES. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2234 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> La implementación de los mecanismos necesarios para determinar la procedencia y trazabilidad de los minerales, registrar las transacciones mineras y establecer las herramientas de control necesarias para su aplicación, a que hace referencia el parágrafo 3 del artículo 15 de la Ley 2250 del 2022, estará a cargo de la autoridad minera, para lo cual deberá:
1. Propender por la integración de sus sistemas de información internos.
2. Implementar las herramientas necesarias para la verificación y el control del cumplimiento de los volúmenes máximos de producción de los Explotadores Mineros Autorizados.
3. Establecer los parámetros a utilizar para la validación de identidad de los Explotadores Mineros Autorizados.
4. Establecer herramientas para la adecuada identificación de la cantidad de mineral comercializado y de los actores que han participado en toda la cadena de su comercialización.
5. Emprender acciones para el funcionamiento efectivo del servicio del sistema de registro de transacciones comerciales en línea.
6. Propender porque los sistemas a implementar permitan la interoperabilidad, intercambio y consulta de información con entidades que tengan funciones relacionadas con el control y vigilancia en la cadena de suministro de la actividad minera y demás instituciones que requieran dicha información.
PARÁGRAFO 1o. Para el caso de la minería de subsistencia, las alcaldías municipales, en el marco de su jurisdicción y competencia, deberán prestar todo el apoyo requerido por parte de la autoridad minera para la implementación de estos mecanismos.
PARÁGRAFO 2o. La aplicación de lo aquí reglado deberá darse sin perjuicio de las medidas establecidas en la Ley 1801 de 2016, frente a las actividades que son objeto de control en el desarrollo de la minería, así como de las demás medidas administrativas y sancionatorias con las que cuentan las autoridades competentes.
ARTÍCULO 2.2.5.6.4.5. SISTEMA DE REGISTRO DE TRANSACCIONES EN LÍNEA. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2234 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> Todas las transacciones de minerales que realicen los explotadores mineros autorizados, comercializadores mineros autorizados, plantas de beneficio y transformación, inscritas o publicadas en el Registro único de Comercializadores de Minerales (RUCOM), deberán quedar registradas en la plataforma tecnológica en línea, dispuesta por la autoridad minera para tal fin. Esta plataforma debe permitir la verificación en línea de la cantidad de minerales que han sido producidos, comprados, vendidos, transformados, beneficiados, distribuidos, intermediados, exportados y consumidos, procedentes de los explotadores mineros autorizados, comercializadores mineros autorizados, plantas de beneficio y transformación, inscritas o publicadas en el Registro Único de Comercializadores de Minerales (RUCOM), en concordancia con lo dispuesto en las normas relacionadas con la comercialización de minerales.
Con el fin de garantizar la gestión abierta, responsable y transparente de los recursos mineros, en los procesos de transacciones mineras se debe identificar claramente a los explotadores Mineros autorizados, comercializadores mineros autorizados, plantas de beneficio y transformación, inscritas o publicadas en el Registro Único de Comercializadores de Minerales (RUCOM), que han hecho parte de la cadena de suministro de la actividad minera.
PARÁGRAFO 1o. La plataforma tecnológica en línea dispuesta por la autoridad minera deberá propiciar la interoperabilidad e intercambio de la información de los sistemas implementados por ésta, así como los establecidos o usados por las demás entidades que tengan funciones relacionadas con el control y vigilancia en la cadena de suministro de la actividad minera y demás entidades que requieran dicha información.
PARÁGRAFO 2o. A fin de garantizar la efectividad del sistema de registro de transacciones comerciales en línea, la autoridad minera podrá contar con el apoyo de los desarrollos tecnológicos externos que considere necesarios para su efectivo funcionamiento, los cuales deberán ser habilitados y autorizados por ella para este fin. La autoridad minera ejercerá el debido seguimiento y control a los desarrollos tecnológicos que habilite o autorice.
PARÁGRAFO 3o. Los costos asociados al uso del sistema de trazabilidad por parte de los comercializadores mineros autorizados y las plantas de beneficio inscritas o publicadas en el Registro Único de Comercializadores de Minerales (RUCOM) serán asumidos por estos.
PARÁGRAFO 4o. La autoridad minera deberá generar los instructivos o documentos que considere necesarios con el fin de dar una amplia divulgación y entendimiento del Sistema de Registro de Transacciones en Línea.
ARTÍCULO 2.2.5.6.4.6. MECANISMOS DE INTERCAMBIO DE INFORMACIÓN. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2234 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> Con el fin de verificar la procedencia y trazabilidad de minerales, la autoridad minera deberá articular y fortalecer acciones con las entidades competentes en el control y vigilancia en la cadena de suministro de la actividad minera y demás entidades que requieran dicha información, con el fin de intercambiar la información necesaria para su respectiva comprobación y análisis, dando cumplimiento a la normatividad vigente en materia de protección de datos personales, clasificación y acceso a la información. Para el efecto la autoridad minera deberá como mínimo:
1. Permitir el acceso a la información de manera oportuna y completa a los usuarios para que puedan hacer un uso adecuado del sistema de registro de transacciones de comercialización de minerales en línea.
2. Permitir que el Ministerio de Minas y Energía y las entidades que según sus competencias así lo requieran, tengan acceso a la plataforma.
3. Garantizar que la plataforma cumpla con los parámetros de las leyes relativas a la transparencia y al acceso a la información pública.
4. Propender porque la información sea confiable y se encuentre actualizada.
5. Adoptar los mecanismos técnicos, humanos y administrativos que garanticen la seguridad de la información.
6. Disponer de herramientas o mecanismos de infraestructura que soporten la arquitectura de datos que sea necesaria para el intercambio de información.
7. Establecer medios de publicidad y divulgación del sistema de registro de transacciones de comercialización de minerales en línea a los diferentes actores de la cadena.
ARTÍCULO 2.2.5.6.4.7. EFECTOS FRENTE A LA INSCRIPCIÓN EN GÉNESIS Y REGISTRO ÚNICO DE COMERCIALIZADORES (RUCOM). <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2234 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> Con el ánimo de dinamizar la colaboración armónica entre entidades en los procesos de control a la verificación de procedencia lícita y la trazabilidad de los minerales, la autoridad minera realizará acciones en coordinación con la Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales (DIAN), con el fin de contar con la información de los listados de mineros de subsistencia a los cuales se les suspenda o cancele el Registro Único Tributario (RUT). Esta información deberá ser remitida por la autoridad minera al alcalde de la jurisdicción correspondiente con el fin de verificar este requisito para la renovación de la inscripción del minero de subsistencia en la plataforma Génesis, lo cual se verá reflejado en el Registro Único de Comercializadores (RUCOM).
En caso de suspensiones por parte de la Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales (DIAN) a personas naturales o jurídicas cuya actividad económica sea de exportación de minerales, concentrados, arenas y derivados, la autoridad minera deberá proceder con la suspensión de la publicación en el Registro Único de Comercializadores (RUCOM), previa comunicación oficial remitida por la Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales (DIAN).
Así mismo, cuando la autoridad minera en razón a las actividades de verificación y control de la información en el Registro Único de Comercializadores de Minerales (RUCOM), suspenda la publicación en dicho registro por evidenciar excesos en los volúmenes admisibles de producción establecidos en la normativa vigente, deberá informar a la Dirección de impuestos y Aduanas Nacionales (DIAN) para lo de su competencia.
ARTÍCULO 2.2.5.6.4.8. SOLICITUD DE DOCUMENTO SOPORTE. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2234 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> Con el fin de generar transparencia en las transacciones de minerales, los explotadores mineros autorizados no obligados a facturar, podrán solicitar al comercializador de minerales autorizado, el documento soporte en adquisiciones efectuadas a sujetos no obligados a expedir factura de venta o documento equivalente validado por la Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales (DIAN), de conformidad con lo establecido en el artículo 55 de la Resolución número 42 de 2020 expedida por esa misma entidad y las demás normas que la complementen, modifiquen o sustituyan.
ASPECTOS ECONÓMICOS Y TRIBUTARIOS.
ARTÍCULO 2.2.5.7.1. OBLIGACIÓN DE DECLARAR. Toda persona natural o jurídica propietaria privada del subsuelo, está obligada a presentar ante Minercol Ltda. o quien haga sus veces, conforme a los formularios de declaración de que trata el artículo 2.2.5.7.2 de esta sección, dentro de los diez (10) días hábiles siguientes a la terminación de cada trimestre calendario, una declaración de producción de los minerales objeto del reconocimiento, indicando la jurisdicción municipal de donde se extrajo el mineral y liquidando el gravamen de que trata el inciso segundo del artículo 227 del Código de Minas de acuerdo con la producción declarada.
PARÁGRAFO. Para la respectiva declaración, el propietario privado del subsuelo tendrá en cuenta el precio del mineral en boca o borde de mina fijado mediante delegación por la Unidad de Planeación Minero-Energética, UPME, y que se encuentre vigente al momento de la liquidación y pago de la obligación.
(Decreto 2353 de 2001, artículo 3o)
(Modificado por el articulo 4o Decreto 1631 de 2002)
ARTÍCULO 2.2.5.7.2. FORMULARIOS DE DECLARACIÓN. La declaración a la cual se refiere el artículo anterior, se presentará en los formularios que para el efecto diseñe Minercol Ltda. o quien haga sus veces, en los cuales se deben indicar como mínimo los siguientes datos:
a) Trimestre declarado y año;
b) Nombre, domicilio y dirección del declarante;
c) Cédula de ciudadanía o número de identificación tributaria (NIT);
d) Nombre y lugar de ubicación de la mina o unidad de producción (municipio, vereda);
e) Cantidad del mineral producido en el trimestre a que se refiere la declaración;
f) Destino del mineral producido en el mencionado trimestre; nombre y domicilio de las personas a las cuales se les suministró el mineral, indicando la cantidad del mismo;
g) Liquidación del gravamen de que trata el inciso segundo del artículo 227 del Código de Minas a cargo del declarante, propietario privado del subsuelo;
h) Porcentajes que le corresponde a los entes beneficiarios de acuerdo con lo estipulado en la Ley 141 de 1994 o las normas que la adicionen o modifiquen.
(Decreto 2353 de 2001, artículo 4)
ARTÍCULO 2.2.5.7.3. LUGAR Y FORMA DE PAGO. El propietario privado del subsuelo deberá presentar su declaración y pagar trimestralmente en dinero, en la misma fecha de presentación, el valor de la liquidación del gravamen de que trata el inciso segundo del artículo 227 del Código de Minas. La declaración deberá estar acompañada del correspondiente recibo de pago.
El pago deberá efectuarse a nombre de la Empresa Nacional Mineral Ltda., Minercol Ltda. O quien haga sus veces, en las oficinas de dicha entidad en Bogotá, en las regionales o ante las dependencias de entidades bancarias que para ese fin señale Minercol Ltda. O quien haga sus veces, Para tal efecto, deberá constituir cuentas bancarias de recaudo nacional.
PARÁGRAFO. A partir de 8 de noviembre de 2001, el propietario privado del subsuelo deberá pagar lo correspondiente al último trimestre del año 2001 de manera proporcional.
(Decreto 2353 de 2001, artículo 5o)
ARTÍCULO 2.2.5.7.4. TRANSFERENCIAS. Minercol Ltda. o quien haga sus veces, girará las participaciones correspondientes al gravamen estipulado en el inciso segundo del artículo 227 del Código de Minas a las entidades beneficiarias (municipio productor, departamento productor, municipio portuario, y Fondo Nacional de Regalías), dentro de los diez (10) días hábiles siguientes al último día del mes de recaudo. Minercol Ltda. o quien haga sus veces, enviará a la Comisión Nacional de Regalías, dentro de los treinta (30) días hábiles siguientes al trimestre liquidado, un informe consolidado de dicho gravamen, su distribución y la transferencia efectuada por dicha Entidad en el período inmediatamente anterior.
(Decreto 2353 de 2001, artículo 6o)
ARTÍCULO 2.2.5.7.5. PAZ Y SALVO. El propietario privado del subsuelo que explote carbón, directamente o a través de terceros, en las áreas de los Reconocimientos de Propiedad Privada y destine su producción a la exportación, deberá acreditar previamente ante la Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales el respectivo pago y el trimestre en que se causó.
(Decreto 2353 de 2001, artículo 7)
ARTÍCULO 2.2.5.7.6. VERIFICACIÓN DE PRODUCCIÓN. La autoridad minera podrá realizar visitas técnicas de verificación de la producción, con el objeto de realizar la liquidación de las regalías, cuando considere que los pagos de regalías de los reconocimientos de propiedad privada inscritos en el Registro Minero Nacional, no corresponden a la producción declarada para el período liquidado.
(Decreto 1631 de 2002 artículo 5o)
RÉGIMEN DE PROGRESIVIDAD DE REGALÍAS PARA PROPIETARIOS PRIVADOS DEL SUBSUELO EN EXPLOTACIONES DE CARBÓN IGUAL O MAYOR A TRES MILLONES DE TONELADAS ANUALES.
ARTÍCULO 2.2.5.7.1.1. ÁMBITO DE APLICACIÓN. <Artículo adicionado por el artículo 1 de la Ley 1982 de 2019. El nuevo texto es el siguiente:> La presente sección aplica a los titulares de reconocimiento de propiedad privada sobre el subsuelo en la operación minera del carbón según la producción, a la autoridad minera o sus delegadas, y rige en todo el territorio nacional.
ARTÍCULO 2.2.5.7.1.2. INCREMENTO. <Artículo adicionado por el artículo 1 de la Ley 1982 de 2019. El nuevo texto es el siguiente:> Para efectos de la transición de que trata el último inciso del artículo 330 de la Ley 1955 de 2019, establézcase un incremento anual del 1,09%, durante tres años, hasta lograr alcanzar el 3,27%.
ARTÍCULO 2.2.5.7.1.3. PAGO ESCALONADO Y PROGRESIVO EN LOS RECONOCIMIENTO DE PROPIEDAD PRIVADA DE CARBÓN CON PRODUCCIÓN IGUAL O MAYOR A TRES MILLONES DE TONELADAS. <Artículo adicionado por el artículo 1 de la Ley 1982 de 2019. El nuevo texto es el siguiente:> Para el pago escalonado y progresivo del 3,27% para las explotaciones u operaciones de los reconocimientos de propiedad privada de carbón a cielo abierto, con producción igual o mayor a tres millones de toneladas, se aplicarán los siguientes porcentajes:
| Años | % de Regalía a aplicar | Periodo de Liquidación |
| Primer año | 1,09 | Desde el 25 de mayo de 2019 al 25 de mayo de 2020 |
| Segundo año | 2,18 | Desde 26 de mayo de 2020 al 25 de mayo de 2021 |
| Tercer año y siguientes | 3,27 | Desde 26 de mayo de 2021 en adelante |
PARÁGRAFO. Los titulares de las explotaciones de carbón en los Reconocimientos de Propiedad Privada de que trata esta sección, liquidarán y pagarán las correspondientes regalías de manera anual, a partir de la vigencia de la Ley 1955 de 2019, de acuerdo con el cuadro anterior.
ARTÍCULO 2.2.5.7.1.4. DECLARACIÓN, LIQUIDACIÓN Y PAGO DE REGALÍAS. <Artículo adicionado por el artículo 1 de la Ley 1982 de 2019. El nuevo texto es el siguiente:> La determinación del precio base para la declaración y liquidación de regalías se calculará anualmente según la producción, teniendo en cuenta lo dispuesto por el artículo 15 de la Ley 1530 de 2011 <Sic, es 2012>, o la norma que lo modifique, adicione o sustituya. Los titulares de las minas de Reconocimiento de Propiedad Privada de carbón, objeto de la presente Sección, deberán demostrar ante la Agencia Nacional de Minería el pago de las regalías en los porcentajes aquí señalados.
RESERVAS ESPECIALES INDÍGENAS.
ARTÍCULO 2.2.5.8.7.7.1.1. ÁREA DE RESERVA INDÍGENA. Para los efectos del literal f) del artículo 10 del Código de Minas, se considera reserva minera indígena el área ocupada en forma permanente por los resguardos indígenas o, en el caso de que no existieren legalmente tales resguardos, la de los lugares que se delimiten con el fin de que en ellos no puedan adelantarse actividades mineras sino bajo condiciones técnicas y operativas que preserven las especiales características culturales y económicas de los grupos y comunidades aborígenes;
El área de la reserva minera indígena y las condiciones especiales, en que en la misma puedan desarrollarse actividades mineras, serán señaladas por el Ministerio de Minas y Energía previo concepto favorable de la División de Asuntos Indígenas del Ministerio de Gobierno.
(Decreto 710 de 1990, artículo 1o)
ARTÍCULO 2.2.5.8.7.7.1.2. ZONAS MINERAS INDÍGENAS. De acuerdo con lo establecido en el artículo 123 del Código de Minas, son zonas mineras indígenas las áreas señaladas como tales por el Ministerio de Minas y Energía, ubicadas dentro de los Territorios Indígenas, y en las cuales toda actividad de exploración y explotación del suelo y subsuelo minero deberá ajustarse a las disposiciones especiales contenidas en el Capítulo XVI del Código de Minas.
(Decreto 710 de 1990, artículo 2o)
ARTÍCULO 2.2.5.8.7.7.1.3. LIMITACIÓN DE LAS ZONAS MINERAS. El Ministerio de Minas y Energía de oficio o a petición de las comunidades o grupos de indígenas y previo concepto favorable de la División de Asuntos Indígenas del Ministerio de Gobierno, demarcará y limitará la zona minera indígena teniendo en cuenta los estudios geológicos mineros que se hubieren realizado sobre ella, los indicios o probabilidades de la existencia de minerales en cantidades explotables, la ocurrencia del aprovechamiento de los minerales por parte de la comunidades o grupos indígenas ocupantes del territorio indígena respectivo, así como las circunstancias de orden social y económico que hagan necesario dicho señalamiento para la protección del trabajo y bienestar de tales comunidades y grupos.
En todo caso las zonas mineras indígenas estarán dentro del territorio indígena, delimitado por División de Asuntos Indígenas del Ministerio de Gobierno con base en las disposiciones legales sobre la materia y teniendo en cuenta la regularidad y permanencia de los asentamientos de los grupos indígenas y las circunstancias económicas y culturales que obligan a tomar como parte de ese territorio determinados lugares o áreas, continuas o discontinuas, que aun cuando no sean poseídas ni ocupadas en forma regular o permanente por dichos grupos, constituyan ámbito tradicional de sus actividades económicas y culturales.
(Decreto 710 de 1990, artículo 3o)
ARTÍCULO 2.2.5.8.7.7.1.4. DEMARCACIÓN. La demarcación de la zona minera indígena podrá no coincidir con otras demarcaciones establecidas en las leyes con fines distintos de los establecidos en el artículo 123 del Código de Minas.
(Decreto 710 de 1990, artículo 5o)
ARTÍCULO 2.2.5.8.7.7.1.5. SEÑALAMIENTO DE UNA ZONA MINERA INDÍGENA. Para el señalamiento de una zona minera indígena, el Ministerio de Minas y Energía efectuará una visita técnica con el objeto de verificar sobre el terreno la naturaleza y ubicación de los trabajos mineros que se hubieren adelantado en el área, los indicios de que el suelo o subsuelo correspondientes son actual o potencialmente productores de minerales y las circunstancias de orden social y económico que hagan necesaria la constitución de la zona como medio de subsistencia y desarrollo de los grupos indígenas que habitan en el lugar o en sus cercanías.
(Decreto 710 de 1990, artículo 6o)
ARTÍCULO 2.2.5.8.7.7.1.6. RESOLUCIÓN DE LINDEROS. La resolución que señale una zona minera indígena con la determinación de sus linderos, será inscrita en el Registro Minero y podrá ser modificada en cualquier tiempo por causa justificada mediante resolución motivada, previo concepto favorable de la División de Asuntos Indígenas del Ministerio de Gobierno.
(Decreto 710 de 1990, artículo 7o)
ARTÍCULO 2.2.5.8.7.7.1.7. DERECHO DE PRELACIÓN. De acuerdo con lo establecido en el artículo 125 y 126 del Decreto 2655 de 1988 - Código de Minas, las comunidades y grupos indígenas gozarán del derecho de prelación en el otorgamiento de licencia especial de exploración y explotación, dentro de las zonas mineras indígenas, en los términos fijados en los artículos citados. El procedimiento para establecer dichos beneficios será el señalado en los siguientes artículos.
(Decreto 710 de 1990, artículo 7o)
ARTÍCULO 2.2.5.8.7.7.1.8. OTORGAMIENTO DE LICENCIAS ESPECIALES. El Ministerio de Minas y Energía, a solicitud de una comunidad o grupo indígena que habite dentro de un territorio indígena, podrá otorgarle licencia especial de exploración y explotación de los minerales, o de determinado mineral, ubicada en una zona minera indígena. La solicitud de licencia especial será presentada por la autoridad del correspondiente grupo o comunidad, a nombre de estos y no de las personas que lo integren, ante el Ministerio de Minas y Energía. También podrá ser presentada en la División de Asuntos Indígenas del Ministerio de Gobierno, para ser remitida al mencionado Despacho.
Con la solicitud se anexará un certificado expedido por la División de Asuntos Indígenas del Ministerio de Gobierno en el que conste quien ejerce la autoridad y gobierno del grupo o comunidad solicitante.
Si se trata de otorgamiento oficioso también se requerirá de la certificación anterior.
ARTÍCULO 2.2.5.8.7.7.1.9. LICENCIA ESPECIAL. La licencia especial podrá otorgarse para todos los minerales que puedan existir en el área con excepción del carbón, la sal y los minerales radioactivos. Si se otorga sólo para determinados minerales, el Ministerio de Minas y Energía podrá otorgar a terceros licencias de exploración, sujetas al régimen ordinario, y en este caso tomará las medidas necesarias para que las labores de los grupos o comunidades indígenas titulares de la licencia especial no sean interferidas.
(Decreto 710 de 1990, artículo 9o)
ARTÍCULO 2.2.5.8.7.7.1.10. DELIMITACIÓN. El área de la licencia especial para explorar y explotar minerales dentro de una zona minera indígena, será delimitada por el Ministerio de Minas y Energía y tendrá una extensión que no exceda lo previsto en los artículos 27, 28, 29 y 30 del Código de Minas, y una duración de diez (10) años prorrogables indefinidamente por períodos iguales. Esta licencia no será transferible en ningún caso.
(Decreto 710 de 1990, artículo 10)
ARTÍCULO 2.2.5.8.7.7.1.11. USO DEL DERECHO DE PRELACIÓN. Cuando una persona distinta del grupo o comunidad indígena solicite al Ministerio de Minas y Energía título minero para exploración o explotación de yacimientos o depósitos ubicados en la zona minera indígena, oficiosamente y antes de darle trámite se notificará personalmente a la autoridad del grupo o comunidad habitante del correspondiente territorio indígena, para que en el término de sesenta (60) días haga valer la prelación que en su favor establece el artículo 125 del Código de Minas y solicite licencia especial para explorar y explotar el mineral o minerales solicitados.
También se comunicará al Jefe de la División de Asuntos Indígenas del Ministerio de Gobierno.
En todo caso el Ministerio de Minas y Energía en uso de sus facultades oficiosas podrá otorgar la licencia especial al grupo o comunidad indígena.
Si se hace uso del derecho de prelación o el Ministerio de Minas y Energía otorga oficiosamente la licencia especial, se rechazará la petición del particular.
En caso contrario se continuará con el trámite de la solicitud inicial.
(Decreto 710 de 1990, artículo 11)
ARTÍCULO 2.2.5.8.7.7.1.12. VINCULACIÓN PREFERENTE. Cuando el Ministerio de Minas y Energía otorgare títulos para explorar o explotar dentro de las zonas mineras indígenas, a personas ajenas a la comunidad o grupo indígena, deberá señalar en el título respectivo, la obligación que tiene el beneficiario, de vincular preferentemente, a sus trabajos y obras, a los miembros de la comunidad o grupo indígena, así como brindarles la capacitación requerida para hacer efectiva dicha vinculación.
(Decreto 710 de 1990, artículo 12)
ARTÍCULO 2.2.5.8.7.7.1.13. PARTICIPACIÓN DE LOS MIEMBROS DE LA COMUNIDAD EN LOS TRABAJOS MINEROS. Otorgada la licencia especial, corresponde a la autoridad del grupo o comunidad indígena, para la ejecución de los trabajos mineros, determinar las reglas y adoptar las medidas relacionadas con la participación de sus miembros en la ejecución de dichos trabajos y tendrá en cuenta lo dispuesto en el artículo 130 del Código de Minas.
Estas reglas y medidas deben prever el señalamiento de las personas, grupos o familias dedicadas a las labores mineras, las condiciones y oportunidades del ingreso y retiro de las mismas y la forma, época y condiciones de remuneración o participación en los productos obtenidos.
La División de Asuntos Indígenas del Ministerio de Gobierno velará por la observancia de las reglas o medidas sobre las materias señaladas en el presente artículo.
(Decreto 710 de 1990, artículo 13)
ARTÍCULO 2.2.5.8.7.7.1.14. CONTRATOS CON TERCEROS. Cuando la comunidad o grupo indígena, beneficiario de una licencia especial, resuelva efectuar en la correspondiente área, obras o trabajos de exploración y explotación por contratos con terceros, gozará de asistencia técnica gratuita del Ministerio de Minas y Energía para su celebración.
Dichos contratos, requieren para su validez de la aprobación de ese Ministerio, previo concepto favorable de la División de Asuntos Indígenas del Ministerio de Gobierno.
(Decreto 710 de 1990, artículo 14)
ARTÍCULO 2.2.5.8.7.7.1.15. PLANES DE CAPACITACIÓN Y LAS LABORES. En la exploración y explotación de carbón, sal y minerales radiactivos, que hayan de adelantar las entidades descentralizadas titulares de aportes dentro de una zona minera indígena, deberán poner en práctica un plan concreto de vinculación permanente de los grupos o comunidades indígenas a tales actividades. Este plan comprenderá tareas de capacitación que hagan posible dentro de plazos determinados, la efectiva vinculación de las comunidades indígenas a las actividades mencionadas.
En caso de que las entidades a que se refiere el inciso anterior, efectúen la exploración o explotación por contratos con terceros, acordarán con estos, en los contratos respectivos, la ejecución de los planes de capacitación y las labores que deberán asignarse a las comunidades indígenas.
Todos los planes y acuerdos sobre estas materias requerirán concepto previo favorable de la División de Asuntos Indígenas del Ministerio de Gobierno y la aprobación del Ministerio de Minas y Energía, en concordancia, con lo establecido en el artículo 127 del Código de Minas.
(Decreto 710 de 1990, artículo 15)
ARTÍCULO 2.2.5.8.7.7.1.16. DESTINACIÓN DE LAS REGALÍAS. Los municipios que perciban regalías o participaciones provenientes de explotaciones mineras ubicadas en los territorios indígenas de que trata el artículo 124 del Código de Minas, deberán destinar los correspondientes ingresos a obras y servicios que beneficien directamente a las comunidades y grupos aborígenes asentados en tales territorios. Estas obras y servicios se diseñarán y ejecutarán con la participación de las comunidades beneficiadas.
(Decreto 710 de 1990, artículo 16)
ARTÍCULO 2.2.5.8.7.7.1.17. INFORME ANUAL. La autoridad de la comunidad o grupo indígena beneficiario de una licencia especial, deberá rendir al Ministerio de Minas y Energía, a través de la División de Asuntos Indígenas del Ministerio de Gobierno, en formulario breve y simplificado, un informe sobre la cantidad de mineral explotado durante cada año de la licencia. Este informe se presentará dentro de los dos primeros meses del año siguiente..
(Decreto 710 de 1990, artículo 17)
ARTÍCULO 2.2.5.8.7.7.1.18. TEMAS RELACIONADOS CON LAS ZONAS MINERAS INDÍGENAS. De acuerdo con lo establecido en el inciso tercero del artículo 253 del Código de Minas cuando el Comité de Política Minera, aborde temas relacionados con las zonas mineras indígenas o territorios indígenas, invitará a un representante de la División de Asuntos Indígenas del Ministerio de Gobierno y a un representante de la Organización u Organizaciones Regionales Indígenas, como mínimo, que tengan presencia en dichos territorios.
(Decreto 710 de 1990, artículo 18)
(Modificado por artículo 1o del Decreto 137 de 1993)
<sic, salto de numeración en el documento original>
ARTÍCULO 2.2.5.8.11.13. DINERO PRODUCTO DE LA VENTA DIRECTA DE LOS BIENES REVERTIDOS. El dinero producto de la venta directa de los bienes revertidos entrará a formar parte del Presupuesto Nacional por conducto de la Dirección Tesorería General de la República.
(Decreto 137 de 1993, artículo 13)
(Derogado por artículo 2o Decreto 498 de 1994)
ARTÍCULO 2.2.5.8.11.14. ENTREGA DE BIENES REVERTIDOS. Sin perjuicio de lo establecido en el parágrafo del artículo duodécimo de la presente sección, si el concesionario no demostrare interés en la compra directa de los bienes revertidos estos podrán ser entregados para su administración, previo convenio, a las entidades adscritas o vinculadas al Ministerio de Minas y Energía que tengan a su cargo el manejo de recursos naturales no renovables, o en su defecto a los municipios donde se encuentren ubicados dichos bienes.
(Decreto 137 de 1993, artículo 14)
(Derogado por artículo 2o Decreto 498 de 1994)
ARTÍCULO 2.2.5.8.11.15. RENUNCIA O DECLARACIÓN DE CADUCIDAD DEL CONTRATO. Lo establecido en los artículos anteriores se aplicará en lo que fuere compatible, en caso de renuncia del concesionario formulada después de 20 años de explotación o cuando se declare la caducidad del contrato. En el mismo acto administrativo en que se acepte la renuncia o se declare la caducidad del contrato, se declarará la reversión de bienes y se ordenará la práctica de la visita de que trata el artículo décimo dela presente sección.
(Decreto 137 de 1993, artículo 15)
FISCALIZACIÓN MINERA.
ASPECTOS GENERALES.
<El editor destaca error en la numeración de los artículos contenidos en esta sección>
ARTÍCULO 2.2.5.9.1. OBJETO. <sic> <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2504 de 2015. El nuevo texto es el siguiente:> El objeto de este decreto es regular las actividades de fiscalización en los títulos mineros y en los subcontratos de formalización minera.
ARTÍCULO 2.2.5.9.2. ÁMBITO DE APLICACIÓN. <sic> <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2504 de 2015. El nuevo texto es el siguiente:> Los lineamientos sobre fiscalización dispuestos en este Decreto serán aplicados por el Ministerio de Minas y Energía o la entidad a quien este delegue o a quien se tercerice la fiscalización, respecto de los títulos mineros y de los subcontratos de formalización minera.
ARTÍCULO 2.2.5.9.3. SEGUIMIENTO A LAS LABORES DE FISCALIZACIÓN MINERA. <sic> <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2504 de 2015. El nuevo texto es el siguiente:> El Ministerio de Minas y Energía evaluará anualmente la gestión de la función de fiscalización delegada, de acuerdo con la metodología que se establezca para el efecto y para lo cual, deberá elaborar indicadores de gestión y eficiencia, entre otros. De esta evaluación, se elaborará un informe, el cual contemplará aspectos tales como las acciones de mejoramiento a que haya lugar por parte de las delegadas. Este informe será puesto en conocimiento de dichas entidades para que implementen las mencionadas acciones.
ARTÍCULO 2.2.5.9.4. TERCERIZACIÓN DE LA FISCALIZACIÓN MINERA. <sic> <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2504 de 2015. El nuevo texto es el siguiente:> El Ministerio de Minas y Energía, ya sea directamente o a través de la entidad delegada cuando lo considere necesario, podrá realizar contratos o convenios con otras entidades públicas o privadas que cuenten con la debida experiencia para la ejecución parcial o total de las actividades que contempla la fiscalización a las actividades amparadas por un título minero, sin perder el manejo y control oportuno de las decisiones, teniendo en cuenta lo previsto por el inciso 2o del artículo 13 de la Ley 1530 de 2012.
ARTÍCULO 2.2.5.9.5. TRÁMITES, FORMATOS Y PROTOCOLOS. <sic> <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2504 de 2015. El nuevo texto es el siguiente:> El Ministerio de Minas y Energía o la entidad a quien este delegue o a quien se tercerice la fiscalización, acogerá los trámites establecidos en la ley y adoptará los formatos y protocolos que faciliten el desarrollo y cumplimiento de la función de fiscalización teniendo en cuenta la clasificación de las actividades mineras de pequeña, mediana y gran minería, de acuerdo con el artículo 21 de la Ley 1753 de 2015.
El Ministerio de Minas y Energía y la Agencia Nacional de Minería (ANM); elaborarán el protocolo o protocolos necesarios para la implementación de los Planes de Mejoramiento de que trata este decreto.
La Autoridad Minera elaborará términos de referencia diferenciales para la pequeña minería respecto de los Programas de Trabajo y Obras (PTO).
PARÁGRAFO. Los perfiles de los profesionales que realicen la fiscalización en la etapa de exploración deben ser: geólogos o ingenieros geólogos; y en la etapa de construcción y montaje y explotación : ingenieros en minas, ingenieros de minas y metalurgia, quienes podrán contar con el apoyo de profesionales de otras disciplinas cuando las características del proyecto así lo requieran. Respecto de la evaluación jurídica, esta debe efectuarse por abogado titulado.
ARTÍCULO 2.2.5.9.6. LINEAMIENTOS INTERPRETATIVOS. <sic> <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2504 de 2015. El nuevo texto es el siguiente:> Los pronunciamientos que se expidan por el Ministerio de Minas y Energía en materia de la fiscalización minera servirán de guía para las autoridades en las cuales se delegue la función o se tercerice la fiscalización.
ASPECTOS TÉCNICOS, TECNOLÓGICOS, OPERATIVOS Y ADMINISTRATIVOS PARA EJERCER LA LABOR DE FISCALIZACIÓN MINERA EN TÍTULOS MINEROS Y SE TOMAN OTRAS DETERMINACIONES.
ARTÍCULO 2.2.5.9.2.1. CRITERIOS PARA LA FISCALIZACIÓN MINERA. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2504 de 2015. El nuevo texto es el siguiente:> Los criterios mínimos para realizar la fiscalización minera por parte del Ministerio de Minas y Energía, o la entidad a quien este delegue o a quien se tercerice la fiscalización, según el caso, serán los siguientes:
a) Evaluación Documental. Es la parte de la fiscalización que consiste en la evaluación del cumplimiento de todas las obligaciones legales y contractuales a través de la verificación de los documentos obrantes en el expediente minero. Entre estos documentos se encuentran: Pólizas Mineras, Formatos Básicos Mineros (FBM), permisos y autorizaciones ambientales, pago de las contraprestaciones económicas, Programas de Trabajos e Inversiones (PTI) o Programas de Trabajo y Obras (PTO).
b) Inspecciones de Campo. Es la parte de la fiscalización que se refiere a la verificación en campo del cumplimiento de las obligaciones que se derivan del título minero y de la normatividad vigente. Esta inspección se adelantará de acuerdo con la etapa en que se encuentre el proyecto minero, sin perjuicio del cumplimiento de los requisitos dispuestos en la ley para la ejecución, y comprenderá como mínimo, los siguientes aspectos:
-- Etapa de Exploración. La fiscalización en esta etapa verificará que las actividades mineras que se están desarrollando corresponden a (i) las presentadas para la etapa de exploración en la propuesta de contrato de concesión, (ii) que se encuentran ubicadas dentro del área del título minero, (iii) que cumplen con las regulaciones de orden técnico sobre exploración, higiene y seguridad minera y, (iv) la normativa de orden ambiental y laboral:
-- Etapa de Construcción y Montaje. La fiscalización en esta etapa verificará que las actividades que se realizan en la etapa de construcción y montaje correspondan a las aprobadas en los Programas de Trabajo e Inversiones (PTI), y Programas de Trabajo y Obras (PTO). Así mismo, se deberá inspeccionar que el proyecto minero cuente con los correspondientes permisos, concesiones, licencias y/o autorizaciones ambientales para el desarrollo de esta etapa, y que cumple con las regulaciones de higiene y seguridad minera y laboral.
Salvo que se hubiera hecho uso de la figura de explotación anticipada, de hallarse en el área del título minero labores de explotación cuando se encuentre en etapas de Exploración o de Construcción y Montaje, se deberá dejar constancia de esta situación y ordenar la suspensión inmediata de las actividades no autorizadas. La Autoridad Minera Nacional deberá adelantar el trámite correspondiente, de acuerdo con lo dispuesto por el Código de Minas, además de poner en conocimiento de la Autoridad Ambiental y Municipal competente estos hechos.
-- Etapa de Explotación. La fiscalización comprenderá las actividades tendientes a verificar que las condiciones técnicas, operativas, de seguridad e higiene minera, y laborales, bajo las cuales se están desarrollando las actividades de explotación minera, estén acorde con la normatividad vigente y con lo aprobado en los Programas de Trabajos e Inversiones (PTI) y Programas de Trabajos y Obras (PTO). Al igual, se deberá hacer seguimiento a (i) la producción y volumen del mineral explotado, de conformidad con la información relacionada en el Formato Básico Minero (FBM), (ii) a los planes de gestión social, y, (iii) a las actividades de beneficio y transformación cuando corresponda.
En la inspección de campo, independientemente de la etapa contractual en que se encuentre el título minero, se deberá verificar la existencia de actividades mineras ejecutadas por terceros no amparados por un subcontrato de formalización o un contrato de operación, con el fin de informar a las autoridades competentes a fin que se proceda a la aplicación de las medidas legales pertinentes. Lo anterior, sin perjuicio del deber del titular minero de reportar la existencia de estas actividades.
c) Requerimiento y Notificación. Realizada la inspección de campo o la evaluación documental, el Ministerio de Minas y Energía o la entidad a quien este delegue o a quien se tercerice la fiscalización deberá en un término máximo de un (1) mes, rendir un informe de inspección de campo, concepto técnico o acto administrativo, en el que se determine el estado del cumplimiento de las obligaciones derivadas del título minero, así como los requerimientos y recomendaciones que se deriven del mismo , sin perjuicio de aquellas medidas que se tomen durante la inspección de campo.
La autoridad minera efectuará los requerimientos a que haya lugar, de acuerdo con los parámetros señalados en los artículos 287 y 288 del Código de Minas, según se trate de causales que den lugar a la imposición de multa, caducidad o cancelación, según corresponda. Los requerimientos antes referidos se realizarán mediante acto administrativo que se notificará al titular minero de acuerdo con lo dispuesto por el Artículo 269 del Código de Minas.
d) Frecuencia y Priorización de la fiscalización. La entidad que realice la fiscalización deberá presentar para su aprobación a la Dirección de Minería Empresarial del Ministerio de Minas y Energía, o quien haga sus veces, en el mes de noviembre de cada año, un Plan de Acción con la programación de las visitas que realizará el año siguiente.
Lo anterior sin perjuicio de las visitas de fiscalización que sin estar establecidas en el plan de acción, requieran su realización inmediata.
PARÁGRAFO. El Plan de Acción deberá priorizar a: (i) los Proyectos de Interés Nacional (PIN) y Proyectos de Interés Nacional Estratégicos (PINES), en razón de la necesidad de efectuar un mayor seguimiento al cumplimiento de las obligaciones de carácter económico y a la verificación de los volúmenes de producción de estos proyectos; (ii) títulos mineros que presenten alto riesgo de accidentalidad por condiciones de inseguridad minera y, (iii) títulos cuyos beneficiarios sean pequeños mineros que estén en los programas de formalización minera adoptado por el Ministerio de Minas acorde con la política que adelanta dicha entidad y que se encuentren en etapa de explotación de acuerdo con la información suministrada por la entidad competente.
Los títulos mineros objeto de priorización, deberán ser visitados por lo menos dos (2) veces al año.
e) Inspecciones conjuntas: El Ministerio de Minas y Energía o la entidad a quien este delegue o a quién se tercerice la fiscalización, informará a la autoridad ambiental competente la programación de las inspecciones de campo en procura de contar con su acompañamiento en las que considere pertinente; lo anterior a fin de evidenciar, dentro del marco de sus competencias, el cumplimiento de las obligaciones derivadas del título minero y del instrumento ambiental correspondiente. Dicha información podrá ser compartida entre dichas autoridades. No obstante, en ningún caso, la fiscalización se subordinará a su realización en forma conjunta.
ARTÍCULO 2.2.5.9.2.2. PLAN DE MEJORAMIENTO PARA PEQUEÑA Y MEDIANA MINERÍA. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2504 de 2015. El nuevo texto es el siguiente:>
1. Concepto
Es el documento técnico que describe las acciones de corto, mediano y largo plazo que se deben implementar con el fin de subsanar las situaciones o condiciones identificadas en el informe de inspección de campo, concepto técnico o acto administrativo que se derive del proceso de fiscalización.
Este Plan de Mejoramiento no incluirá los incumplimientos que constituyan causal de caducidad ni aquellos incumplimientos que generen multas que, a juicio del Ministerio de Minas y Energía o la entidad a quien este delegue o a quien se tercerice la fiscalización, pongan en grave riesgo las condiciones de seguridad y salud de las personas que desarrollan las labores mineras en las áreas correspondientes al título minero que se fiscaliza.
2. Beneficiarios
Serán objeto de Plan de Mejoramiento los títulos cuyos beneficiarios sean pequeños mineros que hagan parte del Programa de Formalización Minera adoptado por el Ministerio de Minas y Energía, acorde con la Política que adelanta dicha entidad.
3. Elaboración
El titular minero de pequeña minería elaborará el Plan de Mejoramiento y su cronograma, para lo cual podrá solicitar el acompañamiento de la entidad encargada de adelantar las funciones de promoción y fomento, quien indicará las posibles acciones a adelantar, con el fin de dar cumplimiento a los requerimientos y recomendaciones que se deriven del proceso de fiscalización.
En el evento de requerir un plazo mayor al otorgado inicialmente por la autoridad minera o su delegada, así lo hará saber a dicha autoridad justificando la necesidad de un plazo mayor, de conformidad con lo previsto por el Artículo 287 de la Ley 685 de 2001.
4. Aprobación y ejecución
Una vez elaborado el Plan del Mejoramiento, el titular minero deberá remitirlo al Ministerio de Minas y Energía o la entidad a quien este delegue o a quien se tercerice la fiscalización con el objeto que lo apruebe.
Aprobado el Plan de Mejoramiento, se enviará a la entidad encargada de la promoción y el fomento minero para que realice el acompañamiento a que haya lugar para la ejecución del mismo. Los resultados de esta ejecución, se informarán a la entidad que realiza la fiscalización, a fin de que proceda a determinar el cumplimiento e incumplimiento de los requerimientos y recomendaciones derivados del proceso de fiscalización minera.
PARÁGRAFO 1o. Durante el plazo en el cual se implemente el plan de mejoramiento, el interesado deberá continuar con el cumplimiento de las obligaciones propias del título minero, así como las que correspondan en observancia de las normas de seguridad minera y ambiental.
PARÁGRAFO 2o. .Los beneficiarios de títulos mineros de pequeña minería que no pertenezcan a los programas de formalización minera y los de mediana minería que resulten de los procesos de legalización, formalización, o áreas de reserva especial pero que quieran presentar plan de mejoramiento, con el fin de dar cumplimiento a los requerimientos y recomendaciones señalados en el informe de fiscalización, podrán hacerlo ante el Ministerio de Minas y Energía o la entidad a quien este delegue o a quien se tercerice la fiscalización para su aprobación, sin el acompañamiento de que trata este artículo.
PARÁGRAFO 3o. Los titulares mineros de pequeña y mediana escala de que trata este Artículo podrán acogerse al Plan de Mejoramiento de que trata de este Artículo, por una sola vez.
PARÁGRAFO 4o. Las entidades competentes implementarán las acciones de que trata este artículo, sin perjuicio de la responsabilidad que le corresponda al titular minero de pequeña escala por la elaboración y cumplimiento del Plan de Mejoramiento.
FISCALIZACIÓN DIFERENCIAL.
ARTÍCULO 2.2.5.9.3.1. CRITERIOS PARA LA FISCALIZACIÓN DIFERENCIAL. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2504 de 2015. El nuevo texto es el siguiente:> Los criterios mínimos para realizar la fiscalización diferencial por parte del Ministerio de Minas y Energía, o la entidad a quien este delegue o a quien se tercerice la fiscalización, según el caso, serán los siguientes:
a) Evaluación Documental. Es la parte de la fiscalización diferencial que consiste en la evaluación del cumplimiento de todas las obligaciones legales y contractuales a través de la verificación de los documentos obrantes en el expediente minero. Entre estos documentos se encuentran: Formatos Básicos Mineros (FBM), permisos y autorizaciones ambientales, pago de las contraprestaciones económicas, Programas de Trabajos y Obras Complementario.
b) Inspecciones de Campo. Es la parte de la fiscalización diferencial que se refiere a la verificación en campo del cumplimiento de las obligaciones que se derivan del subcontrato de formalización y de la normatividad vigente. Esta inspección comprenderá, sin perjuicio del cumplimiento de los requisitos dispuestos en la ley para la ejecución, los siguientes aspectos como mínimo:
-- Etapa de Explotación. Verificar que las condiciones técnicas, operativas, de seguridad e higiene minera, y laborales bajo las cuales se están desarrollando las actividades de explotación minera estén acorde con la normatividad vigente y con lo aprobado en el Programa de Trabajos y Obras Complementario. Igualmente, se deberá hacer seguimiento a (i) la producción y volumen del mineral explotado, de conformidad con la información relacionada en el Formato Básico Minero (FBM), y, (ii) a las actividades de beneficio y transformación cuando corresponda.
Lo anterior, sin perjuicio de la verificación que debe hacerse a las obligaciones dispuestas para el subcontrato de formalización minera en la sección 2, capítulo 4, título V, parte 2, Libro de 2 de este decreto.
c) Requerimiento y Notificación. Realizada la inspección de campo y la evaluación documental, el Ministerio de Minas y Energía o la entidad a quien este delegue o a quien se tercerice la fiscalización deberá en un término máximo de un (1) mes, rendir un informe de inspección de campo, concepto técnico o acto administrativo en el que se determine el estado del cumplimiento de todas las obligaciones derivadas del subcontrato de formalización minera, así como los requerimientos y recomendaciones a que haya lugar, sin perjuicio de las que deban hacerse durante la inspección de campo.
La autoridad minera efectuará los requerimientos a que haya lugar, los cuales se realizarán mediante acto administrativo que se notificará de acuerdo con lo dispuesto por el artículo 269 del Código de Minas.
Cuando en el desarrollo de la inspección de campo se detecte que la explotación en el subcontrato de formalización minera no cumple con las condiciones técnicas mínimas para la operación de la actividad minera, de seguridad e higiene minera, la autoridad competente procederá en los términos del artículo 2.2.5.4.2.13 de este decreto.
d) Frecuencia de la fiscalización diferencial. La entidad que realice la fiscalización diferencial deberá incluir en el plan de acción para fiscalización de títulos mineros, la programación de las visitas que realizará el año siguiente a los subcontratos de formalización minera, para que sean aprobadas por la Dirección de Minería Empresarial del Ministerio de Minas y Energía, o quien haga sus veces.
e) Inspecciones conjuntas: El Ministerio de Minas y Energía o la entidad a quien este delegue o a quien se tercerice la fiscalización, informará a la autoridad ambiental competente, la programación de las inspecciones de campo en procura de contar con su acompañamiento en las que esta entidad considere pertinente, con el propósito de evidenciar dentro del marco de sus competencias, el cumplimiento de las obligaciones derivadas del subcontrato de formalización minera y del instrumento ambiental correspondiente, dicha información podrá ser compartida entre dichas autoridades. No obstante, en ningún caso la fiscalización se subordinará a su realización en forma conjunta.
ARTÍCULO 2.2.5.9.3.2. PLAN DE MEJORAMIENTO PARA SUBCONTRATO DE FORMALIZACIÓN MINERA. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2504 de 2015. El nuevo texto es el siguiente:>
1. Definición
Es el documento técnico que describe las acciones de corto, mediano y largo plazo que se deben implementar con el fin de subsanar las situaciones o condiciones identificadas en el informe de inspección de campo, concepto técnico o acto administrativo que se derive del proceso de fiscalización.
Este Plan de Mejoramiento no incluirá los incumplimientos que constituyan causal de terminación de la aprobación del Subcontrato de Formalización Minera y aquellas que, a juicio del Ministerio de Minas y Energía o la entidad a quien este delegue o a quien se tercerice la fiscalización, pongan en grave riesgo las condiciones de seguridad y salud de las personas que desarrollan las labores mineras en las áreas correspondientes objeto de fiscalización.
2. Beneficiarios
Serán objeto de Plan de Mejoramiento los beneficiarios de Subcontratos de Formalización Minera que hagan parte del Programa de Formalización Minera adoptado por el Ministerio de Minas y Energía, acorde con la Política que adelanta dicha entidad.
3. Elaboración
El Subcontratista elaborará el Plan de Mejoramiento y el cronograma para su ejecución, para lo cual podrá solicitar el acompañamiento de la entidad encargada de adelantar las funciones de promoción y fomento, quien indicará las posibles acciones a adelantar, con el fin de dar cumplimiento a los requerimientos y recomendaciones que se deriven del proceso de fiscalización.
4. Aprobación y ejecución
Una vez elaborado el Plan del Mejoramiento, el subcontratista de formalización deberá remitirlo al Ministerio de Minas y Energía o la entidad a quien este delegue o a quien se tercerice la fiscalización con el objeto que lo apruebe, dentro del término del requerimiento concedido por la autoridad minera o su delegada, de conformidad con lo dispuesto por el inciso segundo del artículo 17 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso-Administrativo.
Una vez aprobado el Plan de Mejoramiento, se enviará a la entidad encargada de la promoción y el fomento minero para que realice el acompañamiento a que haya lugar para la ejecución del mismo. Los resultados de esta ejecución, se informarán la entidad que realiza la fiscalización, a fin de que proceda a determinar el cumplimiento e incumplimiento de los requerimientos y recomendaciones derivados del proceso de fiscalización minera.
PARÁGRAFO 1o. Durante el plazo en el cual se implemente el plan de mejoramiento, el interesado deberá continuar con el cumplimiento de las obligaciones propias para el ejercicio de la actividad minera, así como las que correspondan en observancia de la normas de seguridad minera y ambiental.
PARÁGRAFO 2o. Los Subcontratistas de Formalización podrán acogerse al Plan de Mejoramiento de que trata este Artículo, por una sola vez.
PARÁGRAFO 3o. Las entidades competentes implementarán las acciones de que trata este artículo, sin perjuicio de la responsabilidad que le corresponda al Subcontratista de Formalización Minera por la elaboración y cumplimiento del Plan de Mejoramiento.
DE LA NATURALEZA DEL PATRIMONIO GEOLÓGICO Y PALEONTOLÓGICO.
ARTÍCULO 2.2.5.10.1. OBJETO. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1353 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> El presente capítulo tiene como objeto establecer el sistema de gestión integral que permita la identificación, protección, conservación, rehabilitación y la transmisión a las futuras generaciones del patrimonio geológico y paleontológico de la Nación.
ARTÍCULO 2.2.5.10.2. DEFINICIONES. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1353 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> Para efectos del presente capítulo se tendrán en cuenta las siguientes definiciones:
Patrimonio geológico: Conjunto de lugares geológicos que poseen valores propios de naturaleza patrimonial con características científicas, culturales y/o educativas, y que permiten conocer, estudiar e interpretar: el origen y evolución de la Tierra, los procesos que la han modelado, los climas y paisajes del pasado y presente, el origen y evolución de la vida.
Patrimonio paleontológico: Parte constituyente del patrimonio geológico integrado por el conjunto de restos directos de organismos o restos indirectos (resultado de su actividad biológica), que se han conservado en el registro geológico y al cual se le ha asignado un valor científico, didáctico o cultural. Está integrado por los fósiles y los yacimientos donde se encuentran, que permiten conocer, estudiar e interpretar la evolución de la historia geológica de la Tierra.
Bien de interés geológico y paleontológico: Todo elemento de naturaleza mueble o inmueble susceptible de ser objeto de estudios geológicos y paleontológicos, que haya sido o pueda ser extraído de la corteza terrestre, que se encuentre en la superficie o en el subsuelo, sumergido bajo las aguas o dentro del sustrato o fondo marino y que, de acuerdo con la metodología de valoración establecida por el Servicio Geológico Colombiano, posea un valor suficiente y sea declarado como tal por la entidad mediante resolución de carácter general.
Geotopo: Segmento o porción espacial claramente delimitada de la geoesfera, definida en virtud de los valores patrimoniales geológicos o paleontológicos existentes en sus elementos integrantes o en el conjunto de los mismos.
Geositio: Tipo especial de geotopo de interés global, donde los bienes de interés geológico y paleontológico individualmente o en conjunto son relevantes desde el punto de vista patrimonial geológico y paleontológico de la Nación. Los geositios constituyen por excelencia los geotopos de interés científico mundial que permiten el estudio multidisciplinario de eventos y procesos geológicos propios de la historia del planeta o de la vida; o que constituyen los registros que permiten la correlación mundial de los mismos.
Inventario Nacional Geológico y Paleontológico: Es el registro de todos los bienes geológicos y paleontológicos de interés científico y patrimonial que se identifiquen, en el cual se anotará su descripción, naturaleza, tenedor, quien lo declaró y la condición en que se encuentra, entre otros. Dicho inventario será llevado por el Servicio Geológico Colombiano en una plataforma electrónica que integrará las diferentes colecciones y piezas geológicas y paleontológicas del país. Realizada la valoración por el Servicio Geológico Colombiano determinará qué elementos son bienes de interés, así como los geotopos y geositios que harán parte del patrimonio geológico y paleontológico de la Nación.
Tipo: Entiéndase por tipo la definición establecida por el Código Internacional de Nomenclatura Zoológica y demás estándares internacionales.
Zona de protección patrimonial Geológica y Paleontológica: Área de protección y aplicación de consideraciones especiales en virtud de la presencia de patrimonio geológico y/o paleontológico.
ARTÍCULO 2.2.5.10.3. INTEGRACIÓN DEL PATRIMONIO GEOLÓGICO Y PALEONTOLÓGICO. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1353 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> El Patrimonio Geológico y Paleontológico es parte constitutiva del patrimonio de la Nación, y lo integran los fósiles y los yacimientos fosilíferos, los meteoritos, y todas aquellas rocas, formaciones y estructuras geológicas, formas de relieve y cualquier manifestación geológica que, de acuerdo con la metodología de valoración del Servicio Geológico Colombiano se le asigne un valor científico, educativo, y/o cultural suficiente porque permiten conocer, estudiar e interpretar: el origen y evolución de la Tierra, los procesos que la han modelado, los climas y paisajes del pasado y presente.
ARTÍCULO 2.2.5.10.4. VALORACIÓN DE POSIBLES BIENES DE INTERÉS GEOLÓGICO Y PALEONTOLÓGICO. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1353 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> Método que orienta y contribuye a la atribución y definición de la significación geológica y paleontológica. La significación geológica y paleontológica es la definición del valor del posible bien a partir de su análisis integral que permite identificar, localizar, clasificar, definir el valor intrínseco, la potencialidad de uso y riesgo de degradación de estos posibles bienes, con el fin de asegurar la preservación y aprovechar el potencial que tienen.
El Servicio Geológico Colombiano establecerá la metodología a seguir para la declaratoria de los bienes de interés geológico y paleontológico, como geotopos y geositios.
ARTÍCULO 2.2.5.10.5. PARTICIPACIÓN DE LAS ENTIDADES EN LA PROTECCIÓN DEL PATRIMONIO GEOLÓGICO Y PALEONTOLÓGICO. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1353 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> La declaratoria de zonas de protección patrimonial geológica y paleontológica que realice el Servicio Geológico Colombiano requiere la construcción e implementación de un Plan de Manejo y Protección de toda el área de interés, que será elaborado por las respectivas autoridades territoriales en coordinación con el Servicio Geológico Colombiano y el Instituto Colombiano de Antropología e Historia (ICANH) y las autoridades ambientales regionales, cuando el patrimonio geológico y paleontológico se encuentre localizado en áreas de especial importancia ecológica regional, de conformidad con lo establecido en la Ley 397 de 1997, Ley 1185 de 2008 y el Decreto número 1076 de 2015 o las normas que los modifiquen o sustituyan.
El Servicio Geológico Colombiano será la entidad que establecerá los lineamientos específicos aplicables en aspectos como protección, conservación, infraestructura y funcionamiento interno, y colecta de material geológico y paleontológico, entre otros.
PARÁGRAFO 1. Para la participación de las autoridades territoriales en la protección del Patrimonio Geológico y Paleontológico, se dará aplicación de los principios de coordinación, concurrencia y subsidiariedad, previstos en el artículo 288 de la Constitución Política.
PARÁGRAFO 2. Cuando dicho patrimonio se encuentre al interior de las áreas protegidas del Sistema Nacional de Áreas Protegidas (SINAP), el Servicio Geológico Colombiano deberá generar recomendaciones en torno a la protección del Patrimonio Geológico y Paleontológico de la Nación a la autoridad ambiental administradora del área protegida, quien a su vez, las deberá incorporar en el plan de manejo ambiental de dicha área, en caso que a ello hay lugar, y siempre y cuando las mismas no riñan con el régimen de usos del área protegida.
ARTÍCULO 2.2.5.10.6. ZONA DE PROTECCIÓN PATRIMONIAL GEOLÓGICA Y PALEONTOLÓGICA. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1353 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> Área declarada como Zona de Protección Patrimonial Geológica y Paleontológica por el Servicio Geológico Colombiano en razón de la presencia de bienes de interés geológico y paleontológico, como geotopo o conjunto de geotopos determinados.
El área declarada como Zona de Protección Patrimonial Geológica y Paleontológica no afecta la propiedad del suelo ni los títulos mineros o concesiones otorgadas.
PARÁGRAFO. La declaratoria de protección por parte del Servicio Geológico Colombiano deberá contar con los conceptos previos en los términos del artículo 2.2.5.10.1.3.
DE LA GESTIÓN INTEGRAL DEL PATRIMONIO GEOLÓGICO Y PALEONTOLÓGICO.
ARTÍCULO 2.2.5.10.1.1. REGISTRO EN EL INVENTARIO NACIONAL GEOLÓGICO Y PALEONTOLÓGICO. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1353 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> El Servicio Geológico Colombiano realizará las gestiones necesarias para la conformación, manejo y actualización permanente del Inventario Nacional Geológico y Paleontológico, el cual se podrá realizar con la colaboración de las universidades e instituciones científicas. El Servicio Geológico Colombiano establecerá mediante resolución el trámite a seguir para el registro en el Inventario Nacional Geológico y Paleontológico (INGEP) de los bienes de interés geológico y paleontológico en poder de particulares.
PARÁGRAFO. Una vez el Servicio Geológico Colombiano implemente el registro de que trata el presente artículo, los interesados deberán solicitar el registro de los bienes de interés geológico y paleontológico en un término máximo de 5 años, contados a partir de la entrada en vigencia del presente capítulo.
ARTÍCULO 2.2.5.10.1.2. DECLARATORIA DE BIENES MUEBLES DE INTERÉS GEOLÓGICO Y PALEONTOLÓGICO. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1353 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> El Servicio Geológico Colombiano, una vez realizada la valoración pertinente o por solicitud de un tercero declarará los bienes muebles de interés geológico y paleontológico mediante resolución de carácter general, estableciendo las condiciones para su conservación y protección.
Para determinar que un bien es de interés geológico y paleontológico se tendrá en cuenta su valor intrínseco y/o su representatividad desde el punto de vista científico, estético, educativo, cultural y/o recreativo.
PARÁGRAFO. El concepto de pertenencia de un bien o conjunto de bienes determinados al patrimonio geológico y paleontológico no tiene carácter declarativo, sino de reconocimiento en materia técnica y científica para determinados efectos previstos en las normas vigentes.
ARTÍCULO 2.2.5.10.1.3. DECLARATORIA DE ZONAS DE PROTECCIÓN PATRIMONIAL GEOLÓGICA Y PALEONTOLÓGICA. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1353 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> El Servicio Geológico Colombiano, una vez realizada la valoración pertinente o por solicitud de un tercero, declarará Zonas de Protección Patrimonial Geológica y Paleontológica por presencia de dicho patrimonio mediante resolución de carácter general, estableciendo las condiciones para su conservación y protección.
Para tal efecto, previamente consultará a otras entidades públicas y autoridades territoriales que puedan haber concedido permisos o licencias dentro de dichas áreas o que puedan tener interés en la decisión. El resultado de estas consultas deberá ser remitido junto con la solicitud de informe al Ministerio de Minas y Energía, el cual a través de sus áreas técnicas se pronunciará respecto de las actividades mineras, de hidrocarburos y de generación, interconexión, trasmisión, distribución y comercialización de energía que puedan presentarse en la zona de eventual declaración. Las observaciones, recomendaciones y conclusiones que presente el Ministerio de Minas y Energía serán de obligatorio cumplimiento en la resolución que decida sobre la declaratoria de la zona de protección patrimonial geológica y paleontológica.
Para la presentación de este informe, se hará uso de la interoperabilidad de la información y se tendrá en cuenta los términos establecidos en la Ley 1755 de 2015.
PARÁGRAFO 1. El Servicio Geológico Colombiano contará con un término de diez (10) días hábiles a partir del informe emitido por el Ministerio de Minas y Energía, para la evaluación, valoración de la información recolectada y la declaratoria de dichas zonas de protección.
PARÁGRAFO 2. Para la declaratoria de zonas de protección patrimonial geológica y paleontológica, se respetarán los derechos adquiridos de las personas naturales y jurídicas que adelanten actividades mineras, de hidrocarburos y de generación, interconexión, trasmisión, distribución y comercialización de energía.
PARÁGRAFO 3. Para la declaratoria de zonas de protección patrimonial geológica y paleontológica, se dará aplicación de los principios de coordinación, concurrencia y subsidiariedad, previstos en el artículo 288 de la Constitución Política, en concordancia con el artículo 2.2.5.10.7 del presente decreto.
PARÁGRAFO 4. El patrimonio geológico y paleontológico que se localice al interior de las áreas protegidas del Sistema Nacional de Áreas protegidas (SINAP) se conservará de acuerdo con lo dispuesto en el parágrafo segundo del artículo 2.2.5.10.5 del presente decreto.
ARTÍCULO 2.2.5.10.1.4. TENENCIA TEMPORAL DE BIENES DE INTERÉS GEOLÓGICO Y PALEONTOLÓGICO. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1353 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> Las personas naturales o jurídicas, que deseen ser tenedores de bienes de interés geológico y paleontológico, deberán registrarlos en el Inventario Nacional Geológico y Paleontológico del Servicio Geológico Colombiano y solicitar a esta entidad la autorización para la tenencia temporal de los mismos, que podrá ser otorgada hasta por diez (10) años prorrogables por un plazo de igual duración, con la obligación de reportar cada dos años al Servicio Geológico Colombiano las condiciones de conservación en los términos que esta entidad establezca.
La autorización para tenencia temporal de estos bienes, incluye el compromiso legal del tenedor de responder a su costa por la debida custodia, conservación, salvaguarda y posible difusión científica del bien de interés geológico y paleontológico de la Nación, y, deberán estar disponibles para el estudio por la comunidad en los términos y condiciones que estime necesarios el Servicio Geológico Colombiano.
La tenencia de los bienes de interés geológico y paleontológico que no se encuentren registrados por el Servicio Geológico Colombiano, constituye causal de decomiso en los términos del inciso 4 del artículo 3o de la Ley 397 modificado por el artículo 3o de la Ley 1185 de 2008, por lo que las autoridades competentes deberán realizar las actividades necesarias para la entrega de los mismos a dicha entidad, sin perjuicio de otras sanciones a las que haya lugar.
PARÁGRAFO. Las universidades colombianas debidamente acreditadas por el Ministerio de Educación Nacional que cuenten con el programa aprobado de geología, ingeniería geológica, geociencias o biología, así como los centros de investigación geológica y paleontológica acreditados por Colciencias, podrán ejercer la tenencia indefinida de bienes de interés geológico y paleontológico, tener colecciones de dichos bienes, bajo su responsabilidad, obligándose a su conservación en condiciones óptimas y disponibles para el estudio por la comunidad científica; previo registro en el Inventario Nacional Geológico y Paleontológico.
ARTÍCULO 2.2.5.10.1.5. EXPORTACIÓN TEMPORAL DE BIENES DE INTERÉS GEOLÓGICO Y PALEONTOLÓGICO PARA ESTUDIO Y/O EXHIBICIÓN FUERA DEL PAÍS. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1353 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> Está prohibida la exportación de cualquier bien de interés geológico y paleontológico, sin la autorización previa del Servicio Geológico Colombiano.
Toda autorización de exportación temporal de bienes de interés geológico y paleontológico deberá ser solicitada ante el Servicio Geológico Colombiano por universidades colombianas y/o extranjeras, debidamente acreditadas por autoridad competente, que cuenten con el programa aprobado de geología, ingeniería geológica, geociencias o biología, centros de investigación geológica y paleontológica acreditados por Colciencias, o a una institución extranjera de investigación que tenga un acuerdo de cooperación vigente con el Servicio Geológico Colombiano. Esta autorización podrá ser solicitada por investigadores científicos adscritos a las entidades relacionadas en el presente inciso.
Las autorizaciones de exportación temporal serán otorgadas hasta por un periodo de tres (3) años prorrogables, con la obligación en todos los casos de devolver el bien de interés al país.
Para la obtención de la autorización de exportación, se deberá suscribir un contrato de comodato con el Servicio Geológico Colombiano en donde se deberá establecer, como mínimo, el plazo de autorización, las obligaciones del solicitante, el objeto de autorización y las garantías de cumplimiento de las obligaciones por el valor tasado de acuerdo con la metodología establecida por el Servicio Geológico Colombiano.
ARTÍCULO 2.2.5.10.1.6. CONTROL Y SEGUIMIENTO A LA EXPORTACIÓN TEMPORAL DE BIENES DE INTERÉS GEOLÓGICO Y PALEONTOLÓGICO. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1353 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> El Servicio Geológico Colombiano ejercerá el control y seguimiento a los bienes de interés geológico y paleontológico que hayan sido exportados temporalmente en los términos del artículo anterior. Para ello, quienes hayan obtenido autorización de exportación temporal de bienes de interés geológico y paleontológico deberán informar al Servicio Geológico Colombiano el cumplimiento de las obligaciones establecidas en los términos, mecanismos y condiciones establecidas en el respectivo contrato.
ARTÍCULO 2.2.5.10.1.7. CONVENIOS. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1353 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> El Servicio Geológico Colombiano podrá suscribir acuerdos de cooperación con instituciones nacionales, extranjeras o multilaterales debidamente acreditadas, con el fin de desarrollar proyectos científicos geológicos y/o paleontológicos que posean como objeto propender por la gestión integral del patrimonio geológico y paleontológico de la Nación, o el establecimiento de geositios, parques geológicos y/o zonas de protección patrimonial geológica y paleontológica.
Las autoridades ambientales nacionales o regionales podrán participar en la firma de estos convenios cuando los bienes o las áreas que se pretendan vincular a los proyectos científicos geológicos y/o paleontológicos se encuentren localizados en el interior de alguna de las áreas del Sistema Nacional de Áreas Protegidas (SINAP) por ellas administradas.
ARTÍCULO 2.2.5.10.1.8. ENCUENTRO FORTUITO DE POSIBLES BIENES DE INTERÉS GEOLÓGICO Y PALEONTOLÓGICO. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1353 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> Quien de manera fortuita encuentre posibles bienes de interés geológico o paleontológico deberá dar aviso inmediato a las autoridades locales y al Servicio Geológico Colombiano o la entidad que este autorice en un plazo máximo de 24 horas siguientes al hallazgo.
Recibida la información por el Servicio Geológico Colombiano se iniciarán los estudios técnicos y determinaciones de las medidas aplicables al posible bien de interés geológico y paleontológico, de acuerdo con lo dispuesto en este capítulo, para determinar si corresponde o no a un bien integrante del patrimonio geológico y paleontológico, de conformidad con las valoraciones y la metodología que establezca dicha entidad y, en cumplimiento a lo dispuesto en el artículo 2.2.5.10.1.2. del presente decreto.
ARTÍCULO 2.2.5.10.1.9. PROTECCIÓN DE LOS POSIBLES BIENES DE INTERÉS GEOLÓGICO Y PALEONTOLÓGICO Y ZONAS DE PROTECCIÓN GEOLÓGICA Y PALEONTOLÓGICA. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1353 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> En toda clase de actividades mineras, de hidrocarburos y de generación, interconexión, trasmisión, distribución y comercialización de energía de movimiento de tierras para edificaciones o para construcciones viales, así como en demoliciones de edificios, intervenciones de obras civiles o de cualquier otra obra de naturaleza semejante, quedan a salvo los derechos de la Nación sobre los posibles bienes de interés geológico y paleontológico que puedan hallarse en el territorio nacional. Para estos casos, el director, administrador o inmediato responsable de los trabajos dará cuenta a la autoridad territorial y al Servicio Geológico Colombiano, del hallazgo de un posible bien de interés geológico y paleontológico.
Recibida la información por el Servicio Geológico Colombiano se iniciarán los estudios técnicos y determinaciones de las medidas aplicables de acuerdo con lo dispuesto en este capítulo, para establecer si corresponde o no a un bien de interés geológico y paleontológico, o a un geotopo o conjunto de geotopos, susceptibles de ser declarados como zona de protección patrimonial geológica y paleontológica.
El Servicio Geológico Colombiano o la autoridad territorial competente concertarán con el director, administrador o inmediato responsable de los trabajos antes indicados la forma en la que se continuarán realizando las actividades, de tal manera que se garantice la preservación del bien integrante del patrimonio geológico y paleontológico.
Cuando de estos estudios se deduzca la existencia de posibles bienes de interés geológico y paleontológico susceptibles de ser movilizados, el Servicio Geológico Colombiano o la autoridad territorial competente promoverá una excavación de emergencia para rescatarlos y conciliar la protección de los bienes con el buen fin de la obra que motivó el hallazgo.
Para los efectos de este artículo, los trámites y determinaciones de las medidas aplicables por el Servicio Geológico Colombiano para establecer si corresponde o no a un bien de interés geológico y paleontológico, o a un geotopo o conjunto de geotopos, susceptibles de ser declarados como zona de protección patrimonial geológica y paleontológica, deberán efectuarse en los términos de los artículos 2.2.5.10.1.2. y 2.2.5.10.3 del presente decreto.
ARTÍCULO 2.2.5.10.1.10. AUTORIZACIÓN PARA REALIZAR OBRAS EN ZONAS DE PROTECCIÓN GEOLÓGICA Y PALEONTOLÓGICA. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1353 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> En desarrollo del literal (d) del artículo 5o de la Ley 45 de 1983, las personas naturales o jurídicas, que deseen realizar obras en las zonas de protección patrimonial geológica y paleontológica deberán solicitar la autorización correspondiente ante el Servicio Geológico Colombiano, de conformidad con las condiciones y términos que establezca dicha entidad.
Cuando dichas obras se pretendan realizar al interior del Sistema Nacional de Parques Nacionales Naturales por personas naturales o jurídicas, se deberá tramitar y obtener previamente la correspondiente licencia ambiental con el fin de solicitar y contar con la autorización por parte del Servicio Geológico Colombiano.
ARTÍCULO 2.2.5.10.1.11. MOVILIZACIÓN Y/O EXHIBICIÓN DE BIENES DE INTERÉS GEOLÓGICO Y PALEONTOLÓGICO DENTRO DEL TERRITORIO NACIONAL. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1353 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> No podrán movilizarse ni exhibirse los bienes de interés geológico y paleontológico sin la autorización expresa del Servicio Geológico Colombiano sobre cada uno de estos bienes.
Las condiciones y parámetros mínimos para la movilización y/o exhibición de los bienes de interés geológico y paleontológico serán definidos por el Servicio Geológico Colombiano.
Las universidades colombianas debidamente acreditadas por el Ministerio de Educación Nacional que cuenten con el programa aprobado de geología, ingeniería geológica, geociencias o biología, así como los centros de investigación geológica y paleontológica acreditados por Colciencias, tienen autorización para el desarrollo de las actividades previstas en el presente artículo, siendo responsables de su conservación y registro en el Inventario Nacional Geológico y Paleontológico.
ARTÍCULO 2.2.5.10.1.12. PROHIBICIÓN DE COMERCIALIZAR LOS BIENES DE INTERÉS PALEONTOLÓGICO. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1353 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> Los bienes del patrimonio arqueológico y otros bienes culturales que conforman la identidad nacional pertenecen a la Nación y son inalienables, inembargables e imprescriptibles. Por tal motivo los bienes de interés paleontológico registrados o no en el Inventario Nacional Geológico y Paleontológico bajo la guarda del titular de una autorización de las que trata este decreto, y aquellos que sean custodiados por terceros en calidad de tenedores o poseedores, no podrán ser comercializados.
DE LAS ACTIVIDADES CIENTÍFICAS DE CARÁCTER PALEONTOLÓGICO.
ARTÍCULO 2.2.5.10.2.1. ACTIVIDADES DE EXCAVACIÓN E INTERVENCIÓN DE CARÁCTER PALEONTOLÓGICO. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1353 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> Para adelantar una o algunas de las labores y actividades que sustentan o acompañan la investigación científica paleontológica tales como: colecta, extracción y excavación de restos paleontológicos, intervención y aplicación de pruebas, ensayos y análisis especializados sobre bienes extraídos, entre otras, se requerirá de la autorización para el desarrollo de actividades de excavación e intervención de carácter paleontológico expedido por el Servicio Geológico Colombiano.
Las universidades colombianas debidamente acreditadas por el Ministerio de Educación Nacional que cuenten con el programa aprobado de geología, ingeniería geológica, geociencias o biología, así como los centros de investigación geológica y paleontológica acreditados por Colciencias, tienen autorización para el desarrollo de las actividades previstas en el presente artículo, estando obligadas a informar previamente la realización de la actividad, así como los resultados generados, indicando los posibles bienes encontrados y su posterior registro en el Inventario Nacional Geológico y Paleontológico, garantizando en todo momento la protección integral de los bienes de interés geológico y paleontológico encontrados.
Cuando en el desarrollo de actividades de excavación e intervención de carácter paleontológico las universidades colombianas debidamente acreditadas por el Ministerio de Educación Nacional que cuenten con el programa aprobado de geología, ingeniería geológica, geociencias o biología, así como los centros de investigación geológica y paleontológica, contraten el desarrollo de alguna de las actividades indicadas a través de terceros, se requerirá de la autorización de que trata este artículo.
Las autorizaciones para el desarrollo de actividades de excavación e intervención de carácter paleontológico de las que trata el presente capítulo podrán incluir, si corresponde, la autorización para la movilización dentro del territorio nacional de los posibles bienes de interés geológico y paleontológico objeto de estudio. En cualquier caso, el Servicio Geológico Colombiano emitirá una comunicación en la que conste de manera expresa qué bienes serán objeto de movilización y de qué forma se realizará.
PARÁGRAFO: En los casos donde estas excavaciones e intervención de carácter paleontológico se encuentren en áreas del Sistema de Áreas Protegidas (SINAP), se deberá contar con la respectiva autorización de la autoridad ambiental competente.
ARTÍCULO 2.2.5.10.2.2. FINALIDAD DE LAS ACTIVIDADES DE EXCAVACIÓN E INTERVENCIÓN DE CARÁCTER PALEONTOLÓGICO. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1353 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> Las actividades de excavación e intervención de carácter paleontológico sobre posibles bienes y bienes de interés paleontológico de la Nación tendrán como finalidad exclusiva la investigación científica, la preservación, la docencia y la exhibición.
ARTÍCULO 2.2.5.10.2.3. CUSTODIA DE TIPOS. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1353 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> Todos los ejemplares que sean clasificados como “Tipos” hallados en el territorio colombiano deberán entregarse al Museo Geológico del Servicio Geológico Colombiano.
El Servicio Geológico Colombiano a solicitud del interesado podrá autorizar su tenencia en un lugar diferente al Museo Geológico del Servicio Geológico Colombiano, cuando previa verificación determine que se garantiza en todo momento su conservación y acceso para estudio por la comunidad científica.
ARTÍCULO 2.2.5.10.2.4. OTORGAMIENTO DE AUTORIZACIONES PARA EL DESARROLLO DE ACTIVIDADES DE EXCAVACIÓN E INTERVENCIÓN DE CARÁCTER PALEONTOLÓGICO. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1353 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> El Servicio Geológico Colombiano como autoridad competente otorgará la autorización para el desarrollo de actividades de excavación e intervención paleontológica, siempre que las mismas se encuentren en el marco de investigaciones científicas, la preservación, la docencia y la exhibición y no se encuentren localizadas al interior del Sistema Nacional de Áreas Protegidas (SINAP).
Para el desarrollo de tales actividades de carácter paleontológico se deberá solicitar y obtener previamente la respectiva autorización, de conformidad con la regulación que expida el Servicio Geológico Colombiano para tal fin.
Las universidades nacionales que no cuenten con programas relacionados con geología, paleontología, ingeniería geológica, geociencias y biología, los centros de investigación diferentes a los señalados en el artículo 2.2.5.10.2.1., los grupos de investigación, así como las instituciones de investigación extranjera que pretendan realizar actividades de excavación e intervención de carácter paleontológico deberán cumplir, entre otras, con las siguientes condiciones:
a) Contar con líneas de investigación científica que contengan las diferentes temáticas o campos de investigación asociados a las actividades científicas de carácter paleontológico;
b) Contar con una dependencia o persona responsable de la administración de dichas líneas de investigación científica;
c) Encontrarse debidamente acreditadas por el Ministerio de Educación Nacional, y sus líneas de investigación debidamente aprobadas y reconocidas dentro de la institución;
d) En el caso de instituciones de investigación extranjeras, estar debidamente acreditadas y contar con amplio reconocimiento en la investigación geológica y/o paleontológica.
PARÁGRAFO 1. Excepcionalmente, el Servicio Geológico Colombiano podrá conceder autorización a investigadores científicos para el desarrollo de actividades de excavación e intervención de carácter paleontológico, bajo las condiciones científicas y técnicas que para tal fin establezca la entidad.
PARÁGRAFO 2. Cuando se trate del otorgamiento de autorización para el desarrollo de actividades de excavación e intervención de carácter paleontológico y que se proyecten de manera total o parcialmente dichas actividades al interior de un área en la que se adelanten actividades mineras, de hidrocarburos y de generación, interconexión, trasmisión, distribución y comercialización de energía, el Servicio Geológico Colombiano deberá tener en cuenta las observaciones, recomendaciones y conclusiones presentadas en el informe emitido por parte del Ministerio de Minas y Energía en los términos de los artículos 2.2.5.10.1.2. y 2.2.5.10.1.3 del presente decreto para la toma de la decisión correspondiente.
ARTÍCULO 2.2.5.10.2.5. INVESTIGADORES EXTRANJEROS. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1353 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> Los investigadores científicos extranjeros que pretendan adelantar actividades de excavación e intervención de carácter paleontológico con fines exclusivos de investigación científica deberán estar vinculados a una institución nacional o extranjera de investigación debidamente acreditada o a una institución extranjera que tenga un acuerdo de cooperación vigente con el Servicio Geológico Colombiano o con una institución nacional de investigación que cuente con dicha autorización.
ARTÍCULO 2.2.5.10.2.6. OBLIGACIONES DEL TITULAR DE LA AUTORIZACIÓN PARA EL DESARROLLO DE ACTIVIDADES DE EXCAVACIÓN E INTERVENCIÓN DE CARÁCTER PALEONTOLÓGICO. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1353 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> Sin perjuicio de las obligaciones específicas que se establecen en cada autorización, quienes sean titulares de una autorización para el desarrollo de actividades de excavación e intervención de carácter paleontológico, y las universidades y centros de investigación autorizados, deberán cumplir para el proyecto de investigación con las obligaciones que determine el Servicio Geológico Colombiano.
ARTÍCULO 2.2.5.10.2.7. VIGENCIA DE LAS AUTORIZACIONES PARA EL DESARROLLO DE ACTIVIDADES DE EXCAVACIÓN E INTERVENCIÓN DE CARÁCTER PALEONTOLÓGICO. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1353 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> Las autorizaciones para el desarrollo de actividades de excavación e intervención de carácter paleontológico, según las labores o actividades por desarrollar, podrán otorgarse por un término de hasta cinco (5) años prorrogables dependiendo de la naturaleza del yacimiento, de conformidad con la solicitud y necesidad del peticionario.
ARTÍCULO 2.2.5.10.2.8. CESIÓN DE LA AUTORIZACIÓN PARA EL DESARROLLO DE ACTIVIDADES DE EXCAVACIÓN E INTERVENCIÓN DE CARÁCTER PALEONTOLÓGICO. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1353 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> La autorización para el desarrollo de actividades de excavación e intervención de carácter paleontológico podrá cederse, previa autorización expresa del Servicio Geológico Colombiano.
ARTÍCULO 2.2.5.10.2.9. MODIFICACIÓN O AJUSTES DE LA AUTORIZACIÓN PARA EL DESARROLLO DE ACTIVIDADES DE EXCAVACIÓN E INTERVENCIÓN DE CARÁCTER PALEONTOLÓGICO. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1353 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> El Servicio Geológico Colombiano podrá solicitar al titular de la autorización modificar los límites concedidos en la autorización correspondiente, por considerar que las actividades de excavación e intervención de carácter paleontológico en desarrollo puedan afectar negativamente tanto otros bienes constitutivos de patrimonio geológico y paleontológico de la Nación.
Así mismo, el titular de la autorización podrá solicitar ajustes al Servicio Geológico Colombiano para la inclusión de otros lugares de interés dentro del proyecto de investigación, para lo cual deberá tramitar la modificación.
ARTÍCULO 2.2.5.10.2.10. SUSPENSIÓN O TERMINACIÓN DE LA AUTORIZACIÓN PARA EL DESARROLLO DE EXCAVACIÓN E INTERVENCIÓN DE CARÁCTER PALEONTOLÓGICO. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1353 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> El Servicio Geológico Colombiano podrá, mediante resolución motivada en conceptos técnico, científico y/o jurídico, suspender o terminar la autorización para el desarrollo de actividades de excavación e intervención de carácter paleontológico, cuando las condiciones y exigencias establecidas en el mismo no se estén cumpliendo a cabalidad, para lo cual se surtirán los procedimientos requeridos para garantizar el debido proceso y el derecho de defensa, de conformidad con el procedimiento administrativo sancionatorio definido en el Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo, o aquella disposición que lo sustituya o modifique.
ARTÍCULO 2.2.5.10.2.11. CONSULTA PREVIA. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1353 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> En caso de que la ejecución de las actividades de excavación e intervención de carácter paleontológico requiera surtir el procedimiento de consulta previa, el titular de la autorización será el único responsable de adelantarla de conformidad con los lineamientos y directrices establecidos por el Ministerio del Interior.
El cumplimiento de dicho requisito es obligatorio, previo al inicio de la ejecución de las actividades del proyecto, y deberá ser reportado al Servicio Geológico Colombiano.
ARTÍCULO 2.2.5.10.2.12. CONTROL Y SEGUIMIENTO DE LAS AUTORIZACIONES PARA EL DESARROLLO DE ACTIVIDADES DE EXCAVACIÓN E INTERVENCIÓN DE CARÁCTER PALEONTOLÓGICO. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1353 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> El Servicio Geológico Colombiano ejercerá el control y seguimiento a las autorizaciones para el desarrollo de actividades de excavación e intervención de carácter paleontológico otorgados. Para ello, quienes hayan obtenido la autorización para el desarrollo de actividades de excavación e intervención de carácter paleontológico deberán informar en forma permanente al Servicio Geológico Colombiano el cumplimiento de las condiciones establecidas en la respectiva autorización para efectos de su control y seguimiento.
ARTÍCULO 2.2.5.10.2.13. TRÁMITE EN LÍNEA. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1353 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> El Servicio Geológico Colombiano establecerá los mecanismos y procedimientos en línea para adelantar los trámites contenidos en el presente capítulo, sin perjuicio de que los ciudadanos puedan presentarlos de forma presencial en las oficinas del Servicio Geológico, de acuerdo con lo establecido en la Ley 1437 de 2011.
POR EL CUAL SE REGLAMENTA EL CAPÍTULO V DE LA LEY 70 DE 1993, SE ADOPTAN MECANISMOS ESPECIALES PARA EL FOMENTO Y DESARROLLO DE LAS ACTIVIDADES MINERAS EN LOS TERRITORIOS COLECTIVOS TERRITORIOS EN TRÁMITE DE ADJUDICACIÓN Y OCUPADOS ANCESTRALMENTE DE LAS COMUNIDADES NEGRAS, AFROCOLOMBIANAS, RAIZALES Y PALENQUERAS Y SE DICTAN OTRAS DISPOSICIONES.
EL OBJETO Y ÁMBITO DE APLICACIÓN.
ARTÍCULO 2.2.5.11.1. OBJETO. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1396 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> Reglamentar el Capítulo V de la Ley 70 de 1993 y adoptar mecanismos especiales para el fomento y desarrollo de las actividades mineras por parte de las comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras en territorios colectivos, territorios en trámite de adjudicación y ocupados ancestralmente por estas comunidades.
ARTÍCULO 2.2.5.11.2. ÁMBITO DE APLICACIÓN. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1396 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> El presente Capítulo se aplicará en los territorios colectivos, en trámite de adjudicación y ocupados ancestralmente por las comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras.
DE LOS INSTRUMENTOS ESPECIALES DE USO, MANEJO Y GOBIERNO DE LOS RECURSOS NATURALES NO RENOVABLES EN LOS TERRITORIOS CON OCUPACIÓN COLECTIVA.
ARTÍCULO 2.2.5.11.1.1. FUNCIONES DE LOS CONSEJOS COMUNITARIOS COMO MÁXIMAS AUTORIDADES DE ADMINISTRACIÓN INTERNA DE LOS TERRITORIOS COLECTIVOS. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1396 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> De conformidad con lo dispuesto en el artículo 5o de la Ley 70 de 1993 y el artículo 3o numeral 2 de la Ley 2160 del 2021 y el Decreto 1640 del 2020, el Consejo Comunitario es la máxima autoridad de administración interna de los territorios colectivos de las comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras, territorios en trámite de adjudicación y ocupados ancestralmente por estas comunidades, y en esa calidad ejerce, entre otras, las siguientes funciones:
1. Velar por la conservación y el aprovechamiento de los recursos naturales no renovables existentes en los territorios colectivos, de conformidad con la Ley 70 de 1993, la legislación minera vigente, las prácticas tradicionales de producción y las demás normas que garanticen el manejo sustentable de estos recursos.
2. Participar en la gestión, utilización, administración y conservación de los recursos naturales no renovables existentes en sus territorios colectivos.
3. Aprobar el reglamento de usos y aprovechamiento de recursos naturales no renovables dentro de los territorios colectivos.
4. Presentar ante la autoridad minera competente, las solicitudes de aprovechamiento de los recursos naturales no renovables que se requieran.
5. Presentar ante la autoridad minera competente las solicitudes de conformación y delimitación de las zonas mineras de comunidades negras y de las zonas mineras conjuntas entre comunidades negras, afrocolombianas, raizales, palenqueras y comunidades indígenas.
6. Ejercer ante la autoridad minera competente, el derecho de prelación para la exploración y explotación de los recursos mineros en sus territorios con ocupación colectiva, cuando se requieran.
7. Administrar con base en el reglamento interno y las normas mineras y ambientales vigentes, el uso, aprovechamiento y conservación de los recursos naturales no renovables dentro de los territorios con ocupación colectiva.
PARÁGRAFO 1o. La gestión de los Consejos Comunitarios sobre los recursos naturales no renovables, en los territorios colectivos de las comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras, se articulará con la autoridad minera competente.
PARÁGRAFO 2o. El Consejo Comunitario deberá acreditar su capacidad jurídica y la representación legal mediante certificación del registro oficial del Consejo Comunitario ante la respectiva alcaldía municipal y de las personas que ejercen como autoridad de este, junto con sus respectivas identificaciones personales, cargos, números y fechas de las actas de posesión y períodos para los cuales fueron elegidos.
ARTÍCULO 2.2.5.11.1.2. REGLAMENTO INTERNO MINERO DEL CONSEJO COMUNITARIO DE COMUNIDADES NEGRAS, AFROCOLOMBIANAS, RAIZALES Y PALANQUERAS LEY 70 DE 1993. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1396 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> De conformidad con lo dispuesto en el artículo 5o de la Ley 70 de 1993, el reglamento interno minero del consejo comunitario de comunidades negras, es el conjunto de normas expedidas por el Consejo Comunitario como máxima autoridad de administración interna dentro de las tierras de las comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras para velar por la conservación, el uso, el manejo y el aprovechamiento sostenible de los recursos naturales no renovables dentro de los territorios colectivos, y que constituyen expresión de la autonomía y del derecho propio de cada comunidad.
Este reglamento hará parte del reglamento interno del consejo comunitario de comunidades negras, afrocolombianas, raizales, palenqueras y contendrá los siguientes aspectos:
1) El diagnóstico sobre los sistemas y prácticas ancestrales y tradicionales de producción minera, una descripción de los indicios de la presencia de recursos mineros potenciales, en el cual, se incorporarán los conocimientos ancestrales en torno a los saberes, prácticas, y sistemas de aprovechamiento de los recursos mineros utilizados por las comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras.
2) La zonificación y alinderación de las áreas de producción, aprovechamiento y con potencialidad de los recursos naturales no renovables, de acuerdo con los usos y costumbres de cada comunidad.
3) La distribución, zonificación y alinderación de las zonas de interés minero y sus posibles superposiciones con las áreas agrícolas, forestales, de conservación y protección ambiental y de las áreas sagradas, entre otras.
4) La oferta y la demanda de los recursos naturales no renovables en los territorios colectivos, incorporando los programas y proyectos necesarios para garantizar su aprovechamiento sostenible.
5) La definición y zonificación de las áreas mineras de uso comunitario, familiar o individual que puedan ser objeto de los diferentes tipos de aprovechamiento.
6) La identificación y caracterización de las áreas con deterioro ambiental por efectos de la minería en el territorio colectivo, las medidas de recuperación, las acciones para desestimular las prácticas mineras ambientalmente insostenibles.
7) La formulación de estrategias para que los consejos comunitarios en coordinación con las autoridades competentes puedan prevenir y controlar los factores de deterioro ambiental que la actividad minera realizada por las comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras pueda generar en el territorio, en la salud humana, en los ecosistemas y en las dinámicas socio culturales.
8) El diseño de estrategias para que los consejos comunitarios, en coordinación con las autoridades competentes, puedan prevenir la explotación ilícita de minerales y mitigar sus efectos en los territorios colectivos.
9) Los mecanismos de relacionamiento interno y externo y de articulación con las autoridades competentes mineras, ambientales y locales, entre otras.
PARÁGRAFO 1o. Los sistemas y prácticas ancestrales y tradicionales de producción minera, en armonía con lo dispuesto en los numerales 6 y 7 del artículo 2o de la Ley 70 de 1993, se entiende por sistema ancestral de producción minera de comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras el conjunto integrado de actividades, prácticas, procesos y conocimientos mineros que han desarrollado consuetudinariamente por las comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras en sus territorios colectivos y ancestrales para garantizar el sustento de la vida y mantener una relación armónica con la naturaleza. Este sistema ancestral de producción minera se desarrolla de modo familiar o colectivo, en forma directa y exclusiva, por las comunidades negras y se entrelaza con sus formas culturales y espirituales de concebir el territorio promoviendo su sentido de espiritualidad y la supervivencia cultural para las generaciones futuras, sin generar impactos ambientales significativos negativos.
PARÁGRAFO 2o. Para la elaboración del reglamento interno minero del consejo comunitario de comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras, deberá cumplir las determinantes ambientales que se establezcan en el Plan de Manejo Ambiental de que trata el Decreto Reglamentario del Capítulo IV de la Ley 70 de 1993.
DE LAS ZONAS MINERAS DE COMUNIDADES NEGRAS, AFROCOLOMBIANAS, RAIZALES Y PALENQUERAS.
ARTÍCULO 2.2.5.11.2.1. IDENTIFICACIÓN Y DELIMITACIÓN DE LAS ZONAS MINERAS DE COMUNIDADES NEGRAS, AFROCOLOMBIANAS, RAIZALES Y PALENQUERAS. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1396 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> Dentro de los territorios colectivos adjudicados, en trámite de adjudicación y los ocupados ancestralmente por comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras, la autoridad minera competente, de oficio o a solicitud del consejo comunitario interesado, podrá delimitar zonas mineras de comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras, en las cuales la exploración y explotación de los recursos naturales no renovables, se realice por parte de estas comunidades y bajo condiciones técnicas especiales, con el fin de preservar sus características económicas y culturales.
ARTÍCULO 2.2.5.11.2.2. PROCEDIMIENTO PARA LA DELIMITACIÓN DE LAS ZONAS MINERAS DE COMUNIDADES NEGRAS, AFROCOLOMBIANAS, RAIZALES Y PALENQUERAS. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1396 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> El procedimiento para la delimitación de las zonas mineras de comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras, se sujetará a las siguientes reglas:
1. Solicitud de parte. El representante legal del consejo comunitario respectivo, previa autorización de la asamblea general del Consejo Comunitario de los Territorios Colectivos, en trámite de adjudicación y ocupados ancestralmente por las comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras, presentará ante la autoridad minera competente, la solicitud escrita, en físico o virtual, manifestando el interés de la comunidad en la identificación y delimitación de una zona minera de comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras, dentro de su territorio con ocupación colectiva y ancestral.
La solicitud será incorporada de inmediato en el catastro minero colombiano y a ella se aportarán los siguientes documentos:
1.1. El representante legal debe presentar el acta de la asamblea general del consejo comunitario donde se autoriza la solicitud para la delimitación de las zonas mineras, con el cual se entiende expresado el consentimiento previo, libre, informado y autónomo de la comunidad para el establecimiento de la zona minera dentro de su territorio colectivo.
1.2. Si el territorio colectivo se encuentra adjudicado, copia de la resolución de adjudicación del título colectivo y certificación actualizada de la alcaldía.
1.3. Si el territorio colectivo se encuentra en trámite de adjudicación, copia de la solicitud del trámite formulado ante la Agencia Nacional de Tierras o el que haga sus veces, con la descripción general de los linderos con relación a los puntos cardinales, con su croquis respectivo.
1.4. Si el territorio de los consejos comunitarios es susceptible de adjudicación y se encuentra ocupado ancestral o tradicionalmente, copia del acta de la autorización de la asamblea general del consejo comunitario y la descripción general de los linderos con relación a los puntos cardinales con su croquis respectivo.
1.5. Certificación vigente expedida por parte de la alcaldía y/o el Ministerio del Interior, de la inscripción de la junta de consejo y el representante legal del consejo comunitario y de las personas que ejercen como autoridad del mismo, junto con sus respectivas identificaciones personales, cargos, números y fechas de las actas de posesión.
En los eventos en que la comunidad esté adelantando los trámites para la inscripción de su consejo comunitario, presentará el radicado del trámite ante la autoridad territorial y ante el Ministerio del Interior con constancia del estado en el que se encuentra dicho trámite. La autoridad minera reservará el área solicitada a favor de quien haya acreditado el trámite pendiente por las citadas entidades y resolverá de fondo la solicitud, una vez el consejo comunitario se encuentre debidamente inscrito. Para esos efectos, la autoridad minera podrá oficiar a la autoridad territorial o al Ministerio del Interior, según corresponda, para conocer el avance del trámite de inscripción del consejo comunitario.
2. Actuación de oficio. Cuando se trate de la delimitación de una zona minera de comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras, cuyo trámite se inicie de oficio, la autoridad minera competente, previa concertación con el consejo comunitario, incorporará de inmediato en el catastro minero colombiano el área de interés y expedirá las comunicaciones respectivas requiriendo los siguientes documentos:
A la Agencia Nacional de Tierras o quien haga sus veces:
a). Certificación del territorio colectivo legalmente constituido o en trámite de adjudicación acompañado de la cartografía respectiva;
b). Copia de la resolución de adjudicación de los territorios colectivos, si a ello hubiere lugar.
A la Superintendencia de Notariado y Registro o quien haga sus veces:
Copia del folio de matrícula inmobiliaria en donde conste la inscripción de la resolución de adjudicación de los territorios colectivos, si a ello hubiere lugar.
A la alcaldía competente:
Certificación de la inscripción del respectivo consejo comunitario y de sus autoridades representativas.
En estos casos, antes de expedir las comunicaciones respectivas, la autoridad minera competente, realizará las concertaciones pertinentes con las comunidades involucradas por medio de sus autoridades representativas.
La información solicitada por la autoridad minera competente referida a la delimitación de las zonas mineras de comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras deberá ser remitida por las entidades competentes en un plazo improrrogable de treinta (30) días, contados a partir del recibo de la solicitud.
3. Revisión técnico-jurídica. Una vez recibida y radicada la solicitud de delimitación de la zona minera de comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras, la autoridad minera competente dentro de los quince (15) días siguientes procederá con la revisión técnico jurídica de la misma.
En caso de requerimientos adicionales la autoridad minera competente los hará al consejo comunitario interesado dentro del término antes establecido.
4. Aceptación de la solicitud y orden de la visita técnica. Dentro de los cinco (5) días siguientes a la revisión, la autoridad minera competente expedirá el auto de aceptación de la solicitud y ordenará la práctica de la visita técnica a la comunidad negra, afrocolombiana, raizal y palenquera involucrada, fijando día y hora para su realización, la cual tendrá como objeto verificar las condiciones de orden técnico y social para la delimitación de la zona minera de comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras.
El precitado auto será comunicado al representante legal de las comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras interesadas, al alcalde respectivo y al personero de la respectiva jurisdicción, dentro de los cinco (5) días siguientes a su expedición.
La práctica de la visita técnica no podrá exceder los treinta (30) días hábiles siguientes a la emisión del auto de aceptación.
5. Visita técnica. Culminado el término de comunicación señalando el inciso anterior, los funcionarios designados realizarán la visita técnica al área de interés en la fecha y hora ordenada, y como resultado se elaborará y notificará el informe de visita al consejo comunitario.
6. Resolución de establecimiento y delimitación de la zona minera negra, afrocolombianas, raizales y palenqueras. Como resultado de la visita adelantada por la autoridad minera, siempre y cuando se hubiese demostrado las condiciones de orden técnico, jurídico y social para el establecimiento de la zona minera negra, afrocolombiana, raizal y palenquera, dentro de los sesenta (60) días siguientes a la práctica de la visita, la autoridad minera expedirá resolución motivada que señalará y delimitará la zona minera de comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras.
En caso de que sean presentadas solicitudes mineras por terceros con posterioridad a la solicitud de las comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras, estas se rechazarán de plano.
7. Inscripción de la zona minera de comunidades negras, afrocolombianas, raizales o palenqueras. Una vez ejecutoriada la resolución por medio de la cual se establezca y delimite la zona minera negra, afrocolombiana, raizal y palenquera, la autoridad minera dentro de los quince (15) días hábiles siguientes procederá con su inscripción en el Registro Minero Nacional (RMN).
PARÁGRAFO 1o. La autoridad minera procederá a declarar y delimitar la zona minera negra, afrocolombiana, raizal y palenquera, conforme a la solicitud presentada por el consejo comunitario. En caso de que el procedimiento sea iniciado de oficio por la autoridad minera, se delimitará y declarará conforme al reglamento interno minero.
PARÁGRAFO 2o. Se respetarán los títulos mineros existentes, incluidas las autorizaciones temporales, antes del señalamiento y delimitación de la zona minera de comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras. En caso de liberación de las áreas otorgadas por cualquier circunstancia, estas se incorporan automáticamente a la zona minera de comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras delimitadas, sin necesidad de solicitud de adición por parte del representante legal, para lo cual, la autoridad minera procederá de oficio con la modificación del acto administrativo que señaló y delimitó la zona minera negra, afrocolombiana, raizal y palenquera de la respectiva comunidad.
PARÁGRAFO 3o. Una vez presentada la solicitud de declaración de zona minera negra, afrocolombiana, raizal y palenquera, por el consejo comunitario interesado, se suspenderá el trámite de las propuestas de contrato de concesión y autorizaciones temporales presentadas por terceros, hasta tanto se resuelva la solicitud de zona minera. Una vez declarada la zona minera, el derecho a explorar y explotar los recursos naturales no renovables existentes en los territorios colectivos de comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras adjudicados, en trámite de adjudicación y susceptibles de adjudicación por ser ocupados ancestralmente por estas comunidades, solo podrá ser otorgado de forma exclusiva a estas comunidades.
PARÁGRAFO 4o. Para el cumplimiento en lo dispuesto en el presente decreto, la autoridad minera deberá realizar los ajustes en la plataforma que administre el Sistema Integral de Gestión Minera o el que haga sus veces. Así mismo, la autoridad minera, incorporará en ella la especialización de los territorios colectivos en trámite y susceptibles de adjudicación a comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras con el fin de incluirse como capa informativa en la plataforma precitada. Los términos dispuestos en el presente artículo se prevén conforme la especial protección que le asiste a las comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras.
PARÁGRAFO 5o. Notificación de actuaciones. Todas las actuaciones que adelante la autoridad minera en territorios de comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras que tengan relación con el presente decreto, deben ser notificadas garantizando el debido proceso a la comunidad.
DEL DERECHO DE PRELACIÓN DE LAS COMUNIDADES NEGRAS, AFROCOLOMBIANAS, RAIZALES Y PALENQUERAS, PARA LA EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE RECURSOS MINEROS EN TERRITORIOS COLECTIVOS, EN TRÁMITE DE ADJUDICACIÓN Y OCUPADOS ANCESTRALMENTE POR LAS COMUNIDADES NEGRAS, AFROCOLOMBIANAS, RAIZALES Y PALENQUERAS.
ARTÍCULO 2.2.5.11.3.1. DEFINICIÓN DEL DERECHO DE PRELACIÓN. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1396 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> El derecho de prelación de que tratan los artículos 2o numeral 6, 17, 26 y 27 de la Ley 70 de 1993 es el derecho preferencial, de exclusividad y de prevalencia que tienen las comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras para la exploración, explotación y aprovechamiento de los recursos naturales no renovables, incluidos los materiales de construcción y de arrastre existentes en los territorios colectivos de comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras adjudicados, en trámite de adjudicación y susceptibles de adjudicación por ser ocupados ancestralmente por estas comunidades, de tal manera, que el título minero y las autorizaciones temporales para el aprovechamiento de dichos recursos solo serán otorgados a la comunidad negra, afrocolombiana, raizal y palenquera respectiva.
PARÁGRAFO 1o. En armonía con lo dispuesto en los artículos 8o y 17 de la Ley 70 de 1993 y en los artículos 35, 36, 37 y 38 del Decreto 1745 de 1995, compilado en el Decreto 1066 del 2015, cuando la Comisión Técnica determine que las solicitudes de contrato de concesión se presentan sobre territorios colectivos, en trámite de adjudicación y ocupados ancestralmente por las comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras, el título minero solo podrá otorgarse en beneficio de la comunidad negra, afrocolombiana, raizal y palenquera a través del Consejo Comunitario titular de la solicitud.
PARÁGRAFO 2o. Cuando las comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras ejerzan el derecho de prelación, la autoridad minera competente les otorgará contrato de concesión minera especial para comunidades negras sobre los recursos naturales no renovables aprovechados por ellas mediante sistemas ancestrales de producción minera y sobre los yacimientos y depósitos mineros, ubicados dentro de territorios colectivos, en trámite de adjudicación y ocupados ancestralmente por las comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras.
PARÁGRAFO 3o. En estos casos, el contrato de concesión minera especial para comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras comprenderá, además de los recursos mineros tradicionalmente aprovechados por estas comunidades, otros minerales, con excepción del carbón, los minerales radioactivos, las sales y los hidrocarburos.
ARTÍCULO 2.2.5.11.3.2. COMPATIBILIDAD ENTRE EL DERECHO DE PRELACIÓN Y LA CONSULTA PREVIA. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1396 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> El ejercicio del derecho de prelación por parte de las comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras, no es incompatible con la aplicación del derecho fundamental a la consulta previa y al consentimiento previo, libre e informado, sobre todo cuando las afectaciones de la actividad minera impliquen el traslado o desplazamiento de las comunidades; involucren el vertimiento de sustancias tóxicas o peligrosas en los territorios colectivos o cuando el proyecto, obra o actividad minera ponga en riesgo la supervivencia de las comunidades.
ARTÍCULO 2.2.5.11.3.3. PROCEDIMIENTO PARA EL EJERCICIO DEL DERECHO DE PRELACIÓN. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1396 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> El procedimiento para el ejercicio del derecho de prelación de las comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras, se sujetará a las siguientes reglas:
1. Verificación de las propuestas de contrato de concesión presentadas por los particulares, superpuestas con los territorios colectivos. La autoridad minera competente, una vez recibida y radicada la propuesta de contrato de concesión, de legalización de minería tradicional, de autorización temporal, para la exploración y explotación de los recursos naturales no renovables presentada por cualquier persona natural o jurídica, deberá verificar por los medios que juzgue necesario, si esa solicitud se superpone parcial o totalmente con los territorios colectivos, en trámite de adjudicación y ocupados ancestralmente por las comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras, o con zonas mineras de comunidades negras, o con zonas mineras conjuntas ya delimitadas o en trámite de delimitación.
2. Oficiar a entidades competentes. La autoridad minera deberá oficiar al Ministerio del Interior con el fin de que este certifique los consejos comunitarios inscritos o los que se encuentren en trámite de inscripción y que se ubiquen en el área objeto de la propuesta de contrato de concesión.
3. Socialización efectiva de la propuesta de contrato de concesión minera, superpuestas con territorios colectivos. Cuando se verifique que la propuesta presentada por los particulares, se superpone parcial o totalmente, con los territorios colectivos, en trámite de adjudicación y ocupados ancestralmente por las comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras, la autoridad minera competente, deberá adelantar un proceso de socialización de dicha propuesta con las comunidades involucradas, donde deberá entregar información clara, precisa, completa y satisfactoria, sobre los alcances del contrato de concesión, a fin de que estas comunidades puedan debatir y decidir sobre el asunto y evaluar las opciones de ejercer el derecho de prelación para adelantar la exploración y explotación de dichos recursos en forma autónoma como comunidad.
En este espacio de socialización, las autoridades mineras competentes., también deberán informar a las comunidades negras concernidas, la forma en que pueden participar en la utilización, administración y gestión socioambiental responsable de los recursos naturales no renovables existentes en sus territorios colectivos, advirtiéndoles sobre las alternativas de exploración y explotación que como grupo étnico tienen, y las ventajas económicas de su explotación en términos de financiación especial, crédito, asistencia técnica, asociación empresarial, capacitación administrativa, mercadeo y fomento, entre otras opciones.
4. Concepto previo de la Comisión Técnica de la Ley 70 sobre el derecho de prelación. En armonía con lo dispuesto en el artículo 36 del Decreto 1745 de 1995, compilado en el Decreto 1066 de 2015, una vez cumplido el proceso de socialización antes descrito, dentro de los quince (15) días hábiles siguientes, la autoridad minera competente solicitará a la Comisión Técnica, el concepto previo de que trata el artículo 17 de la Ley 70 de 1993, para lo cual, le remitirá un reporte preliminar con información relevante sobre la propuesta de contrato de concesión, con la identificación plena del área solicitada con sus linderos y coordenadas y la posible superposición parcial o total con los territorios colectivos de las comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras.
5. Auto que habilita el ejercicio del derecho de prelación y su notificación al Consejo Comunitario. Una vez recibido el concepto previo de la Comisión Técnica, dentro de los quince (15) días hábiles siguientes, la autoridad minera competente expedirá el auto respectivo donde informará oficialmente a la comunidad negra, afrocolombiana, raizal y palenquera, a través del representante legal del Consejo Comunitario.
En el auto citado se identificará plenamente la persona natural o jurídica solicitante, el área solicitada con sus linderos y coordenadas, la superposición parcial o total del área solicitada con los territorios con ocupación colectiva y ancestral, el mineral objeto de la solicitud, entre otros.
Así mismo, se señalará el término y condiciones para ejercer el derecho de prelación que le asiste a la comunidad, las actividades de socialización adelantadas por la autoridad minera para facilitar su ejercicio y las consecuencias de que la comunidad no ejerza su derecho.
6. Auto que habilita la solicitud de suspensión y su notificación al consejo comunitario en trámite de inscripción. Una vez recibido el radicado, dentro de los quince (15) días hábiles siguientes la autoridad minera competente expedirá el auto donde informará oficialmente a la comunidad negra, afrocolombiana, raizal y palenquera involucrada, a través del representante legal del consejo comunitario en trámite.
En el auto citado se identificará plenamente la persona natural o jurídica solicitante, el área solicitada con sus linderos y coordenadas, la superposición parcial o total del área solicitada con los territorios con ocupación colectiva y ancestral, el mineral objeto de la solicitud de exploración o explotación, entre otros.
Así mismo, se señalará el término y las condiciones para solicitar la suspensión del trámite de la propuesta del contrato de concesión hasta que la solicitud de inscripción sea resuelta de fondo y así pueda establecer formalmente si hace uso del derecho de prelación o no, las actividades de socialización adelantadas por la autoridad minera para facilitar su ejercicio y las consecuencias de que la comunidad no ejerza su derecho. Una vez inscrito el consejo comunitario ante el Ministerio del Interior, se surtirá el trámite previsto en el numeral 5 del presente artículo.
7. Notificación personal del auto que ordena el derecho de prelación. El auto que reconoce o niega el ejercicio del derecho de prelación, se notificará personalmente al representante legal del consejo comunitario respectivo en el área de ubicación del territorio colectivo, señalando los recursos que proceden de conformidad con la normatividad vigente.
a) La existencia de una solicitud de contrato de concesión, solicitud de formalización de minería tradicional o autorización temporal para la explotación de recursos naturales no renovables en los territorios con ocupación colectiva y ancestral;
b) Señalamiento de coordenadas sobre las cuales se presenta la propuesta de contrato de concesión, solicitud de formalización de minería tradicional, o autorización temporal para la explotación de recursos naturales no renovables en los territorios con ocupación colectiva y ancestral;
c) Los términos establecidos en la providencia que ordena el ejercicio del derecho de prelación;
d) Indicará que la propuesta del contrato de concesión minera especial para comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras, debe ser presentada por el representante legal del consejo comunitario de la comunidad negra o por su apoderado debidamente autorizado, en los términos de lo señalado en el parágrafo segundo del artículo 2.2.5.11.1.1. del presente decreto.
El Ministerio del Interior, deberá agotar todos los medios legales pertinentes para notificar en debida forma al representante legal de la comunidad concernida, sobre los alcances del contrato de concesión solicitado, en orden a que esta comunidad tenga la oportunidad real de pronunciarse sobre el referido derecho de prelación.
8. Comparecencia de la comunidad negra, afrocolombiana, raizal y palenquera interesada para el ejercicio del derecho de prelación. Dentro de los treinta (30) días hábiles siguientes a la notificación del auto que ordena el ejercicio del derecho de prelación, el representante legal, previa autorización de la asamblea general del consejo comunitario respectivo, comparecerá ante la autoridad minera competente y manifestará por escrito su decisión de ejercer o no el derecho de prelación que le asiste.
Si dentro del término establecido la comunidad no comparece, lo hace en forma extemporánea o manifiesta su negativa a ejercer el derecho de prelación, la autoridad minera mediante auto motivado ordenará el archivo de las actuaciones y continuará con el estudio de la propuesta de contrato de concesión que le dio inicio.
9. Ejercicio del derecho de prelación. Si la comunidad negra, afrocolombiana, raizal o palenquera ejerce su derecho de prelación, la autoridad minera le informará por escrito que dispone de un término de seis (6) meses prorrogables por el mismo término, contados a partir del ejercicio del derecho de prelación, para presentar la propuesta de contrato de concesión minera especial para comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras.
10. Acompañamiento y asistencia técnica para el ejercicio del derecho de prelación. Conforme al artículo 351 de la Ley 2294 de 2023, la autoridad minera prestará la asistencia técnica a las comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras que pretendan desarrollar actividades de minería en pequeña escala, para que en ejercicio del derecho de prelación preparen y presenten las propuestas de contrato de concesión minera especial para comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras en forma oportuna y con el lleno de los requisitos requeridos en este decreto. Para estos efectos se dará aplicación especial al artículo 2.2.5.11.6.1 Línea Especial para comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras en el Fondo de Fomento Minero.
11. Presentación de la propuesta contrato de concesión minera especial para comunidades negras, en el ejercicio del derecho de prelación. La propuesta del contrato de concesión minera especial para comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras, en ejercicio del derecho de prelación, se presentará por escrito y con los anexos respectivos, por parte del representante legal del consejo comunitario o de la forma organizativa que la comunidad adopte, ante la autoridad minera competente, quien una vez recibida la radicará en la plataforma Anna Minería, o en aquella que corresponda. No obstante, si la comunidad así lo decide podrá presentarla de manera directa en la plataforma creada para el efecto.
12. Otorgamiento del contrato de concesión minera especial para comunidades negras, en ejercicio del derecho de prelación. Recibida la propuesta y luego de la evaluación técnica respectiva, la autoridad minera en caso de ser procedente otorgará contrato de concesión minera especial para comunidades negras, de los minerales solicitados en ejercicio del derecho de prelación y exclusividad, en favor del consejo comunitario respectivo, el cual se inscribirá en el Registro Minero Nacional (RMN).
ARTÍCULO 2.2.5.11.3.4. ESTUDIOS MINEROS. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1396 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> Conforme el artículo 351 de la Ley 2294 de 2023, las entidades adscritas o vinculadas al Ministerio de Minas y Energía destinarán recursos económicos, humanos o tecnológicos necesarios para apoyar su elaboración y brindar el acompañamiento, la asistencia técnica y el suministro de información para adelantar estudios técnicos para realizar las actividades de exploración o explotación de recursos mineros en zonas mineras de comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras. Lo anterior, siempre que se trate de actividades mineras de pequeña escala realizadas exclusiva y directamente por comunidades negras en los territorios previstos en el presente reglamento. Para estos efectos se dará aplicación especial al artículo 2.2.5.11.6.1., Línea Especial para comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras en el Fondo de Fomento Minero.
ARTÍCULO 2.2.5.11.3.5 ESTUDIOS AMBIENTALES. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1396 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> Las entidades adscritas o vinculadas al Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible podrán brindar acompañamiento, asistencia técnica y suministro de información necesaria para la elaboración de estudios ambientales que se requieran para obtener la declaratoria de las zonas mineras de las comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras o en las propuestas de contrato de concesión para comunidades negras en el ejercicio de derecho de prelación de minería de pequeña escala de manera exclusiva por las comunidades en sus territorios. En todo caso, los títulos objeto de este apoyo no podrán ser objeto de integración.
DEL DERECHO DE PRELACIÓN DE LAS COMUNIDADES NEGRAS, AFROCOLOMBIANAS, RAIZALES Y PALENQUERAS, SOBRE LOS MATERIALES DE ARRASTRE Y DE CONSTRUCCIÓN EN TERRITORIOS COLECTIVOS, EN TRÁMITE DE ADJUDICACIÓN Y OCUPADOS ANCESTRALMENTE POR LAS COMUNIDADES NEGRAS, AFROCOLOMBIANAS, RAIZALES Y PALENQUERAS.
ARTÍCULO 2.2.5.11.4.1. PROCEDENCIA DEL DERECHO DE PRELACIÓN SOBRE LOS MATERIALES DE ARRASTRE Y DE CONSTRUCCIÓN. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1396 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> De conformidad con lo dispuesto en el artículo 27 de la Ley 70 de 1993, el derecho de prelación de las comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras, también procederá sobre los materiales de arrastre y de construcción existentes en territorios colectivos de comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras adjudicados, en trámite de adjudicación y.susceptibles de adjudicación por ser ocupados ancestralmente por estas comunidades, quienes, a través del representante legal, podrán solicitar a la autoridad minera competente contrato de concesión minera especial para comunidades negras o el que haga sus veces o autorización temporal para su aprovechamiento.
En estos casos, el contrato de concesión minera especial para comunidades negras y las autorizaciones temporales solicitados por particulares, para la utilización y el aprovechamiento de los materiales de arrastre y de construcción, solo podrán otorgarse en favor de las comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras titulares de los derechos de ocupación colectiva y ancestral, quienes suministrarán los materiales de arrastre y de construcción a los contratistas de obras pública y entidades territoriales.
PARÁGRAFO. Los consejos comunitarios como divisiones territoriales y máxima autoridad de administración interna de los territorios colectivos de comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras adjudicados, en trámite de adjudicación y susceptibles de adjudicación por ser ocupados ancestralmente por estas comunidades, serán beneficiarios de autorizaciones temporales para el aprovechamiento de los materiales de arrastre y de construcción, para la reparación, mantenimiento, construcción o mejoras de vías y viviendas de interés social dentro de su territorio.
ARTÍCULO 2.2.5.11.4.2. CONTRATOS DE CONCESIÓN Y AUTORIZACIONES TEMPORALES DE LOS PARTICULARES PARA EL APROVECHAMIENTO DE MATERIALES DE ARRASTRE Y DE CONSTRUCCIÓN EN TERRITORIOS COLECTIVOS, EN TRÁMITE DE ADJUDICACIÓN Y OCUPADOS ANCESTRALMENTE POR LAS COMUNIDADES NEGRAS, AFROCOLOMBIANAS, RAIZALES Y PALENQUERAS. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1396 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> Las autorizaciones temporales otorgadas a los particulares para la utilización o el aprovechamiento de los materiales de arrastre y de construcción en los territorios colectivos de las comunidades negras y que se encuentren vigentes a la entrada en vigencia del presente decreto, continuarán ejecutándose conforme a las reglas establecidas, pero al momento de su vencimiento, no podrán prorrogarse y deberá ingresar a la zona minera de comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras o se aplicará el principio de prelación, según corresponda, para lo cual la autoridad minera competente expedirá los actos administrativos que correspondan.
PARÁGRAFO. Los términos de referencia y licenciamiento ambiental asociados al contrato de concesión y autorizaciones temporales de que trata el presente artículo, serán objeto de la reglamentación diferencial, conforme a lo dispuesto en el artículo 2.2.5.11.6.4 del presente decreto.
DEL CONTRATO DE CONCESIÓN MINERA ESPECIAL PARA COMUNIDADES NEGRAS, AFROCOLOMBIANAS, RAIZALES Y PALENQUERAS.
ARTÍCULO 2.2.5.11.5.1. CONTRATO DE CONCESIÓN MINERA ESPECIAL PARA COMUNIDADES NEGRAS. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1396 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> La Licencia Especial de Exploración y Explotación de recursos naturales no renovables en los territorios colectivos de las comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras, de que trata el artículo 27 de la Ley 70 de 1993, se otorgará por parte de la autoridad minera competente, mediante un Contrato de Concesión Minera Especial, que en adelante se denominará “Contrato de Concesión Minera Especial para Comunidades Negras”, el cual se regirá por los requisitos diferenciales que se establecen en el presente capítulo.
ARTÍCULO 2.2.5.11.5.2. REGLAS PARA EL OTORGAMIENTO DEL CONTRATO DE CONCESIÓN MINERA ESPECIAL PARA COMUNIDADES NEGRAS. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1396 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> Para el otorgamiento del contrato de concesión minera especial para comunidades negras, se atenderán las siguientes reglas:
1. Otorgamiento del contrato independientemente de la existencia de territorio colectivo adjudicado. El contrato de concesión minera especial para comunidades negras se otorgará por la autoridad minera en los territorios colectivos, en trámite de adjudicación y ocupados ancestralmente por las comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras.
2. Otorgamiento del contrato independientemente de la existencia de zona minera declarada. El contrato de concesión minera especial para comunidades negras se otorgará por la autoridad minera independientemente de que exista zona minera de Comunidades negras declarada.
3. Otorgamiento del contrato respetando los títulos mineros existentes, adquiridos conforme a derecho. El contrato de concesión minera especial para comunidades negras se otorgará sin perjuicio de los derechos adquiridos o constituidos a favor de terceros, tal como lo establece el artículo 26 de la Ley 70 de 1993.
Para este efecto se tendrán en cuenta las siguientes situaciones:
3.1. Frente a los títulos mineros adquiridos por terceros en territorios colectivos de comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras, antes de la vigencia de la Ley 70 de 1993, estos continuarán ejecutándose conforme a las reglas establecidas, siempre y cuando estén cumpliendo a satisfacción las obligaciones contractuales, y en caso de no cumplirse con las obligaciones establecidas, la autoridad minera aplicará las sanciones que correspondan.
3.2. Frente a los títulos mineros adquiridos por terceros en territorios colectivos de Comunidades negras en vigencia de la Ley 70 de 1993, estos continuarán ejecutándose conforme a las reglas establecidas, siempre y cuando se hubiesen otorgado en cumplimiento del debido proceso, en especial aplicando las reglas establecidas en los artículos 8o y 17 de la Ley 70 de 1993, reglamentados por el capítulo 6, artículos 35 al 38 del Decreto 1745 de 1995 compilado en el Decreto 1066 de 2015 y en caso de no haberse cumplido con este procedimiento, la autoridad minera aplicará los correctivos que correspondan.
3.3. Frente a las solicitudes de títulos mineros presentadas por terceros en los territorios colectivos adjudicados, en trámite de adjudicación o susceptibles de titulación colectiva y que a la entrada en vigencia del presente decreto, se encuentren en trámite, deberán cumplir con el concepto previo de la Comisión Técnica de que tratan los artículos 8o y 17 de la Ley 70 de 1993, reglamentados por el capítulo 6, artículos 35 al 38 del Decreto 1745 de 1995, compilado en el Decreto 1066 de 2015 y además con la materialización del derecho de prelación. En caso de no haberse cumplido con este procedimiento, la autoridad minera suspenderá el trámite de estas solicitudes, hasta que se resuelva de fondo la situación irregular.
4. El contrato de concesión minera especial para comunidades negras se otorgará por el área solicitada por el consejo comunitario, previo cumplimiento de los requisitos previstos en este decreto.
ARTÍCULO 2.2.5.11.5.3. REQUISITOS Y CONDICIONES PARA LA PRESENTACIÓN DE LA SOLICITUD DEL CONTRATO DE CONCESIÓN MINERA ESPECIAL PARA COMUNIDADES NEGRAS. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1396 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:>
1. Presentación de la solicitud. La solicitud del contrato de concesión minera especial para Comunidades negras se presentará ante la autoridad minera por parte del representante legal del consejo comunitario inscrito ante el Ministerio del Interior, previa autorización de la asamblea general del consejo comunitario respectivo, en forma escrita, en físico o virtual. Para los consejos comunitarios la presentación de las propuestas de contrato de concesión especial para comunidades negras o el que haga sus veces, será gratuito, la autoridad minera realizará las adaptaciones tecnológicas para el efecto. El área solicitada en físico será incorporada de inmediato en el sistema integral de gestión minera por parte de la autoridad minera y la delimitación del área definitiva se realizará y confirmará con presencia del representante legal del consejo comunitario.
2. Acreditación de la capacidad jurídica y la representación legal del consejo comunitario solicitante. La comunidad deberá presentar certificación de la inscripción o reconocimiento oficial del consejo comunitario ante la respectiva alcaldía municipal y de las personas que ejercen como autoridad de este, junto con sus respectivas identificaciones personales, cargos, números y fechas de las actas de posesión y períodos para los cuales fueron elegidos.
3. Ubicación del área solicitada. Señalamiento de la vereda, municipio y departamento de ubicación, y la autoridad ambiental competente según el área solicitada.
4. Señalamiento del mineral objeto del contrato. Indicación del mineral o minerales objeto del contrato.
El documento de Plan de Manejo Ambiental al que se refiere el Capítulo IV de la Ley 70 de 1993, que tenga incorporada la dimensión minera del mismo, y en caso de no contar con este instrumento de planificación, podrá aportarse certificación de la junta directiva del consejo comunitario que confirme que el área solicitada en la propuesta de contrato de concesión minera especial para comunidades negras, se integra a la zona del interés minero. Esta certificación deberá contener o adjuntar al menos la siguiente información:
a) Localización y extensión del área solicitada.
b) La indicación de los minerales pretendidos.
c) Una descripción preliminar del depósito mineral sobre el cual se desarrollará el proyecto minero.
5. Labores o actividades de exploración. Se habilitarán labores de exploración hasta tanto se complemente la información técnica para la aprobación por parte de la autoridad, la cual deberá contener:
a) Plano definitivo de la red o programa de exploración firmado por ingeniero de minas o geólogo;
b) Cronograma detallado de exploración;
c) Metodología y técnicas de exploración a utilizar;
d) Equipamiento y maquinaria utilizada en la exploración;
e) Estimación de costos e inversiones a realizar;
f) Descripción del equipo humano profesional, técnico, auxiliar y operativo de soporte del estudio de exploración;
g) Descripción de la accesibilidad al área de interés;
h) Plan contextualizado de seguridad y salud en el trabajo para las labores de exploración;
i) Plan contextualizado y adaptado para la gestión ambiental que integre el manejo de residuos sólidos;
La etapa de construcción y montaje y de explotación, luego de superar los requisitos de licenciamiento ambiental aprobados por la autoridad ambiental competente, procederá con la aprobación por parte de la autoridad minera de un Programa de Trabajos y Obras, (PTO) que contenga al menos la siguiente información técnica:
a) Delimitación definitiva del área de explotación;
b) Mapa topográfico de dicha área;
c) Detallada información cartográfica del área y, si se tratare de minería marina, - especificaciones batimétricas;
d) Ubicación, cálculo y características de las reservas que habrán de ser explotadas en desarrollo del proyecto;
e) Descripción y localización de las instalaciones y obras de minería, depósito de minerales, beneficio y transporte y, si es del caso, de transformación;
f) Plan de obras de recuperación geomorfológica, paisajística y forestal del sistema alterado;
g) Escala y duración de la producción esperada;
h) Características físicas y químicas de los minerales por explotarse;
i) Descripción y localización de las obras e instalaciones necesarias para el ejercicio de las servidumbres inherentes a las operaciones mineras;
j) Plan de cierre integral que cubra los factores operativos, sociales, ambientales y laborales.
6. Acreditación de capacidad económica. Cuando se trate de actividades mineras de pequeña escala realizadas exclusiva y directamente por comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras en los territorios previstos en el presente reglamento, no se exigirá acreditar la capacidad económica de que trata el artículo 22 de la Ley 1753 de 2015, por tratarse de comunidades étnicas de especial protección constitucional. En todo caso, cuando se trate de minería de mediana o gran escala o la pequeña escala se realice en asocio con terceros diferentes a las comunidades negras, la capacidad económica deberá acreditarse en los términos de dicha ley.
7. Autorización al representante legal para presentar la solicitud del contrato. Copia de la autorización de la asamblea del consejo comunitario al representante legal para formular la solicitud.
PARÁGRAFO. Para la presentación de la solicitud de contrato de concesión minera especial para comunidades negras que inicien en etapa de exploración con explotación anticipada, se adicionará el cumplimiento de los siguientes requisitos:
(i) Presentación del programa mínimo de explotación que debe contener los siguientes aspectos: Descripción de las actividades de exploración, línea base de explotación en el área a otorgar (ubicación de las labores de explotación), geología básica, planeación minera (métodos de explotación, actividades principales de la operación minera, planos y diseños, maquinaria y equipo, personal requerido, cronograma general del proyecto, beneficio y transformación de minerales, producción), información económica (costos de exploración adicional, inversión maquinaria y equipo, costos de mano de obra directa e indirecta, costos de seguridad y salud en el trabajo, costos ambientales y honorarios administrativos y plan de cierre).
(ii). Acreditación de la idoneidad laboral, manifestando que las actividades mineras se realizarán por parte de profesionales idóneos o aprovechando el conocimiento minero ancestral de las comunidades.
(iii) Manifestación del representante legal sobre el cumplimiento de las guías ambientales expedidas por la autoridad ambiental competente para la etapa de exploración.
(iv) Presentación del estimativo de la inversión mínima que se requiere para la explotación.
ARTÍCULO 2.2.5.11.5.4. EVALUACIÓN DE LA PROPUESTA DEL CONTRATO DE CONCESIÓN MINERA ESPECIAL PARA COMUNIDADES NEGRAS. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1396 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> Una vez recibida y radicada la solicitud del contrato de concesión minera especial para Comunidades Negras, la autoridad minera procederá a evaluarla en un término máximo de dos (2) meses. Una vez evaluada la propuesta de contrato, la autoridad minera realizará los requerimientos a que haya lugar y la comunidad solicitante contará con un término de treinta (30) días, prorrogables por un término igual, para dar cumplimiento al requerimiento efectuado.
Una vez subsanada la propuesta, cuando ello corresponda, dentro de los dos (2) meses siguientes, la autoridad minera evaluará nuevamente el cumplimiento de los requisitos y procederá a resolver de fondo, aplicando para ello las disposiciones especiales previstas en este capítulo.
PARÁGRAFO 1o. En los casos no consagrados en este capítulo, se aplicará la legislación minera vigente, pero solo en lo que sea compatible con la naturaleza y finalidades del reconocimiento de los derechos mineros de las comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras como grupo étnico sujeto de especial protección constitucional.
PARÁGRAFO 2o. Una vez otorgado el contrato de concesión minera especial para Comunidades Negras, dentro del año siguiente, el consejo comunitario titular presentará para evaluación de la autoridad minera un informe que describa las actividades que desarrollará en la etapa de exploración del contrato otorgado. Este informe será requisito previo a la intervención del área concesionada una vez aprobado por la autoridad minera, para lo cual dispondrá de un término improrrogable de quince (15) días.
ARTÍCULO 2.2.5.11.5.5. ACOMPAÑAMIENTO TÉCNICO INTEGRAL. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1396 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> Conforme el artículo 351 de la Ley 2294 de 2023, en los contratos de concesión minera especial para Comunidades Negras, el Ministerio de Minas y Energía y la autoridad minera, en el marco de sus competencias, prestarán apoyo técnico para promover conocimiento sobre instrumentos de financiación especial, bancarización, inclusión financiera y fortalecimiento empresarial y, así como en actividades de investigación, extensión y transferencia de tecnologías para el aprovechamiento económicamente eficiente de los recursos mineros, incluyendo el acompañamiento técnico integral para la formulación de los Programas de Trabajo y Obras, para impulsar la sustentabilidad ambiental de acuerdo con lo previsto en el artículo 51 de la Ley 70 de 1993. Para estos efectos se dará aplicación especial al artículo 2.2.5.11.6.1, Línea Especial para comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras en el Fondo de Fomento Minero, del presente decreto.
ARTÍCULO 2.2.5.11.5.6. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1396 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> Los procesos de contratación en el marco del fomento y de las actividades mineras en los territorios colectivos de las comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras, de que trata el presente decreto, se regirán por lo dispuesto en la Ley 2160 de 2021 y las demás disposiciones de la contratación pública.
ARTÍCULO 2.2.5.11.5.7. FISCALIZACIÓN DIFERENCIAL. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1396 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> El contrato de concesión minera especial para Comunidades Negras estará sujeto a una fiscalización diferencial por parte de la autoridad minera.
ARTÍCULO 2.2.5.11.5.8. ESTUDIOS DE IMPACTO Y LICENCIAMIENTO AMBIENTAL DIFERENCIAL PARA EL CONTRATO DE CONCESIÓN MINERA ESPECIAL PARA COMUNIDADES NEGRAS DE PEQUEÑA MINERÍA EN TERRITORIOS COLECTIVOS, EN TRÁMITE DE ADJUDICACIÓN Y OCUPADOS ANCESTRALMENTE POR LAS COMUNIDADES NEGRAS, AFROCOLOMBIANAS, RAIZALES Y PALENQUERAS. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1396 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> Cuando se trate de actividades de pequeña minería realizadas exclusiva y directamente por comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras en sus territorios colectivos, las autoridades ambientales aplicarán criterios diferenciales en materia de licenciamiento ambiental. El Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, reglamentará los términos de referencia para la elaboración de estudios de impacto ambiental y procedimiento diferencial del licenciamiento ambiental para comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras.
Cuando se trate de minería de mediana o gran escala, o la pequeña minería se realice en asocio con terceros diferentes a las Comunidades Negras, se aplicarán las disposiciones referentes a los estudios de impacto y licenciamiento ambiental previstos por la normatividad vigente.
PARÁGRAFO 1o. Esta reglamentación de los criterios diferenciales a cargo del Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible se expedirá en un plazo máximo de seis (6) meses contados a partir de la expedición del presente decreto, y será concertada con la Comisión Quinta del espacio nacional de consulta previa.
PARÁGRAFO 2o. De conformidad con lo dispuesto en el artículo 44 de la Ley 70 de 1993, las comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras, participarán en el diseño, elaboración, ejecución y evaluación de los estudios de impacto ambiental, socioeconómico y cultural sobre proyectos, obras o actividades mineras que se pretendan adelantar en sus territorios colectivos. El Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible en coordinación con el Ministerio de Minas y Energía, formularán un protocolo que guíe al sector minero en el cumplimiento efectivo de este derecho.
ARTÍCULO 2.2.5.11.5.9. OPCIONES DE CAMBIO. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1396 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> Las comunidades negras afrocolombianas, raizales y palenqueras interesadas, representadas por sus autoridades con solicitudes en trámite: (i) de propuestas de contrato de concesión (ii) de legalización o formalización de minería tradicional, (iii) declaración de áreas de reserva especial en sus territorios colectivos, (iv) propuestas de contrato de concesión con requisitos diferenciales del artículo 326 de la Ley 1955 de 2019, podrán solicitar el cambio del trámite de sus solicitudes por la propuesta de contrato de concesión minera especial para Comunidades Negras, siempre y cuando cumplan con las condiciones y requisitos previstos en el presente capítulo, caso en el cual deberán presentar dentro de los seis (6) meses siguientes a la vigencia del presente decreto la manifestación de cambio respectivo.
SOBRE LAS ACTIVIDADES DE FOMENTO MINERO EN LOS TERRITORIOS COLECTIVOS DE LAS COMUNIDADES NEGRAS, AFROCOLOMBIANAS, RAIZALES Y PALENQUERAS.
ARTÍCULO 2.2.5.11.6.1. LÍNEA ESPECIAL PARA COMUNIDADES NEGRAS EN EL FONDO DE FOMENTO MINERO. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1396 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> Para fomentar proyectos de pequeña minería a ser ejecutados por las comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras, en armonía con lo dispuesto en los artículos 55 y 58 de la Ley 70 de 1993, que facultan al Gobierno nacional para adecuar los programas de crédito y asistencia técnica existentes en el sector minero, a las particulares condiciones socioeconómicas y ambientales de las comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras crease una cuenta o línea especial para comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras, al interior del Fondo de Fomento Minero dispuesto en el artículo 8o de la Ley 2250 del 2022.
Esto con el fin de proveer de recursos económicos a la minería de comunidades en proceso de formalización a lo largo del ciclo minero, la prestación de asistencia técnica y financiera, la investigación, transferencia y adopción de tecnologías, desarrollo empresarial, el mejoramiento de las condiciones sociales y económicas de la minería de subsistencia, pequeña minería y la preservación del medio ambiente.
Estos recursos destinados al fomento y desarrollo de las comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras estarán disponibles a partir de los seis (6) meses siguientes a la reglamentación que haga el Gobierno nacional en el marco de lo establecido en el parágrafo 1 del artículo 8o de la Ley 2250 de 2022.
ARTÍCULO 2.2.5.11.6.2. PROMOCIÓN DE EMPRESAS MINERAS COMUNITARIAS. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1396 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> El Gobierno nacional a través del Ministerio de Minas y Energía y de las demás entidades del sector minero nacional, en coordinación con los consejos comunitarios, podrán destinar partidas presupuestales y la asistencia técnica para apoyar a las comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras, en la creación y fortalecimiento de empresas mineras comunitarias, que operen en los territorios colectivos. Dichas empresas comunitarias, contarán con el asesoramiento de las instituciones del sector minas y energía para facilitar su acceso directo a mercados nacionales e internacionales. El Ministerio de Minas y Energía, en aplicación a lo dispuesto en este artículo, dará un trato preferencial para los procesos empresariales mineros de las mujeres en toda la cadena productiva minera, así como la industrialización de estos, hasta la comercialización final y apoyará el desarrollo de nuevas alternativas productivas.
PARÁGRAFO. El Ministerio de Minas y Energía y la autoridad minera promoverán y crearán escenarios de asociación de iniciativa público popular para la implementación de proyectos mineros que permitan el desarrollo de los planes de etnodesarrollo y el acceso, garantía y materialización de los derechos humanos de las comunidades, el mejoramiento de la calidad de vida y con enfoque de género, acorde a lo determinado en el artículo 73 y 101 de la Ley 2294 de 2023.
ARTÍCULO 2.2.5.11.6.3. ASOCIACIONES EMPRESARIALES PARA LA EXPLORACIÓN, LA EXPLOTACIÓN, EL PROCESAMIENTO O LA COMERCIALIZACIÓN DE LOS RECURSOS MINEROS. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1396 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> Las comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras, a través de sus autoridades, podrán celebrar contratos de asociación empresarial con entidades públicas o privadas, para la exploración, la explotación, la transformación o la comercialización de los recursos mineros involucrados en los contratos de concesión minera especial para comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras, que les otorgue la autoridad minera competente en sus territorios colectivos. En caso de celebrar contratos de asociación empresarial no aplicará ninguno de los criterios diferenciales establecidos en el presente decreto.
Igualmente, las comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras, podrán contratar la totalidad o parte de los trabajos, obras y actividades correspondientes con personas ajenas a ellos, para la exploración, explotación, transformación o comercialización de los recursos involucrados en el contrato de concesión minera especial para Comunidades Negras.
De conformidad con el artículo 1602 del Código Civil Colombiano, se destaca que los contratos de asociación con entidades privadas se rigen por el derecho privado y se sujetarán a las reglas vigentes sobre la materia, en estos contratos de asociación empresarial, las Comunidades Negras conservarán siempre la titularidad de los derechos mineros y la autonomía del territorio ancestral, además, dichos contratos se sustentarán en el principio de autonomía de las comunidades en atención al numeral 3 del artículo 3o de la Ley 70 de 1993, que establece como uno de los principios el de la participación de las Comunidades Negras y sus organizaciones sin detrimento de su autonomía como una condición transversal para hacer efectivos los demás derechos que establece la ley.
ARTÍCULO 2.2.5.11.6.4. MECANISMOS INSTITUCIONALES. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1396 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> Dentro de los doce (12) meses siguientes a la entrada en vigencia del presente decreto, el Ministerio de Minas y Energía y la autoridad minera realizarán las gestiones y adecuaciones institucionales con el fin de crear unidades de apoyo técnico para la gestión integral de las zonas mineras y el contrato minero especial para Comunidades Negras, la promoción de la formalización minera, y además, para garantizar el tratamiento diferencial étnico integral en el diseño, implementación, evaluación y seguimiento de las políticas públicas del sector minero con incidencia en los territorios de comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras.
DEL SANEAMIENTO DE LOS TÍTULOS MINEROS OTORGADOS EN LOS TERRITORIOS COLECTIVOS DE LAS COMUNIDADES NEGRAS, EN CONTRAVÍA DE LO DISPUESTO EN LOS ARTÍCULOS 8 Y 17 DE LA LEY 70 DE 1993.
ARTÍCULO 2.2.5.11.7.1. REVISIÓN DE LOS CONTRATOS DE CONCESIÓN Y DEMÁS TÍTULOS MINEROS OTORGADOS EN LOS TERRITORIOS COLECTIVOS DE LAS COMUNIDADES NEGRAS EN VIGENCIA DE LA LEY 70 DE 1993. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1396 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> En armonía con lo dispuesto en los artículos 17 y 30 de la Ley 70 de 1993, dentro de los dieciocho (18) meses siguientes a la entrada en vigencia del presente decreto, la autoridad minera en acompañamiento del Ministerio de Minas y Energía, realizarán una revisión técnica y jurídica de los contratos de concesión y demás títulos mineros otorgados en los territorios colectivos de las comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras, en vigencia de la Ley 70 de 1993, con el objeto de determinar el cumplimiento de las disposiciones legales y reglamentarias vigentes sobre la materia y de la garantía del derecho de prelación en favor de las comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras, con el propósito que la autoridad minera adopte las medidas correctivas correspondientes conforme el artículo 2.2.5.11.5.2. del presente decreto.
DE LA PARTICIPACIÓN DE LAS COMUNIDADES NEGRAS, AFROCOLOMBIANAS, RAIZALES Y PALENQUERAS EN LA INSTITUCIONALIDAD DEL SECTOR MINERO.
ARTÍCULO 2.2.5.11.8.1. PARTICIPACIÓN DE LAS COMUNIDADES NEGRAS, AFROCOLOMBIANAS, RAIZALES Y PALENQUERAS EN EL COMITÉ ASESOR DEL FONDO DE FOMENTO MINERO. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1396 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> De conformidad con lo dispuesto en el artículo 8o de la Ley 2250 del 2022, las comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras, participarán en el comité asesor del Fondo de Fomento Minero, con un delegado con voz y voto, elegido por la Comisión Quinta del Espacio Nacional de Consulta Previa de comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras.
DISPOSICIONES VARIAS.
ARTÍCULO 2.2.5.11.9.1. PLAN INTEGRAL DE IMPLEMENTACIÓN. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1396 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> Dentro de los seis (6) meses siguientes a la entrada en vigencia del presente capítulo, el Gobierno nacional bajo la coordinación de la Vicepresidencia de la República y los Ministerios de Minas y Energía, Ambiente y Desarrollo Sostenible, e Interior, formularán y pondrán en marcha un plan integral de implementación de las disposiciones previstas en el presente capítulo para garantizar el cumplimiento integral y efectivo de los derechos mineros de las comunidades negras afrocolombianas, raizales y palenqueras.
En el plan se definirán las actividades prioritarias, las metas, los indicadores, los cronogramas y los presupuestos requeridos para su ejecución, en concertación con la Comisión Quinta del Espacio Nacional de Consulta Previa.
ARTÍCULO 2.2.5.11.9.2. DIVULGACIÓN. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1396 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> Los Ministerios del Interior, Minas y Energía, Ambiente y Desarrollo Sostenible, la Agencia Nacional de Minería, la Comisión Consultiva de Alto Nivel y el Espacio Nacional de Consulta Previa, promoverán la difusión y divulgación del presente decreto, con el propósito de preparar las condiciones que hagan posible su inmediata aplicación.
DISTRITOS MINEROS ESPECIALES PARA LA DIVERSIFICACIÓN PRODUCTIVA.
DISPOSICIONES GENERALES.
ARTÍCULO 2.2.5.12.1.1. OBJETO. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 977 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> El presente capítulo tiene por objeto establecer objetivos, criterios, mecanismos y herramientas para la identificación, priorización y delimitación de los Distritos Mineros Especiales para la Diversificación Productiva, así como para la elaboración, implementación, evaluación y seguimiento del Plan Estratégico de Gestión.
ARTÍCULO 2.2.5.12.1.2. ÁMBITO DE APLICACIÓN. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 977 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> El presente capítulo se aplica a las autoridades administrativas y entidades públicas del orden nacional y territorial, que conforme con sus competencias legales tienen acciones en los Distritos Mineros Especiales para la Diversificación Productiva y/o participan en la elaboración, aprobación, implementación, seguimiento y evaluación de su Plan Estratégico de Gestión.
Así mismo, no modifica o suprime las competencias de las entidades territoriales ni de las autoridades mineras o ambientales, ni de ninguna otra entidad.
ARTÍCULO 2.2.5.12.1.3. DISTRITOS MINEROS ESPECIALES PARA LA DIVERSIFICACIÓN PRODUCTIVA. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 977 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> Los Distritos Mineros Especiales para la Diversificación Productiva son un instrumento de planificación socioambiental, gestión y articulación institucional.
ARTÍCULO 2.2.5.12.1.4. PRINCIPIOS. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 977 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> La identificación, priorización, diseño y delimitación de los Distritos Mineros Especiales para la Diversificación Productiva se orientará por los siguientes principios:
Desarrollo armónico. Los Distritos Mineros Especiales para la Diversificación Productiva procurarán el desarrollo equitativo de los municipios que converjan en el área delimitada, de acuerdo con su potencial productivo. La delimitación de los distritos mineros especiales promoverá el concurso de territorios colindantes que generen sinergias en la búsqueda del desarrollo productivo y social.
Restauración y rehabilitación ecológica. Los Distritos Mineros Especiales para la Diversificación Productiva promoverán la implementación de programas de restauración, rehabilitación ecológica en los territorios delimitados, según corresponda. Teniendo en cuenta el derecho de los seres humanos a una vida saludable y productiva en armonía con la naturaleza, el debido cuidado de los recursos hídricos para el consumo humano y el ordenamiento del territorio alrededor del agua.
Diversidad social, productiva y asociativa. Los Distritos Mineros Especiales para la Diversificación Productiva reconocerán la aptitud del territorio, el potencial geológico-minero, las potencialidades para el desarrollo de encadenamientos productivos, asociativos y las particularidades ambientales, culturales y económicas de las áreas geográficas involucradas. Procurarán la diversificación productiva y laboral mediante la reindustrialización, el uso sostenible de la biodiversidad, actividades de economía circular e innovación.
Productividad y reindustrialización. Los Distritos Mineros Especiales para la Diversificación Productiva promoverán modelos productivos y de reindustrialización que impulsen el desarrollo económico y social de las zonas donde se desarrollan, en armonía con los principios del presente artículo, entre ellos, el principio de sostenibilidad y el cumplimiento estricto de los requerimientos ambientales.
Participación razonable, incidente y efectiva. Los Distritos Mineros Especiales para la Diversificación Productiva promoverán la participación de las comunidades que habitan las áreas establecidas como Distritos Mineros Especiales para la Diversificación Productiva. El proceso de formulación del Plan Estratégico de gestión, su evaluación y seguimiento deberán fundamentarse en el diálogo plural, consciente y responsable; la participación razonable, incidente, efectiva y la garantía de acceso a la información. Además, cuando sea procedente se aplicará el consentimiento libre e informado.
Concertación con pueblos indígenas, comunidades negras, afrodescendientes, raizales - palenqueras y otras comunidades étnicas. Los Distritos Mineros Especiales para la Diversificación Productiva deberán generar el diálogo participativo, y acuerdos con las comunidades étnicas como un proceso permanente y como una herramienta fundamental en el proceso de análisis de la dinámica socioeconómica y en la formulación del Plan Estratégico de Gestión, su evaluación y seguimiento, sin perjuicio de que cuando se vayan a realizar proyectos, obras o actividades dentro de los territorios ancestrales y tradicionalmente ocupados se respete el derecho fundamental a la consulta previa libre e informada.
Articulación, coordinación concurrencia y subsidiaridad institucional. Los Distritos Mineros Especiales para la Diversificación Productiva fortalecerán la coordinación entre entidades conforme al ordenamiento jurídico vigente, de acuerdo con la distribución legal de competencias siguiendo los principios de coordinación, concurrencia y subsidiariedad. Se garantizará que los municipios, distritos y autoridades étnico-territoriales tengan un grado de participación razonable, incidente y efectiva en el proceso de formulación del Plan Estratégico de Gestión, su evaluación y seguimiento. Se garantizará que las entidades territoriales y las autoridades étnico-territoriales se expresen mediante los órganos legítimos de representación y que sus intervenciones influyan efectivamente en la toma de decisiones, sin perjuicio de las competencias del nivel nacional.
Tránsito a economías productivas. Los Distritos Mineros Especiales para la Diversificación Productiva generarán la articulación de planes, programas y políticas teniendo en cuenta la programación, preparación y adaptación de los territorios al desarrollo de actividades productivas diversificadas; de esa forma, procurarán* el desarrollo de economías productivas diversificadas mediante la generación de cadenas de valor, la mejora de las condiciones sociales, ambientales y económicas, así como la cualificación laboral en otros sectores viables y la reconversión productiva, buscando superar condiciones de alta dependencia a las economías extractivas.
El desarrollo del ciclo minero se articulará a economías productivas basadas en el intercambio, la transformación y generación de conocimiento, la reindustrialización, el desarrollo agrícola y estrategias de conservación, recuperación y rehabilitación de ecosistemas degradados.
ARTÍCULO 2.2.5.12.1.5. OBJETIVOS Y PROPÓSITOS DE LOS DISTRITOS MINEROS ESPECIALES PARA LA DIVERSIFICACIÓN PRODUCTIVA. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 977 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> Son objetivos y propósitos de los Distritos Mineros Especiales para la Diversificación Productiva los siguientes:
1. Planificar socioambientalmente la actividad minera para alcanzar el ordenamiento del territorio alrededor del agua y la sustentabilidad de las regiones donde se desarrollan operaciones y proyectos mineros, garantizando la protección de áreas protegidas, ecosistemas estratégicos o de alta importancia ambiental u otras áreas que resulten incompatibles con estas actividades.
2. Promover rutas de formalización para los mineros y las mineras.
3. Promover la asociatividad entre mineros y mineras de pequeña escala y la asociatividad en las diferentes actividades productivas.
4. Promover la reindustrialización a partir de minerales estratégicos y de nuevas alternativas productivas.
5. Fomentar la reconversión productiva y laboral en el área delimitada con el fin de garantizar las condiciones de trabajo digno y decente.
6. Generar la solución concertada de los conflictos, entre otros, los derivados del desarrollo de actividades mineras y de la extracción ilícita o no autorizada de minerales.
7. Generar condiciones para garantizar la soberanía alimentaria o alimentación adecuada de las poblaciones en el área delimitada, en desarrollo de nuevas alternativas productivas y en los procesos de reconversión mediante la implementación de sistemas agroalimentarios y agropecuarios sustentables.
8. Planificar y gestionar las acciones institucionales y productivas, teniendo en cuenta el cuidado y preservación de las fuentes hídricas.
9. Impulsar y desarrollar alternativas productivas a partir de la identificación de la aptitud del territorio, generando sinergias que aprovechen las diferentes vocaciones productivas coexistentes y promoviendo acciones de participación en la construcción de dichas alternativas y contemplando sus iniciativas.
10. Promover el desarrollo de otras actividades productivas, aprovechando las diferentes vocaciones de los territorios mediante el despliegue integral de la oferta institucional, consagrada en la normativa vigente.
11. Desarrollar modelos participativos para la protección y conservación de los recursos naturales, de modo que se permita la funcionalidad de la naturaleza de manera autónoma.
12. Promover la bancarización y condiciones de acceso a créditos y otros servicios financieros, con el fin de implementar proyectos productivos y generar buenas prácticas en las actividades productivas.
PARÁGRAFO. Estos objetivos y propósitos también deben desarrollar modelos productivos competitivos que permitan propiciar* condiciones de vida digna de las poblaciones, junto al cumplimiento de los programas del Gobierno nacional orientados a la transición energética justa e industrial y el desarrollo de la infraestructura pública nacional, conforme lo establecido en el capítulo V de la Ley 2294 de 2023.
IDENTIFICACIÓN, PRIORIZACIÓN Y DELIMITACIÓN DE LOS DISTRITOS MINEROS ESPECIALES PARA LA DIVERSIFICACIÓN PRODUCTIVA.
ARTÍCULO 2.2.5.12.2.1. CRITERIOS PARA LA IDENTIFICACIÓN, PRIORIZACIÓN Y LA DELIMITACIÓN DE LOS DISTRITOS MINEROS ESPECIALES PARA LA DIVERSIFICACIÓN PRODUCTIVA. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 977 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> El Ministerio de Minas y Energía o a quien este delegue, para la identificación, priorización y delimitación del área de los Distritos Mineros Especiales para la Diversificación Productiva, tendrá en cuenta entre otros, los siguientes criterios:
1. El tipo de operación minera que se desarrolla, el volumen de producción y el grado de concentración de las actividades mineras, de acuerdo con la información disponible por parte del Ministerio de Minas y Energía, sus entidades adscritas y las entidades territoriales competentes junto a la información disponible de yacimientos de interés proveniente del Servicio Geológico Colombiano, como las del Plan Nacional de Conocimiento Geocientífico, entre otras fuentes.
2. La tradición minera de las comunidades de acuerdo con la información disponible por parte del Ministerio de Minas y Energía, sus entidades adscritas, las entidades territoriales competentes o la entidad que haga sus veces,
3. La existencia de otras actividades productivas complementarias y sus oportunidades de fortalecimiento, incluyendo la posibilidad de proyectos bioeconómicos, conforme la información allegada por el Ministerio de Agricultura y Desarrollo Rural, el Ministerio de Comercio, Industria y Turismo, el Ministerio de Ciencia Tecnología e Innovación, el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, sus entidades adscritas y por las entidades territoriales competentes,
4. Las determinantes del ordenamiento territorial en los términos del artículo 32 de la Ley 2294 de 2023, por el cual se modifica el artículo 10 de la Ley 388 de 1997.
5. Las zonas excluibles y sus equivalentes del desarrollo de la actividad minera, conforme la información allegada por el Ministerio de Minas y Energía, el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, sus entidades adscritas o vinculadas, así como las Corporaciones Autónomas Regionales, las Corporaciones para el Desarrollo Sostenible, la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales, las autoridades ambientales urbanas, las áreas metropolitanas y Parques Nacionales Naturales.
6. El estado de deterioro, de existir, de los ecosistemas y territorios donde se ha realizado la actividad minera, su capacidad de rehabilitación y las estrategias de conservación, conforme la información allegada por el Ministerio de Minas y Energía, el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, sus entidades adscritas o vinculadas, así como las Corporaciones Autónomas Regionales, las Corporaciones para el Desarrollo Sostenible, la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales, las autoridades ambientales urbanas, las áreas metropolitanas y Parques Nacionales Naturales, para identificar las áreas con mayor necesidad de intervención.
7. La información resultado de la implementación del catastro multipropósito y los procesos de formalización de la propiedad de la tierra para fomentar usos complementarios del suelo, conforme la información allegada por el Ministerio de Agricultura y Desarrollo Rural, por el Instituto Geográfico Agustín Codazzi y por las entidades territoriales competentes,
8. El fomento a la reindustrialización y otras alternativas de valor agregado conforme la información allegada por el Ministerio de Agricultura y Desarrollo Rural, el Ministerio de Comercio, Industria y Turismo, el Ministerio de Ciencia Tecnología e Innovación y por las entidades territoriales competentes.
PARÁGRAFO 1o. La información necesaria será proporcionada por las entidades aquí enunciadas o quien haga sus veces; además se tendrá en cuenta la información proveniente de los demás sectores y ministerios, entre otros, la Unidad de Planificación Rural Agropecuaria, el Ministerio de la Igualdad y Equidad, Ministerio del Interior, Ministerio de Educación Nacional, Ministerio de Trabajo, Ministerio de Defensa Nacional, Ministerio de Salud y Protección Social, Agencia de Renovación del Territorio, Unidad Nacional de Gestión del Riesgo de Desastres, los estudios o investigaciones adelantados por el sector académico, educativo y adicionales.
PARÁGRAFO 2o. Con fundamento en los criterios e información de los artículos anteriores, el Ministerio de Minas y Energía o a quien este delegue, a partir de las herramientas de ordenamiento y planeación del territorio (POT, EOT, PBOT, POMCA, entre otros), la información oficial disponible o la dispuesta por las entidades nacionales y territoriales competentes, verificará las condiciones de manera preliminar del área que conformará el Distrito Minero Especial para la Diversificación Productiva. De igual forma, se podrá establecer contacto con autoridades locales, otras instituciones y organizaciones sociales con el fin de indagar por el contexto general de la región.
ARTÍCULO 2.2.5.12.2.2. IDENTIFICACIÓN, PRIORIZACIÓN Y DELIMITACIÓN DE LOS DISTRITOS MINEROS ESPECIALES PARA LA DIVERSIFICACIÓN PRODUCTIVA. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 977 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> Para la identificación, priorización y la delimitación de los Distritos Mineros Especiales para la Diversificación Productiva, se contará con la información de que trata el artículo anterior, para lo cual:
1. El Ministerio de Minas y Energía, o quien este delegue, procurará la información necesaria y solicitará por escrito la información pertinente a las diferentes entidades del orden nacional, departamental y municipal, tal como se enunció en el artículo anterior, para lo cual indicará los municipios proyectados para delimitación de un Distrito Minero Especiales para la Diversificación Productiva.
2. Cada una de las entidades requeridas procederá a compilar la Información conforme su competencia y la remitirá al Ministerio de Minas y Energía, o a quien él delegue.
3. La información deberá estar asociada a las características socioculturales, ambientales, productivas y geofísicas compartidas en la configuración territorial de los entornos subregionales a integrarse en la identificación, priorización y la delimitación de los Distritos Mineros Especiales para la Diversificación Productiva.
4. El Ministerio de Minas y Energía, o quien él delegue, convocará a las diferentes entidades requeridas a integrar en la información solicitada las características del área, los conflictos identificados en la zona y la oferta institucional disponible para atenderlos.
PARÁGRAFO 1o. La escala de la información para el diagnóstico será la de mayor detalle disponible en la Información oficial, y que incluya datos sobre los componentes abiótico, biótico, social, económico y cultural e incluirá los metadatos de la información consultada, así como las capas geográficas utilizadas.
PARÁGRAFO 2o. En caso de que sean identificadas diferentes áreas con los criterios previstos en el artículo anterior, el Ministerio de Minas y Energía o quien él delegue, podrá priorizar y delimitar progresivamente los diferentes Distritos Mineros Especiales para la Diversificación Productiva, de acuerdo con la necesidad y conveniencia que defina en el ejercicio de sus competencias.
PARÁGRAFO 3o. Cada una de las entidades requeridas determinará si debe adelantar una caracterización productiva, ambiental y/o social a partir de la información con la que cuente, caso en el cual informará al Ministerio de Minas y Energía, o quien haga sus veces. En todo caso, si alguna entidad considera que debe realizar una caracterización, ello no limitará la expedición del acto de delimitación de los Distritos Mineros Especiales para la Diversificación Productiva y el resultado de la información será insumo para la elaboración del respectivo plan estratégico de gestión del distrito.
ARTÍCULO 2.2.5.12.2.3. ACTO DE DELIMITACIÓN DE LOS DISTRITOS MINEROS ESPECIALES PARA LA DIVERSIFICACIÓN PRODUCTIVA. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 977 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> La delimitación del área de los Distritos Mineros Especiales para la Diversificación Productiva se adoptará mediante acto administrativo expedido por el Ministerio de Minas y Energía, o quien él delegue, en coordinación armónica con la autoridad minera, las autoridades ambientales y las demás carteras ministeriales concernidas.
El acto administrativo contendrá como mínimo: i) la relación de los municipios que conforman el distrito y su georreferenciación; ii) el resultado de la verificación de las condiciones señaladas en el artículo 2.2.5.12.2.1 del presente decreto; iii) convocará a las entidades y actores relevantes que se han identificado como tales durante el diagnóstico previo realizado; iv) dispondrá la instalación de la Mesa de Trabajo Interinstitucional indicando la fecha de la primera sesión y la periodicidad de las siguientes sesiones; iv) solicitará a la Mesa de Trabajo Interinstitucional la formulación del Plan Estratégico de Gestión; v) establecerá las reglas generales que guiarán el desarrollo de la Mesa de Trabajo Interinstitucional; vi) y podrá dar al Distrito Minero Especial para la Diversificación Productiva un nombre o nominación que lo describa de forma general.
PARÁGRAFO 1o. La información geográfica contenida en el referido acto administrativo se incorporará como una capa informativa en el Sistema Integral de Gestión Minera a cargo de la autoridad minera.
PARÁGRAFO 2o. Cada una de las áreas delimitadas bajo la figura de Distrito Minero Especial para la Diversificación Productiva tendrá su propia Mesa de Trabajo Interinstitucional y su Plan Estratégico de Gestión.
MESAS DE TRABAJO INTERINSTITUCIONAL DE LOS DISTRITOS MINEROS ESPECIALES PARA LA DIVERSIFICACIÓN PRODUCTIVA.
ARTÍCULO 2.2.5.12.3.1. MESAS DE TRABAJO INTERINSTITUCIONAL DE LOS DISTRITOS MINEROS ESPECIALES PARA LA DIVERSIFICACIÓN PRODUCTIVA. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 977 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> Conforme lo previsto en el artículo 231 de la Ley 2294 de 2023 y en el acto administrativo de delimitación, se conformará la Mesa de Trabajo Interinstitucional como instancia de articulación institucional para la planificación, gestión socioambiental y económica de los territorios delimitados como Distritos Mineros Especiales para la Diversificación Productiva, de la cual se podrán derivar mesas de trabajo temáticas o zonales y estará integrada conforme se indica en el siguiente artículo.
ARTÍCULO 2.2.5.12.3.2. CONFORMACIÓN DE LA MESA DE TRABAJO INTERINSTITUCIONAL DE LOS DISTRITOS MINEROS ESPECIALES PARA LA DIVERSIFICACIÓN PRODUCTIVA. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 977 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> El Ministerio de Minas y Energía determinará la conformación de las Mesas de Trabajo Interinstitucional, teniendo en cuenta la información recibida durante el diagnóstico previo para la identificación, priorización y la delimitación de los Distritos Mineros Especiales, los actores relevantes identificados, las características particulares de la zona o región, y las competencias de cada una de las entidades públicas.
PARÁGRAFO 1o. Las entidades que sean convocadas en el acto de delimitación, como parte de la Mesa de Trabajo Interinstitucional, deberán concurrir, de manera obligatoria, a las citaciones que para el efecto realice el Ministerio de Minas y Energía, y participarán de forma activa en el diseño del Plan Estratégico de Gestión del Distrito Minero Especial para la Diversificación Productiva, en su implementación, seguimiento y establecimiento de las acciones de mejora.
PARÁGRAFO 2o. Las Mesas de Trabajo Interinstitucional de los Distritos Mineros Especiales para la Diversificación Productiva estará presidida por el Ministerio de Minas y Energía, con el apoyo del Ministerio del Interior y del Departamento Nacional de Planeación. La secretaría técnica de la mesa se designará en la primera sesión.
PARÁGRAFO 3o. Las entidades públicas convocadas deberán asegurarse de que la persona delegada para integrar la Mesa de Trabajo Interinstitucional pertenezca al nivel directivo o asesor, conforme el artículo 9o y siguientes de la Ley 489 de 1998.
PARÁGRAFO 4o. A las sesiones de las Mesas de Trabajo Interinstitucional de los Distritos Mineros Especiales para la Diversificación Productiva, el Ministerio de Minas y Energía podrá citar a otras entidades y actores, que sean identificados como relevantes durante el diseño del Plan Estratégico de Gestión, aunque no hayan sido parte del acto de delimitación del Distrito Minero Especial para la Diversificación Productiva.
ARTÍCULO 2.2.5.12.3.3. ACTIVIDADES DE LA MESA DE TRABAJO INTERINSTITUCIONAL DE LOS DISTRITOS MINEROS ESPECIALES PARA LA DIVERSIFICACIÓN PRODUCTIVA. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 977 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> La Mesa de Trabajo Interinstitucional de los Distritos Mineros Especiales para la Diversificación Productiva, conforme las competencias de cada una de las entidades que la conforman y en los términos del artículo 231 de la Ley 2294 de 2023, desarrollará las siguientes actividades:
1. Articular acciones tendientes a lograr los objetivos y propósitos de los Distritos Mineros Especiales para la diversificación productiva señalados en el presente decreto.
2. Promover la diversificación de actividades económicas, el desarrollo de nuevas alternativas y encadenamientos productivos, y la reindustrialización en la zona mediante la articulación de la oferta Institucional del Estado y el aporte voluntario de los distintos actores u organismos.
3. Promover la inclusión y desarrollo de programas de sustitución, reubicación y reconversión productiva de actividades mineras artesanales y de pequeña escala (incluyendo las formas de minería que se encuentran entre estas dos categorías), con vocación para la formalización, que no cuenten con título minero ni licencia ambiental y se adelanten en zonas excluidas de la minería. Dichos programas contarán con componentes de asesoría, capacitación, bancarización, financiación, asistencia técnica, entre otras estrategias de acompañamiento estatal, que favorezcan su efectividad.
4. Adelantar acciones en coordinación con la autoridad minera nacional y demás partes interesadas, para el mejoramiento de las condiciones de seguridad y salud ocupacional en las explotaciones mineras que se desarrollan en el área.
5. Procurar la generación de condiciones para la garantía de la seguridad y soberanía alimentaria.
6. Impulsar la conformación de Asociaciones Público-Populares entre entidades públicas y organizaciones sin ánimo de lucro de las economías populares y comunitarias para la contratación y ejecución de obras, y la compra pública para la adquisición de bienes y servicios que contribuyan a la diversificación productiva y a la implementación de programas de reubicación, sustitución y reconversión productiva.
7. Indagar por las áreas con riesgo de desastres en donde las actividades mineras u otras actividades económicas se vean restringidas.
8. Establecer planes de apoyo a los trabajadores que reconvierten su actividad con estrategias de diversificación económica vinculadas a las políticas de sostenibilidad ambiental, para garantizar un desarrollo sostenible.
9. Diseñar y adoptar el Plan Estratégico de Gestión del Distrito Minero Especial para la Diversificación Productiva.
10. Procurar la participación ciudadana en el diseño e implementación del Plan Estratégico de Gestión del Distrito Minero Especial para la Diversificación Productiva.
11. Impulsar y hacer seguimiento a la implementación del Plan Estratégico de Gestión del Distrito Minero Especial para la Diversificación Productiva.
12. Adoptar acciones correctivas del Plan Estratégico de Gestión del Distrito Minero Especial para la Diversificación Productiva cuando sea necesario.
13. Disponer mesas de trabajo temáticas o zonales, de acuerdo con las particularidades del territorio.
PLAN ESTRATÉGICO DE GESTIÓN DEL DISTRITO MINERO ESPECIAL PARA LA DIVERSIFICACIÓN PRODUCTIVA.
ARTÍCULO 2.2.5.12.4.1. PLAN ESTRATÉGICO DE GESTIÓN DEL DISTRITO MINERO ESPECIAL PARA LA DIVERSIFICACIÓN PRODUCTIVA. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 977 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> El Plan Estratégico de Gestión es el instrumento elaborado por la Mesa de Trabajo Interinstitucional de que trata la sección anterior del presente capítulo, el cual contendrá, entre otros, el análisis de la dinámica socioeconómica, productiva y los determinantes del ordenamiento territorial, la previsión de diálogos territoriales, así como el inventario de la oferta institucional a cargo de entidades que conforman la Mesa de Trabajo Interinstitucional que, de acuerdo con sus competencias, estén encaminadas a lograr los objetivos y propósitos de los Distritos Mineros Especiales para la Diversificación Productiva conforme lo describen los siguientes artículos.
PARÁGRAFO 1o. El Plan Estratégico de Gestión deberá contener acciones dirigidas a gestionar los componentes minero, social, económico, institucional, étnico y ambiental e incluir criterios de evaluación y seguimiento, conforme las condiciones particulares de cada distrito y las competencias de las entidades involucradas. Contando con el apoyo de la empresa privada, las mineras y los mineros de la zona delimitada, la cooperación internacional y el compromiso de las organizaciones sociales, sin que ello sustituya las funciones de seguimiento y control de las autoridades ambientales competentes.
PARÁGRAFO 2o. El Plan Estratégico de Gestión de cada uno de los Distritos Mineros Especiales para la Diversificación Productiva será adoptado por las entidades que conforman la Mesa de Trabajo Interinstitucional y los compromisos allí dispuestos deberán incluirse en los Planes Estratégicos de Acción de cada una de las entidades.
ARTÍCULO 2.2.5.12.4.2. ANÁLISIS DE LA DINÁMICA SOCIOECONÓMICA Y DE LAS DETERMINANTES DE ORDENAMIENTO TERRITORIAL. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 977 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> Una vez delimitado el Distrito, a partir de la información disponible, se deberá elaborar la caracterización socioeconómica de la zona definida como Distritos Mineros Especiales para la Diversificación Productiva, en caso de que sea pertinente. La Mesa de Trabajo Interinstitucional formulará un análisis con información sobre: la situación socioeconómica de la población, la presencia de pueblos indígenas, comunidades negras, afrodescendientes, raizales, palenqueras y otras comunidades étnicas, la identificación de los recursos bioculturales, las determinantes de ordenamiento territorial, condiciones agropecuarias, un análisis del sector minero y de otros sectores económicos en el que se reconozcan actores, economías populares y dinámicas locales, de forma tal que se determine la vocación y el potencial productivo de la zona, el estado de la infraestructura, la capacidad, uso del suelo y de las tierras, entre otras. Con esta información se logrará tener una visión amplia e integral del distrito para determinar las principales problemáticas y las posibles alternativas para el desarrollo territorial y la diversificación productiva.
PARÁGRAFO. Se deberá tener en cuenta lo dispuesto por las Comisiones Regionales de Competitividad en aquellos territorios donde exista una; y en general con el Sistema Nacional de Competitividad e Innovación,
ARTÍCULO 2.2.5.12.4.3. INVENTARIO DE LA OFERTA INSTITUCIONAL. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 977 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> La Mesa de Trabajo Interinstitucional de los Distritos Mineros Especiales para la Diversificación Productiva gestionará la articulación entre entidades para elaborar el inventario de la oferta institucional con la debida identificación de los actores presentes en el territorio, de los planes, programas, proyectos, acciones y actividades dispuestas para el área delimitada. Adicionalmente, en aquellos casos que determine la mesa se emitirán alertas ante la ausencia de oferta institucional en sectores que lo requieran.
ARTÍCULO 2.2.5.12.4.4. COMPONENTE MINERO. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto número 977 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> El Plan Estratégico de Gestión del Distrito Minero delimitado deberá contemplar las acciones que desde el sector minero deban ser implementadas para alcanzar la sustentabilidad de las regiones donde se desarrollan operaciones y proyectos mineros. Entre otras, la autoridad minera dispondrá acciones para la fiscalización de los títulos existentes que permita verificar el pleno cumplimiento de las obligaciones y la depuración del catastro minero, conforme el ordenamiento vigente.
PARÁGRAFO. La autoridad minera reservará áreas de reserva estratégica mineras y áreas de reserva para la formalización conforme el artículo 20 de la Ley 1753 de 2015. Adicionalmente, en el componente minero se contemplarán acciones para el avance de las labores de formalización minera de forma armónica con el avance de las actividades de licenciamiento y seguimiento ambiental. Asimismo, se integrarán acciones para promover la asociatividad entre mineros y mineras de pequeña escala, así como la reindustrialización a partir de minerales estratégicos, conforme las acciones que disponga la Mesa de Trabajo Interinstitucional de los Distritos Mineros Especiales para la Diversificación Productiva.
ARTÍCULO 2.2.5.12.4.5. COMPONENTE AMBIENTAL. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 977 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> El Plan Estratégico de Gestión del Distrito Minero Delimitado contemplará las acciones que desde el sector ambiental permitan la protección de los recursos naturales renovables; las acciones para la prevención, la compensación, la corrección y la mitigación de los impactos de la actividad minera, las acciones de restauración, rehabilitación, conservación o preservación de esos recursos, conforme las acciones que establezca la Mesa de Trabajo interinstitucional! de los Distritos Mineros Especiales para la Diversificación Productiva. Lo anterior, sin perjuicio de los permisos, autorizaciones o licencias ambientales que se requieran y el ejercicio de seguimiento y control que corresponde a las autoridades ambientales competentes.
ARTÍCULO 2.2.5.12.4.6. COMPONENTE SOCIAL. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 977 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> El Plan Estratégico de Gestión del Distrito Minero Delimitado deberá contemplar las acciones que desde el ámbito nacional, departamental y municipal deban ser desarrolladas para el fortalecimiento de la participación ciudadana y comunitaria, el fortalecimiento del liderazgo de las mujeres en los proyectos productivos; el fomento de la asociatividad entre los actores del territorio, junto a políticas diferenciales y de inclusión de género, conforme las acciones que disponga la Mesa de Trabajo Interinstitucional de los Distritos Mineros Especiales para la Diversificación Productiva.
PARÁGRAFO. La Mesa de Trabajo Interinstitucional establecerá diálogos territoriales como una de las estrategias para el diseño e implementación del Plan Estratégico de Gestión de los Distritos Mineros Especiales para la Diversificación Productiva. Estos diálogos se constituirán en espacios de encuentro para la identificación de problemáticas y necesidades, la definición de acuerdos, propuestas, compromisos y las rutas por seguir.
ARTÍCULO 2.2.5.12.4.7. COMPONENTE ECONÓMICO. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 977 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> El Plan Estratégico de Gestión del Distrito Minero Delimitado deberá contemplar las acciones que desde el ámbito nacional, departamental y municipal deben ser implementadas para el desarrollo de nuevas alternativas productivas y la reconversión laboral.
PARÁGRAFO. Los Distritos Mineros Especiales para la Diversificación Productiva deberán tener en consideración un mapeo de la reorientación y emprendimiento productivo que se puede adoptar, junto a los efectos que en materia laboral se puedan presentar. Por ello, se contará con concertaciones en el ámbito laboral que se enmarquen en los procesos propios de la estrategia de Transición Justa de la Fuerza Laboral y del derecho al trabajo digno-decente, que se enmarcan en el respeto a los derechos fundamentales del trabajo, la mitigación de los efectos de la diversificación y el diseño de acciones de enfoque diferencial con atención especial a los segmentos poblacionales más vulnerables. Adicionalmente, se deberá tener en cuenta la cualificación del talento humano conforme al Sistema Nacional de Cualificaciones, ya sea, por medio de la cualificación educativa, la formación para el trabajo y el reconocimiento de aprendizajes previos.
ARTÍCULO 2.2.5.12.4.8. COMPONENTE ÉTNICO. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 977 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> La definición y delimitación de los Distritos Mineros Especiales para la Diversificación Productiva vinculará la participación y concertación con pueblos indígenas, comunidades negras, afrodescendientes, raizales, palenqueras y otras comunidades étnicas presentes en el distrito delimitado, garantizando la inserción en el diseño y desarrollo del Plan Estratégico de Gestión de los enfoques de etnodesarrollo y de vida formulados por los Consejos Comunitarios de Comunidades Negras, Afrocolombianas, Raizales y Palenqueras, los Cabildos Indígenas y comunidades ROM.
ARTÍCULO 2.2.5.12.4.9. COMPONENTE INSTITUCIONAL. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 977 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> El Plan Estratégico de Gestión del Distrito Delimitado deberá contemplar las acciones que desde el ámbito nacional, departamental y municipal deben ser desarrolladas, conforme sus competencias, entre otras, la armonía de los componentes minero, ambiental, social y económico; las acciones de gestión y articulación institucional, la disposición de un punto focal territorial para el impulso del Plan Estratégico de Gestión del Distrito Minero Especial para la Diversificación Productiva, los mecanismos de colaboración entre instituciones públicas y empresas; las acciones para promover la seguridad de los funcionarios que implementarán el Plan Estratégico, las acciones para promover un gobierno transparente.
ARTÍCULO 2.2.5.12.4.10. TEMPORALIDAD DEL PLAN ESTRATÉGICO DE GESTIÓN DEL DISTRITO MINERO ESPECIAL PARA LA DIVERSIFICACIÓN PRODUCTIVA. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 977 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> El Plan Estratégico de Gestión del Distrito Minero Especial para la Diversificación Productiva dispondrá de acciones y metas estratégicas a corto, mediano y largo plazo y, conforme a ello, se dispondrá una duración máxima de cuatro (4) años, plazo que será prorrogable de conformidad con las características y necesidades de cada distrito, atendiendo en todo momento a la proporcionalidad y racionabilidad sobre la temporalidad determinada. En ese sentido, periódicamente y luego del plazo inicialmente previsto, la Mesa de Trabajo Interinstitucional deberá verificar las condiciones territoriales y el cumplimiento de los objetivos del Plan Estratégico de Gestión, con el fin de: i) disponer su prórroga por un plazo igual al inicialmente previsto; ii) plantear la adecuación y actualización del Plan Estratégico de Gestión conforme las condiciones más recientes; o iii) la declaratoria del cumplimiento de las acciones previstas y la superación de las condiciones por las que se delimitó e identificó el respectivo distrito.
ARTÍCULO 2.2.5.12.4.11. EVALUACIÓN Y SEGUIMIENTO. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 977 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> El Plan Estratégico de Gestión del Distrito Minero Especial para la Diversificación Productiva integrará indicadores de resultado e impacto que permitan su seguimiento y evaluar las acciones establecidas, su eficacia y eficiencia. El Ministerio de Minas y Energía con el apoyo del Ministerio del Interior y el Departamento Nacional de Planeación realizarán el seguimiento de las acciones propuestas y adoptarán las acciones necesarias para ajustar aquellas acciones que presenten dificultades en torno a lograr los objetivos propuestos en el artículo 2.2.5.12.1.6 del presente Decreto.
DEL INCENTIVO A LAS INVERSIONES EN HIDROCARBUROS Y MINERÍA.
DISPOSICIONES GENERALES.
ARTÍCULO 2.2.6.1.1. OBJETO. <Ver Notas del Editor> <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2253 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> Establecer los parámetros y lineamientos para el otorgamiento del incentivo al incremento de las inversiones en exploración y explotación de hidrocarburos y minerales a través de Certificados de Reembolso Tributario (CERT) de que trata el Artículo 365 de la Ley 1819 de 2016.
Las inversiones en el sector de hidrocarburos que darán lugar al otorgamiento del CERT serán exclusivamente aquellas que tengan por objeto el descubrimiento de nuevas reservas de hidrocarburos, la adición de reservas probadas o la incorporación de nuevas reservas recuperables, ya sea mediante actividades de exploración o mediante actividades dirigidas al aumento del factor de recobro en proyectos de cuencas en tierra firme, incluidas en este último caso las respectivas pruebas piloto.
En el sector de minería, las inversiones que podrán acceder al incentivo son las que tienen como objeto mantener o incrementar la producción de los proyectos actuales, acelerar los proyectos que están en transición (de construcción y montaje a explotación) e incrementar los proyectos de exploración minera.
ARTÍCULO 2.2.6.1.2. ÁMBITO DE APLICACIÓN. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2253 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> El presente decreto aplica a las empresas que en su condición de Operador sean titulares de Contratos de Asociación suscritos por Ecopetrol; Contratos de Exploración y Producción de Hidrocarburos, E&P; Convenios de Exploración y/o Explotación de Hidrocarburos vigentes, o cualquier otra modalidad de contrato para la exploración y producción de hidrocarburos suscrito por el Estado y a los titulares mineros que incrementen sus inversiones en las actividades mencionadas en el artículo 365 de la Ley 1819 de 2016, siempre que cumplan con los requisitos establecidos en la ley y el reglamento.
ARTÍCULO 2.2.6.1.3. CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL CERTIFICADO DE REEMBOLSO TRIBUTARIO (CERT). <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2253 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> El Certificado de Reembolso Tributario o CERT, que será otorgado a aquellos contribuyentes que incrementen las inversiones de acuerdo con lo estipulado en el presente decreto, corresponderá a un monto derivado de un porcentaje sobre valor del incremento de las inversiones, será un ingreso no constitutivo de renta ni ganancia ocasional para quien lo percibe o adquiere, podrá ser utilizado para el pago de impuestos de carácter nacional administrados por la DIAN, será libremente negociable en el mercado de valores secundario, divisible y su redención solo podrá realizarse desde el año dos hasta el año cinco, contados a partir de la fecha en que fue otorgado.
ARTÍCULO 2.2.6.1.4. DEFINICIÓN DEL CUPO Y ACTO ADMINISTRATIVO DE APERTURA. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2253 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> El Ministerio de Hacienda y Crédito Público definirá anualmente el cupo del CERT que podrá ser otorgado de conformidad con los términos del presente decreto.
Una vez se conozca el cupo definido, el Ministerio de Minas y Energía expedirá un acto administrativo que establecerá el monto correspondiente del cupo que le corresponde a hidrocarburos y a minería.
En el caso de hidrocarburos también se definirá cuánto se distribuirá para proyectos de exploración y para proyectos de aumento de factor de recobro, mientras que en minería se establecerá cuánto corresponderá para proyectos de exploración, construcción y montaje y explotación por mineral.
La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) y la Agencia Nacional de Minería (ANM), mediante resolución, implementarán todos los trámites necesarios para otorgar el incentivo CERT descrito en el presente decreto.
La ANM y la ANH deberán controlar el monto de CERT expedido frente al cupo de CERT asignado a minería y a hidrocarburos respectivamente y serán responsables de la veracidad de la información incluida en los informes de que trata el artículo 2.2.6.3.1. del presente decreto.
DISPOSICIONES ESPECIALES.
ARTÍCULO 2.2.6.2.1. LIMITACIÓN PARA EL OTORGAMIENTO DEL CERT. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2253 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> No serán sujetos del incentivo CERT los siguientes montos de inversión:
1. Los montos de inversión de los proyectos de los contratos en fase de exploración de hidrocarburos que se encuentren con un procedimiento de incumplimiento en curso.
2. Los montos de inversión de los proyectos que sean desarrollados por personas jurídicas en el territorio nacional en las que las tarifas aplicables de impuesto sobre la renta y complementarios sean inferiores al 25%, tales como zonas francas costa afuera.
3. Los montos de inversión en las actividades orientadas al incremento de la producción y reservas, que se encuentren dentro de las obligaciones acordadas en los Contratos o Proyectos de Producción Incremental vigentes.
ARTÍCULO 2.2.6.2.2. INVERSIONES EN EL SECTOR HIDROCARBUROS. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2253 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> Para efectos del beneficio del CERT, se entenderán por inversiones incrementales en el sector de hidrocarburos la disposición de recursos financieros para el desarrollo de las siguientes actividades: (i) Perforación de pozos; (ii) Adquisición, procesamiento e interpretación sísmica; (iii) Compra o alquiler de equipos para la inyección de fluidos líquidos o gaseosos para los Proyectos de Aumento del Factor de Recobro e insumos exclusivamente para proyectos EOR (Inyección continua de vapor, CEOR "Chemical Enhanced Oil Recovery", o Combustión In Situ), que serán valorados mediante el acto administrativo que reglamenta la presentación de información para aplicar al incentivo; (iv) Compra e instalación de equipos para el tratamiento de fluidos; (v) Infraestructura para el almacenamiento y transporte de la producción incremental.
Lo anterior, ya sea que se realice directamente por el Operador o a través de este, por sus asociados en los casos de Uniones Temporales o Consorcios, con el fin de obtener nuevas reservas de hidrocarburos, la adición de reservas probadas o la incorporación de nuevas reservas recuperables, mediante actividades de exploración, o mediante actividades dirigidas al aumento del factor de recobro en proyectos de cuencas en tierra firme, incluidas en este último caso las respectivas pruebas piloto.
ARTÍCULO 2.2.6.2.3. REQUISITOS DE PRESENTACIÓN DE LOS PROYECTOS DE LOS CONTRATOS PETROLEROS EN FASE DE EXPLORACIÓN Y PROYECTOS DE LOS CAMPOS COMERCIALES. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2253 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> Para efectos del otorgamiento del CERT, los interesados deberán presentar una solicitud a la ANH entre el 1 de agosto y el 30 de septiembre del año anterior a la realización de las inversiones que darían derecho a la obtención del CERT con el cumplimiento de los siguientes requisitos y demás criterios y parámetros establecidos en el presente decreto, de acuerdo con el tipo de proyecto a desarrollar:
1. Proyectos de Exploración. El Operador deberá presentar comunicación escrita a la ANH que contenga la propuesta con la cual pretende que se le otorgue el incentivo del CERT para cada contrato en fase de exploración, la cual debe incluir las inversiones incrementales asociadas a pozos exploratorios A3/A2/A1 y sísmica 2D equivalente (2D o 3D con su equivalencia a 2D, factor de equivalencia 1,6 km de sísmica 2D = 1 km2 de sísmica 3D), así como los recursos prospectivos estimados.
Las propuestas contendrán además de la información técnica para calificarlas, el monto de la inversión en pesos colombianos para los dos años siguientes, diferenciando la inversión año por año de las inversiones incrementales del contrato en fase de exploración que se presenta y el monto en pesos colombianos del incentivo del CERT que se solicita. Así mismo, se debe presentar el porcentaje base del CERT solicitado para cada contrato en fase de exploración a realizar en el año de inversión, que se calcula de la siguiente manera:
Donde:
PBCERT,jt: es el Porcentaje Base del CERT
CERTjt: es el monto del CERT solicitado para el contrato en fase de exploración c en el año t de inversión.
IPjt: es el monto de las inversiones incrementales del contrato en fase de exploración c.
2. Proyectos de aumento del Factor de Recobro. El Operador deberá presentar comunicación escrita a la ANH que contenga la propuesta e identifique cada uno de los proyectos con un nivel de agregación por cada campo comercial.
Para estos efectos, indicará en cada proyecto las actividades propuestas para alcanzar los volúmenes de reservas probadas y producción objetivos, el estimado de inversión y la clasificación actual de tales volúmenes (Reservas Probables, Posibles o Recursos Contingentes).
Lo dispuesto en el inciso anterior aplicará para el primer año de desarrollo del proceso, junto con la información consignada en el más reciente Informe de Recursos y Reservas con el que cuente la ANH. Para los años siguientes, la ANH tomará solamente la información consignada en el más reciente Informe de Recursos y Reservas (IRR).
Para los efectos aquí previstos, el Operador presentará para cada campo comercial los proyectos a realizar, en los formatos que para el efecto apruebe y comunique mediante acto administrativo la ANH.
Las propuestas contendrán además de la información técnica necesaria para establecer su orden de elegibilidad, el monto de inversión incremental en pesos colombianos a realizar en cada uno de los años por los que se está solicitando el incentivo CERT, así como el monto del incentivo del CERT que se solicita para cada año. Así mismo, se debe incluir el porcentaje base del CERT solicitado para cada campo comercial en cada año de inversión, que debe resultar de la división del monto del CERT solicitado en pesos para cada campo comercial por el respectivo monto de las inversiones incrementales de ese mismo campo comercial.
Si se requiere información complementaria, de aclaración o de corrección, la ANH la requerirá al Operador, dentro de los diez (10) días calendario siguientes a la fecha de presentación de la solicitud, para lo cual, el solicitante contará con un plazo máximo de un (1) mes para completar la información, en los términos del artículo 17 de la Ley 1437 de 2011.
Dentro de los quince (15) días hábiles siguientes a la presentación de la solicitud o al día en que se allegue la información faltante, en caso de requerimiento, la ANH comunicará al interesado si su solicitud ha sido o no aprobada mediante comunicación escrita enviada a la dirección registrada en la solicitud.
PARÁGRAFO TRANSITORIO. Para la vigencia 2018, la solicitud de que trata el presente artículo podrá ser presentada dentro del mes siguiente a la publicación de la reglamentación que expida la ANH. Los términos para su evaluación serán los contenidos en el presente artículo y en la reglamentación que para el efecto expida la ANH.
ARTÍCULO 2.2.6.2.4. CRITERIOS PARA REVISIÓN DE LAS VARIABLES A CUMPLIR EN LA DISTRIBUCIÓN INICIAL DEL CERT DISPONIBLE. <Ver Notas del Editor> <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2253 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> Para efectos del otorgamiento del CERT a las inversiones del sector de hidrocarburos, los interesados deberán tener en cuenta los siguientes criterios y parámetros en la presentación de las solicitudes:
1. Proyectos de Exploración. Estos proyectos deberán cumplir con los siguientes parámetros de presentación:
a) Las actividades propuestas deben ser ejecutadas dentro del área en exploración del respectivo Contrato en fase de exploración, y deben corresponder a:
i) Perforación de pozos exploratorios adicionales, dentro de los cuales tendrán una mayor valoración los del tipo A3.
ii) Adquisición de sísmica 2D equivalente.
b) El valor de la inversión asociada a las Actividades Incrementales presentadas por el Operador, será considerado conforme a los valores definidos en las normas expedidas por la ANH.
Si el Operador considera viable la anticipación de actividades cuya ejecución se encuentra programada para los próximos dos (2) años, podrán ser incluidas en la propuesta. Estas inversiones serán valoradas contra la inversión pactada y el tiempo de anticipo con respecto al cronograma propuesto en el respectivo Contrato en fase de exploración.
c) Asimismo, deberá adjuntar cronograma de ejecución de las Actividades Incrementales propuestas, indicando las fechas de inicio y finalización de cada una. El tiempo mínimo de adelanto considerado será de seis meses a partir de la fecha reportada en el cronograma de ejecución de actividades aprobado para la fase exploratoria en curso.
d) El operador deberá adjuntar, junto con su propuesta, un Informe de Recursos Prospectivos debidamente certificado por la Compañía con el soporte técnico correspondiente, cumpliendo los lineamientos del PRMS (Petroleum Resources Management System) vigente. Lo anterior aplicará para el primer año, para las vigencias posteriores se tomará la información consignada en el Informe de Recursos y Reservas (IRR) reportado a la ANH anualmente.
e) Si se trata de un contratista plural, el Operador deberá allegar comunicación escrita mediante la cual cada una de las empresas que componen el Contratista expresen su conformidad con la propuesta presentada a la ANH.
Podrán optar por el incentivo aquellas empresas titulares de Contratos en los términos y bajo las condiciones de este Decreto, incluso los que se celebren con la ANH como resultado de procedimientos competitivos o de asignación directa desarrollados en aplicación de las normas expedidas por la ANH.
2. Proyectos de aumento del factor de recobro de cuencas en tierra firme. Estos proyectos deberán cumplir con la documentación e información requerida en el numeral 2 del Artículo 2.2.6.2.6 de este decreto.
ARTÍCULO 2.2.6.2.5. DISTRIBUCIÓN INICIAL DEL CERT PARA PROYECTOS DE MÁS DE UN AÑO CONTINUO DE INVERSIÓN. <Ver Notas del Editor> <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2253 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> Con el fin de participar en la distribución inicial anual del incentivo CERT, se podrán presentar proyectos de inversiones incrementales con ejecución de inversiones de hasta cuatro años, sin perjuicio que el Gobierno nacional implemente de nuevo el incentivo en los términos del artículo 365 de Ley 1819 de 2016.
Para efectos de la distribución anual del beneficio CERT entre todos los contratos que se presenten anualmente, el cupo anual establecido deberá afectarse con los montos del beneficio CERT distribuidos en años anteriores a los proyectos de más de un año de ejecución de inversiones, de modo tal que la disponibilidad para la distribución que se haga en cada año subsiguiente del cupo del CERT corresponderá a la resta entre el cupo anual del CERT determinado y los montos comprometidos en años anteriores para proyectos de más de un año.
ARTÍCULO 2.2.6.2.6. PARÁMETROS DEL ORDEN DE ELEGIBILIDAD PARA LA DISTRIBUCIÓN DEL CERT DE LOS CONTRATOS EN FASE DE EXPLORACIÓN Y DE LOS CAMPOS COMERCIALES. <Ver Notas del Editor> <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2253 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> La ANH puntuará los contratos en fase de exploración de hidrocarburos, o los campos comerciales presentados para efectos de la distribución de la disponibilidad del CERT, con el fin de obtener su orden de elegibilidad, de acuerdo con las variables que a continuación se establecen, los cuales serán determinados en forma agregada por contrato de hidrocarburos o agregada por campo comercial.
Si se presenta más de un proyecto para un mismo contrato en fase de exploración de hidrocarburos o para un mismo campo comercial, la puntuación del contrato en fase de exploración de hidrocarburos o del campo comercial se obtiene de la suma de cada uno de los proyectos presentados para ese contrato en fase de exploración de hidrocarburos o ese campo comercial.
El orden de elegibilidad inicial será determinado por la ANH con base en los puntajes asignados, organizados de mayor a menor puntaje. La distribución inicial del CERT se obtendrá después de aplicar el trámite que se establece en el presente artículo.
En aquellos casos que se presenten, para contratos en fase de exploración o para campos comerciales, inversiones incrementales a ejecutar en forma continua hasta por máximo cuatro años, contados a partir del primer proceso que se realice para distribución inicial del CERT, se debe indicar la cantidad, valor o monto de cada uno de los siguientes criterios en valores corrientes o nominales de cada año, y se deberá incluir para efectos de establecer el orden de elegibilidad de los contratos en fase de exploración o de los campos comerciales, el valor presente de dichos valores, calculado con referencia al año en que se desarrolla el proceso de distribución inicial del CERT, con una tasa de descuento anual del diez por ciento (10%).
La puntuación de los contratos se hará de conformidad con el siguiente trámite:
1. Proyectos de contratos en fase de exploración. La distribución inicial del incentivo CERT se realizará de conformidad con la puntuación que se obtiene de la evaluación realizada por la ANH de las siguientes variables: actividades incrementales propuestas, adelanto de actividades exploratorias, inversiones incrementales de acuerdo con los siguientes puntajes:
a) Mayor monto total de inversiones incrementales: Se le otorgará 20 puntos al ganador.
b) Mayor adelanto de inversiones (pozos exploratorios del tipo A3, A2 o adquisición de sísmica 2D equivalente): El tiempo mínimo a considerar para el adelanto de las inversiones será de seis meses, a partir de la fecha reportada en el cronograma de ejecución de actividades aprobado y el monto a considerar como inversión adelantada, corresponde a la diferencia entre el valor pactado para la actividad en el programa exploratorio y el valor presente neto de la inversión a la fecha de ejecución, con una tasa de descuento anual del diez por ciento. Se le otorgarán 10 puntos al ganador.
c) Mayor número de pozos exploratorios adicionales perforados: Se le otorgarán 15 puntos por el mayor número de pozos tipo A3 al ganador, 7 puntos al mayor número de Pozos tipo A2 y 3 puntos por el mayor número de pozos tipo A1.
d) Mayor cantidad de adquisición de sísmica 2D equivalente: Se le otorgarán 10 puntos al ganador.
e) Barriles prospectivos por pesos colombianos de inversión: Es la relación entre el volumen de barriles equivalentes prospectivos de hidrocarburos esperados sobre la inversión incremental propuesta. Se le otorgarán 20 puntos a quien presente el índice más alto.
f) Menor porcentaje del CERT solicitado: Corresponde al porcentaje base del CERT solicitado. Se le otorgarán 25 puntos a quien presente el índice más bajo.
Para aquellos proyectos que no obtengan el puntaje máximo, el puntaje en las variables a), b), c), d) y e) se obtendrá con la siguiente fórmula
Donde:
Pcontrato explo,x: Puntaje del contrato de exploración por cada variable de los anteriores literales.
Pmáximo,x: Puntaje máximo otorgado en cada uno de los literales.
Ccampo explo,x: Cantidad de cada variable para los contratos en fase de exploración presentados.
Cmáximo explo,x: Mayor cantidad de cada variable para los contratos en fase de exploración presentados.
Para aquellos proyectos que no obtengan el puntaje máximo, el puntaje en la variable f) se obtendrá con la siguiente fórmula:
Donde:
Los puntajes para cada criterio se sumarán y se otorgará el puntaje final total, que en todo caso no puede superar el máximo de 100 puntos.
2. Proyectos que incrementen el Factor de Recobro. La distribución inicial del incentivo CERT se realizará por parte de la ANH de conformidad con la puntuación que se obtiene aplicando las siguientes variables, a partir de la sumatoria de los proyectos correspondientes a cada campo comercial:
a) Mayor volumen de producción anual de reservas adicionadas, en cada año por el proyecto, en barriles equivalentes por año: se le otorgarán 25 puntos al máximo.
b) Mayor volumen de reservas probadas a adicionar, en barriles equivalentes: se le otorgarán 25 puntos al máximo.
c) Mayor nivel de inversiones incrementales, en millones de pesos colombianos por año: se le otorgarán 25 puntos al máximo.
d) Menor porcentaje del CERT solicitado ($ pesos de incentivo CERT / $ pesos de inversión total incremental): se le otorgarán 25 puntos al máximo.
Para aquellos proyectos que no obtengan el puntaje máximo, el puntaje en las variables a), b) y c) se obtendrá con la siguiente fórmula:
Para aquellos proyectos que no obtengan el puntaje máximo, el puntaje de la variable d), se obtendrá con la siguiente fórmula:
Donde:
Los puntajes para cada criterio se sumarán y se otorgará el puntaje final total, que en todo caso no puede superar el máximo de 100 puntos.
Una vez se puntúen los contratos en fase de exploración o campos comerciales presentados, se organizarán de mayor a menor puntaje y se hará la distribución inicial hasta el cupo CERT disponible.
ARTÍCULO 2.2.6.2.7. AJUSTE DEL PORCENTAJE BASE DEL CERT. <Ver Notas del Editor> <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2253 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> La ANH, ajustará el porcentaje base del CERT de los contratos cada año, a partir del cual se distribuirán inicialmente los montos disponibles del CERT a los contratos en fase de exploración de hidrocarburos o campos comerciales elegibles que, para el año de ejecución, previamente han sido beneficiados en la distribución inicial en procesos desarrollados en años anteriores.
Para estos efectos calculará un factor multiplicador (FMt) que resulta del promedio aritmético diario de los seis meses calendario inmediatamente anteriores al mes del acto administrativo de apertura del precio BRENT.
Una vez calculado el factor multiplicador, se procederá al cálculo del porcentaje base del CERT ajustado para cada contrato, así:
Donde:
<Inciso modificado por el artículo 1 del Decreto 1262 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> Dicho Factor Multiplicador depende del nivel internacional de precios del petróleo crudo, que variará en función de un rango que tomará como valor mínimo y máximo aquellos que sean fijados anualmente por el Ministerio de Hacienda y Crédito Público y el Ministerio de Minas y Energía. En caso de que el precio promedio BRENT sea inferior al valor mínimo del rango o sea superior al valor máximo del rango, de acuerdo con los valores que anualmente determine el Ministerio de Minas y Energía, dicho factor será igual a cero (0). Para los proyectos de más de un (1) año de ejecución, el rango de precios fijado para obtener el Factor Multiplicador será el mismo que se usó en la distribución inicial de CERT del año en que fueron presentados.
PARÁGRAFO. Para efectos de lo anterior, se utilizará el Precio Promedio del BRENT, con base en la base de datos Spot Price FOB, tomada del "US Energy Information Administration, EIA".
ARTÍCULO 2.2.6.2.8. AJUSTE DEL MONTO DEL CERT. <Ver Notas del Editor> <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2253 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> En caso de que el precio BRENT de referencia varíe respecto al usado en el año en que se recibió la distribución inicial, para proyectos de más de un año, el monto del CERT para cada año siguiente corresponderá a aquel que resulte del recálculo del Factor Multiplicador FMt, según lo dispuesto en el artículo 2.2.6.2.7 del presente decreto.
Si dicho Factor Multiplicador FMt se reduce respecto del inicialmente utilizado, el Porcentaje Base del CERT será recalculado para las inversiones del año de inversión t de estos contratos de hidrocarburos en fase de exploración o de los campos comerciales. Si el Factor de Ajuste FMt resulta superior al usado en el año de la distribución inicial, el Factor de Ajuste FMt de estos proyectos se mantendrá igual al obtenido para la distribución inicial del CERT.
El monto ajustado del CERT (CERTajust,jt) será calculado por la ANH de acuerdo con la siguiente fórmula:
Donde:
PBAcert,jt: Porcentaje base del CERT en el año de inversión t de acuerdo con lo establecido en el artículo 2.2.6.2.3.
IPjt: Monto de las inversiones incrementales realizadas en el año de inversión t en los contratos de exploración o campos comerciales.
ARTÍCULO 2.2.6.2.9. DISTRIBUCIÓN INICIAL DEL CERT. <Ver Notas del Editor> <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2253 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> Una vez determinado el orden de elegibilidad de acuerdo con el artículo 2.2.6.2.6, la ANH procederá a determinar la distribución inicial del CERT de acuerdo con el siguiente trámite:
1. Anualmente la ANH, mediante resolución, determinará el Factor de Eficiencia Mínimo que tendrá en cuenta la relación de beneficio costo del CERT de acuerdo con el impuesto a la renta esperado de las inversiones incrementales que dieron lugar al otorgamiento del CERT.
2. Calcular el Factor de Eficiencia (FE) de cada contrato de exploración y de cada campo comercial, el cual resulta de la división del monto ajustado del CERT solicitado en pesos colombianos por el número de barriles que se esperan clasificar como barriles prospectivos en contratos de exploración, o aumento de reservas recuperables o reservas probadas (RP1) en campos comerciales con aumento de factor de recobro, por efecto de las inversiones incrementales.
Lo anterior se obtiene de la aplicación de la siguiente fórmula:
3. Obtener el Factor de Eficiencia Agregada (FEagregada) de los contratos de hidrocarburos en fase de exploración o de los campos comerciales, incluidos en la selección del orden de elegibilidad inicial. Dicho factor resulta de la división del monto total del CERT de los proyectos seleccionados en el orden de elegibilidad inicial, entre la cantidad total estimada de barriles prospectivos en el caso de los contratos en fase de exploración o barriles de reserva a adicionar como reserva recuperable.
4. Si el Factor de Eficiencia Agregada obtenido en la forma anterior es superior al Factor de Eficiencia mínimo, se excluirá del orden de elegibilidad inicial seleccionado, el contrato en fase de exploración o el campo comercial que haya presentado el más alto valor de factor de Eficiencia FE.
5. A partir de lo anterior y con el fin de redistribuir el monto del CERT del contrato o del proyecto excluido en el paso anterior, se incluirá en el orden de elegibilidad inicial seleccionado el siguiente proyecto del orden de elegibilidad inicial que no resultó seleccionado.
6. Se procede a calcular el Factor de Eficiencia agregada con el orden de elegibilidad seleccionado y si este resulta inferior al Factor de Eficiencia Mínima FEmin, se le distribuirá a este contrato en fase de exploración o campo comercial el monto del CERT del contrato o campo comercial excluido.
7. En el caso en que el monto CERT solicitado por el contrato en fase de exploración o campo comercial incluido en la selección del orden de elegibilidad, de acuerdo con el numeral 4 anterior, sea superior al monto CERT del contrato de hidrocarburos o campo comercial excluido de acuerdo con el numeral 3 anterior, la distribución inicial del CERT de este contrato de hidrocarburos o campo comercial corresponderá como máximo al monto del CERT disponible remanente.
8. En el caso en que el monto CERT solicitado por el contrato en fase de exploración o campo comercial incluido en la selección del orden de elegibilidad, de acuerdo con el numeral 4 anterior, sea inferior al monto CERT del contrato en fase de exploración de hidrocarburos o campo comercial excluido, de acuerdo con el numeral 3 anterior, se procederá a seguir con el mismo trámite en los numerales anteriores hasta poder realizar la distribución total del cupo CERT.
9. Si después de realizar el trámite establecido en los numerales anteriores, no se logra obtener un Factor de Eficiencia Agregada igual o inferior al Factor de Eficiencia Mínima para la distribución inicial total o parcial del cupo del CERT, se excluirá el segundo contrato en fase de exploración o el campo comercial que haya presentado el siguiente valor más alto del Factor de Eficiencia FE y se volverá a realizar el trámite del numeral 3 anterior y siguientes hasta lograr que el Factor de Eficiencia Agregada sea inferior al Factor de Eficiencia Mínima.
10. Si después de efectuado todo lo anterior hay solamente una distribución inicial de una parte del cupo CERT, el cupo CERT restante no será distribuido.
Al último contrato de hidrocarburos en fase de exploración o campo comercial seleccionado con el que se alcance la igualdad del monto ajustado agregado solicitado del CERT con el monto del CERT disponible para el proceso, se le distribuirá el incentivo de acuerdo con el saldo que iguale al monto CERT disponible, y por ello se recalculará el Porcentaje Base Ajustado de dicho contrato en fase de exploración de hidrocarburos o campo comercial.
Este trámite será llevado a cabo por parte de la ANH y los resultados serán informados a los interesados a través de acto administrativo a más tardar en los primeros cinco (5) días hábiles del mes de diciembre del año anterior al que se realizan las inversiones.
ARTÍCULO 2.2.6.2.10. DISTRIBUCIÓN FINAL DEL CERT. <Ver Notas del Editor> <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2253 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> En el mes de abril del año siguiente al año en que se realiza la inversión incremental, la ANH determinará el monto del CERT que se le otorgará a los operadores de los contratos en fase de exploración de hidrocarburos o de los campos comerciales que certificaron las inversiones incrementales realizadas en el año anterior, de acuerdo con el siguiente trámite:
1. Las empresas remitirán a la ANH las comunicaciones de los Revisores Fiscales de cada empresa operadora, en la que se certifique para cada contrato en fase de exploración de hidrocarburos o campo comercial, el monto de las inversiones incrementales realizadas en el año de ejecución. Para la radicación de la comunicación anterior, se tendrá como plazo máximo el 31 de marzo del año siguiente en el que se realizan las inversiones incrementales.
2. Para cada contrato en fase de exploración de hidrocarburos o campo comercial que cuente con distribución inicial del incentivo CERT, la ANH obtendrá el CERT a otorgar (CERTojt) multiplicando el monto certificado para cada año de inversiones incrementales (ICjt) por el Porcentaje Base Ajustado del CERT (PBACERT,jt) del contrato en fase de exploración de hidrocarburos o del campo comercial.
Si las inversiones incrementales certificadas para el contrato de exploración o campo comercial en el año (ICjt) son superiores a las inicialmente presentadas para ejecución en ese año (IPjt), el monto por el cual se multiplicará el Porcentaje Base Ajustado del CERT del contrato de exploración o campo comercial, será el monto de inversiones presentado IPjt, de acuerdo con el artículo 2.2.6.2.8.
3. En aquellos casos en los que los proyectos de más de un año de ejecución de inversiones en que el porcentaje de la ejecución certificada para cada año de ejecución de las inversiones incrementales, sea inferior al ciento por ciento (100%), se adicionará al monto del CERT para el siguiente año de ejecución de inversiones. El monto de inversiones incrementales no ejecutadas no podrá superar el 15% del monto total aprobado en la distribución inicial del CERT.
En el caso de certificarse una ejecución inferior al ochenta y cinco por ciento (85%) en ese año de inversión, el monto del beneficio CERT correspondiente a la diferencia entre el porcentaje de ejecución certificado y el porcentaje anteriormente enunciado, pasará a ser redistribuido de conformidad con lo establecido en el siguiente numeral.
4. Una vez recibidas la totalidad de las certificaciones de los revisores fiscales de los operadores de los contratos de exploración o campos comerciales que recibieron una distribución inicial del incentivo CERT, la ANH realizará el siguiente trámite:
a) Obtendrá el valor total del CERT otorgado a los contratos de exploración o campos comerciales, de acuerdo con lo establecido en el numeral 2 anterior, con base en el siguiente cálculo:
Donde:
CERTott: Valor de CERT total otorgado sobre las inversiones presentadas inicialmente para distribución.
CERTojt: CERT otorgar para cada contrato en fase de exploración de hidrocarburos o campo comercial que cuente con distribución inicial del incentivo.
J: Número total de los contratos en fase de exploración de hidrocarburos o de los campos comerciales con distribución de CERT para cada año.
b) Para cada contrato en fase de exploración o campo comercial con distribución inicial del CERT, obtendrá el valor total de los montos certificados de inversión incremental que fueron superiores a los montos de inversión incremental inicialmente presentados en el proceso de selección para distribución del CERT (CERTjsupt). En esta etapa se deberán excluir del cálculo, los contratos en fase de exploración de hidrocarburos o campos comerciales a los que se les asignó el beneficio para un período de más de 1 año de inversión. Se calcula de la siguiente manera:
c) Para cada contrato en fase de exploración o campo comercial con distribución inicial del CERT, se obtendrá el valor total de los montos certificados de inversión incremental que fueron inferiores a los montos de inversión incremental presentados inicialmente en el proceso de selección para distribución del CERT, para el contrato en fase de exploración o campo comercial (CERTjinft).
Se excluirán los contratos en fase de exploración o los campos comerciales con más de 1 año de ejecución, siempre y cuando las inversiones que se están certificando no sean las del último año de inversión, de acuerdo con lo estipulado en el numeral 3 de este artículo y el monto de inversión certificada corresponda a por lo menos el 85% de la inversión presentada. En el caso de los contratos en fase de exploración o de los campos comerciales con inversiones incrementales de más de 1 año de ejecución con beneficio CERT que no hayan certificado un porcentaje de ejecución de las inversiones en el año de por lo menos el 85%, se pasará a redistribuir la diferencia entre el 85% del monto de la inversión presentada para la distribución inicial de ese año y el monto certificado de inversión de ese año, a continuación se procede a calcular el monto CERT de redistribución (CERTiinft) de la siguiente manera:
d) Posteriormente se calculará el cociente de ejecución del año de inversión (CECERTt), entre la sumatoria de los montos de inversión presentados inicialmente para distribución que no se ejecutaron en el año 
y la sumatoria de los montos que se ejecutaron por encima de la inversión incremental presentada para la distribución inicial 
del CERT de la siguiente manera:
e) En caso que el cociente anterior CECERT,t obtenido sea igual o superior a 1, se les otorgará un CERT adicional a los contratos en fase de exploración de hidrocarburos o a los campos comerciales (CERToadjt), sobre los que se certificaron montos de inversión superiores a los presentados inicialmente para distribución del CERT, que resulta de la multiplicación del Porcentaje Base Ajustado del CERT para el contrato en fase de exploración de hidrocarburos o campo comercial, por el monto de la inversión superior respecto de la presentada inicialmente.
Si CECERT,t >=1, entonces CERToadjt = (ICjt - IPjt) * PBACERT,jt
Si CECERT,t < 1, entonces CERToadjt = (ICjt - IPjt) * CECERT,t * PBACERT,jt
f) En ningún caso se otorgará un CERT por encima del que resulte de aplicar a las inversiones totales realizadas para el contrato en fase de exploración de hidrocarburos o campo comercial j en el año t, el Porcentaje Base Ajustado de cada contrato en fase de exploración de hidrocarburos o campo comercial.
ARTÍCULO 2.2.6.2.11. SEGUIMIENTO DE EJECUCIÓN DE LOS PROYECTOS Y CERTIFICACIÓN DE LAS INVERSIONES PARA QUE SE OTORGUE EL BENEFICIO DEL CERT. <Ver Notas del Editor> <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2253 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> En desarrollo de la delegación de la función de fiscalización de las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos, en los términos señalados en el inciso 5o del artículo 2o del Acto Legislativo 05 de 2011 y la Ley 1530 de 2012 (artículos 7o Núm. 3 y 101) y demás disposiciones aplicables, al año siguiente de la distribución inicial del incentivo CERT, la ANH dará inicio a la verificación del cumplimiento de la ejecución de actividades de los proyectos seleccionados y certificará el monto del CERT a ser otorgado de acuerdo con lo siguiente:
En el caso de los proyectos de exploración, conforme al cronograma presentado, la ANH realizará seguimiento y control al cumplimiento de las inversiones incrementales aprobadas en la resolución de adjudicación a los beneficiarios del incentivo, para lo cual contará con los siguientes mecanismos de verificación:
a) Reporte mensual de actividades.
b) Reportes diarios de perforación.
c) Visitas de verificación en campo por parte de la ANH. Al finalizar cada visita se elaborará acta de la misma.
d) Certificado de entrega de productos generados de las Actividades Incrementales al Banco de Información Petrolera (BIP), emitido por el Servicio Geológico Colombiano.
e) Certificados suscritos por el revisor fiscal del operador.
El certificado de entrega de productos al BIP y el certificado de revisor fiscal de las inversiones incrementales reales ejecutadas en la perforación de los pozos exploratorios, incluidos en la propuesta, deberán ser allegados dentro del primer trimestre del año siguiente a la ejecución de las actividades.
En el caso de los proyectos de aumento del factor de recobro, las empresas operadoras de campos comerciales a los que se les haya distribuido inicialmente el incentivo CERT, deberán presentar a la ANH cada trimestre del calendario, dentro de los cinco (5) días siguientes a la terminación del trimestre, un informe de ejecución respecto de las actividades e inversiones desarrolladas en cada trimestre, con el contenido estipulado en el acto administrativo mediante el cual se realiza la distribución inicial del beneficio del CERT.
A partir del año siguiente al año de inversión, las empresas operadoras, junto con el primer informe trimestral al que se ha hecho alusión en el inciso anterior, deberán entregar a la ANH la certificación suscrita por el revisor fiscal del operador del campo comercial, con indicación del monto de las inversiones realizadas en el año.
Sin perjuicio de la presentación de la información aquí requerida, la ANH discrecionalmente podrá realizar visitas a los proyectos aprobados con el fin de verificar la información reportada, previa comunicación en tal sentido dirigida al operador.
A más tardar el 30 de abril del año siguiente al que se realizan las inversiones incrementales, la ANH una vez lleve a cabo el trámite establecido en el artículo 2.2.6.2.10, deberá informar anualmente al Ministerio de Minas y Energía y al Ministerio de Hacienda y Crédito Público los resultados del trámite establecido en el presente decreto y la lista de los beneficiarios del CERT junto con el monto de las inversiones efectivamente realizadas y el monto del CERT a ser otorgado.
ARTÍCULO 2.2.6.2.12. INVERSIONES EN EL SECTOR MINERO. <Ver Notas del Editor> <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2253 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> Las inversiones que podrán dar derecho a la obtención del CERT serán aquellas inversiones adicionales a las establecidas por el titular minero en los diferentes documentos técnicos de proyección de las labores de exploración, construcción y montaje y explotación aprobados por la ANM para cada una de las etapas contractuales y de acuerdo con el régimen aplicable.
Para la etapa de exploración únicamente se tendrán en cuenta aquellas inversiones adicionales que tengan relación directa con el cumplimiento de las actividades establecidas en las fases de exploración, de acuerdo con los términos de referencia para la elaboración del Programa Mínimo Exploratorio adoptado por la ANM.
Para la etapa de construcción y montaje únicamente se tendrán en cuenta aquellas inversiones adicionales que tengan relación directa con el cumplimiento de las actividades establecidas en el Programa de Trabajos y Obras aprobado o documento técnico correspondiente, según el régimen aplicable, encaminadas a la mejora de la infraestructura, maquinarias o equipo proyectadas, o al inicio anticipado de las actividades de explotación.
Para la etapa de explotación únicamente se tendrán en cuenta aquellas inversiones adicionales que tengan relación directa con el cumplimiento de las actividades establecidas en el Programa de Trabajos y Obras aprobado o documento técnico correspondiente, según el régimen aplicable, encaminadas a mantener o incrementar el nivel de producción proyectado o al aumento de las reservas estimadas.
Los beneficiarios de títulos mineros inscritos en el Registro Minero Nacional podrán acceder a la obtención del CERT mediante la presentación de una solicitud de Acuerdo de Inversión, siempre que cumplan con los requisitos que se señalan en los artículos siguientes, de acuerdo con la etapa contractual en la que se encuentre el proyecto minero. Dicha solicitud será objeto de evaluación y aprobación por parte de la ANM.
ARTÍCULO 2.2.6.2.13. REQUISITOS PARA SOLICITAR Y ACCEDER AL INCENTIVO EN ETAPA DE EXPLORACIÓN. <Ver Notas del Editor> <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2253 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> Para ser beneficiario de la aplicación del incentivo del CERT en la etapa de exploración, el titular minero deberá cumplir con los siguientes requisitos:
1. Presentar solicitud de acuerdo de inversión en el formato diseñado por la ANM, acompañada de los anexos solicitados en el mismo, dentro de los cuales se deben establecer las actividades a realizar, las inversiones adicionales que se van a efectuar y el respectivo cronograma. Dicho cronograma debe estar acorde con el plazo señalado en el presente decreto.
2. La inversión adicional a realizar en el año siguiente al de radicación de la solicitud deberá superar la inversión establecida para dicha anualidad en el programa mínimo exploratorio aprobado o, a falta del programa mínimo exploratorio, en el acuerdo de inversión siempre que se cumplan con los requisitos del presente artículo.
3. La Inversión mínima adicional en esta etapa deberá ser igual o superior a treinta y un mil trescientos ochenta y nueve (31.389) UVT.
4. El titular minero deberá estar al día con las obligaciones derivadas del título minero al momento de radicar su solicitud ante la ANM.
ARTÍCULO 2.2.6.2.14. REQUISITOS PARA SOLICITAR Y ACCEDER AL INCENTIVO EN ETAPA DE CONSTRUCCIÓN Y MONTAJE. <Ver Notas del Editor> <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2253 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> Para ser beneficiario del CERT en la etapa de construcción y montaje, el titular minero deberá cumplir los siguientes requisitos:
1. Presentar solicitud de acuerdo de inversión, en el formato diseñado por la ANM, acompañada de los anexos solicitados en el mismo, dentro de los cuales se deben establecer las actividades a realizar, las inversiones adicionales que se van a efectuar y el respectivo cronograma. Dicho cronograma debe estar acorde con el plazo señalado en el presente decreto.
2. Contar con el Programa de Trabajos y Obras o documento técnico correspondiente aprobado por la Agencia Nacional de Minería o su delegada y con la licencia ambiental otorgada o plan de manejo ambiental aprobado por la autoridad ambiental competente.
3. La inversión a realizar en el siguiente año al de radicación de la solicitud deberá superar la inversión establecida para ese año en el Programa de Trabajos y Obras aprobado o documento técnico correspondiente, según el régimen aplicable.
4. La Inversión mínima adicional en esta etapa deberá ser superior o igual a treinta y un mil trescientos ochenta y nueve (31.389) UVT.
5. El titular minero deberá estar al día con las obligaciones derivadas del título minero al momento de radicar su solicitud ante la ANM.
ARTÍCULO 2.2.6.2.15. REQUISITOS PARA SOLICITAR Y ACCEDER AL INCENTIVO EN ETAPA DE EXPLOTACIÓN. <Ver Notas del Editor> <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2253 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> Para ser beneficiario del CERT en la etapa de explotación, el titular minero deberá cumplir los siguientes requisitos:
1. Presentar solicitud de acuerdo de inversión, en el formato diseñado por la ANM, acompañada de los anexos solicitados en el mismo, dentro de los cuales se deben establecer las actividades a realizar, las inversiones adicionales que se van a efectuar y el respectivo cronograma. Dicho cronograma debe estar acorde con el plazo señalado en el presente decreto.
2. Contar con el Programa de Trabajos y Obras o documento técnico correspondiente aprobado y la licencia ambiental otorgada o plan de manejo ambiental aprobado por la autoridad ambiental competente.
3. La inversión a realizar en el siguiente año calendario al de radicación de la solicitud deberá superar la inversión establecida para ese año en el Programa de Trabajos y Obras aprobado o documento técnico correspondiente, según el régimen aplicable. En caso de no encontrarse de forma expresa la inversión a realizar en el siguiente año calendario al de radicación de la solicitud dentro del Programa de Trabajos y Obras aprobado o documento técnico correspondiente, el titular minero deberá allegar adicionalmente los documentos que soporten la inversión a realizar en la respectiva anualidad, de acuerdo con las actividades y obras señaladas en el Programa de Trabajos y Obras aprobado o documento técnico correspondiente, así como aquella inversión adicional propuesta, que supere el porcentaje señalado, de acuerdo con lo establecido en el presente decreto.
4. La Inversión mínima adicional en esta etapa deberá ser superior o igual a i) Trescientos trece mil ochocientos ochenta y tres (313.883) UVT en minería a cielo abierto o ii) Sesenta y dos mil setecientos setenta y seis (62.776) UVT en minería subterránea.
5. El titular minero deberá estar al día con las obligaciones derivadas del título minero al momento de radicar su solicitud ante la ANM.
6. El precio de referencia del respectivo mineral al momento de presentar la solicitud de acuerdo de inversión deberá ser igual o inferior a los valores fijados anualmente por la ANM, para lo cual podrá tener como referencia el costo de producción de los proyectos mineros en ejecución. Adicionalmente, se establecerá también de manera anual, qué minerales podrán ser objeto de las inversiones que aspiren el otorgamiento del CERT de acuerdo con el impacto de dichas inversiones en el recaudo de impuestos y de regalías, para lo cual podrá tener como referencia el listado de minerales de interés estratégico señalados por el Ministerio de Minas y Energía.
ARTÍCULO 2.2.6.2.16. PRIORIZACIÓN DE SOLICITUDES PARA ACCEDER AL INCENTIVO. <Ver Notas del Editor> <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2253 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> En caso de que los recursos disponibles para el CERT resulten insuficientes para cubrir a la totalidad de los solicitantes que cumplan con los requisitos señalados en los artículos anteriores, la ANM priorizará la suscripción de los acuerdos de inversión teniendo como criterio los solicitantes que tengan un mayor incremento porcentual en las inversiones adicionales con respecto a las proyectadas inicialmente en el documento técnico correspondiente. Igualmente se priorizarán aquellas solicitudes que presenten los titulares que se encuentren en las etapas de exploración y construcción y montaje que permitan iniciar de forma anticipada la explotación del yacimiento minero.
ARTÍCULO 2.2.6.2.17. TRÁMITE PARA LA EVALUACIÓN Y SUSCRIPCIÓN DEL ACUERDO DE INVERSIÓN. <Ver Notas del Editor> <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2253 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> La solicitud de acuerdo de inversión deberá presentarse entre el 1º de agosto y el 30 de septiembre del año anterior a la realización de las inversiones que darían derecho a la obtención del CERT ante la ANM para su evaluación y aprobación.
Una vez presentada la solicitud, la ANM verificará las actividades proyectadas y las inversiones adicionales propuestas, determinando si el solicitante cumple o no los requisitos exigidos para ser potencial beneficiario del CERT.
En caso de ser necesaria información complementaria o alguna corrección, la ANM requerirá al solicitante dentro de los diez (10) días siguientes a la fecha de radicación de la solicitud para que presente la información solicitada en el término máximo de un (1) mes, en los términos del artículo 17 de la Ley 1437 de 2011.
Dentro de los quince (15) días hábiles siguientes a la presentación de la solicitud o al día en que se allegue la información faltante, en caso de requerimiento, la ANM comunicará al interesado si su solicitud ha sido o no aprobada mediante comunicación escrita enviada a la dirección registrada en la solicitud.
En caso de ser aprobada la solicitud de acuerdo de inversión, en la comunicación escrita se convocará al titular minero para que dentro de los tres (3) días hábiles siguientes a su recibo, suscriba el acuerdo de inversión.
PARÁGRAFO TRANSITORIO. Para la vigencia 2018, la solicitud de que trata el presente artículo podrá ser presentada dentro del mes siguiente a la publicación de la reglamentación que expida la ANM al presente decreto. Los términos para su evaluación serán los contenidos en el presente artículo y en la reglamentación que para el efecto expida la ANM.
ARTÍCULO 2.2.6.2.18. VERIFICACIÓN Y FISCALIZACIÓN DE INVERSIONES. <Ver Notas del Editor> <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2253 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> De acuerdo con el cronograma aprobado, la ANM realizará junto con las labores de fiscalización, seguimiento y control al cumplimiento de las obligaciones emanadas del título minero, la verificación al cumplimiento de las inversiones adicionales aprobadas en el acuerdo de inversión.
Se establecen como herramientas de verificación, entre otras, las siguientes:
a) Programa Mínimo Exploratorio.
b) Programa de Trabajos y Obras.
c) Formatos Básicos Mineros.
d) Planes Mineros Anuales.
e) Programa de Trabajos e Inversiones.
f) Informe y Certificación de Revisor Fiscal.
g) Reservas avaladas por profesional certificado como Quality Person en dicha materia.
h) Inspecciones a campo.
En el acuerdo de inversión se deberá establecer la periodicidad de los informes y documentos que debe presentar el beneficiario del incentivo del CERT.
El informe final, junto con los anexos que den cuenta del cumplimiento de las actividades, cronograma e inversiones del acuerdo de inversión deberá ser presentada ante la ANM por el titular minero dentro de los primeros diez (10) días hábiles del mes de marzo del año siguiente a la finalización del año de las inversiones. Este informe deberá ser acompañado por una certificación del revisor fiscal en donde conste el monto de las inversiones adicionales efectivamente realizadas.
Presentado el informe final de cumplimiento, junto con sus anexos y conforme a la verificación de los informes periódicos, la ANM evaluará la ejecución del acuerdo de inversión suscrito con el titular minero y dentro de los quince (15) días siguientes a la presentación del informe final, se pronunciará mediante acto administrativo sobre el cumplimiento o no del acuerdo de inversión.
En caso de cumplirse con la inversión adicional propuesta por el titular minero, a más tardar el 30 de abril del año siguiente al que se realizan las inversiones, la ANM le informará al Ministerio de Minas y Energía y al Ministerio de Hacienda y Crédito Público los beneficiarios del CERT, el monto de la inversión efectivamente realizada y el monto de CERT a ser otorgado.
En el evento en que hechos constitutivos de fuerza mayor o caso fortuito, o hechos de orden técnico o económico no constitutivos de fuerza mayor o caso fortuito, impidan desarrollar la totalidad de actividades contenidas en el acuerdo de inversión, se podrá suspender la ejecución de las inversiones adicionales establecidas en el Acuerdo de Inversión conforme al cronograma establecido, esta circunstancia será considerada en la evaluación del cumplimiento del Acuerdo de Inversión por parte de la ANM.
En caso de que en la evaluación de la ejecución del acuerdo de inversión se establezca que el cumplimiento de la inversión adicional es inferior al propuesto, y sin embargo supere en un ochenta y cinco por ciento (85%) su ejecución, esta situación será señalada por la ANM en la evaluación y dará lugar al otorgamiento del CERT a prorrata del porcentaje correspondiente de cumplimiento.
PARÁGRAFO. Los valores del CERT que no sean distribuidos por inversiones que no se realicen efectivamente debido a incumplimiento total o parcial del acuerdo de inversión en cada periodo, podrán ser redistribuidos en favor de los beneficiarios de acuerdos de inversión suscritos en el mismo periodo, en cuya ejecución hayan superado las inversiones adicionales propuestas, para lo cual se tomará el valor del CERT no distribuido y se redistribuirá de forma proporcional a favor de aquellos titulares que superen los valores de inversión adicional propuestos.
ARTÍCULO 2.2.6.2.19. NIVELES PORCENTUALES DEL CERT. <Ver Notas del Editor> <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2253 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> El valor del CERT no podrá superar el 20% de la inversión adicional efectivamente realizada y se establecerá de manera anual por parte de la ANM conforme al cupo del CERT disponible aprobado y con el impacto de las inversiones en el recaudo de impuestos y de regalías. Para lo anterior se podrá tener como referencia el listado de minerales de interés estratégico señalados por el Ministerio de Minas y Energía.
DISPOSICIONES FINALES.
ARTÍCULO 2.2.6.3.1. INFORME DE BENEFICIARIOS DEL CERT. <Ver Notas del Editor> <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2253 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> La ANH y la ANM anualmente enviarán al Ministerio de Minas y Energía y al Ministerio de Hacienda y Crédito Público un informe con los beneficiarios del CERT, el monto de inversiones efectivamente realizadas y el porcentaje y monto de CERT a otorgar. En todo caso, el Ministerio de Minas y Energía y el Ministerio de Hacienda y Crédito Público en cualquier momento, podrán solicitarle a la ANH y a la ANM información relacionada con las inversiones que dieron lugar al otorgamiento del CERT.
ARTÍCULO 2.2.6.3.2. EXPEDICIÓN DEL CERT. <Ver Notas del Editor> <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2253 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> El Ministerio de Hacienda y Crédito Público ordenará la expedición del CERT a cada uno de los beneficiarios a través de un acto administrativo, dentro del mes siguiente a la recepción del informe final de que trata el artículo 2.2.6.3.1 de este Decreto. Dicho informe contendrá la lista de beneficiarios con el monto de inversiones y el monto del CERT a otorgar, y será remitido, según corresponda, por la ANH o la ANM, al Ministerio de Minas y Energía y al Ministerio de Hacienda y Crédito Público.
ARTÍCULO 2.2.6.3.3. RIESGO EN VARIACIONES DE TRM. <Ver Notas del Editor> <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2253 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> El incentivo CERT se otorgará en pesos colombianos a inversiones efectivamente realizadas y se certifican en pesos colombianos. Las inversiones inicialmente realizadas en dólares de los Estados Unidos de América y presentadas por los operadores o titulares mineros en pesos colombianos para efectos del otorgamiento del incentivo CERT, utilizarán para la conversión de la moneda la tasa representativa del mercado vigente al momento de la realización de la inversión.
ARTÍCULO 2.2.6.3.4. INGRESO NO CONSTITUTIVO DE RENTA NI GANANCIA OCASIONAL. <Ver Notas del Editor> <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2253 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> El valor del CERT constituirá un ingreso no constitutivo de renta ni ganancia ocasional para quien lo percibe o adquiere, debiendo demostrar su calidad de beneficiario en los términos de los artículos 2.2.6.3.1 y 2.2.6.3.2 de este decreto.
OBRAS POR REGALÍAS PARA EL DESARROLLO DE LAS ENTIDADES TERRITORIALES.
ARTÍCULO 2.2.6.4.1. ENTIDAD INTERLOCUTORA. <Artículo adicionado por el artículo 2 del Decreto 98 de 2020. El nuevo texto es el siguiente:>El Ministerio de Minas y Energía, en el marco de sus funciones, será interlocutor con los demás Órganos del Sistema General de Regalías para la ejecución de los proyectos de obras por regalías.
ARTÍCULO 2.2.6.4.2. COMUNICACIÓN. <Artículo adicionado por el artículo 2 del Decreto 98 de 2020. El nuevo texto es el siguiente:>Aprobado por el Órgano Colegiado de Administración y Decisión (OCAD), el proyecto de inversión a ser financiado bajo la modalidad de obras por regalías de que trata el artículo 51 de la Ley 1942 de 2018, la(s) persona(s) jurídica(s) debe(n) remitir una comunicación a la Agencia Nacional de Hidrocarburos o a la Agencia Nacional de Minería, según corresponda, donde informe:
1. Nombre de la(s) persona(s) jurídica(s) y Número(s) de Identificación Tributaria.
2. Nombre del proyecto, código BPIN del Banco de Programas y Proyectos de Inversión del Sistema General de Regalías con su correspondiente MGA y valor total del proyecto.
3. Tratándose de cofinanciación entre personas jurídicas, el monto y porcentaje de los aportes de recursos al proyecto de inversión.
4. Período de regalías que se pretende pagar con el valor de asignaciones directas aportado para la ejecución del proyecto.
De la misma manera deberá remitir los siguientes documentos:
1. Acta de aprobación de la Junta Directiva de la(s) persona(s) jurídica(s) o del representante legal según corresponda, o quien haga sus veces, de optar por esta modalidad de pago.
2. Copia del documento de acuerdo suscrito entre la entidad territorial y la(s) persona(s) jurídica(s).
3. Copia del acuerdo de la sesión del Órgano Colegiado de Administración y Decisión (OCAD) en la que conste la aprobación del respectivo proyecto.
ARTÍCULO 2.2.6.4.3. FINALIZACIÓN Y ENTREGA DEL PROYECTO. <Artículo adicionado por el artículo 2 del Decreto 98 de 2020. El nuevo texto es el siguiente:>Cumplidos los términos para la ejecución del proyecto la(s) persona(s) jurídica(s) realizará(n) la entrega formal y material del mismo en disposición para su uso y funcionamiento a la entidad territorial beneficiaria, adjuntando el informe final de la interventoría en el que esta certifica el recibo a satisfacción.
Posteriormente, la entidad territorial beneficiaria en un plazo no mayor de quince (15) días expedirá certificación de completa ejecución y recibo del proyecto a la(s) persona(s) jurídica(s), con el propósito de que esta(s) última(s) adelante(n) el trámite respectivo ante la Agencia Nacional de Minería o ante la Agencia Nacional de Hidrocarburos, según corresponda.
PARÁGRAFO. El informe final satisfactorio de interventoría será suficiente para que la entidad territorial reciba el proyecto. La entidad territorial solo podrá controvertir este informe final por evidentes violaciones a reglamentos técnicos de construcción aplicables al proyecto correspondiente; estas controversias deberán ser soportadas técnicamente por profesionales idóneos.
En aquellos casos excepcionales en que la entidad territorial presente inconformidades con la evaluación expedida por la interventoría, la entidad territorial y la(s) persona(s) jurídica(s) acudirán a mecanismos alternativos de resolución de conflictos para dirimir la controversia. El costo de este mecanismo será asumido por la(s) persona(s) jurídica(s).
ARTÍCULO 2.2.6.4.4. FINALIZACIÓN Y ENTREGA ANTICIPADA DEL PROYECTO. <Artículo adicionado por el artículo 2 del Decreto 98 de 2020. El nuevo texto es el siguiente:>En los casos en que se finalice la ejecución del proyecto con antelación al plazo previsto y se cumplan las actividades de terminación y entrega de este, la(s) persona(s) jurídica(s) podrá(n) solicitar ante la Agencia Nacional de Hidrocarburos o la Agencia Nacional de Minería, según corresponda, el respectivo descuento del pago de las regalías a su cargo en el período inmediatamente siguiente a la emisión de la certificación de la entidad territorial beneficiaria.
ARTÍCULO 2.2.6.4.5. ACREDITACIÓN DEL PAGO. <Artículo adicionado por el artículo 2 del Decreto 98 de 2020. El nuevo texto es el siguiente:>La(s) persona(s) jurídica(s) que exploten los recursos naturales no renovables y que opten por la modalidad de obras por regalías, solo podrán solicitar la acreditación del pago de las regalías, una vez remitan la certificación de completa ejecución y recibo del proyecto de inversión emitida por la entidad territorial beneficiaria, previa certificación de recibo a satisfacción de la interventoría.
El valor para reconocerse como pago por concepto de regalías por parte de la(s) persona(s) jurídica(s) corresponderá al aprobado por el Órgano Colegiado de Administración y Decisión (OCAD), incluidos los ajustes realizados y aprobados durante la ejecución del proyecto, el cual deberá estar conforme con lo reportado en la certificación de completa ejecución y recibo emitida por la entidad territorial teniendo en cuenta lo dispuesto en el artículo 2.2.4.1.1.14.5. del Decreto 1082 de 2015.
ARTÍCULO 2.2.6.4.6. SOLICITUD DE PAGO. <Artículo adicionado por el artículo 2 del Decreto 98 de 2020. El nuevo texto es el siguiente:>La(s) persona(s) jurídica(s) deberá(n) tramitar ante la Agencia Nacional de Minería o ante la Agencia Nacional de Hidrocarburos, según corresponda, la solicitud de reconocimiento de la obra ejecutada como pago de regalías.
La solicitud de pago debe incluir:
1. Copia de la comunicación que se relaciona en el artículo 2.2.6.4.2. del presente decreto.
2. Copia de los Acuerdos del Órgano Colegiado de Administración y Decisión (OCAD) en los que conste el valor total aprobado del proyecto.
3. Copia de la certificación de recibo a satisfacción emitido por la entidad terri-torial.
PARÁGRAFO 1o. En caso de que varias personas jurídicas hayan participado en la ejecución de un proyecto financiado bajo la modalidad de obras por regalías, deben radicar una solicitud conjunta en la que indiquen los nombres de sus empresas, el número de identificación tributaria, el valor del aporte de cada empresa y los porcentajes a imputarse en cada caso, además de señalar lo dispuesto en los numerales 1, 2 y 3 del presente artículo.
PARÁGRAFO 2o. En caso de que la(s) persona(s) jurídica(s) no tenga más obligaciones de pago de regalías para el respectivo bienio, podrá(n) acreditar el valor del proyecto ejecutado como el pago de regalías en los términos del artículo 97 de la Ley 1530 de 2012, o la norma que los modifique o sustituya, cuando aplique.
PARÁGRAFO 3o. La Agencia Nacional de Minería o la Agencia Nacional de Hidrocarburos, según corresponda, verificará el cumplimiento de los requisitos mencionados y procederá a realizar el trámite definido por cada una de ellas para reconocer la obra ejecutada como pago por regalías.
PARÁGRAFO 4o. El pago efectuado a título de regalías será deducible, siempre y cuando se cumplan los requisitos previstos en el artículo 107 del Estatuto Tributario.
ARTÍCULO 2.2.6.4.7. ENTREGA DEL CERTIFICADO DE PAGO A LA(S) PERSONA(S) JURÍDICA(S). <Artículo adicionado por el artículo 2 del Decreto 98 de 2020. El nuevo texto es el siguiente:>Realizada la entrega final del proyecto, conforme la certificación de recibo a satisfacción que emita la entidad territorial beneficiaria, la Agencia Nacional de Minería o la Agencia Nacional de Hidrocarburos, según corresponda, contará con 30 días para la expedición de la certificación en la que conste que la persona jurídica realizó el respectivo pago por concepto de regalías.
DEL HIDRÓGENO.
CONDICIONES Y LINEAMIENTOS GENERALES SOBRE HIDRÓGENO.
ARTÍCULO 2.2.7.1.1. OBJETO. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1476 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> El presente capítulo tiene por objeto definir los mecanismos, condiciones e incentivos para promover el desarrollo local, la innovación, investigación, producción, almacenamiento, transporte, distribución y uso del hidrógeno destinado a la prestación del servicio público de energía eléctrica, almacenamiento de energía, y descarbonización de sectores como transporte, gas, hidrocarburos, minería e industria.
PARÁGRAFO. Para efectos de la aplicación de las disposiciones aquí contenidas y en las demás normas que lleguen a reglamentar la materia, el hidrógeno será considerado un vector energético usado para almacenamiento energético, como combustible o insumo industrial.
ARTÍCULO 2.2.7.1.2. PROYECTOS DE HIDRÓGENO VERDE. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1476 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> Un proyecto de Hidrógeno Verde es el conjunto de actividades que se desarrollan para la producción, almacenamiento, acondicionamiento, distribución, reelectrificación, investigación, o uso final del Hidrógeno Verde, en los términos definidos en la Ley 2099 de 2021.
Los proyectos de producción de Hidrógeno Verde podrán utilizar energía eléctrica autogenerada o tomada de la red. La totalidad de la energía proveniente de la red debe ser respaldada con Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER), para lo cual se deberá suscribir un contrato bilateral de suministro de energía a partir de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER), además de contar con certificados de energía renovable expedidos por un tercero bajo estándares internacionales reconocidos y verificables a través de una plataforma de consulta pública de registro.
ARTÍCULO 2.2.7.1.3. PROYECTOS DE HIDRÓGENO AZUL. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1476 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> Un proyecto de Hidrógeno Azul es el conjunto de actividades que se desarrollan para la producción, almacenamiento, acondicionamiento, distribución, reelectrificación, investigación, o uso final del Hidrógeno Azul, en los términos definidos en la Ley 2099 de 2021.
Los proyectos de Hidrógeno Azul deberán contar con un sistema de Captura, Uso y Almacenamiento de Carbono (CCUS) que permita la captura del dióxido de carbono generado a grandes escalas en fuentes fijas, de conformidad con lo establecido en el artículo 22 de la Ley 2099 de 2021.
ARTÍCULO 2.2.7.1.4 HIDRÓGENO DE BAJAS EMISIONES. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1476 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> El Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible y el Ministerio de Minas y Energía definirán el umbral máximo de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) para que el hidrógeno sea considerado de bajas emisiones.
PARÁGRAFO. Los Ministerios de Ambiente y Desarrollo Sostenible; Transporte; Minas y Energía; Comercio, Industria y Turismo; Ciencia, Tecnología e Innovación podrán, en el ámbito de sus competencias, establecer mecanismos y condiciones para promover el hidrógeno de bajas emisiones.
ARTÍCULO 2.2.7.1.5. CERTIFICACIÓN DE ORIGEN DEL HIDRÓGENO. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1476 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> El Ministerio de Minas y Energía y el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible podrán adoptar un mecanismo público de certificación de origen del hidrógeno producido en el país, con el que se permita asegurar la unicidad y la trazabilidad de los insumos utilizados para la producción del hidrógeno y su intensidad de emisiones asociadas, así como cualquier otro atributo que se considere relevante monitorear.
PARÁGRAFO. Las certificaciones de origen del hidrógeno no serán un requisito para la obtención de los beneficios tributarios de los que trata la Ley 2099 de 2021.
ARTÍCULO 2.2.7.1.6. ALMACENAMIENTO DE HIDRÓGENO EN EL SUBSUELO. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1476 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> El Ministerio de Minas y Energía y el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible establecerán, en el marco de sus competencias, los lineamientos, requisitos y metodologías para el uso de formaciones geológicas para el almacenamiento de hidrógeno.
ARTÍCULO 2.2.7.1.7. ARMONIZACIÓN REGULATORIA. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1476 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) realizará los ajustes regulatorios necesarios para el uso del hidrógeno destinado a la prestación de los servicios públicos domiciliarios de energía y gas. Igualmente, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) establecerá las condiciones para la inyección y transporte de hidrógeno en el Sistema Nacional de Transporte, en las redes de distribución de gas y en los sistemas de transporte por poliductos.
ARTÍCULO 2.2.7.1.8. USO DEL HIDRÓGENO EN EL SECTOR TRANSPORTE. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1476 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> El Ministerio de Transporte, en coordinación con el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, expedirá y actualizará los requisitos, procedimientos, condiciones, e incentivos, para el uso del hidrógeno en el sector transporte.
PARÁGRAFO. El Ministerio de Comercio, Industria y Turismo podrá establecer condiciones para garantizar la importación de autopartes y repuestos para los vehículos propulsados con hidrógeno.
ARTÍCULO 2.2.7.1.9. TRANSPORTE DE HIDRÓGENO POR CARRETERA. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1476 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> El Ministerio de Transporte y el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible deberán revisar y actualizar, de ser necesario, los requisitos técnicos y de seguridad para el transporte de hidrógeno por carretera, con el fin de prevenir y mitigar los riesgos asociados a su transporte, así como para garantizar la seguridad y proteger la vida y el medio ambiente.
ARTÍCULO 2.2.7.10. SUMINISTRO DE HIDRÓGENO PARA USO VEHICULAR. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1476 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> El Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este delegue, definirá la ubicación, diseño, construcción, modificación y/o mejoras, calibración, aforo, pruebas y demás requisitos que deberán cumplir los interesados en construir infraestructura, de uso público o privado, con dedicación al suministro de hidrógeno para uso vehicular.
PARÁGRAFO. El suministro de hidrógeno en estaciones de servicio o puntos de suministro energético, tanto públicos como privados, se deberá hacer de acuerdo con los requisitos técnicos y las obligaciones que señale el Ministerio de Minas y Energía.
ARTÍCULO 2.2.7.1.11. FOMENTO A LA INNOVACIÓN. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1476 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> El Ministerio de Ciencia, Tecnología e Innovación, actuando en el ámbito de sus competencias, y en coordinación con el Ministerio de Minas y Energía, establecerá programas de Ciencia, Tecnología e Innovación (CTel) para promover la formación de capacidades científicas, técnicas y tecnológicas para la investigación, desarrollo tecnológico, e innovación, conexas con las tecnologías vinculadas a la cadena de valor de la industria del hidrógeno.
ARTÍCULO 2.2.7.1.12. MECANISMO EXPLORATORIO DE REGULACIÓN PARA MODELOS DE NEGOCIO INNOVADORES. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1476 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> Sin perjuicio del cumplimiento de los demás requisitos establecidos en el artículo 2.2.1.19.2.3. del Decreto 1074 de 2015, o aquel que lo modifique, adicione o sustituya, los proyectos de sandbox relacionados con el hidrógeno podrán tener una duración mayor a la prevista en el numeral 3 de dicho artículo, de conformidad con lo que establezca el Ministerio de Minas y Energía.
ARTÍCULO 2.2.7.1.13. REPORTE DE INFORMACIÓN. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1476 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> El Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este delegue, podrá implementar un sistema de información aplicable a los agentes y actores de la cadena de valor del hidrógeno, con el fin de organizar y obtener información sistematizada de las diferentes actividades a nivel nacional. El Ministerio de Minas y Energía podrá albergar el sistema de información del hidrógeno en alguno de los sistemas de información actualmente operantes del sector minas y energía.
ARTÍCULO 2.2.7.1.14. IMPLEMENTACIÓN ADICIONAL EN SECTORES DE ENERGÍA Y GAS. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1476 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> El Ministerio de Minas y Energía podrá, en el marco de sus competencias, adoptar disposiciones adicionales para desarrollar los usos y aplicaciones del hidrógeno y sus derivados en los sectores de energía y gas.
ARTÍCULO 2.2.7.1.15. IMPLEMENTACIÓN DE PROYECTOS DE HIDRÓGENO BLANCO EN EL PAÍS. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2235 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> El Ministerio de Minas y Energía, directamente o a través de la entidad que designe para este fin, determinará los lineamientos, condiciones y requerimientos técnicos que han de cumplir los proyectos para la realización de estudios de evaluación del Hidrógeno Blanco y otros gases o sustancias asociadas y su posterior exploración y explotación. Así mismo, este Ministerio, o la entidad que éste designe, será el encargado de autorizar a los interesados, así como de adelantar el seguimiento y control del cumplimiento de estas condiciones y requisitos técnicos que sean necesarios para asegurar altos estándares de calidad y seguridad, especificados en las normas técnicas colombianas, o en caso de ausencia de estas, se aplicarán las normas técnicas internacionales existentes sobre la materia.
PARÁGRAFO 1o. Dentro de los requerimientos técnicos se establecerán, como mínimo, las reglas que deberán cumplir los interesados para adelantar estudios de evaluación y la posterior exploración y explotación; las condiciones de capacidad económica, financiera, técnica y jurídica de los interesados para el desarrollo de las mismas; las condiciones de asignación, modificación, cesión de áreas y duración de las autorizaciones. Igualmente, señalará los requerimientos técnicos para la perforación, inyección, taponamiento y abandono de pozos, en observancia de las buenas prácticas para las operaciones con especial atención a la protección del medio ambiente y al cumplimiento de la normativa técnica nacional o internacional aplicable en estas materias.
PARÁGRAFO 2o. El Ministerio de Minas y Energía o la entidad que este designe, expedirá la reglamentación a la que hace referencia este artículo, dentro de los doce (12) meses posteriores a la entrada en vigencia de la presente normativa, en el que se establezcan los derechos, condiciones y obligaciones para la realización de las actividades de Estudios de Evaluación, Exploración y Explotación del Hidrógeno Blanco y otros gases o sustancias asociadas.
PARÁGRAFO 3o. El trámite de solicitud de autorización para el desarrollo de las actividades de que trata el presente artículo tendrá tres fases, las cuales serán correspondientes a las fases de los estudios de evaluación, exploración y explotación respectivamente.
ARTÍCULO 2.2.7.1.16. DEFINICIONES. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2235 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> Para efectos de lo dispuesto en este Capítulo en lo relacionado con el Hidrógeno Blanco y otros gases o sustancias asociadas, sin perjuicio de las demás definiciones que se establezcan en la reglamentación técnica que expida el Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que éste designe, se adoptarán las siguientes definiciones:
Autorización de Exploración: Acto administrativo de carácter particular y concreto mediante el cual el Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que designe, delimita el Área de Exploración y determina las obligaciones y condiciones que el Desarrollador debe cumplir para que se puedan adelantar actividades de exploración.
Autorización de Explotación: Acto administrativo de carácter particular y concreto mediante el cual el Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que éste designe, delimita el Área de Explotación y determina las obligaciones y condiciones que el Desarrollador debe cumplir para que se puedan adelantar actividades de explotación.
Autorización para Estudios de Evaluación: Acto administrativo de carácter particular y concreto mediante el cual el Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que éste designe, delimita el Área para los Estudios de Evaluación y determina las obligaciones y condiciones que el Desarrollador debe cumplir para que se puedan adelantar actividades de evaluación.
Coproducción de Hidrógeno Blanco: Explotación de Hidrógeno Blanco en áreas asignadas para las actividades de exploración y/o explotación de hidrocarburos, minerales o geotermia.
Desarrollador: Persona jurídica o comunidades energéticas que ostenta la titularidad de la Autorización para desarrollar Estudios de Evaluación, Exploración y/o Explotación de Hidrógeno Blanco y otros gases o sustancias a él asociadas para el aprovechamiento de este recurso.
Interesado: Persona jurídica o comunidades energéticas que solicita Autorización ante el Ministerio de Minas y Energía, o ante la entidad que éste designe, para el desarrollo de proyectos de Hidrógeno Blanco y otros gases o sustancias asociadas a este recurso en el territorio nacional, bien sea la Autorización para Estudios de Evaluación, para Exploración y/o para Explotación.
Mecanismo: Es la autorización administrativa que contiene los derechos y las obligaciones a favor del Desarrollador para realizar las actividades de Evaluación, Exploración y/o Explotación del Hidrogeno Blanco y otros gases o sustancias asociadas en el territorio nacional mecanismo que podrá variar eventualmente de acuerdo con el desarrollo y evolución del sector en el país.
Otros gases o sustancias asociadas al Hidrógeno Blanco: Todos aquellos gases o sustancias que se pueden encontrar almacenados de forma natural en los reservorios o que podrían producirse en conjunto con la explotación de Hidrógeno Blanco.
ARTÍCULO 2.2.7.1.17. EXCLUSIVIDAD. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2235 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> El Desarrollador que haya obtenido Autorización para efectuar Estudios de Evaluación del Hidrógeno Blanco y otros gases o sustancias asociadas a este, así como la exploración y/o explotación de un área determinada, tendrá exclusividad frente a otros solicitantes mientras esta se encuentre vigente. Esto, sin perjuicio de que, ante la manifestación expresa de la pérdida de interés de un Desarrollador, el área asignada pueda ser solicitada por un nuevo interesado, de conformidad con lo que establezca la reglamentación que expida el Ministerio de Minas y Energía. o la entidad que este designe.
ARTÍCULO 2.2.7.1.18. CONSIDERACIONES AMBIENTALES. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2235 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> Conforme con las competencias otorgadas por la Ley 99 de 1993, la Ley 1715 de 2014 modificada por la Ley 2099 de 2021 y el Decreto número 1076 de 2015 y las normas que lo complementan o adicionan, el Desarrollador deberá dar cumplimiento a todos los requisitos ambientales que le sean aplicables, entre estos, la obtención de la licencia ambiental, permisos, concesiones, autorizaciones y demás trámites ambientales requeridos para prevenir, mitigar, corregir o compensar los impactos y efectos ambientales debidamente identificados que puedan presentarse en las áreas de Estudios de Evaluación, Exploración y/o Explotación del Hidrógeno Blanco y otros gases y sustancias asociadas.
ARTÍCULO 2.2.7.1.19. COPRODUCCIÓN. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2235 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> El Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este designe, reglamentará las condiciones especiales que considere necesarias para la coproducción de Hidrógeno Blanco y otros gases o sustancias asociadas a este recurso en las áreas y actividades de exploración y/o explotación de hidrocarburos, minerales o geotermia.
ARTÍCULO 2.2.7.1.20. COEXISTENCIA. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2235 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> El Desarrollador que haya obtenido una autorización para efectuar Estudios de Evaluación, Exploración y/o Explotación del Hidrógeno Blanco y otros gases o sustancias asociadas a éste, deberá promover la coexistencia de los proyectos en caso de que exista superposición con otro proyecto del sector de minas y energía, de conformidad con lo dispuesto en la regulación vigente.
ARTÍCULO 2.2.7.1.21. MECANISMO. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2235 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> El Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este designe, podrá expedir las medidas, lineamientos y condiciones para modificar el mecanismo de otorgamiento de derechos para la ejecución de proyectos de Hidrógeno Blanco y otros gases o sustancias asociadas, en el país.
PARÁGRAFO. De modificarse el mecanismo de otorgamiento de derechos para la ejecución de proyectos de Evaluación, Exploración y Explotación de Hidrógeno Blanco y otros gases o sustancias asociadas. para el caso de los Desarrolladores que ostenten derechos bajo el mecanismo de autorización administrativa, los mismos continuarán la ejecución de sus autorizaciones en los términos y condiciones establecidos en los respectivos actos administrativos; esto, sin perjuicio de las reglas de transición que en materia técnica el Ministerio de Minas y Energía defina en aras de propender por la protección del ambiente, así como la calidad y seguridad de las operaciones.
ARTÍCULO 2.2.7.1.22. ENTREGA DE INFORMACIÓN TÉCNICA. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2235 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> En desarrollo de los derechos otorgados a través del Mecanismo para proyectos de Hidrógeno Blanco por el Ministerio de Minas y Energía, o quien este designe, conforme a la confidencialidad de la información que se establezca en cada caso concreto, el Desarrollador deberá remitir al Servicio Geológico Colombiano (SGC), la documentación técnica que se determine, informando de esta entrega a la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía, o a quien este designe.
Este informe técnico deberá presentarse teniendo en cuenta los lineamientos y formas que establezca el Ministerio de Minas y Energía, o quien este designe, a través de la reglamentación que expida sobre esta materia.
ARTÍCULO 2.2.7.1.23. FOMENTO E INCENTIVO DE LOS PROYECTOS DE HIDRÓGENO BLANCO. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2235 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> El Gobierno nacional pondrá en marcha instrumentos para fomentar e incentivar los trabajos de Estudios de Evaluación, Exploración, Explotación y el aprovechamiento de Hidrógeno Blanco y otros gases o sustancias asociadas a este recurso renovable, sin perjuicio de lo que resulte aplicable conforme a lo establecido en el marco en la Ley 1715 de 2014 modificada y adicionada por las Leyes 2099 de 2021 y 2294 de 2023, sus demás normas modificatorias y reglamentarias y de los beneficios tributarios y de toda índole descritos en el Decreto número 895 de 2022 frente a los proyectos con fuentes no convencionales de energía (FNCE) cuando aplique.
ARTÍCULO 2.2.7.1.24. PARTICIPACIÓN SOCIAL. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2235 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> Sin perjuicio del cumplimiento de la normatividad que resulte aplicable en materia de participación ciudadana, el Desarrollador deberá propender por la implementación de mecanismos de participación de las comunidades en el área de influencia del proyecto, sobre lo cual, el Ministerio de Minas y Energía podrá establecer en el marco de los lineamientos, condiciones y requerimientos que expida para la implementación de proyectos de Estudios de Evaluación, Exploración y Explotación del Hidrógeno Blanco y otros gases o sustancias asociadas, los deberes de carácter social que deberá tener en cuenta el Desarrollador en el ejercicio de los derechos y obligaciones determinadas en la respectiva Autorización.
DEL FONDO ÚNICO DE SOLUCIONES ENERGÉTICAS (FONENERGÍA).
DISPOSICIONES GENERALES.
ARTÍCULO 2.2.8.1.1. NATURALEZA JURÍDICA Y OBJETO DEL FONDO ÚNICO DE SOLUCIONES ENERGÉTICAS (FONENERGÍA). <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1580 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> El Fondo Único de Soluciones Energéticas (FONENERGÍA), es un patrimonio autónomo constituido por el Ministerio de Minas y Energía, mediante la suscripción de un contrato de fiducia mercantil.
El régimen de contratación y administración del FONENERGÍA será el de derecho privado y sus recursos serán inembargables.
El objeto del Fondo Único de Soluciones Energéticas (FONENERGÍA) será la coordinación, articulación y focalización de las diferentes fuentes de recursos para financiar y realizar planes, proyectos y programas de mejora de calidad en el servicio, expansión de la cobertura energética y normalización de redes a través de soluciones de energía eléctrica y gas combustible con criterios de sostenibilidad ambiental y progreso social, bajo esquemas de servicio público domiciliario o diferentes a este. Este objeto incluye, pero no se limita, a la atención de emergencias en las Zonas no Interconectadas (ZNI), a inversión en acometidas y redes internas, así como en mecanismos de sustitución hacia Fuentes no Convencionales de Energía (FNCE) y combustibles más limpios.
ARTÍCULO 2.2.8.1.2. ENTRADA EN OPERACIÓN DEL FONENERGÍA. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1580 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> FONENERGÍA entrará en operación una vez se suscriba el contrato de fiducia mercantil. Antes de su entrada en operación, el Ministerio de Minas y Energía, en cumplimiento de sus funciones, deberá normalizar la tenencia y realizar el inventario de los activos a que haya lugar del FAER, FAZNI, FECFGN y PRONE, según el parágrafo transitorio del artículo 41 de la Ley 2099 de 2021.
PARÁGRAFO 1o. El Ministerio de Minas y Energía financiará los costos asociados al proceso de contratación de la entidad fiduciaria que administrará el patrimonio autónomo, así como las actividades descritas en el presente artículo.
PARÁGRAFO 2o. El Ministerio de Minas y Energía determinará las actividades necesarias para adelantar la normalización de la tenencia de los activos de su propiedad, el mecanismo para dar continuidad a la ejecución de los contratos vigentes, así como los términos en el que estos activos y/o contratos desarrollados con recursos de los Fondos FAER, FAZNI, FECFGN, y programa PRONE ingresarán al FONENERGÍA.
PARÁGRAFO 3o. En el caso de los programas, planes y proyectos a financiar con recursos de los Fondos FAER, FAZNI, FECFGN, y programa PRONE, que a la entrada en operación de FONENERGÍA se les hubiere asignado recursos, pero respecto de los cuales no se haya suscrito el contrato, se entenderá que los derechos y obligaciones adquiridos por el Ministerio de Minas y Energía se transferirán a FONENERGÍA. Entre las obligaciones de FONENERGÍA estará la suscripción del contrato por el cual se financia el programa, plan o proyecto.
PARÁGRAFO 4o. Los planes, programas o proyectos que a la entrada en operación de FONENERGÍA se encuentren evaluados y priorizados por la Unidad de Planeación Minero- Energética (UPME) para ser financiados por el FECFGN, pero no se les haya asignado recursos por el Ministerio de Minas y Energía, deberán ser considerados por el Consejo Directivo de FONENERGÍA para su financiación, conservando su orden de priorización de acuerdo con el marco normativo aplicable al momento de su evaluación.
Los planes, programas o proyectos que a la entrada en operación de FONENERGÍA se encuentren evaluados por la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME), el Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas para las Zonas No Interconectadas (IPSE), o por la Dirección de Energía Eléctrica del Ministerio de Minas y Energía, para ser financiados por los Fondos FAER y FAZNI o por el programa PRONE, pero no se les haya asignado recursos por el comité de administración respectivo, deberán ser considerados por el Consejo Directivo para su financiación, luego de aplicarles la metodología de priorización de FONENERGÍA.
DE LA TITULARIDAD Y ADMINISTRACIÓN DE LOS RECURSOS, DERECHOS Y ACTIVOS DE FONENERGÍA.
ARTÍCULO 2.2.8.2.1. DE LA ADMINISTRACIÓN Y TITULARIDAD DE LOS RECURSOS Y ACTIVOS. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1580 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> Los recursos y activos, derechos y obligaciones, a que haya lugar, adquiridos en virtud de los contratos financiados con cargo a los fondos y programa que sustituye el FONENERGÍA, serán fideicomitidos por parte del Ministerio de Minas y Energía al patrimonio autónomo, en el marco del contrato de fiducia mercantil. Las condiciones de la transferencia serán definidas por el Ministerio de Minas y Energía.
Los recursos y activos, derechos y obligaciones adquiridos en virtud de los contratos financiados con cargo al FONENERGÍA también conformarán dicho patrimonio autónomo, y deberán ser administrados y ejecutados de conformidad con su finalidad, según lo establecido en el presente decreto, en el Manual Operativo y en el contrato de fiducia mercantil.
Para efectos del Registro Nacional de Reducción de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero (RENARE), o el mecanismo que lo modifique o sustituya, el Ministerio de Minas y Energía será el titular de los beneficios que se deriven del registro de los planes, programas y proyectos financiados con recursos de FONENERGÍA como iniciativas de mitigación de emisiones de gases de efecto invernadero, con la finalidad de demostrar el cumplimiento de metas nacionales de cambio climático establecidas bajo Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC), en proporción directa al aporte de recursos de financiación del Fondo.
PARÁGRAFO 1o. Los activos financiados por el FONENERGÍA serán de su titularidad en proporción directa al aporte de recursos del Fondo, mientras que no se efectúe la reposición de la infraestructura inicial por parte de las empresas de servicios públicos que adelanten actividades de administración, operación y mantenimiento.
PARÁGRAFO 2o. Cuando sea aplicable para FONENERGÍA, se estará sujeto a lo previsto en el numeral 87.9 del artículo 87 de la Ley 142 de 1994, o la norma que lo modifique, adicione o sustituya.
PARÁGRAFO 3o. Los derechos y obligaciones adquiridos en virtud de los contratos que fueron financiados con cargo a los fondos que sustituye el FONENERGÍA, también podrán conformar el patrimonio autónomo, en los términos que defina el Ministerio de Minas y Energía.
ARTÍCULO 2.2.8.2.2. RECAUDO DE LOS RECURSOS DE FONENERGÍA. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1580 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> Los recursos del FONENERGÍA estarán integrados por lo dispuesto en el inciso cuarto del artículo 41 de la Ley 2099 de 2021, o la norma que lo modifique, adicione o sustituya.
Dentro del FONENERGÍA se deberán crear por lo menos dos (2) cuentas para administrar los recursos: i) cuenta de energía eléctrica para los recaudos del sector eléctrico; ii) cuenta de gas para los recaudos del sector de gas combustible. Dentro de las cuentas de cada sector, energía o gas, se podrán abrir tantas subcuentas como sean necesarias, para la adecuada administración de los recursos que integran el FONENERGÍA.
Se podrán realizar transferencias entre subcuentas siempre y cuando no se afecte la destinación específica de los recursos. Los lineamientos acerca de la administración de las cuentas y subcuentas se definirán mediante el Manual Operativo.
Se podrán cofinanciar planes, programas y proyectos mediante la combinación de los recursos de diferentes subcuentas. También se podrán realizar transferencias entre las subcuentas de un mismo sector: energía eléctrica o gas, con el propósito de buscar eficiencia en el manejo de los recursos, de conformidad con los términos que establezca el Manual Operativo.
Una vez entre en operación el FONENERGÍA, el Ministerio de Minas y Energía deberá solicitar a los siguientes gestores que giren los recursos recaudados al patrimonio autónomo, a la cuenta que este determine, y remitan un informe mensual de los mismos tanto al FONENERGÍA como al Ministerio de Minas y Energía, cuando aplique:
a) Al Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) para efectos de los recaudos del sector de energía de los que trata el artículo 105 de la Ley 788 de 2002, el artículo 81 de la Ley 633 de 2000 y de las normas que los adicionan y modifican.
b) A las empresas prestadoras del servicio público de transporte de gas combustible para efectos del recaudo de que trata el artículo 15 de la Ley 401 de 1997.
El Ministerio de Minas y Energía deberá indicar a la Dirección General de Crédito Público y del Tesoro Nacional del Ministerio de Hacienda y Crédito Público, las cuentas en las cuales se deberán consignar los saldos remanentes de los recursos recaudados por concepto de FAER, FAZNI, PRONE y FECFGN.
PARÁGRAFO 1o. Los recursos del Presupuesto General de la Nación con destino al FONENERGÍA estarán sujetos a la disponibilidad de recursos del Marco Fiscal de Mediano Plazo y el Marco de Gasto Mediano Plazo del sector.
PARÁGRAFO 2o. El Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) continuará destinando cuarenta centavos ($0,40) por kilovatio hora despachado en la Bolsa de Energía Mayorista del recaudo a que se refiere el artículo 81 de la Ley 633 de 2000, al Fondo de Energías No Convencionales y Gestión Eficiente de la Energía (FENOGE), en los términos del artículo 7 de la Ley 2099 de 2021, que modificó el artículo 10 de la Ley 1715 de 2014.
ARTÍCULO 2.2.8.2.3. DESTINACIÓN DE LOS RECURSOS. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1580 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> Los recursos del FONENERGÍA para energía eléctrica serán destinados a la financiación y ejecución de los planes, proyectos y/o programas relacionados con la mejora de la calidad en el servicio, la expansión de la cobertura de energía eléctrica, la normalización de redes a través de soluciones de energía eléctrica, con criterios de sostenibilidad ambiental y progreso social, bajo esquemas de servicio público domiciliario o diferentes a este. Se podrán destinar los recursos a la financiación y ejecución de los planes, proyectos y/o programas relacionados con la atención de emergencias en las Zonas no Interconectadas (ZNI), con inversión en acometidas y redes internas, así como mecanismos de sustitución de las fuentes de generación de energía eléctrica hacia Fuentes no Convencionales de Energía (FNCE) y combustibles más limpios. Los recursos de FONENERGÍA para gas combustible serán destinados a financiar y realizar planes, proyectos y/o programas dirigidos a la expansión de la cobertura y el desarrollo de infraestructura del servicio de gas combustible, con criterios de sostenibilidad ambiental y progreso social.
Los intereses y rendimientos financieros que produzcan las subcuentas del FONENERGÍA pertenecientes a los sectores de energía eléctrica y de gas combustible se incorporarán a las mismas, en proporciones que atiendan a su recaudo, y cubrirán los costos de administración que correspondan a cada subcuenta. En caso tal que, existan excedentes provenientes de interés y/o rendimientos luego de cubrir los costos de administración, los mismos serán destinados al desarrollo del objeto mismo de las diferentes subcuentas.
Las condiciones para la asignación de los recursos para financiar los planes, programas y proyectos del FONENERGÍA deberán ceñirse a los parámetros y lineamientos establecidos en el presente Decreto y en lo que se indique en el Manual Operativo.
ARTÍCULO 2.2.8.2.4. CONDICIONES DE ADJUDICACIÓN DE LA INFRAESTRUCTURA PARA LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1580 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> La infraestructura objeto de las inversiones en planes, programas y/o proyectos del FONENERGÍA, podrá ser cedida a cualquier título a los prestadores del servicio y/o a los beneficiarios de la misma, siempre que exista aprobación del Consejo Directivo, previo concepto que así lo justifique del Director Ejecutivo de acuerdo con los lineamientos contenidos en este artículo, en el artículo 2.2.8.2.1. sobre la administración y titularidad de los recursos y activos, así como aquellos que se indiquen en el Manual Operativo.
En los contratos que celebre el Fondo Único de Soluciones Energéticas (FONENERGÍA) se dejará expresa la obligación del beneficiario de recibir la infraestructura para garantizar la prestación del servicio, indicando el título bajo el cual la recibe y las condiciones aprobadas por el Consejo Directivo.
PARÁGRAFO 1o. En relación con el servicio de energía eléctrica, cuando se financien redes de distribución en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) para ampliación de cobertura, se tendrán en cuenta las siguientes disposiciones:
i. Los activos que se construyan con recursos de FONENERGÍA podrán ser cedidos preferentemente al Operador de Red que brindó concepto o aval técnico y financiero en la etapa de estructuración y viabilización del plan, programa o proyecto, y/o garantía de sostenibilidad de los activos, de acuerdo con las condiciones y aprobación que emita el Consejo Directivo.
ii. Una vez concluidas las obras contempladas para el plan, programa o proyecto, los activos serán considerados como activos de uso del Sistema de Distribución Local o Sistema de Transmisión Regional, según sea el caso para efectos de su remuneración y responsabilidad.
PARÁGRAFO 2o. En relación con el sector de gas combustible, los activos que se financien con recursos del FONENERGÍA podrán ser cedidos preferentemente a la empresa de servicios públicos a la cual el FONENERGÍA, o el Ministerio de Minas y Energía, asignó recursos para la financiación de la construcción de infraestructura dirigida a la expansión de la cobertura y la prestación del servicio de gas combustible de conformidad con el Manual Operativo, con el fin de que sea esta empresa quien preste el servicio público, de acuerdo con las condiciones y aprobación que emita el Consejo Directivo.
PARÁGRAFO 3o. En el evento en el que la empresa que está obligada a recibir la infraestructura no la reciba o no garantice la prestación del servicio en los términos previstos en el contrato, el FONENERGÍA deberá adelantar todas las acciones necesarias para que, a través de mecanismos abiertos y competitivos, se seleccione otra empresa de servicios públicos idónea a la cual se cedan los activos financiados con recursos del FONENERGÍA para la prestación del servicio, sin perjuicio de las acciones legales y contractuales a las que haya lugar.
ÓRGANOS DE GOBIERNO DEL FONENERGÍA.
ARTÍCULO 2.2.8.3.1. CONSEJO DIRECTIVO DE FONENERGÍA. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1580 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> El FONENERGÍA contará con un Consejo Directivo encargado de dirigir la administración y asignación de los recursos. El Consejo Directivo estará integrado por cuatro (4) miembros del Gobierno nacional y tres (3) miembros independientes designados por el Presidente de la República, quienes contarán con voz y voto.
Los miembros pertenecientes al Gobierno Nacional que integrarán el Consejo Directivo serán los siguientes:
a) Un delegado del Ministro de Minas y Energía.
b) El Director de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME).
c) El Director de Energía Eléctrica del Ministerio de Minas y Energía.
d) El Director de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía.
El Presidente de la República, nombrará a los tres (3) miembros independientes con reconocido prestigio profesional y académico antes de la entrada en operación del FONENERGÍA. Los miembros independientes deberán manifestar la existencia de cualquier conflicto de interés que pueda afectar su gestión al interior del Consejo Directivo.
El Consejo Directivo será presidido por el delegado del Ministro de Minas y Energía.
El Consejo Directivo podrá invitar a aquellas personas que considere pertinente, según los asuntos que se traten en cada una de sus sesiones, y de acuerdo con los planes, programas y/o proyectos que vayan a ser evaluados. Los invitados contarán con voz, pero sin voto.
El Consejo Directivo podrá sesionar antes de la entrada en operación del Fondo.
ARTÍCULO 2.2.8.3.2. FUNCIONES DEL CONSEJO DIRECTIVO. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1580 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> Son funciones del Consejo Directivo del FONENERGÍA.
1. Designar al Director Ejecutivo, por un término no mayor a dos (2) años, fijar su remuneración mensual, y las condiciones de su vinculación y desvinculación.
2. Impartir al Director Ejecutivo los lineamientos y directrices generales sobre la estructura y gastos administrativos requeridos para la operación del FONENERGÍA.
3. Adoptar políticas y criterios generales, sobre los planes, programas y/o proyectos, a ser financiados con cargo a los recursos del FONENERGÍA.
4. Aprobar u objetar los planes, programas y/o proyectos a ser financiados con cargo a los recursos del FONENERGÍA y en atención al desarrollo de su objeto.
5. Aprobar el presupuesto del FONENERGÍA y las modificaciones presupuestales.
6. Definir las políticas generales de inversión de los recursos que ingresen al FONENERGÍA, incluyendo lo relativo a la inversión temporal de los excedentes de liquidez según la norma aplicable, y velar por su seguridad y adecuado manejo.
7. Proponer al Ministerio de Minas y Energía modificaciones al Manual Operativo, incluyendo entre otras, lo relacionado con los criterios para la viabilización, evaluación, y priorización de los diversos planes, programas y/o proyectos a ser financiados por el FONENERGÍA.
8. Estudiar y aprobar los informes elaborados por la entidad fiduciaria que administre el patrimonio autónomo.
9. Aceptar la renuncia o dar por terminado el contrato del Director Ejecutivo, según los términos y condiciones que rijan su vinculación con el FONENERGÍA.
10. Aprobar la cesión o transferencia a cualquier título de la infraestructura objeto de las inversiones en planes, programas y/o proyectos.
11. Aprobar las reglas que determinen el funcionamiento interno de FONENERGÍA, de acuerdo con las propuestas presentadas por el Director Ejecutivo.
12. Las demás que se establezcan en el Manual Operativo del FONENERGÍA.
ARTÍCULO 2.2.8.3.3. DIRECTOR EJECUTIVO DE FONENERGÍA. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1580 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> El Director Ejecutivo será el encargado de la gerencia del FONENERGÍA y tendrá las siguientes funciones:
1. Preparar y presentar al Consejo Directivo las reglas para determinar el funcionamiento interno del Fondo.
2. Planear, dirigir y preparar los asuntos que serán propuestos para la aprobación del Consejo Directivo, de conformidad con los criterios establecidos en este Decreto, el Manual Operativo del fondo y el contrato de fiducia mercantil.
3. Preparar y presentar el presupuesto del FONENERGÍA, para aprobación por parte del Consejo Directivo.
4. Instruir a la Entidad Fiduciaria para que adopte las acciones necesarias para conformar y contratar el Equipo de Trabajo del FONENERGÍA, de acuerdo con los lineamientos, políticas y/o instrucciones establecidas por el Consejo Directivo.
5. Dirigir y coordinar las operaciones y la administración del FONENERGÍA, dentro de las instrucciones y presupuesto establecidos por el Consejo Directivo, así como de los planes, proyectos, programas e iniciativas aprobadas.
6. Instruir a la Entidad Fiduciaria para que expida o celebre los actos, contratos y/o convenios de cualquier naturaleza con cargo a los recursos del FONENERGÍA, que sean necesarios para el cumplimiento de las funciones del Fondo de acuerdo con las instrucciones, decisiones, políticas y presupuesto, según corresponda, en concordancia con lo dispuesto en el Manual Operativo, y demás reglas e instrucciones que adopte e imparta el Consejo Directivo.
7. Establecer la priorización para la financiación de los Planes, Programas y/o Proyectos con cargo a los recursos del FONENERGÍA, conforme a los lineamientos establecidos en el Manual Operativo, y poner a consideración del Consejo Directivo dicha priorización.
8. Coordinar y realizar seguimiento a las actuaciones judiciales o extrajudiciales en las cuales esté vinculado el patrimonio autónomo representado por su administrador fiduciario en representación del FONENERGÍA.
9. Las demás que le asigne el Consejo Directivo y/o el Manual Operativo.
PARÁGRAFO. El Ministerio de Minas y Energía podrá designar a un funcionario del nivel directivo o asesor para que desempeñe las funciones de Director Ejecutivo mientras el Consejo Directivo realiza la respectiva designación.
ARTÍCULO 2.2.8.3.4. EQUIPO DE TRABAJO DEL FONENERGÍA. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1580 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> El equipo de trabajo del FONENERGÍA será el equipo que, bajo el liderazgo del Director Ejecutivo, tendrá a su cargo la ejecución del objeto de FONENERGÍA y la coordinación, interacción administrativa, técnica, operativa, de control y seguimiento de las respectivas actividades. El equipo de trabajo será contratado con cargo a los recursos del FONENERGÍA.
MANUAL OPERATIVO, LINEAMIENTOS DE LA ENTIDAD FIDUCIARIA Y DEROGATORIAS.
ARTÍCULO 2.2.8.4.1. MANUAL OPERATIVO. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1580 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> El Ministerio de Minas y Energía expedirá mediante resolución el Manual Operativo de FONENERGÍA, de acuerdo con las condiciones de entrada en operación y funcionamiento establecidas en este Decreto.
El Manual Operativo incluirá, entre otros, lo relacionado con: (i) la estructura organizacional del FONENERGÍA; (ii) los recursos del Fondo y la destinación de estos; (iii) los mecanismos de presentación de los planes, programas y/o proyectos y quienes pueden acceder a estos; (iv) la viabilización y priorización de los planes, programas y/o proyectos a financiar; (v) los demás aspectos que resulten pertinentes de acuerdo con la finalidad y objeto del contrato de Fiducia Mercantil y el objeto de FONENERGÍA.
ARTÍCULO 2.2.8.4.2. LINEAMIENTOS DE LA ENTIDAD FIDUCIARIA. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1580 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> La Entidad Fiduciaria con la cual se celebre el contrato de fiducia mercantil para administración de los recursos del FONENERGÍA, se regirá por los siguientes lineamientos:
1. Será seleccionada por el Ministerio de Minas y Energía para la administración de los recursos y activos del FONENERGÍA, y será la vocera del mismo, según la normatividad que regula lo correspondiente a las obligaciones y deberes fiduciarios de las sociedades administradoras de patrimonios autónomos y lo señalado en este Decreto, siendo la competente para comprometer jurídicamente al FONENERGÍA y le corresponderá ejercer sus derechos y obligaciones, y representación judicial y extrajudicial.
2. La Entidad Fiduciaria celebrará de manera diligente y eficiente todos los actos jurídicos necesarios para cumplir con el objeto de FONENERGÍA, en atención a las políticas definidas por el Consejo Directivo y las instrucciones que reciba del Director Ejecutivo.
3. Responderá con su patrimonio por el incumplimiento de sus deberes fiduciarios y hasta por la culpa leve en el cumplimiento de su gestión.
4. Realizará Comités Fiduciarios mensuales, en los cuales presentará informes de gestión.
5. Realizará un informe consolidado del año inmediatamente anterior, el cual será presentado al Consejo Directivo.
6. Atenderá las directrices que en materia de contabilidad para el patrimonio autónomo realice la Contaduría General de la Nación.
COMUNIDADES ENERGÉTICAS.
DISPOSICIONES GENERALES.
ARTÍCULO 2.2.9.1.1. DEFINICIONES. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2236 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> Además de las definiciones establecidas en las Leyes 142 y 143 de 1994, y en la regulación vigente de la CREG y la UPME, las siguientes definiciones deberán ser tenidas en cuenta para la interpretación y aplicación de este decreto:
Autogeneración colectiva (AGRC): Actividad realizada por la comunidad energética que produce energía, principalmente, para atender su propia demanda de energía. En el evento en que se generen excedentes de energía a partir de tal actividad, estos podrán entregarse a la red, en los términos que establezca la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) para tal fin.
Autogenerador colectivo (AC): Usuarios o potenciales usuarios de servicios energéticos que constituyen una comunidad energética para desarrollar la actividad de autogeneración colectiva.
Condiciones de vulnerabilidad: Condiciones de marginalidad de grupos significativos de la población que impiden procurarse su propia subsistencia o lograr niveles más altos de bienestar debido a situaciones que lo ponen en desventaja frente al resto de la población.
Consumo de subsistencia: Hace referencia a aquel definido en el artículo primero de la Resolución UPME 355 de 2004 o aquella que la modifique o sustituya.
Demanda de Energía de los Integrantes de la Comunidad Energética: Sumatoria de la demanda individual de todos y cada uno de los integrantes de la comunidad que conforman la AGRC, siempre que dichas necesidades no sean inferiores a los valores definidos en la normatividad vigente por concepto de consumo de subsistencia o nivel de consumo indispensable
Energía exportada: Cantidad de energía entregada a la red por un autogenerador colectivo o un generador distribuido colectivo.
Excedente: Cantidad de energía exportada por el autogenerador colectivo.
Generación Distribuida Colectiva (GDC): Es la producción de energía eléctrica realizada por la comunidad energética, cerca de los centros de consumo, conectada a un Sistema de Distribución Local (SDL) o a una microrred. La entrega de la energía al Sistema de Distribución Local (SDL) se rige bajo la regulación que establezca la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) para tal fin, dentro del plazo de tres (3) meses siguientes a la expedición del presente decreto.
Límite máximo de potencia: Límite de potencia instalada, establecido por la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), para un autogenerador colectivo y un generador distribuido colectivo.
Microrred: (red local de producción y distribución de energía) Sistema eléctrico que integra la demanda (cargas) y los recursos energéticos distribuidos con la capacidad de operar durante un periodo de tiempo y con diferentes niveles de automatización y de coordinación, bien sea de modo aislado o interconectado a una red principal, bajo criterios técnicos, económicos, ambientales y socioculturales. La UPME podrá ajustar o desarrollar el concepto de microrred en función de, entre otros, el principio de adaptabilidad de la Ley 143 de 1994.
SDL: Sistema de Distribución Local.
Subsidio por menor tarifa: Es aquel definido en el artículo 14.29 de la Ley 142 de 1994.
ARTÍCULO 2.2.9.1.2. NATURALEZA JURÍDICA Y OBJETIVOS DE LAS COMUNIDADES ENERGÉTICAS. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2236 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> Las Comunidades Energéticas son comunidades organizadas que surgen en virtud de un acuerdo entre personas naturales y/o jurídicas de derecho público o privado que cooperan entre sí a través de un contrato o convenio asociativo para desarrollar las siguientes actividades: generación, comercialización y uso eficiente de la energía a través del uso de Fuentes No Convencionales de Energía Renovables (FNCER), combustibles renovables y recursos energéticos distribuidos cuyos objetivos deben incluir, por lo menos, alguno de los siguientes:
a) Aumentar la cobertura del servicio de energía y garantizar el acceso de las poblaciones vulnerables a dicho servicio.
b) Aumentar la eficiencia energética evitando las pérdidas de energía mediante la proximidad del lugar de generación de energía al lugar del consumo.
e) Democratizar la energía a partir de la participación de los usuarios y potenciales usuarios como generadores y gestores de las Fuentes No Convencionales de Energía Renovables FNCER), combustibles renovables y recursos energéticos distribuidos.
d) Descentralizar la generación, el almacenamiento y el consumo de energía hacia las comunidades, especialmente, hacia las comunidades que experimentan condiciones de vulnerabilidad.
e) Descarbonizar la economía a partir de Fuentes No Convencionales de Energía Renovables (FNCER), combustibles renovables y recursos energéticos distribuidos.
f) Desarrollar la economía local y territorial, en el marco del desarrollo sostenible, a partir de la generación de energía, el almacenamiento y el uso eficiente de la energía de las comunidades, especialmente, de las comunidades que experimentan condiciones de vulnerabilidad.
g) Aumentar la confiabilidad del sistema mediante la inclusión de Fuentes No Convencionales de Energía Renovables (FNCER), combustibles renovables y recursos energéticos distribuidos, bajo gestión comunitaria.
h) Ofrecer unas condiciones económicas asequibles al servicio de energía para las comunidades, especialmente, aquellas que experimentan condiciones de vulnerabilidad.
i) Fomentar o promover modelos de desarrollo energéticos respetuosos con el medio ambiente.
j) Generar procesos de aprovechamiento eficientemente y socio ambientalmente responsable de los potenciales energéticos renovables regionales.
ARTÍCULO 2.2.9.1.3. ASOCIACIÓN DE COMUNIDADES ENERGÉTICAS. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2236 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> Las comunidades energéticas podrán asociarse entre sí para crear asociaciones de comunidades energéticas, a través de un acuerdo firmado entre las partes, para cooperar en proyectos de generación, comercialización y/o uso eficiente de la energía a través del uso de Fuentes No Convencionales de Energía Renovables (FNCER), combustibles renovables y recursos energéticos distribuidos.
ARTÍCULO 2.2.9.1.4. ALIANZA DE COMUNIDADES ENERGÉTICAS Y ASOCIACIÓN DE COMUNIDADES ENERGÉTICAS CON TERCEROS. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2236 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> Las comunidades energéticas y las asociaciones de comunidades energéticas podrán relacionarse con terceros de los sectores público, privado y/o popular, a través de acuerdos de derecho privado y/o asociaciones de iniciativa público popular para cooperar en proyectos de generación, comercialización y/o uso eficiente de la energía a través del uso de Fuentes No Convencionales de Energía Renovables (FNCER), combustibles renovables y recursos energéticos distribuidos.
ARTÍCULO 2.2.9.1.5. REPRESENTACIÓN DE COMUNIDADES ENERGÉTICAS Y ASOCIACIÓN DE COMUNIDADES ENERGÉTICAS CON FINES DE AUTOGENERACIÓN Y AUTOABASTECIMIENTO. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2236 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> Las comunidades energéticas y/o asociación de comunidades energéticas constituidas con el fin de autogeneración y autoabastecimiento serán personas jurídicas de carácter asociativo y su existencia y representación se acreditará tomando en cuenta el tipo de organización que autónomamente decida adoptar, pero para su existencia no requerirá de autorización de las Cámaras de Comercio, y para su inscripción bastará con la presentación del acto de derecho público o privado a través del cual se constituye.
ARTÍCULO 2.2.9.1.6. REPRESENTACIÓN DE LAS COMUNIDADES ENERGÉTICAS Y ASOCIACIÓN DE COMUNIDADES ENERGÉTICAS CON FINES DE COMERCIALIZACIÓN. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2236 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> Las comunidades energéticas y/o asociación de comunidades energéticas que se conformen con el fin de comercializar energía podrán ser sujetos de derechos y obligaciones. En consecuencia, su existencia y representación, estará sujeta al tipo de organización asociativa que adopte y las normas especiales propias de ese tipo de entidades, sin que se requiera de otro tipo de condiciones o solemnidades especiales.
ARTÍCULO 2.2.9.1.7. REPRESENTACIÓN DE LAS COMUNIDADES ENERGÉTICAS Y ASOCIACIÓN DE COMUNIDADES ENERGÉTICAS CONFORMADAS POR ESTRUCTURAS DE GOBIERNO PROPIO DE LOS PUEBLOS Y COMUNIDADES INDÍGENAS, DE COMUNIDADES CAMPESINAS, NEGRAS, AFROCOLOMBIANAS, RAIZALES Y PALENQUERAS. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2236 de 2023, corregido por el artículo 1 del Decreto 273 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> Las comunidades energéticas y/o asociación de comunidades energéticas conformadas por estructuras de gobierno propio de los pueblos y comunidades indígenas, de comunidades campesinas, negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras se establecerán conforme a las normas propias que de manera general las rijan, las condiciones de su gobernanza según sus tradiciones, saberes y creencias para establecer el ejercicio de participación y toma de decisiones para la resolución de conflictos, la planeación, proyección, la propiedad de los activos, administración y en general, todas aquellas acciones encaminadas al bien común de la Comunidad energética. Así mismo, determinará los mecanismos de asignar obligaciones entre sus integrantes y la distribución de los Beneficios. Sin embargo, en relación con su representación estas comunidades se regirán por lo previsto en los artículos 2.2.9.1.5 y 2.2.9.1.6.
ARTÍCULO 2.2.9.1.8. OBJETO DE LAS COMUNIDADES ENERGÉTICAS. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2236 de 2023, corregido por el artículo 2 del Decreto 273 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> El Objeto de Las Comunidades Energéticas es generar, comercializar y usar eficientemente la energía a partir de Fuentes No Convencionales de Energía Renovables (FNCER), y recursos energéticos distribuidos, de forma comunitaria, en el marco de los objetivos señalados en el artículo 2.2.9.1.2.
ARTÍCULO 2.2.9.1.9. ACTIVIDADES DE LAS COMUNIDADES ENERGÉTICAS. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2236 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> Se establecen como nuevas actividades del eslabón de la cadena de prestación del servicio de energía eléctrica: i) la Autogeneración Colectiva y ii) la Generación Distribuida Colectiva. Las comunidades energéticas podrán generar, comercializar y hacer uso eficiente de la energía, actuando como un agente denominado Autogenerador Colectivo (AGRC) o Generador Distribuido Colectivo (GDC).
ARTÍCULO 2.2.9.1.10. ACTIVIDADES DE LAS ASOCIACIONES DE COMUNIDADES ENERGÉTICAS. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2236 de 2023, inciso 1o. corregido por el artículo 3 del Decreto 273 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> Las actividades de las Asociaciones de Comunidades energéticas en materia energética son las definidas en el artículo 2.2.9.1.9. No obstante lo anterior, no se limita la posibilidad de realización de otras actividades económicas o encadenamientos productivos, fuera del ámbito energético, de acuerdo con la normativa vigente.
Las asociaciones de comunidades energéticas se regirán bajo la misma normativa de las Comunidades Energéticas, en relación con los proyectos de AGRC y GDC. Para el resto de las actividades y en lo que no se regule de forma especial, adquirirán la forma jurídica aplicable y se regirán por el régimen legal y regulatorio común aplicable a los agentes del sector energético.
PARÁGRAFO. Acorde con lo dispuesto en el presente artículo, los servicios vinculados a la administración, operación y mantenimiento de los activos de generación que proveen la energía a la comunidad energética, se entienden integrantes a las actividades de AGRC y GDC.
ARTÍCULO 2.2.9.1.11. LINEAMIENTOS PARA LA OPERACIÓN DE LA AUTOGENERACIÓN COLECTIVA (AGRC) Y LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA COLECTIVA (GDC). <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2236 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> La operación de la AGRC y de la GDC se regirá bajo los siguientes lineamientos, según corresponda:
a) La AGRC debe satisfacer primariamente la demanda de energía de los integrantes de la comunidad energética antes de suministrar la energía a terceros. La demanda de energía de los integrantes se entiende como la sumatoria de la demanda individual de todos y cada uno de los integrantes de la comunidad que conforman la AGRC, siempre que dichas necesidades no sean inferiores a los valores definidos en la normatividad vigente por concepto de consumo de subsistencia o nivel de consumo indispensable. Sobre el particular, se tiene reglamentado que el consumo de subsistencia es 173-130 Kwh.
b) Para recibir los beneficios legales y regulatorios establecidos para la Comunidad Energética, esta deberá inscribirse en el Registro de Comunidades Energéticas (RCE) que será administrado por el Ministerio de Minas y Energía de conformidad con el respectivo acto administrativo que lo reglamente.
c) <Literal corregido por el artículo 4 del Decreto 273 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> Las comunidades energéticas se registrarán en el sistema que la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios disponga para tal fin. Dicha entidad establecerá los términos y condiciones de registro, teniendo en cuenta que será un instrumento diferenciado y flexible acorde con la naturaleza jurídica y objetivos de las comunidades energéticas del artículo 2.2.9.1.2.
d) El AGRC y la GDC podrán construir microrredes y tendrán prioridad en el acceso al SOL. Los operadores de red estarán obligados a incorporar al SOL de distribución local a las comunidades energéticas siempre y cuando exista disponibilidad en la respectiva red y, las comunidades energéticas cumplan con los requisitos previos que defina la CREG. La CREG deberá establecer la regulación correspondiente en un plazo de tres (3) meses a partir de la fecha de expedición del presente decreto. Los operadores de red no podrán aprovechar o beneficiarse de las microrredes de las Comunidades Energéticas, salvo que se celebre un acuerdo para tales efectos. El operador de red no debe asumir los costos y gastos que se requieran para aumentar la capacidad de red y la atención de la conexión de las Comunidades Energéticas.
e) La energía eléctrica generada a través de AGRC o GDC que se inyecte al Sistema de Distribución Local o por Microrredes podrá ser comercializada directamente o indirectamente por la comunidad energética, según la regulación que la CREG expida al respecto y teniendo en cuenta que los objetivos y lineamientos establecidos en este decreto establecen un trato diferencial y especial para las comunidades energéticas.
PARÁGRAFO TRANSITORIO. Las solicitudes de conexión de las Comunidades Energéticas al SDL no tendrán prioridad sobre las solicitudes presentadas por AG y GD previo a la expedición del presente decreto.
ARTÍCULO 2.2.9.1.12. DEL REGISTRO DE COMUNIDADES ENERGÉTICAS (RCE). <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2236 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> Créase el Registro de comunidades energéticas (RCE), el cual será administrado por el Ministerio de Minas y Energía con el fin de promover el desarrollo de las comunidades energéticas y la articulación con la política energética nacional. El Ministerio de Minas y Energía establecerá lo relativo a la información que exigirá de las Comunidades Energéticas.
ARTÍCULO 2.2.9.1.13. CONDICIONES DE ACCESO Y CONEXIÓN A LAS REDES ELÉCTRICAS, DE LA AUTOGENERACIÓN COLECTIVA (AGRC) Y DE LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA COLECTIVA (GDC). <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2236 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> La UPME definirá lo relativo al límite máximo de potencia y dispersión en áreas urbanas y rurales, en un plazo no mayor a tres (3) meses a partir de la entrada en vigor de este decreto.
La CREG establecerá los términos y condiciones para asegurar el acceso y conexión a las redes eléctricas de conformidad con los criterios técnicos de calidad, confiabilidad y seguridad del servicio.
PARÁGRAFO TRANSITORIO. En forma transitoria, mientras se adoptan las disposiciones definitivas, el límite máximo de potencia para la actividad de autogeneración colectiva y para la actividad de generación distribuida colectiva, será el límite definido en el artículo primero de la Resolución UPME 281 de 2015 o aquella que la modifique o sustituya.
ARTÍCULO 2.2.9.1.14. REMUNERACIÓN DE EXCEDENTES DE ENERGÍA DE LA AUTOGENERACIÓN COLECTIVA (AGRC) Y DE LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA COLECTIVA (GDC). <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2236 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> La CREG establecerá el esquema para la remuneración de los excedentes de energía del autogenerador colectivo y remuneración de la energía del generador distribuido colectivo, basado en el principio de eficiencia económica, sin que puedan trasladarse ineficiencias de la gestión o sobrecostos que afecten el precio que paga el comercializador o los usuarios del servicio. El esquema del que trata el presente artículo deberá garantizar la participación de los agentes (AGRC) y GDC- y la compra de la energía en el mercado de energía.
ARTÍCULO 2.2.9.1.15. ARMONIZACIÓN REGULATORIA DE COMUNIDADES ENERGÉTICAS PARA AUTOGENERACIÓN COLECTIVA (AGRC) Y DE LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA COLECTIVA (GDC). <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2236 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), en un plazo de tres (3) meses a partir de la publicación del presente decreto, deberá realizar una actualización y armonización normativa con el fin de generar las condiciones necesarias para la integración de AGRC y GDC en el Sistema Interconectado Nacional y en las Zonas No Interconectadas.
Para ello deberá considerar criterios diferenciales para las comunidades energéticas, según los siguientes aspectos:
a) Cargo por respaldo para conexiones de AGRC y GDC con Fuentes No Convencionales de Energía Renovable.
b) Registro de fronteras comerciales.
c) Reglas para la contabilización y entrega de excedentes.
d) Condiciones para la comercialización de energía.
e) Parámetros de calidad del servicio.
f) Tratamiento frente a energía reactiva.
g) Tiempos de respuesta de los operadores de red.
h) Los demás que considere necesarias, para lo reglamentado en el presente artículo.
DE LA ADMINISTRACIÓN DE LOS RECURSOS.
ARTÍCULO 2.2.9.2.1. LEGITIMADOS PARA RECIBIR RECURSOS PÚBLICOS PARA EL FINANCIAMIENTO DE LOS PROYECTOS DE COMUNIDADES ENERGÉTICAS. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2236 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> Las Comunidades Energéticas podrán ser beneficiarias de recursos públicos para el financiamiento de inversión, operación y mantenimiento de infraestructura, con base en los criterios de focalización que establezca el Ministerio de Minas y Energía.
La infraestructura que se desarrolle con recursos públicos podrá transferirse o cederse a las Comunidades Energéticas, o ser objeto de contratos en que estas participen, bajo el marco de las Leyes 142 y 143 de 1994 con sus modificaciones, y en las condiciones que defina el Ministerio de Minas y Energía, en coordinación con las entidades competentes.
PARÁGRAFO 1o. Cuando los activos de la solución energética desarrollada bajo el esquema de autogeneración colectiva y/o generación distribuida colectiva sean financiados en un cien por ciento (100%) con recursos públicos y, además, la energía entregada por la solución energética satisfaga la demanda de energía para cada uno de los usuarios hasta el equivalente al consumo de subsistencia, estos usuarios no serán receptores de subsidio por menor tarifa.
PARÁGRAFO 2o. Cuando los activos de la solución energética desarrollada bajo el esquema de autogeneración colectiva y/o generación distribuida colectiva sean financiados parcialmente con recursos públicos, la CREG determinará el esquema para la asignación del subsidio por menor tarifa, en función del del porcentaje de participación de los recursos públicos y en función de la cantidad de energía entregada por la solución energética.
PARÁGRAFO 3o. CENTRO DE TRANSPARENCIA E INFORMACIÓN. El Ministerio de Minas y Energía incluirá dentro de su página-web un Centro de Transparencia e Información de Comunidades Energéticas, con la finalidad de hacer pública la información relativa a la administración de los recursos públicos que se destinen al financiamiento de inversión, operación y mantenimiento de infraestructura de las Comunidades Energéticas.
ARTÍCULO 2.2.9.2.2. SOSTENIBILIDAD. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2236 de 2023, corregido por el artículo 5 del Decreto 273 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> Las comunidades energéticas deberán considerar modelos de sostenibilidad en cuanto, a la inversión, mantenimiento y operación del sistema de generación, uso eficiente de la energía y demás costos en que deba incurrir dicha comunidad; así como parámetros ambientales y sociales para garantizar la sostenibilidad. Para dicho efecto, la Comunidad Energética podrá solicitar el apoyo y acompañamiento del Ministerio de Minas y Energía a que se refiere el Artículo 2.2.9.2.4.
ARTÍCULO 2.2.9.2.3. <No incluido en la publicación>.
ARTÍCULO 2.2.9.2.4. ASESORÍA Y ACOMPAÑAMIENTO A LAS COMUNIDADES ENERGÉTICAS. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2236 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> El Ministerio de Minas y Energía proporcionará, por sí mismo o mediante delegación, asesoría y acompañamiento técnico a las Comunidades Energéticas para el diseño, estructuración, financiación y operación de la Autogeneración Colectiva (AGRC) y la Generación Distribuida Colectiva (GDC), así como también, asesoría para el perfeccionamiento de asociaciones de comunidades energéticas y el relacionamiento con terceros de los sectores público, privado y/o popular. Dicha asesoría y acompañamiento contará con enfoque diferencial.
DISPOSICIONES FINALES
DEROGATORIA Y VIGENCIA.
ARTÍCULO 3.1.1. DEROGATORIA INTEGRAL. Este decreto regula íntegramente las materias contempladas en él. Por consiguiente, de conformidad con el artículo 3o de la Ley 153 de 1887, quedan derogadas todas las disposiciones de naturaleza reglamentaria relativas al Sector de Minas y Energía que versan sobre las mismas materias, con excepción, exclusivamente, de los siguientes asuntos:
1. No quedan cobijados por la derogatoria anterior los decretos relativos a la creación y conformación de comisiones intersectoriales, comisiones interinstitucionales, consejos, comités, sistemas administrativos y demás asuntos relacionados con la estructura, configuración y conformación de las entidades y organismos del sector administrativo.
2. Tampoco quedan cobijados por la derogatoria anterior los decretos que desarrollan leyes marco.
3. También, seguirán aplicándose las normas que por mandato legal rigen para cada uno de los títulos mineros vigentes que hayan sido expedidos con anterioridad a la Ley 685 de 2001.
4. Igualmente, quedan excluidas de esta derogatoria las normas de naturaleza reglamentaria de este sector administrativo que, a la fecha de expedición del presente decreto, se encuentren suspendidas por la Jurisdicción Contencioso Administrativa, las cuales serán compiladas en este decreto, en caso de recuperar su eficacia jurídica.
5. Así mismo quedan vigentes y en consecuencia se exceptúan de esta derogatoria, los decretos contentivos de Programas de Enajenación Accionaria expedidos por el Ministerio de Minas y Energía, lo mismo que conservan su vigencia los Decretos 222 de 1993 y 1335 de 1987 relacionados con normas técnicas de higiene y seguridad industrial en labores mineras a cielo abierto, y los preceptos referidos a la seguridad en las labores subterráneas.
Los actos administrativos expedidos con fundamento en las disposiciones compiladas en el presente decreto mantendrán su vigencia y ejecutoriedad bajo el entendido de que sus fundamentos jurídicos permanecen en el presente decreto compilatorio.
ARTÍCULO 3.1.2 VIGENCIA. El presente decreto rige a partir de su publicación en el Diario Oficial.
Publíquese y cúmplase.
Dado en Bogotá, D. C., a 26 de mayo de 2015.
JUAN MANUEL SANTOS CALDERÓN
El Ministro de Minas y Energía,
TOMÁS GONZÁLEZ ESTRADA.
