DECRETO 2730 DE 2010

DECRETO 2730 DE 2010     

(julio 29)    

D.O.  47.785, julio 29 de 2010    

por el cual se establecen instrumentos para  asegurar el abastecimiento nacional de gas natural y se dictan otras  disposiciones.    

Nota 1: Derogado por el Decreto 2100 de 2011,  artículo 33.    

Nota 2: Modificado por el  Decreto 2807 de 2010.    

El Presidente de la República, en ejercicio de sus facultades  constitucionales y legales, en especial las previstas en los artículos 189 numeral 11, 334 y 370 de la Constitución Política y  de conformidad con la Ley 142 de 1994, en  especial los artículos 2°, 3° y 8°, y    

CONSIDERANDO:    

Que conforme al artículo 2° de la Constitución Política, son  fines esenciales del Estado: servir a la comunidad, promover la prosperidad  general y garantizar la efectividad de los principios, derechos y deberes  consagrados en la Constitución.    

Que el artículo 365 Ibídem establece que los servicios públicos son  inherentes a la finalidad social del Estado y es deber de este asegurar su  prestación eficiente a todos los habitantes del territorio nacional.    

Que de conformidad con  lo previsto en los artículos 1°, 2° y 4° de la Ley 142 de 1994, la  distribución de gas combustible y sus actividades complementarias constituyen  servicios públicos domiciliarios esenciales y el Estado intervendrá en los  mismos a fin de, entre otros, garantizar la calidad del bien y su disposición  final para asegurar el mejoramiento de la calidad de vida de los usuarios, así  como su prestación continua, ininterrumpida y  eficiente.    

Que el artículo 8.2 de la Ley 142 de 1994  establece que es competencia privativa de la Nación asignar y gestionar el uso  del gas combustible en cuanto sea económica y técnicamente posible, a través de  empresas oficiales, mixtas o privadas.    

Que el artículo 39.4 de la Ley 142 de 1994 define  que en el contexto de un contrato de acceso compartido o de interconexión de  bienes indispensables para la prestación de servicios públicos, se debe asumir  el pago de una remuneración o de un peaje razonable y si las partes no  convienen los términos del mismo, la Comisión de Regulación puede imponer una  servidumbre de acceso o de interconexión a quien tenga el uso del bien.    

Que el artículo 68 de la Ley 142 de 1994  establece que es competencia del Presidente de la República señalar las  políticas generales de administración y control de eficiencia de los servicios  públicos domiciliarios, que le encomienda el artículo 370 de la Constitución Política,  por medio de las Comisiones de Regulación de los servicios públicos, si decide  delegarlas y que, en caso contrario, el Presidente ejercerá las funciones que  dicha ley le atribuye a las Comisiones.    

Que de conformidad con el numeral 74.1 del artículo 74 de la Ley 142 de 1994, es  función de la Comisión de Regulación de Energía y Gas Combustible (CREG) regular el ejercicio de las actividades de los  sectores de energía y gas combustible para asegurar la disponibilidad de una  oferta energética eficiente y establecer el reglamento de operación para  realizar el planeamiento y la coordinación de la operación del sistema  interconectado nacional y para regular el funcionamiento del mercado mayorista  de energía y gas combustible.    

Que el artículo 59 de la Ley 812 de 2003,  vigente por disposición del artículo 160 de la Ley 1151 de 2007, al  referirse a los intercambios comerciales internacionales de gas natural, faculta  al Gobierno Nacional para que establezca los límites o instrumentos que  garanticen el abastecimiento nacional de este combustible, respetando los  contratos existentes.    

Que el Decreto 2687 de 2008  estableció que, para efectos de la exportación de gas natural y con el objeto  de garantizar el abastecimiento nacional de este, los Productores-  Comercializadores de gas natural sólo podrán disponer libremente de las  Reservas Probadas cuando el Factor R/P de Referencia sea mayor a siete (7)  años.    

Que la UPME ha identificado posibles faltantes en  el suministro de gas natural entre el año 2015 y el año 2017, según escenarios  factibles de reservas disponibles y demanda de gas natural y, por ende, se hace  necesario adoptar medidas en orden a garantizar el abastecimiento pleno de la  demanda de gas en el país a futuro.    

Que los hidrocarburos no convencionales tienen características particulares  en su proceso de exploración y explotación que requieren de esquemas  comerciales diferentes a los establecidos para los hidrocarburos provenientes  de reservorios convencionales.    

Que la reformulación de la política sectorial y la adopción de acciones, es  imperativa para garantizar la sostenibilidad del sector en el largo plazo.    

Que en cumplimiento de lo previsto en el artículo 7° de la Ley 1340 de 2009 el  proyecto de decreto fue sometido a consideración de la Superintendencia de  Industria y Comercio, la cual mediante comunicación Radicado 10-85621-20 del 26  de julio de 2010 formuló sus comentarios al respecto.    

Que analizados dichos comentarios se acogen, exceptuando el relativo a la  definición de los criterios de eficiencia técnica y económica que se utilizarán  para establecer la remuneración de la inversión en activos de transporte, así  como los motivos que darán lugar a la aplicación de reglas diferenciales, en la  medida que esta es de competencia legal de la Comisión de Regulación de Energía  y Gas (CREG), conforme a lo previsto en el numeral  73.3 del artículo 73 de la Ley 142 de 1994.    

DECRETA:    

CAPÍTULO I    

Definiciones    

Artículo 1°. Definiciones.  Para interpretar y aplicar el presente decreto se tendrán en cuenta las  siguientes definiciones:    

Acceso abierto o libre acceso. Asignación  de capacidad disponible de gasoductos, sistemas de almacenamiento, e  instalaciones de importación.    

Agentes. Personas naturales o  jurídicas entre las cuales se dan las relaciones técnicas y/o comerciales  inherentes a la prestación del servicio de gas, comenzando desde la producción  y pasando por los Sistemas de Transporte y Distribución hasta alcanzar el Punto  de Salida de un Usuario. Son Agentes los Productores-Comercializadores, los  Operadores de Plantas de Regasificación, los Almacenadores,  los Importadores, los Exportadores, los Comercializadores, los  Comercializadores de GNCV, los Transportadores, los  Distribuidores y los Usuarios No Regulados.    

Agente almacenador. Agente  que presta el Servicio de Almacenamiento a través de un Sistema de Almacenamiento.    

Agente comercializador. Persona  jurídica cuya actividad es la comercialización de gas natural. Puede o no,  ejercer esta actividad conjuntamente con las actividades de Producción,  Importación, Exportación o Distribución.    

Agente exportador. Es un  Comercializador o un Remitente que exporta gas natural.    

Agente importador. Es un  Comercializador o un Remitente que importa gas natural. Si es el propietario  y/u operador de la instalación de importación, se le aplican en el Punto de  Entrada al Sistema Nacional de Transporte, todas las disposiciones previstas en  la regulación expedida por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG).    

Almacenamiento. Actividad consistente en  recibir, mantener en depósito y entregar gas, cuando el gas sea mantenido en  instalaciones fijas distintas a los ductos.    

Capacidad efectiva neta. Máxima  cantidad de potencia neta que puede suministrar una unidad de generación en  condiciones normales de operación.    

Capacidad en firme. Capacidad de  Transporte que de acuerdo con los contratos suscritos no es interrumpible  por parte del Transportador, salvo en casos de emergencia o de fuerza mayor.    

Capacidad interrumpible. Capacidad  de Transporte contratada que de acuerdo con los contratos suscritos prevé y  permite interrupciones por parte del Transportador mediante el correspondiente  aviso al Remitente.    

Capacidad máxima del gasoducto. Capacidad  máxima de transporte diario de un gasoducto definida por el Transportador,  calculada con modelos de dinámica de flujo de gas utilizando una presión de  entrada de 1.200 psig, las presiones para los  diferentes puntos de salida del mismo y los parámetros específicos del fluido y  del gasoducto.    

Definición adicionada por el Decreto 2807 de 2010,  artículo 1º. Capacidad Máxima de Producción de Gas Natural Disponible para la  Venta. Pronóstico de la cantidad de producción  máxima de gas natural que se espera obtener en un día, calculada por el  productor— comercializador con modelos de simulación propios de la industria  petrolera, descontando las cantidades de gas natural requeridas para la  operación del campo, avaladas por la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio  de Minas y Energía, que deberá ser actualizada por el productor-comercializador  si resulta modificada. El Ministerio de Minas y Energía reglamentará los  procedimientos de actualización sobre el particular”    

Cargo por confiabilidad. Remuneración  que se paga a un agente generador por la disponibilidad de activos de  generación con las características y parámetros declarados para el cálculo de  la ENFICC (Energía Firme para el Cargo por  Confiabilidad), que garantiza el cumplimiento de la Obligación de Energía Firme  que le fue asignada en una Subasta para la Asignación de Obligaciones de  Energía Firme o en el mecanismo que haga sus veces. Esta energía está asociada  a la Capacidad de Generación de Respaldo de que trata el artículo 23 de la Ley 143 de 1994 y es  la que puede comprometerse para garantizar a los usuarios la confiabilidad en  la prestación del servicio de energía eléctrica bajo condiciones críticas.    

Definición modificada por  el Decreto 2807 de 2010,  artículo 2º. Cargos Regulados por Servicio de Transporte. Conjunto de cargos para recuperar los costos de inversión, la  rentabilidad reconocida sobre el capital y los gastos de administración, operación  y mantenimiento aplicables al servicio de transporte de gas natural que la  Comisión de Regulación de Energía y Gas someta al régimen de libertad regulada.    

Texto inicial de la definición: “Cargos regulados por servicio de transporte. Conjunto de cargos de transporte que permiten recuperar los costos de  inversión, incluyendo la rentabilidad reconocida sobre el capital, los gastos  de administración, operación y mantenimiento y otros ingresos que puedan  derivarse de la prestación por parte del Transportador de servicios  complementarios.”.    

Centro de distribución (HUB). Puede  ser un punto de transferencia física de gas natural y de capacidad de  transporte de gas, donde confluyen varios gasoductos y otras infraestructuras  que permiten redireccionar volúmenes de gas de un punto a otro. Puede ser un  punto virtual en el sistema de gasoductos que permite la competencia gas-gas  entre varias regiones o zonas. Un HUB puede ser  descrito como un centro de distribución entre las actividades aguas arriba y  aguas abajo de la cadena de prestación del servicio.    

Comercialización conjunta. Cuando  los socios de un campo productor o de un contrato de asociación comercializan  el gas natural producido conjuntamente, de manera que exista un solo vendedor  de gas natural del campo o del contrato.    

Almacenamiento estratégico de gas natural. Existencias  o inventarios de gas natural disponibles en todo momento. Dichas existencias se  pueden mantener en uno cualquiera de los Sistemas de Almacenamiento de que  trata el presente decreto.    

Factor de utilización. En lo referente a  plantas y/o unidades de generación eléctrica, el Factor de Utilización es la  relación entre el despacho promedio de la planta y su capacidad instalada,  medida sobre el mismo período de tiempo.    

Gas Natural Comprimido (GNC). Gas  Natural almacenado a altas presiones. Este Gas Natural es principalmente  metano, que al tener un alto índice de hidrógeno por carbono produce menos CO2 por unidad de energía entregada, en comparación con  otros hidrocarburos más pesados (con más átomos de carbono y un menor ratio  H/C).    

Gas natural de propiedad del Estado proveniente de  regalías y de las participaciones de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH). Es el que recibe el Estado a título  de regalía y/o como participación en la propiedad del recurso en los contratos  de exploración y explotación de hidrocarburos.    

Gas Natural Licuado (GNL). Gas  Natural que ha sido procesado para ser transportado en forma líquida. El Gas  Natural es transportado como líquido a presión atmosférica y a bajas  temperaturas donde la licuefacción reduce en 600 veces el volumen de gas  transportado.    

Gestor Técnico del Sistema de Transporte de Gas Natural. Persona  Jurídica responsable de la gestión técnica del Sistema Nacional de Transporte  de Gas Natural. Tiene por objeto propender por la continuidad y seguridad del  suministro, el correcto funcionamiento técnico del sistema de gas, el correcto  funcionamiento del mercado mayorista de gas y la coordinación entre los sujetos  que gestionan o hacen uso del sistema de gas, bajo los principios de  transparencia, objetividad e independencia.    

Mercado regulado. Mercado conformado por  pequeños consumidores de gas natural, definidos estos últimos en la actualidad,  según Resolución CREG-057 de 1996, como: consumidor  de menos de 100.000 PCD o su equivalente en m3.    

Para efectos de aplicar las disposiciones establecidas en el presente decreto,  esta definición se mantendrá.    

Mercado no regulado. Mercado  conformado por los Usuarios No Regulados de gas natural o Grandes Consumidores  de gas natural, definidos estos últimos en la actualidad como los consumidores  de más de 100.000 PCD, medida la demanda de  conformidad con lo establecido en el artículo 77 de la Resolución CREG-057 de 1996. Para efectos de aplicar las disposiciones  establecidas en el presente decreto, esta definición se mantendrá.    

Mercado relevante de distribución. Conjunto de usuarios pertenecientes a  un municipio o a un grupo de municipios, para el cual la Comisión de Regulación  de Energía y Gas (CREG) establece cargos por uso del  Sistema de Distribución al cual están conectados.    

Mercado de desvíos. Mercado ocasional entendido como el conjunto de  intercambios que resultan de los excedentes o faltantes de gas natural  comprometido en contratos. Permite la fijación de precios para los servicios de  desvíos que presta el Transportador.    

Mercado secundario. Es el mercado de gas natural y de capacidad de transporte  donde los Remitentes o Agentes con derechos de Suministro de Gas o con  Capacidad Disponible pueden comercializar libremente sus derechos  contractuales.    

Mercado Spot. Mercado ocasional entendido como el conjunto de  intercambios de corto plazo que realizan los agentes del mercado de manera  anónima.    

Obligación de energía firme. Vínculo resultante de la Subasta o  del mecanismo que haga sus veces, que impone a un generador el deber de  generar, de acuerdo con el Despacho Ideal, una cantidad diaria de energía  durante el Período de Vigencia de la Obligación, cuando el Precio de Bolsa  supere el Precio de Escasez. Esta cantidad de energía corresponde a la  programación de generación horaria resultante del Despacho Ideal hasta una  cantidad igual a la asignación hecha en la Subasta, considerando solamente la  Demanda Doméstica.    

Planta de regasificación. Instalación que permite recibir por  vía marítima y almacenar gas natural en estado líquido (GNL)  y posteriormente regasificarlo, es decir, devolverlo  al estado gaseoso de modo que pueda circular por la red de gasoductos y ser  distribuido a los consumidores.    

Producción disponible para ofertar. Son las cantidades diarias de gas  natural que un campo determinado, o una instalación de importación, produce o  puede llegar a producir, y que no se encuentran comprometidas contractualmente  bajo modalidad firme o interrumpible. Esta Producción  debe ser actualizada anualmente ante el Ministerio de Minas y Energía.    

Productor. Es quien extrae o produce gas natural conforme a la  legislación vigente. Cuando el Productor vende gas a un Agente diferente del  asociado es un Comercializador.    

Definición modificada por el Decreto 2807 de 2010,  artículo 2º. Punto de Entrada al Sistema Nacional de Transporte.  Corresponderá a la definición de Punto de Entrada contenida en el Reglamento  Único de Transporte que expide la Comisión de Regulación de Energía y Gas.    

Texto inicial de la definición: “Punto de entrada al Sistema Nacional de Transporte. Punto en el cual los productores-comercializadores o el Importador, según  el caso, entrega físicamente Gas Natural al Sistema Nacional de Transporte y el  Transportador asume la custodia del gas. El Punto de Entrada incluye la válvula  de conexión y la “T” u otro accesorio de derivación.”.    

Definición  modificada por el Decreto 2807 de 2010,  artículo 2º. Punto de  Salida del Sistema Nacional de Transporte. Corresponderá a la  definición de Punto de Salida contenida en el Reglamento Único de Transporte  que expide la Comisión de Regulación de Energía y Gas.    

Texto inicial de la definición: “Puntos de salida del Sistema Nacional de Transporte. Punto en el cual el Remitente toma el Gas Natural del Sistema Nacional de  Transporte y cesa la custodia del gas por parte del Transportador. El Punto de  Salida incluye la válvula de conexión y la “T” u otro accesorio de  derivación.”.    

Reservas probadas. Son las cantidades de gas natural que, de acuerdo  con el análisis de la información geológica y de ingeniería, se estima con  razonable certeza que podrán ser comercialmente recuperadas a partir de una  fecha dada, desde acumulaciones conocidas y bajo las condiciones económicas,  operacionales y regulaciones gubernamentales existentes en el momento del  estimativo. Pueden clasificarse en Reservas Probadas Desarrolladas y Reservas  Probadas No Desarrolladas. En general, las acumulaciones de gas natural en  cantidades determinadas se consideran Reservas Probadas a partir de la  declaración de comercialidad.    

Remitente. Persona natural o jurídica con la cual un Transportador  ha celebrado un Contrato para prestar el Servicio de Transporte de Gas Natural.    

Sector termoeléctrico. Plantas y/o unidades de generación que usan como  fuente primaria de generación el gas natural. Pueden tener dualidad tecnológica  Gas Natural/ Combustibles Líquidos, Gas Natural/Carbón.    

Servicio de almacenamiento. Comprende la recepción de gas en un  punto de un Sistema de Almacenamiento y la entrega, en uno o varios actos, de  una cantidad similar en el mismo punto o en otro contiguo del mismo Sistema.    

Servicio de almacenamiento en plantas de regasificación. Servicios que  presta el Operador de la Planta de Regasificación, incluyendo la recepción de GNL en un Punto de Recepción, el almacenamiento y  vaporización de GNL y la entrega de una cantidad  equivalente de Gas Natural (menos el Gas para la Operación del Sistema) en el  Punto de Entrega, ya sea en Base Firme o en Base Interrumpible.    

Servicio de almacenamiento en base firme en plantas de regasificación. Es la  modalidad del Servicio de Almacenamiento que no se encuentra sujeta a  restricciones, reducciones e interrupciones, salvo: fuerza mayor o caso  fortuito; fallas en las instalaciones del usuario o mala operación de estas;  trabajos necesarios para el mantenimiento, ampliación o modificación del  Sistema de Almacenamiento, o incumplimiento del usuario de sus obligaciones  contractuales.    

Servicio de almacenamiento en base interrumpible  en plantas de regasificación. Es la modalidad del Servicio de  Almacenamiento sujeta a restricciones, reducciones e interrupciones por la prestación  del Servicio de Almacenamiento en Base Firme.    

Sistema de almacenamiento en plantas de regasificación. Instalaciones  Marinas y los brazos de descarga, los tanques, vaporizadores, ductos, compresores,  reguladores, medidores y demás equipos para la prestación del Servicio de  Almacenamiento. Excepto por las Instalaciones Marinas, el Sistema no se  extenderá aguas arriba del Punto de Recepción o aguas abajo del Punto de  Entrega.    

Sistema de almacenamiento. Sistema de almacenamiento de gas  natural en formaciones salinas, rocas porosas y minas abandonadas. Los sistemas  de rocas porosas pueden ser yacimientos de hidrocarburos agotados o bien  acuíferos. También constituyen Sistemas de Almacenamiento las Plantas de  Regasificación, las Plantas de Licuefacción y las Plantas Satélites o Peak Shaving.    

Sistemas de distribución. Es el conjunto de gasoductos que  transportan gas combustible desde una Estación Reguladora de Puerta de Ciudad o  desde otro Sistema de Distribución hasta el punto de derivación de las  acometidas de los inmuebles, sin incluir su conexión y medición.    

Sistema de transporte de gas de la Costa Atlántica. Está  compuesto por el sistema troncal que vincula la conexión de los campos de gas  natural de La Guajira, Córdoba, Sucre y otros existentes en la región de la  Costa Caribe con las puertas de ciudad localizadas en Riohacha, Santa Marta,  Barranquilla, Cartagena, Sincelejo y Montería incluyendo las conexiones de  otros campos y los subsistemas que se conecten a esta troncal.    

Sistema de transporte de Gas del Interior. Se entiende  genéricamente que está conformado por el Sistema de Transporte de Gas Natural  del Centro (compuesto por la troncal que hace la conexión de los campos de gas natural  de La Guajira con la puerta de ciudad de Barrancabermeja (Santander) y los  subsistemas y ramales que se conecten a esta troncal); el Sistema de Transporte  de Gas Natural del Interior propiamente dicho (compuesto por el sistema troncal  que vincula la conexión de los campos de gas natural de Casanare, Meta, Huila,  Santander y otros existentes en el interior del país con las puertas de ciudad  definidas en el artículo 53 de la Resolución CREG-057  de 1996 y los subsistemas que se conecten a esta troncal); y el Sistema de  Transporte de Gas Natural del Sur (compuesto por el sistema troncal que vincula  los campos de gas de Neiva con la puerta de ciudad de Pitalito (Huila) y los  subsistemas que se conecten a esta troncal).    

Sistema Nacional de Transporte. 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,  Sistemas de Distribución, Usuarios No Regulados, Interconexiones Internacionales  o Sistemas de Almacenamiento.    

Suministro modalidad en firme. Suministro de Gas Natural que se  presta de manera continua, salvo condiciones eximentes predefinidas por la  Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG).    

Suministro modalidad interrumpible. Suministro de  Gas Natural que se presta de manera continua, salvo condiciones eximentes y  salvo un tope máximo de días-año de interrupción, definido este último por el  productor-comercializador o el importador, según el caso.    

Suministro modalidad interrumpible ocasional. Suministro de  Gas Natural cuya compraventa se realiza en el mercado spot o en el mercado de  desvíos. En el marco del presente decreto se le da también esta denominación al  suministro bajo contratos interrumpibles del lado del  comprador con destino a instalaciones de Almacenamiento Subterráneo o  Almacenamiento en Plantas Satélites.    

Vida útil normativa. Período de tiempo fijado en 20 años, según la  regulación vigente. La Vida Útil Normativa es definida por la Comisión de Regulación  de Energía y Gas (CREG).    

Yacimiento convencional de gas. Yacimientos donde se presentan  acumulaciones de hidrocarburos en trampas estratigráficas y/o estructurales.  Estos yacimientos presentan buenas porosidades y moderadas a buenas  permeabilidades.    

Yacimiento no convencional de gas. Yacimientos donde la acumulación es  predominantemente regional, extensa y la mayoría de las veces independiente de  trampas estratigráficas o estructurales. Poseen bajas porosidades y  permeabilidades y pobres propiedades petrofísicas.  Los Yacimientos No Convencionales típicos incluyen las arenas compactas de gas,  carbonatos compactos, gas de capas de carbón, hidrocarburos de carbonatos y/o  areniscas naturalmente fracturadas, arenas bituminosas y gas de lutitas. Entre  estos gases se suelen incluir:    

i)  Los gases extraídos de arenas de baja permeabilidad o gas en arenas compactas (tight sands);    

ii) Los gases presentes en arcillas bituminosas o  gas en esquistos (gas shales); y    

iii) El gas metano en depósitos de  carbón (coalbed natural gas, coalbed  gas methane o natural gas in coal).    

CAPÍTULO II    

Del abastecimiento de gas natural    

Artículo  2°. Inciso 1º modificado por el Decreto 2807 de 2010,  artículo 4º. Comercialización de la  Producción Disponible para Ofertar – Campos de Gas con Capacidad de Producción  igual o superior a 50 MPCD e Importaciones. Con la periodicidad que defina la Comisión de Regulación de Energía y  Gas (CREG) y en las fechas que establezca, los  productores-comercializadores de gas natural de Yacimientos Convencionales con  capacidad de producción igual o superior a 50 MPCD y  los importadores de gas con destino al abastecimiento de la demanda interna de  usuarios regulados, que determinen que cuentan o puedan llegar a contar con  capacidad de producción o importación disponible para ofertar, previa  declaración ante el Ministerio de Minas y Energía y ante la Comisión de  Regulación de Energía y Gas (CREG), podrán ofrecerla  para la venta a través de subastas simultáneas referidas a los Centros de  Distribución de que trata el artículo 10 del presente Decreto.    

Texto inicial del inciso 1º.: “Comercialización de la producción disponible  para ofertar-campos de gas con capacidad de producción igual o superior a 50 MPCD e importaciones. Con la periodicidad que defina  la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) y  en las fechas que establezca, los productores-comercializadores de gas natural  de Yacimientos Convencionales con capacidad de producción igual o superior a 50  MPCD y los importadores, que determinen que cuentan o  puedan llegar a contar con capacidad de producción o importación disponible  para ofertar, previa declaración ante el Ministerio de Minas y Energía y ante  la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG),  deberán ofrecerla para la venta a través de subastas simultáneas referidas a  los Centros de Distribución de que trata el artículo 10 del presente decreto.”.    

La  CREG diseñará las subastas en un término no superior  a noventa (90) días hábiles siguientes, contados a partir de la fecha de  expedición de este decreto.    

El diseño de la subasta tendrá en  cuenta los siguientes criterios y lineamientos:    

a) Campos de gas  con precio libre e importaciones. En la subasta los productores de gas  natural y los importadores, deberán ofrecer tanto las cantidades disponibles  con que cuentan o puedan llegar a contar para ofrecer suministro bajo modalidad  en firme, como las cantidades disponibles con que cuentan o puedan llegar a  contar para ofrecer suministro bajo modalidad interrumpible.    

En la subasta  simultánea de los dos bienes, el precio de las cantidades ofrecidas bajo  modalidad interrumpible, se subordina al precio de  las cantidades ofrecidas bajo modalidad en firme, mediante la siguiente  relación:    

Precio Gas Interrumpible = α x Precio de Gas Firme    

Los Factores α  aplicables a la subasta de cada productor-comercializador o importador serán  definidos por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG)  el día previo a la realización de la subasta y estarán sujetos a la siguiente  restricción: 0.5 < α < 1.0.    

Así mismo, los  Factores a deberán guardar proporcionalidad con la relación que se obtenga de  aplicar la siguiente expresión:    

Cantidad Disponible  Oferta en Firme/Cantidad Disponible Oferta Interrumpible    

y guardarán proporcionalidad  inversa con el tope máximo de días-año previsto para el suministro bajo  modalidad interrumpible.    

b) Campos de Gas con  Precio Regulado. En la subasta los productores-comercializadores de gas natural  deberán ofrecer tanto las cantidades disponibles con que cuentan o puedan  llegar a contar para ofrecer suministro bajo modalidad en firme, como las  cantidades disponibles con que cuentan o puedan llegar a contar para ofrecer  suministro bajo modalidad interrumpible.    

En la subasta  simultánea de los dos bienes, el precio de las cantidades ofrecidas bajo  modalidad interrumpible, se subordina al precio de  las cantidades ofrecidas bajo modalidad en firme, mediante la siguiente  relación:    

Precio Gas Firme =  Precio Regulado    

Precio Gas Interrumpible = α x Precio de Gas Firme    

El productor que vaya  a comercializar gas proveniente de estos campos, puede establecer un Precio de  Gas en Firme inferior al Precio Regulado, si así lo decide por condiciones del  mercado.    

Los Factores α  aplicables a la subasta de cada productor-comercializador serán definidos por  la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) el  día previo a la realización de la subasta y estarán sujetos a la siguiente  restricción: 0.5 < α <1.0    

Así mismo, los  Factores α deberán guardar proporcionalidad con la relación que se obtenga  de aplicar la siguiente expresión:    

Cantidad Disponible  Oferta en Firme/Cantidad Disponible Oferta Interrumpible    

y guardarán  proporcionalidad inversa con el tope máximo de días-año previsto para el  suministro bajo modalidad interrumpible.    

c) Los potenciales  compradores participantes en la subasta, sólo efectuarán ofertas de precios por  las cantidades disponibles de suministro bajo modalidad en firme. Al cierre de  la subasta, los participantes que no hayan resultado con asignaciones de gas  bajo modalidad en firme, podrán optar por el gas disponible bajo modalidad interrumpible al precio de cierre de este gas, siempre que  cumplan los siguientes requisitos:    

i) El gas interrumpible que adquieran no tenga como destino la  atención de la demanda de usuarios pertenecientes al mercado regulado;    

ii) El gas interrumpible que adquieran no tenga como destino la  atención de la demanda de Estaciones de Servicio de GNCV;    

iii) El gas interrumpible que adquieran no tenga como destino la  atención de la demanda de usuarios pertenecientes al mercado no regulado, sin  posibilidades efectivas de sustitución de gas por otro energético; y    

iv) El gas interrumpible que adquieran no tenga como destino la generación  de energía eléctrica.    

Los requisitos  establecidos en los literales i), ii) y iii) no aplican, cuando se haya agotado en la subasta el  gas natural disponible para suministro bajo modalidad en firme.    

Los contratos de  suministro bajo modalidad interrumpible que suscriban  compradores obligados a adquirir gas bajo modalidad en firme, podrán darse por  terminados cuando estos compradores, posteriormente, consigan gas en firme para  suplir sus requerimientos, es decir, serán interrumpibles  por parte del comprador.    

La asignación del gas  disponible bajo modalidad interrumpible entre los  agentes habilitados para adquirirlo, se efectuará de acuerdo con los criterios  que establezca la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG)  para tal efecto.    

d) En el diseño de las  subastas la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG)  deberá establecer el tipo de subasta aplicable ante las siguientes situaciones  de mercado que puedan presentarse en desarrollo de las mismas:    

i) Oferta superior a  la demanda;    

ii) Oferta igual a la  demanda; y    

iii) Oferta inferior a la  demanda.    

e) Los productores y  los importadores no podrán acudir al mecanismo de subastas que diseñe la  Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG),  cuando las cantidades disponibles con que cuenten para ofrecer suministro bajo  modalidad en firme, sean inferiores al 20% del total de las cantidades  disponibles con que cuenten para ofrecer suministro. De darse el caso, el  productor-comercializador o el importador, solo podrá vender la totalidad del gas  disponible como gas interrumpible ocasional, de  acuerdo con las reglas establecidas en el siguiente artículo.    

f) Una vez ejecutada  una subasta simultánea, los productores y los importadores que hayan  participado en la misma y cuya oferta no haya sido asignada totalmente entre  los compradores, podrán suscribir contratos bilaterales de suministro bajo  modalidad en firme, o bajo modalidad interrumpible.    

Las cantidades de gas  ofrecido en los contratos mencionados bajo las dos modalidades, corresponderán  a las cantidades en exceso que no hayan sido colocadas en la respectiva subasta  bajo cada modalidad. En todo caso, los precios que llegaran a pactarse en  dichos contratos no podrán ser inferiores a los precios de cierre del gas que  hayan ofrecido bajo las dos modalidades en la subasta en cuestión.    

g) La comercialización  conjunta o independiente del gas proveniente de un mismo campo, se ajustará a  las normas que sobre la materia haya expedido la Comisión de Regulación de  Energía y Gas (CREG) y se encuentren vigentes al  momento de la subasta.    

Parágrafo 1°. Modificado por el Decreto 2807 de 2010,  artículo 5º. En cada campo de producción  la suma de: las cantidades de gas natural nominadas y aceptadas diariamente en  cumplimiento de contratos de suministro en firme para la atención de la demanda  nacional o internacional, más las cantidades de gas natural nominadas y  aceptadas diariamente en cumplimiento de contratos de suministro interrumpible para la atención de la demanda nacional o  internacional, más las cantidades ofrecidas diariamente como suministro interrumpible ocasional, no podrán superar la Capacidad  Máxima de Producción de Gas Natural Disponible para Venta del respectivo campo  declarada ante el Ministerio de Minas y Energía.    

Texto inicial del  parágrafo 1º.: “En cada campo de producción la suma de: las cantidades de gas  natural comprometidas diariamente mediante contratos de suministro en firme  para la atención de la demanda nacional o internacional, más las cantidades de  gas natural comprometidas diariamente mediante contratos de suministro interrumpible para la atención de la demanda nacional o  internacional, más las cantidades ofrecidas diariamente como suministro interrumpible ocasional, no podrán superar la Capacidad  Máxima de Producción de Gas Natural del respectivo campo declarada ante el  Ministerio de Minas y Energía.”.    

Parágrafo 2°. Modificado por el Decreto 2807 de 2010,  artículo 5º. En cada instalación  de importación la suma de: Las cantidades de gas natural nominadas y aceptadas  diariamente en cumplimiento de contratos de suministro en firme para la  atención de la demanda nacional o internacional, más las cantidades de gas  natural nominadas y aceptadas diariamente en cumplimiento de contratos de  suministro interrumpible para la atención de la  demanda nacional o internacional, más las cantidades ofrecidas diariamente como  suministro interrumpible ocasional, no podrán superar  la capacidad máxima de producción o transporte de gas natural de la respectiva  instalación declarada ante el Ministerio de Minas y Energía.    

Texto inicial del  parágrafo 2º.: “En cada instalación de importación la suma de: las cantidades  de gas natural comprometidas diariamente mediante contratos de suministro en  firme para la atención de la demanda nacional o internacional, más las  cantidades de gas natural comprometidas diariamente mediante contratos de  suministro interrumpible para la atención de la  demanda nacional, o internacional, más las cantidades ofrecidas diariamente  como suministro interrumpible ocasional, no podrán  superar la Capacidad Máxima de Producción o Transporte de Gas Natural de la  respectiva instalación declarada ante el Ministerio de Minas y Energía.”.    

Parágrafo 3°. El  Gestor Técnico del Sistema de Transporte de Gas Natural, de que trata el artículo  21 del presente decreto, será el administrador de las subastas siguiendo las  reglas que para el efecto expida la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG). Mientras se contrata el Gestor Técnico del Sistema  de Transporte de Gas Natural, XM S. A. E.S.P. será responsable de administrar las subastas  directamente, o a través de un tercero, debiendo la CREG  reconocerle la respectiva remuneración por este concepto.    

Parágrafo 4°. De  presentarse subastas en las que la demanda de los compradores supere la oferta  disponible y el exceso de demanda de los compradores pueda subsanarse  reasignando las cantidades de gas proveniente de los campos de La Guajira entre  el Sistema de la Costa Atlántica y el Sistema del Interior, si dicho gas está  disponible en la subasta, el administrador de la subasta podrá efectuar el  ajuste pertinente.    

De presentarse  subastas en las que agotado o no disponible el mecanismo anteriormente  descrito, persista el exceso de demanda, la Comisión de Regulación de Energía y  Gas (CREG) establecerá el procedimiento aplicable  para eliminar el exceso de demanda. Dicho procedimiento tendrá en cuenta el  orden de prioridad de atención de la demanda previsto en la normatividad que se  encuentre vigente en desarrollo del artículo 16 de la Ley 401 de 1997.    

Parágrafo 5°. La  Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) será  responsable de evaluar todos los procesos de subasta que se presenten de  acuerdo con lo dispuesto en el presente artículo. Después de cada subasta  elaborará un informe sobre su desarrollo y potenciales mejoras a la misma, que  será remitido al Ministerio de Minas y Energía.    

Artículo 3°. Modificado por el Decreto 2807 de 2010,  artículo 6º. Comercialización de  Gas Natural bajo la Modalidad Interrumpible  Ocasional. Si como resultado de la aplicación de las disposiciones adoptadas en  el artículo anterior, el productor comercializador o el importador no puede  participar en las subastas para la venta del gas de que dispone o pueda llegar  a disponer, o el productor comercializador o el importador no quiere participar  en las mismas, o el productor-comercializador no resulta con asignaciones de  gas en las subastas, sólo podrá realizar el gas disponible bajo modalidad interrumpible ocasional en el mercado spot o en el mercado  de desvíos que operará y que se referenciará a los  Centros de Distribución de que trata el Artículo 10 del presente Decreto, o  mediante la suscripción de contratos bajo la modalidad interrumpible  por parte del comprador con destino a instalaciones de Almacenamiento  Subterráneo o Almacenamiento en Plantas Satélites.    

Texto inicial del  artículo 3º.: “Comercialización de  gas natural bajo la modalidad interrumpible  ocasional. Si como resultado de la aplicación de las disposiciones  adoptadas en el artículo anterior, el productor-comercializador o el importador  no puede participar en las subastas para la venta del gas de que dispone o  pueda llegar a disponer, o el productor-comercializador o el importador no  quiere participar en las mismas, sólo podrá realizar el gas disponible bajo  modalidad interrumpible ocasional en el mercado spot  o en el mercado de desvíos que operará y que se referenciará  a los Centros de Distribución de que trata el artículo 10 del presente decreto,  o mediante la suscripción de contratos bajo la modalidad interrumpible  por parte del comprador con destino a instalaciones de Almacenamiento  Subterráneo o Almacenamiento en Plantas Satélites.    

Parágrafo 1°. La  Comercialización de Gas Natural bajo la Modalidad Interrumpible  Ocasional se regirá en materia de precios por las normas que sobre la materia  expida la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG).    

Parágrafo 2°. La  Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG)  regulará el funcionamiento del mercado spot y del mercado de desvíos de gas  previstos en el presente decreto, en un término no superior a noventa (90) días  hábiles siguientes, contados a partir de la fecha de su expedición.    

Parágrafo 3°. El  Gestor Técnico del Sistema de Transporte de Gas Natural, de que trata el  artículo 21 del presente decreto, será el administrador del merado spot y del  mercado de desvíos siguiendo las reglas que para el efecto expida la Comisión  de Regulación de Energía y Gas (CREG). Mientras se  contrata el Gestor Técnico del Sistema de Transporte de Gas Natural, XM S. A. ESP administrará dicho  mercado, directamente o a través de un tercero. La Comisión de Regulación de  Energía y Gas (CREG) establecerá la remuneración por  este concepto.”.    

Artículo 4°. Normalización  de contratos de suministro. Con el fin de homogeneizar como producto, el  gas natural que se comercializa en el merado a través de contratos de suministro en  firme o interrumpible, la Comisión de Regulación de  Energía y Gas (CREG), previa discusión con los  agentes interesados según procedimiento de consulta que determine la Comisión,  diseñará contratos tipo para cada una de las dos modalidades, teniendo en  cuenta las siguientes consideraciones:    

a) Se deberán determinar las  condiciones eximentes de la obligación de suministro, que aplicarían para ambos  tipos de contratos, teniendo en cuenta una asignación equilibrada de riesgos;    

b) Se entenderá que salvo las  condiciones eximentes, los contratos firmes deben garantizar el suministro y  que la no entrega implicará la adquisición del faltante en el mercado spot, si  hay gas disponible en el mismo, o con gas proveniente de la interrupción de  exportaciones, en cuyo caso este se valorará al mayor precio entre el precio de  exportación, según lo dispuesto en el artículo 26 del presente decreto y el  precio del mercado spot; y    

c) Se entenderá que los contratos interrumpibles del lado del vendedor podrán exceder el  número de interrupciones de los contratos en firme, sujetos a un tope máximo de  días-año predefinidos por el productor-comercializador o el importador. De  superarse el tope establecido, se deberá garantizar el suministro de gas en los  términos dispuestos en el literal anterior para los contratos en firme.    

Parágrafo 1°. Modificado por el Decreto 2807 de 2010,  artículo 7º. De  suspenderse el suministro en firme o el suministro interrumpible,  en los términos definidos en el presente Artículo, y de no existir gas  suficiente para cubrir faltantes en el mercado spot, en adición al gas  proveniente de exportaciones interrumpidas, el vendedor deberá compensar al  comprador por las cantidades de gas no suministradas a un precio equivalente al  precio del sustituto más económico que pueda utilizar el comprador, excluyendo  de la canasta de sustitutos a la electricidad. El sustituto deberá quedar  definido en el respectivo contrato de suministro. Los precios de los sustitutos  serán definidos por el Ministerio de Minas y Energía con la periodicidad requerida.  El valor máximo de la compensación antes indicada no podrá ser superior al 50%  del valor anual del contrato o proporcional para contratos menores a un año.    

Texto inicial del parágrafo 1º.: “De  suspenderse el suministro en firme o el suministro interrumpible,  en los términos definidos en el presente artículo, y de no existir gas  suficiente para cubrir faltantes en el mercado spot, en adición al gas  proveniente de exportaciones interrumpidas, el vendedor deberá compensar al  comprador por las cantidades de gas no suministradas a un precio equivalente al  precio del sustituto más costoso, excluyendo de la canasta de sustitutos a la  electricidad. Este precio será definido por el Ministerio de Minas y Energía  con la periodicidad requerida.”.    

Parágrafo 2°. En el contexto de  las subastas, el administrador informará a los participantes en las mismas  sobre las condiciones mínimas de suministro que ofrecen los  productores-comercializadores o los importadores, según modalidad contractual  ofrecida.    

Parágrafo 3°. La Comisión de  Regulación de Energía y Gas (CREG) diseñará los  contratos tipo a los que se refiere el presente artículo, en un término no  superior a noventa (90) días hábiles siguientes, contados a partir de la fecha  de expedición del presente decreto.    

Artículo 5°. Comercialización de la producción disponible  para ofertar-campos de gas con capacidad de producción inferior a 50 MPCD y comercializadores que actúen en el mercado  secundario. Los productores-comercializadores de gas natural de  yacimientos convencionales con capacidad de producción inferior a 50 MPCD y los comercializadores que actúan en el Mercado  Secundario, podrán comercializar su gas en las condiciones que ellos mismos  definan. No obstante, deberán sujetarse, en lo pertinente, a las modalidades  contractuales firme e interrumpible que diseñe la  Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG).    

a) Las condiciones eximentes que  defina el vendedor para los contratos firmes deberán acogerse a los conceptos y  exclusiones que la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG)  establezca de manera general para este tipo de contratos. Se entenderá que  salvo las condiciones eximentes, la no entrega de gas implicará la adquisición  del faltante en el mercado spot, si hay gas disponible en el mismo, o con gas  proveniente de la interrupción de exportaciones, en cuyo caso este se valorará  al mayor precio entre el precio de exportación, según lo dispuesto en el  artículo 26 del presente decreto y el precio del mercado spot.    

b) Se entenderá que los contratos interrumpibles del lado del vendedor podrán exceder el  número de interrupciones de los contratos en firme, sujetos a un tope máximo de  días-año predefinidos por el vendedor. De superarse el tope establecido, se  deberá garantizar el suministro de gas en los términos dispuestos en el literal  anterior para los contratos en firme.    

Los agentes mencionados podrán  ofrecer suministro bajo modalidad en firme o interrumpible,  garantizando que el precio de las cantidades ofrecidas bajo modalidad interrumpible, se subordine al precio de las cantidades  ofrecidas bajo modalidad en firme, mediante la siguiente relación:    

Precio Gas Interrumpible  = α x Precio de Gas Firme    

Los Factores α < 1  aplicables, serán definidos por los agentes vendedores y deberán guardar  proporcionalidad con la relación que se obtenga de aplicar la siguiente  expresión:    

días-año estimados por el agente  de condiciones eximentes para el suministro bajo modalidad en firme/máximo de  días-año previstos para el suministro bajo modalidad interrumpible    

Los potenciales compradores del  gas natural ofrecido por los agentes vendedores referidos sólo efectuarán  ofertas de precios por cantidades disponibles de suministro bajo modalidad interrumpible, siempre que cumplan los siguientes  requisitos:    

i) El gas interrumpible  que adquieran no tenga como destino la atención de la demanda de usuarios  pertenecientes al mercado regulado;    

ii) El gas interrumpible  que adquieran no tenga como destino la atención de la demanda de Estaciones de  Servicio de GNCV;    

iii) El gas interrumpible  que adquieran no tenga como destino la atención de la demanda de usuarios  pertenecientes al mercado no regulado, sin posibilidades efectivas de  sustitución de gas por otro energético; y    

iv) El gas interrumpible  que adquieran no tenga como destino la generación de energía eléctrica.    

Los requisitos establecidos en los  literales i), ii) y iii) no  aplican, cuando los potenciales compradores puedan demostrar ante la  Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD)  o ante el Ministerio de Minas y Energía, según les competa, que no existe en el  mercado mayorista gas natural disponible para suministro bajo modalidad en  firme.    

Los contratos de suministro bajo  modalidad interrumpible que suscriban compradores  obligados a adquirir gas bajo modalidad en firme podrán darse por terminados  cuando estos compradores, posteriormente, consigan gas en firme para suplir sus  requerimientos, es decir, serán interrumpibles por  parte del comprador.    

Parágrafo 1°. Los  productores-comercializadores de estos campos y los comercializadores que  actúan en el Mercado Secundario, podrán participar en las subastas de que trata  el artículo 2° del presente decreto, si así lo deciden, en las mismas  condiciones previstas en el literal a) de ese artículo.    

Parágrafo 2°. Los  productores-comercializadores de estos campos y los comercializadores que  actúan en el Mercado Secundario podrán realizar el gas natural de que disponen  en el mercado spot, si lo estiman conveniente, o en el mercado de desvíos.    

Parágrafo 3°. Los  productores-comercializadores de estos campos y los comercializadores que  actúan en el Mercado Secundario podrán realizar el gas natural de que disponen  mediante la suscripción de contratos bajo la modalidad interrumpible  por parte del comprador con destino a instalaciones de Almacenamiento  Subterráneo o Almacenamiento en Plantas Satélites.    

Artículo 6°. Comercialización de Gas por parte de la ANH. La Agencia Nacional de Hidrocarburos de ser  necesario, podrá comercializar a través de un tercero y a través del mecanismo  de subastas el gas natural de propiedad del Estado proveniente de regalías de  Yacimientos Convencionales con capacidad de producción igual o superior a 50 MPCD y el gas natural proveniente de las participaciones de  la ANH en Yacimientos Convencionales con capacidad de  producción igual o superior a 50 MPCD.    

Cuando se trate de la  comercialización de gas natural de propiedad del Estado proveniente de regalías  de Yacimientos Convencionales con capacidad de producción inferior a 50 MPCD, o de gas natural proveniente de las participaciones  de la ANH en Yacimientos Convencionales con capacidad  de producción inferior a 50 MPCD, la Agencia Nacional  de Hidrocarburos, de ser necesario, lo podrá comercializar a través de un  tercero. En todo caso, podrá acogerse a lo previsto en los parágrafos 1°, 2° y  3° del artículo 5° del presente decreto, para campos de gas con capacidad de  producción inferior a 50 MPCD y comercializadores que  actúan en el Mercado Secundario.    

Parágrafo 1°. La Agencia Nacional  de Hidrocarburos podrá recibir las regalías o participaciones por explotación  de gas proveniente de Yacimientos Convencionales en dinero, caso en el cual su  valoración se efectuará de acuerdo con la normatividad vigente.    

Parágrafo 2°. La Agencia Nacional  de Hidrocarburos recibirá las regalías o participaciones por explotación de gas  proveniente de Yacimientos No Convencionales en dinero, caso en el cual su  valoración se efectuará de acuerdo con la normatividad que para tal efecto se  expida y se encuentre vigente.    

Artículo 7°. Comercialización de Gas proveniente de  Yacimientos No Convencionales. Los productores-comercializadores de gas  proveniente de Yacimientos No Convencionales, con independencia de la capacidad  de producción, podrán comercializar su gas en las condiciones que ellos mismos  definan. Por las características particulares de estos Yacimientos, la  modalidad contractual que ofrezcan en el mercado corresponderá a contratos tipo  pague lo producido, no sujetos a normalización. Dichos contratos se  considerarán contratos en firme para todos los efectos.    

Parágrafo 1°. Los  productores-comercializadores de gas proveniente de Yacimientos No  Convencionales podrán incorporar en sus contratos de suministro volúmenes  incrementales en el tiempo, de acuerdo con la tasa de producción del Yacimiento  No Convencional de que se trate, previo acuerdo entre las partes.    

Parágrafo 2°. Los  productores-comercializadores de gas proveniente de Yacimientos No  Convencionales podrán desarrollar directamente la actividad de autogeneración  utilizando como fuente primaria el gas que produzcan.    

Parágrafo 3°. En desarrollo de las  directrices establecidas en el documento Conpes 3517  del 12 de mayo de 2008, en un plazo no mayor a nueve (9) meses, transcurridos a  partir de la entrada en vigencia del presente decreto:    

i) El Ministerio de Minas y  Energía, con el apoyo de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) y el Instituto Colombiano de Geología y Minería (Ingeominas) expedirá las normas técnicas para la  exploración y producción de gas metano proveniente de depósitos de carbón,  considerando la especificidad técnica de esta actividad, la normativa ambiental  y el objetivo de maximizar la explotación del recurso, logrando el beneficio de  todas las partes involucradas;    

ii) La Agencia Nacional de  Hidrocarburos (ANH) en coordinación con el Ministerio  de Minas y Energía elaborará y adoptará un reglamento para la contratación de  áreas para la exploración y producción de gas metano proveniente de depósitos  de carbón o propondrá los ajustes pertinentes al reglamento de contratación  vigente;    

iii) La Agencia Nacional de  Hidrocarburos (ANH) en coordinación con el Ministerio  de Minas y Energía elaborará y adoptará un modelo de contrato de exploración y  producción de gas metano proveniente de depósitos de carbón;    

iv) La Agencia Nacional de  Hidrocarburos (ANH) y el Instituto Colombiano de  Geología y Minería (Ingeominas) adoptarán y pondrán  en marcha las medidas necesarias a efecto de que exista la debida coordinación  en el manejo, intercambio y suministro de la  información técnica disponible en los bancos de información o bases de datos  administradas por la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH)  y el Instituto Colombiano de Geología y Minería (Ingeominas);    

v) El Ministerio de Minas y Energía adoptará los mecanismos pertinentes  para prevenir posibles conflictos entre explotadores de carbón y productores de  gas metano en depósitos de carbón, y para obrar como facilitador en la solución  de tales conflictos, en caso que se presenten; y    

vi) La Agencia Nacional de  Hidrocarburos (ANH), el Instituto Colombiano de  Geología y Minería (Ingeominas) y las gobernaciones  de los departamentos con delegación de funciones de contratación y titulación minera  pondrán en marcha un proceso de coordinación de sus actividades de asignación,  contratación y administración de áreas para la exploración y producción de  carbón y gas metano en depósitos de carbón.    

Artículo 8°. Comercialización de  gas proveniente de yacimientos convencionales sin conexión al Sistema Nacional  de Transporte. Los productores-comercializadores de gas proveniente de  yacimientos convencionales sin conexión al Sistema Nacional de Transporte que  quieran comercializar dicho gas in situ deberán solicitar concepto previo al  Ministerio de Minas y Energía sobre su decisión inicial en el sentido de no  conectar sus Yacimientos al Sistema. El Ministerio, a través de la Unidad de  Planeación Minero Energética (UPME)… evaluará la  conveniencia de avalar o no la propuesta en cuestión, teniendo en cuenta los  requerimientos del mercado interconectado a través del Sistema Nacional de  Transporte y los costos estimados de una eventual conexión. Si el Ministerio  aprueba la propuesta de comercializar dicho gas in situ, el  productor-comercializador del gas proveniente de estos Yacimientos podrá  desarrollar directamente o indirectamente la actividad de generación  termoeléctrica utilizando como fuente primaria el gas que produzca.    

Artículo 9°. Transición hacia el  nuevo esquema de comercialización. Hasta que la Comisión de Regulación  de Energía y Gas (CREG) expida la normatividad de que  tratan los artículos 2°, 3° y 4° del presente capítulo, los  productores-comercializadores de gas natural de Yacimientos Convencionales con  capacidad de producción igual o superior a 50 MPCD  que realicen transacciones de venta de gas natural se seguirán rigiendo por la  normatividad vigente a la fecha de expedición de este decreto. No obstante, el  gas asociado a nuevos compromisos o prórrogas de los compromisos vigentes que  se suscriban durante el período de transición deberá comercializarse en la  primera subasta definida por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG). En caso de que el productor no participe en la  subasta, deberá realizar este gas en el mercado spot, a partir de la fecha en  que tenga ocurrencia la subasta.    

Parágrafo. Los productores-comercializadores de gas natural de yacimientos  convencionales con capacidad de producción inferior a 50 MPCD  que adquieran nuevos compromisos o prorroguen los compromisos vigentes en fecha  posterior a la entrada en vigencia del presente decreto, deberán prever que los  respectivos contratos se ajustarán a las modalidades contractuales firme e interrumpible que diseñe la Comisión de Regulación de  Energía y Gas (CREG), en desarrollo de lo dispuesto  en el artículo 4° del presente capítulo.    

CAPÍTULO III    

Del transporte de gas natural    

Artículo 10. Centros de  distribución del Sistema Nacional de Transporte de Gas Natural (HUB). Se adoptan las siguientes disposiciones que  deberá desarrollar la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) según sus funciones, para la adecuada coordinación de  las distintas actividades que hacen parte de la cadena de prestación del  servicio de gas, la asignación eficiente de este recurso y el logro de  coherencia y consistencia con las disposiciones de que trata el capítulo  anterior:    

a) La CREG establecerá dos Centros de  Distribución (HUB) Virtuales en el Sistema Nacional  de Transporte. Un HUB Virtual referenciado a un Nodo  del Sistema de Transporte del Interior y un HUB  Virtual referenciado a un Nodo del Sistema de Transporte de la Costa Atlántica.    

Dichos Centros de Distribución constituirán puntos virtuales del mercado  del Interior y del mercado de la Costa Atlántica, donde se establecerán precios  referenciales del gas natural resultantes de las subastas de que trata el  artículo 2° del presente decreto. Así mismo, constituirán puntos virtuales de  referencia para el mercado spot y para el mercado de desvíos que desarrolle la  Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG).    

Párrafo 3º modificado por  el Decreto 2807 de 2010,  artículo 8º. Los  productores-comercializadores continuarán vendiendo físicamente su gas en el  Punto de Entrada al Sistema Nacional de Transporte. La contratación de  capacidad de transporte entre el Punto de Entrada al Sistema Nacional de  Transporte y los HUBS, estará a cargo de los  remitentes que requieran dicha capacidad. Para referenciar el costo de  suministro y transporte de gas desde un Punto de Entrada hasta un HUB, el administrador del mercedo suministrará información  sobre el precio del gas proveniente de las distintas fuentes de suministro,  colocado en cada uno de los Puntos de Salida embebidos entre los Puntos de  Entrada y el HUB correspondiente.    

Texto inicial del párrafo 3º.: “Se entenderá que los productores-comercializadores continuarán vendiendo físicamente  su gas en el Punto de Entrada al Sistema Nacional de Transporte. Para  referenciar el costo de suministro y transporte de gas desde un Punto de  Entrada hasta un HUB, el administrador del mercado  suministrará información sobre el precio del gas proveniente de las distintas  fuentes de suministro, colocado en cada uno de los Puntos de Salida embebidos  entre los Puntos de Entrada y el HUB  correspondiente.”.    

b) La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG)  establecerá las reglas y los términos bajo los cuales se podrá hacer cesión de  la capacidad de transporte actualmente contratada por los remitentes en el  Mercado Secundario de Capacidad, en el contexto de las subastas de que trata el  artículo 2° del presente decreto, en los tramos de gasoductos que conectan los  campos de Yacimientos Convencionales con capacidad de producción igual o  superior a 50 MPCD con los HUB.    

Con este fin la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) tendrá en cuenta los contratos de suministro vigentes  entre los productores-comercializadores de estos campos y los remitentes que  actualmente detentan derechos de capacidad en los tramos pertinentes. Así  mismo, garantizará que cuando los interesados acuerden la cesión de estos  derechos, dicha cesión no implique generación de rentas para los remitentes que  la realicen, ni para los transportadores que actualmente explotan  comercialmente dichos tramos.    

La cesión de derechos de capacidad será administrada por el Gestor Técnico  del Sistema de Transporte de Gas Natural de que trata el artículo 21 del  presente decreto en el contexto de las subastas de que trata el artículo 2° del  mismo. Mientras se contrata el Gestor Técnico del Sistema de Transporte de Gas  Natural, XM S.A. E.S.P.  administrará el Mercado Secundario en comento, directamente o a través de un  tercero. La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG)  establecerá la remuneración por este concepto.    

c) La contratación de capacidad de transporte entre los HUB  y los Puntos de Salida del Sistema Nacional de Transporte, no embebidos entre  los puntos de entrada de campos de gas natural de Yacimientos Convencionales  con capacidad de producción igual o superior a 50 MPCD  y los HUB, estará a cargo de los respectivos  remitentes.    

Parágrafo 1°. La  Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG)  definirá la ubicación de los HUB virtuales  establecidos en el presente artículo, buscando minimizar los costos de  transporte entre el HUB y los puntos de inyección de  gas proveniente de Yacimientos Convencionales con capacidad de producción igual  o superior a 50 MPCD.    

Así mismo, podrá redefinir la ubicación de estos HUB  cuando se conecten al Sistema Nacional de Transporte nuevos Yacimientos  Convencionales o No Convencionales con capacidad de producción igual o superior  a 50 MPCD, o instalaciones de importación de gas  natural.    

Parágrafo 2°. Los productores-comercializadores de Yacimientos  Convencionales y No Convencionales y los importadores solo podrán tener  vigentes compromisos de suministro de gas proveniente de sus campos, de sus yacimientos,  o de sus instalaciones de suministro, según el caso, que sean consistentes con  la capacidad de transporte asociada con los compromisos. Es decir, no podrán  tener vigentes compromisos de suministro en presencia de restricciones de  transporte.    

Si los compromisos de suministro exceden la capacidad de transporte  disponible en algún tramo de la red de gasoductos pertinentes, estos se  acotarán a la capacidad de transporte.    

La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG)  verificará el cumplimiento del requisito señalado. El incumplimiento de este  requisito dará lugar al ajuste inmediato de los respectivos contratos de  suministro.    

Una vez se contrate el Gestor Técnico del Sistema de Transporte de Gas  Natural de que trata el artículo 21 del presente decreto, asumirá la función de  verificación permanente del requisito mencionado.    

Parágrafo 3°. Los productores-comercializadores de campos de  Yacimientos Convencionales y No Convencionales, que tengan proyectos de  ampliación de su capacidad de producción que impliquen o puedan implicar la  ampliación de la capacidad de transporte en uno cualquiera de los tramos entre  el Punto de Entrada al Sistema Nacional de Transporte y el respectivo HUB, o en uno cualquiera de los tramos entre el Punto de  Entrada al Sistema Nacional de Transporte y Puntos de Salida del Sistema  Nacional de Transporte, según aplique, y dichos proyectos de ampliación de la  capacidad no estén previstos en los planes de inversión de los respectivos  transportadores, le suministrarán al Gestor Técnico del Sistema de Transporte  de Gas Natural de que trata el artículo 21 del presente decreto, toda la  información relevante del respectivo proyecto. El Gestor Técnico, conjuntamente  con el transportador o los transportadores involucrados evaluará los  requerimientos de expansión de la capacidad de transporte. Una vez soportados  los requerimientos de ampliación, el Gestor le informará a la Comisión de  Regulación de Energía y Gas (CREG) con el fin de que  adopte las medidas a que haya lugar para garantizar la factibilidad de los  flujos físicos en el mediano y largo plazo.    

Mientras se contrata el Gestor Técnico del Sistema de Transporte de Gas  Natural, los transportadores tendrán a cargo la evaluación de los  requerimientos de expansión de que trata este parágrafo.    

La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG)  establecerá los términos en los cuales los remitentes deberán contratar la  capacidad de transporte correspondiente, cuando dicha capacidad no sea  asignable a un remitente en particular.    

Así mismo, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG)  establecerá las fechas de entrada de las ampliaciones correspondientes, con  base en los análisis efectuados por el Gestor y/o el transportador o  transportadores involucrados, debiendo los compromisos de suministro asociados  con los proyectos de ampliación de capacidad de producción, sujetarse a dichas  fechas.    

En el evento de incumplimiento por parte de los transportadores de la fecha  de entrada en operación de las ampliaciones de capacidad previstas y de  presentarse restricciones que impidan el flujo físico de gas, asociadas con el  atraso o los atrasos que se presenten, la Comisión de Regulación de Energía y  Gas (CREG) determinará las compensaciones a que haya  lugar.    

Parágrafo 4°. Las transacciones de compraventa de suministro y transporte  de gas natural que no estén referidas a los HUB  continuarán efectuándose en los términos definidos por la regulación vigente  expedida por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG)  o aquellas normas que modifiquen, o sustituyan dichos términos.    

Artículo 11. Criterios para garantizar la calidad, la  continuidad y la expansión del servicio de transporte. Se adoptan las  siguientes disposiciones que deberá desarrollar la Comisión de Regulación de  Energía y Gas (CREG) según sus funciones, para  garantizar la calidad y la expansión del servicio de transporte de gas natural:    

a)  Para definir la inversión que será reconocida por la Comisión de Regulación de  Energía y Gas (CREG) a los transportadores durante la  Vida Útil Normativa de los activos en servicio y para efectos de la fijación de  los Cargos Regulados, la Comisión podrá, excepcionalmente, reconocer activos  por menor valor, si encuentra que no cumplen con criterios de eficiencia  técnica, o si encuentra que no cumplen con criterios de eficiencia económica en  términos de costos. En estos casos, la Comisión de Regulación de Energía y Gas  (CREG) deberá exponer las razones para el  reconocimiento del menor valor del activo, pudiendo el transportador solicitar  las pruebas que estime pertinentes.    

b)  Los Cargos Regulados por concepto del Servicio de Transporte serán los que  establezca la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG).  No se permitirá la determinación de Cargos por mutuo acuerdo entre las partes o  la determinación libre de Cargos.    

c)  La suma de la Capacidad de Transporte comprometida diariamente por el  Transportador como capacidad en firme y la capacidad de transporte que ofrezca  diariamente como capacidad interrumpible, no podrá  superar la capacidad máxima del Gasoducto.    

d)  El transportador no podrá vender como interrumpible  capacidad de transporte contratada por remitentes y que no sea utilizada por  estos.    

Artículo  12. Tratamiento de los activos de  transporte y distribución financiados con recursos públicos. Los activos  de transporte financiados con recursos públicos del orden nacional,  departamental o municipal y que son operados por los transportadores o  distribuidores, se identificarán en la inversión que reconozca la Comisión de Regulación  de Energía y Gas (CREG). No obstante, los montos de  inversión correspondientes no se considerarán para efectos de fijar el  componente de inversión de los cargos que establezca la Comisión.    

El  valor de la inversión asociada con los activos así financiados hará parte de la  inversión reconocida por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) sólo en la medida en que sean objeto de reposición  por parte del transportador o el distribuidor.    

Artículo  13. Plan de Expansión Indicativo del  Sistema de Transporte de Gas Natural. La Unidad de Planeación Minero  Energética (UPME) deberá elaborar periódicamente un  Plan Indicativo de los requerimientos de expansión del Sistema Nacional de  Transporte. Así mismo, deberá remitir al Ministerio de Minas y Energía un  informe periódico sobre el progreso de los proyectos de expansión cuya  ejecución está prevista por parte de los agentes transportadores, así como  requerimientos de inversión identificados que no estén siendo desarrollados por  dichos agentes.    

El  Ministerio de Minas y Energía podrá solicitarle a la Comisión de Regulación de  Energía y Gas (CREG) la adopción de medidas con el  objeto de que los proyectos de inversión identificados, que no estén siendo  desarrollados por los transportadores, sean ejecutados, ya sea por asignación  directa a estos agentes o a través de convocatorias, según estime conveniente.  La Comisión definirá los mecanismos pertinentes para el logro de este objetivo.    

Una  vez se contrate el Gestor Técnico del Sistema de Transporte de Gas Natural de  que trata el artículo 21 del presente decreto, será la instancia encargada de  instrumentalizar los mecanismos que adopte la Comisión de Regulación de Energía  y Gas (CREG) con el fin de que se ejecuten los  proyectos pertinentes.    

Artículo  14. Transición hacia el nuevo esquema  de transporte. La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) incorporará los nuevos lineamientos de política en  desarrollo del marco regulatorio que establecerá los criterios generales para  determinar la remuneración del servicio de transporte de gas natural y el  esquema general de cargos del Sistema Nacional de Transporte, que está próximo  a expedirse.    

En  todo caso debe garantizar la operatividad de lo dispuesto en los literales a) y  b) y en los parágrafos 1° y 2° del artículo 10 del presente Capítulo, en la  fecha de realización de la primera subasta simultánea.    

CAPÍTULO IV    

De la confiabilidad y continuidad del servicio de gas  natural    

Artículo  15. Planta de regasificación. El  Ministerio de Minas y Energía evaluará la conveniencia de construir y poner en  operación una Planta de Regasificación para abastecer plenamente la demanda de  gas del país, para lo cual realizará un estudio de prefactibilidad o  visualización de un proyecto de montaje y puesta en operación de una Planta de  Regasificación, que deberá abordar los aspectos técnicos, económicos y  ambientales del mismo.    

En  el estudio se deberán plantear, como mínimo, tres (3) alternativas de  localización del proyecto que involucren las dos costas del país, así como el  correspondiente estudio de las tecnologías disponibles, sólidamente  fundamentado, y una estructura de costos.    

Parágrafo  1°. El Ministerio de Minas y Energía tendrá un plazo no superior a diez y ocho  (18) meses, transcurridos desde la expedición del presente decreto, para  desarrollar el estudio referido en el presente artículo.    

Parágrafo  2°. Evaluado el estudio por parte del Ministerio de Minas y Energía y en caso  de que se adopte la decisión de ejecutar el proyecto, el Ministerio o la  entidad que este delegue, procederá a la apertura de una Convocatoria Pública  para seleccionar al agente que construirá y operará la Planta.    

Parágrafo  3°. La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG)  establecerá los términos en los cuales se remunerará la inversión asociada a  proyectos de Plantas de Regasificación cuya ejecución sea forzosa, y que será  imputada a todos los usuarios del Sistema de Transporte de Gas Natural.    

Los  criterios de adjudicación para la ejecución de un proyecto de este tipo, en el  contexto de lo dispuesto en el parágrafo 2° del presente artículo, serán  definidos por el Ministerio de Minas y Energía conjuntamente con la Comisión de  Regulación de Energía y Gas (CREG) antes de  transcurrido un (1) año de la expedición del presente decreto.    

Parágrafo  4°. Podrán ser propietarios y/u operadores de Plantas de Regasificación, cuya  construcción sea definida por las autoridades sectoriales, todos los agentes  que actúan en el sector de gas natural o agentes independientes. En el caso de  tos agentes sectoriales, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) evaluará la necesidad de obligar a la empresa de que  se trate a tener objeto exclusivo, en los términos del artículo 18 de la Ley 142 de 1994. Estos  agentes deberán garantizar el libre acceso por parte de terceros al uso de las  instalaciones.    

Artículo  16. Almacenamiento estratégico.  Se establecen las siguientes disposiciones en materia de Almacenamiento  Estratégico de Gas Natural:    

Sector No Termoeléctrico. Los  comercializadores de gas natural y los Usuarios No Regulados que actúan  directamente en el mercado, y que estén obligados a contratar suministro firme  de gas natural, en el contexto de los lineamientos señalados en el literal c)  del artículo 2° y en el artículo 5° del presente decreto, tendrán la obligación  de mantener el siguiente Almacenamiento Estratégico:    

–  Unas existencias disponibles en todo momento, equivalentes a cinco (5) días de  su consumo de gas natural, medido este último sobre los consumos del año  inmediatamente anterior, que deberían ser abastecidos mediante contratos de  suministro en firme. Dichas existencias se podrán mantener en almacenamientos  subterráneos, pudiéndose computar en dicha cuantía la parte del gas colchón  extraíble por medios mecánicos; en plantas de regasificación o en plantas  satélite.    

Sector Termoeléctrico. Las plantas  termoeléctricas a las que se les venzan los contratos de suministro en firme de  gas que respaldan sus Obligaciones de Energía Firme y quieran continuar  respaldando dichas obligaciones con gas, así como, las plantas termoeléctricas  que a la fecha de expedición del presente decreto no tengan respaldadas sus  Obligaciones de Energía Firme con gas natural, pero pretendan hacerlo con  posterioridad a la entrada en vigencia del mismo, podrán optar por una  cualquiera de las siguientes alternativas para acceder al suministro de dicho  combustible y respaldar las obligaciones referidas:    

i)  Suscribir Contratos de Suministro con Firmeza Condicionada o Contratos de  Opción de Compra de Gas (OCG) con Usuarios No  Regulados pertenecientes al Sector No Termoeléctrico que cuenten con Contratos  de Suministro en Firme de gas natural. El suministro de gas a la termoeléctrica  se hará efectivo cuando el despacho de la planta y/o unidad de generación sea  requerido por una cualquiera de las razones previstas en la normatividad del  sector eléctrico que se encuentre vigente o entre a regir en un futuro.    

ii) Suscribir Contratos de Suministro en Firme de  gas proveniente de proyectos de regasificación de carbón, pudiendo o no tener  vinculación económica con el proyecto.    

iii) Mantener el siguiente Almacenamiento  Estratégico:    

–  Para las plantas existentes, unas existencias de gas natural disponibles en  todo momento, equivalentes a un mínimo de cinco (5) meses y a un máximo de ocho  (8) meses, según defina la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), de un consumo de gas equivalente a la diferencia que  resulte entre el consumo de gas que requerirían para operar a plena Capacidad  Efectiva Neta y el consumo de gas que requerirían para operar con el Factor de  Utilización Promedio registrado en los últimos tres (3) años consecutivos, sin  presencia del Fenómeno de El Niño – Oscilación del Sur (ENOS).    

–  Para las plantas nuevas, unas existencias de gas natural disponibles en todo  momento, equivalentes a un mínimo de cinco (5) meses y a un máximo de ocho (8)  meses, según defina la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), de un consumo de gas equivalente a la diferencia que  resulte entre el consumo de gas que requerirían para operar a plena Capacidad  Efectiva Neta y el consumo de gas que requerirían para operar con el Factor de  Utilización Promedio esperado, factor que para tal efecto estimará el Centro  Nacional de Despacho (CND) y que será ajustado cuando exista información real  suficiente para efectuar un cálculo en los mismos términos definidos en el ítem  inmediatamente anterior.    

Dichas  existencias se podrán mantener en almacenamientos subterráneos, pudiéndose  computar en dicha cuantía la parte del gas colchón extraíble por medios  mecánicos; o en plantas de regasificación. Dichas infraestructuras deberán estar  conectadas a la red de transporte, debiendo el agente del Sector Termoeléctrico  garantizar que exista capacidad suficiente para el transporte de los  respectivos volúmenes, además de su transporte básico.    

Parágrafo.  El Almacenamiento Estratégico exigible al Sector Termoeléctrico sustituye  parcialmente la obligación de suscribir contratos de suministro de gas natural  de que trata el Cargo por Confiabilidad regulado por la Comisión de Regulación  de Energía y Gas (CREG). Además del Almacenamiento  Estratégico, los agentes del Sector Termoeléctrico para respaldar el Cargo  deberán contar con contratos de suministro bajo la modalidad en firme por  cantidades equivalentes al gas que requerirían para operar con el Factor de  Utilización Promedio calculado para las plantas existentes y las plantas  nuevas, según lo dispuesto en este artículo.    

Artículo 17. Almacenamiento subterráneo en campos de hidrocarburos. El  Ministerio de Minas y Energía y la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), según sus competencias, desarrollarán los estudios,  procedimientos y expedirán los actos administrativos a que haya lugar, de tal  manera que sea viable la utilización de campos de hidrocarburos con fines de  almacenamiento.    

Parágrafo  1°. Lo señalado en el presente  artículo estará disponible en un plazo no superior a un (1) año transcurrido  desde la expedición del presente decreto.    

Parágrafo  2°. Para la selección y aprobación del uso de Almacenamiento Subterráneo se  priorizarán las propuestas de los agentes del Sector Termoeléctrico a los que  se refiere el artículo 16 del presente decreto, o las propuestas de agentes que  los representen, sobre las propuestas de otros agentes del sector de gas y  terceros interesados.    

Entre  un número plural de agentes del Sector Termoeléctrico interesados en un campo  específico con fines de almacenamiento, la cercanía geográfica entre el campo y  las instalaciones del generador será priorizada.    

Parágrafo  3°. Podrán ser operadores de Almacenamientos Subterráneos todos los agentes que  actúan en el sector de gas natural o agentes independientes. En el caso de los  agentes sectoriales, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) evaluará la necesidad de obligar a la empresa de que  se trate a tener objeto exclusivo, en los términos del artículo 18 de la Ley 142 de 1994.    

Parágrafo  4°. Cuando la capacidad de un Almacenamiento Subterráneo sea utilizada  mayoritariamente por agentes del Sector Termoeléctrico a los que se refiere el  artículo 16 del presente decreto, el Servicio de Almacenamiento no estará  sujeto a regulación de precios. No obstante, siempre que exista capacidad de  almacenamiento disponible, podrán pedir acceso al servicio agentes del Sector  No Termoeléctrico. De no llegarse a un acuerdo de precios entre el almacenador y el agente del Sector No Termoeléctrico que  solicita acceso, a solicitud de este último, la CREG  podrá fijar los cargos respectivos.    

Parágrafo  5°. Cuando la capacidad de un Almacenamiento Subterráneo sea utilizada  mayoritariamente por agentes del Sector No Termoeléctrico a los que se refiere  el artículo 16 del presente decreto, el Servicio de Almacenamiento estará  sujeto a la regulación de precios que establezca la Comisión de Regulación de  Energía y Gas (CREG). Siempre que exista capacidad de  almacenamiento disponible, podrán pedir acceso al servicio agentes del Sector  Termoeléctrico.    

Antes  de transcurrido un (1) año de la expedición del presente decreto, la Comisión  de Regulación de Energía y Gas (CREG) definirá la  propuesta metodológica para remunerar los Servicios de Almacenamiento  Subterráneos sujetos a regulación de precios.    

Parágrafo  6°. Antes de transcurrido un (1) año de la expedición del presente decreto, la  Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG)  definirá los términos en los cuales se sufragará o remunerará la inversión  requerida para el desarrollo de Almacenamientos Subterráneos. El análisis que  efectúe la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG)  con el objeto de adoptar decisiones en esta materia deberá partir de un  análisis de los beneficios y costos que se deriven de la ejecución de estos  proyectos.    

Parágrafo  7°. El gas natural inyectado con fines de almacenamiento, a recuperarse en un  período posterior, no deberá contabilizarse dentro de las Reservas con que  cuenta el país.    

Artículo  18. Almacenamiento en plantas de  regasificación. Los Operadores de Plantas de Regasificación cuya  infraestructura sea remunerada, total o parcialmente, a través de cargos  establecidos por la CREG deberán permitir el acceso  abierto y no indebidamente discriminatorio al Servicio de Almacenamiento en su  Sistema, teniendo en cuenta las siguientes disposiciones:    

a)  El acceso abierto y no indebidamente discriminatorio estará limitado a la  capacidad disponible.    

La  capacidad disponible a que se refiere el inciso anterior se entenderá como  aquella que no haya sido contratada previamente como Servicio de Almacenamiento  en Base Firme;    

b)  La prestación de nuevos servicios y la firma de nuevos contratos de servicio,  tanto en Base Firme como en Base Interrumpible, no  interferirá ni pondrá en riesgo la capacidad del operador para cumplir con sus  compromisos y contratos de servicio vigentes;    

c)  Los usuarios solo podrán ejercer su derecho de acceso abierto a los servicios  mediante la celebración del contrato de servicios respectivo.    

Parágrafo.  La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG)  regulará las condiciones para la prestación de los Servicios de Almacenamiento  a que se refiere el presente artículo, así como los cargos aplicables al  Servicio de Almacenamiento según modalidad de contratación.    

Artículo  19. Almacenamiento en plantas satélite.  Los comercializadores de gas natural y los usuarios no regulados que actúan  directamente en el mercado, podrán dar cumplimiento a sus obligaciones de  mantener Almacenamiento Estratégico mediante Almacenamiento en Plantas  Satélites:    

La  Unidad de Planeación Minero Energética (UPME)  identificará diferentes alternativas (número de plantas, capacidad y  localización de proyectos), que serán el resultado de evaluar los proyectos que  resulten de análisis propios y de evaluar los proyectos que decidan someter a  su consideración terceros interesados, siempre y cuando, lo considere  pertinente.    

La  Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) tendrá  en cuenta, entre otros, los siguientes criterios para el análisis de proyectos:    

a)  Determinación del Almacenamiento Estratégico requerido por parte de comercializadores  de gas natural y usuarios no regulados, que estén ubicados en áreas geográficas  adyacentes entre sí y conectados al Sistema Nacional de Transporte;    

b)  Evaluación de costos y economías de escala;    

c)  Determinación de la demanda por almacenamiento de las diferentes Plantas  Satélites, antes de definir las alternativas.    

Parágrafo  1°. La Unidad de Planeación Minero Energética (UPME)  someterá a consideración de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) las alternativas o combinaciones de proyectos que  haya identificado para la respectiva evaluación de costos e impactos tarifarios  por parte de la Comisión.    

Una  vez la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG)  y la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME)  definan cuáles proyectos deberán ejecutarse, harán públicos los resultados de  los estudios realizados, antes de transcurridos seis meses (6) meses de la  expedición de la presente norma.    

La  Unidad de Planeación Minero Energética (UPME)  procederá a la apertura de Convocatorias Públicas para adjudicar la  construcción y operación de dichas Plantas.    

Una  vez se contrate el Gestor Técnico del Sistema de Transporte de Gas Natural de  que trata el artículo 21 del presente decreto, este asumirá lo previsto en este  artículo.    

Parágrafo  2°. Podrán ser operadores de Almacenamiento en Plantas Satélites, todos los  agentes que actúan en el sector de gas natural, o agentes independientes. En el  caso de los agentes sectoriales, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) evaluará la necesidad de obligar a la empresa de que  se trate a tener objeto exclusivo, en los términos del artículo 18 de la Ley 142 de 1994.    

Parágrafo  3°. La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG)  establecerá la metodología de remuneración de la prestación del Servicio de  Almacenamiento en Plantas Satélites, así como la estructura de cargos aplicable  por concepto de la prestación de dicho servicio.    

Los  criterios de adjudicación de las Convocatorias Públicas, de que trata el  Parágrafo 1° del presente artículo, serán definidos por la Comisión de  Regulación de Energía y Gas (CREG) antes de  transcurridos seis (6) meses de la expedición del presente decreto.    

Artículo  20. Transición hacia el nuevo esquema  de confiabilidad. Con el fin de dar cumplimiento a las obligaciones de  mantener el Almacenamiento Estratégico de que trata el artículo 16 del presente  Capítulo, los agentes del Sector No Termoeléctrico contarán con un plazo máximo  de dos (2) años, contados a partir de la fecha de expedición del presente decreto.    

En  el caso de los agentes del Sector Termoeléctrico, antes de transcurrido un (1)  año de la expedición del presente decreto, la Comisión de Regulación de Energía  y Gas (CREG) definirá los términos en los cuales  flexibilizará, transitoriamente, los requisitos en materia de contratación de  combustibles para acceder al Cargo por Confiabilidad y respaldar las  Obligaciones de Energía Firme de aquellos agentes que opten por la alternativa  de mantener el Almacenamiento Estratégico de que trata el artículo 16 del  presente decreto. La flexibilización cubrirá el período requerido para el  desarrollo de los proyectos de Almacenamiento.    

Así  mismo, establecerá el plazo máximo con que contarán estos agentes para el  desarrollo de los respectivos proyectos, teniendo en cuenta los resultados de  los estudios a los que se refiere el artículo 17 del presente decreto.    

Parágrafo  1°. Transcurrido el plazo señalado para los agentes del Sector Termoeléctrico,  los productores-comercializadores, comercializadores o importadores no podrán  poner a disposición de estos agentes suministro de gas en firme diferente al  señalado en el Parágrafo del artículo 16 de este decreto. No obstante, los  agentes del Sector Termoeléctrico podrán acceder al mercado spot para ajustar  sus requerimientos efectivos de gas. Así mismo, podrán acceder a contratos de  suministro interrumpibles por parte del comprador,  con el fin de garantizar las existencias de su Almacenamiento Estratégico.    

Parágrafo  2°. Vencidos los contratos de suministro en firme con que actualmente cuentan  algunos Agentes del Sector Termoeléctrico para respaldar sus Obligaciones de  Energía Firme, aquellos que en la actualidad actúan, continúen actuando, o  pretendan actuar en el Mercado Secundario de gas natural en calidad de  comercializadores, deberán constituirse como tales con sujeción a la  normatividad vigente y deberán llevar contabilidad separada respecto de dicha  actividad.    

Parágrafo  3°. El control de márgenes de comercialización en el Mercado Secundario de Gas  Natural establecido en el artículo 2° del Decreto  1514 del 3 de mayo de 2010, se entenderá derogado cuando se dé cabal  cumplimiento a las disposiciones establecidas en el presente artículo.    

CAPÍTULO V    

De la coordinación operativa y comercial del Sistema  Nacional de Transporte de Gas Natural    

Artículo  21. Gestor Técnico del Sistema de  Trasporte de Gas Natural. El Ministerio de Minas y Energía contratará  con una persona jurídica idónea la gestión técnica del Sistema de Transporte de  Gas Natural. Dicho Gestor Técnico implementará, pondrá en marcha y operará la  instancia de Gestión de que trata el presente artículo.    

El Gestor Técnico del Sistema de  Transporte de Gas Natural será el responsable de la gestión técnica del Sistema  Nacional de Transporte, actualmente conformado por el Sistema de Transporte de  Gas del Interior y el Sistema de Transporte de Gas de la Costa Atlántica.  Tendrá como función principal propender por mantener la continuidad y seguridad  del suministro, el correcto funcionamiento técnico del sistema de gas, el  correcto funcionamiento del mercado mayorista de gas y la coordinación entre  los sujetos que gestionan o hacen uso de dicho sistema, bajo los principios de  transparencia, objetividad e independencia.    

Además de las funciones generales que en el presente decreto se atribuyen  al Gestor Técnico del Sistema de Transporte de Gas Natural, la Comisión de  Regulación de Energía y Gas (CREG) establecerá, antes  de transcurrido un (1) año de la expedición del presente decreto, las funciones  específicas que este deberá desarrollar, como parte de las normas que regulan  el planeamiento y la coordinación de la operación del Sistema de Transporte de  Gas Natural y el funcionamiento del mercado mayorista de gas combustible.    

Así mismo, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG)  establecerá los cargos que remuneren los servicios prestados por el Gestor  Técnico del Sistema de Transporte de Gas Natural, que deberán ajustarse en la  medida en que la Comisión le asigne otras obligaciones.    

El Gestor Técnico del Sistema de Transporte de Gas Natural deberá cumplir  con los siguientes requisitos mínimos:    

i) El Gestor no podrá tener dentro de su objeto social las actividades que  desarrollan los Agentes.    

ii) El Gestor, sus accionistas  y administradores no podrán tener vinculación económica con los Agentes  actuales, ni con los que se lleguen a constituir como tales en el futuro.  Aplica el concepto de beneficiario real.    

iii) El Gestor deberá  incorporar en sus estatutos, reglas que garanticen la neutralidad, la  transparencia, la objetividad y la independencia en desarrollo de sus  funciones.    

iv) Quienes participen en  el proceso de contratación del Gestor Técnico del Sistema de Transporte de Gas  Natural deberán demostrar experiencia comprobada en las materias que estarán a  cargo del Gestor.    

Artículo 22. Protocolos y acuerdos  operativos. Con el fin de establecer los principios y las reglas básicos  que deben regir la operación del Sistema Nacional de Transporte, el Consejo Nacional  de Operación de Gas (CNO) desarrollará los protocolos  que se requieran para nivelar el sector de acuerdo a las mejores prácticas  internacionales. El CNO someterá a consideración de  la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) los  respectivos protocolos para que esta entidad los adopte mediante acto  administrativo.    

La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG)  contará con noventa (90) días para pronunciarse sobre los protocolos sometidos  a su consideración, realizar los ajustes que estime convenientes y expedir el  acto administrativo correspondiente.    

De no pronunciarse la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) en los plazos señalados, los agentes sectoriales  darán aplicación a los mismos, hasta tanto no se manifieste la CREG.    

Igual procedimiento aplicará para los Acuerdos Operativos que defina el CNO.    

CAPÍTULO VI    

De los requerimientos de expansión de la red  de transporte para conectar nuevos campos de gas natural, plantas de regasificación,  e interconectar mercados de distribución    

Artículo 23. El principio de libre  acceso y la integración vertical de actividades de suministro y transporte.  En virtud de lo dispuesto en el artículo 28 de la Ley 142 de 1994, los  productores-comercializadores de un campo de producción, así como los  propietarios y/u operadores de plantas de regasificación que requieran la  conexión de sus instalaciones al Sistema Nacional de Transporte a través de un  nuevo gasoducto, podrán construir y operar la respectiva red sin tener que  constituirse en transportadores.    

No obstante, deberán garantizar el libre acceso de terceros al respectivo  gasoducto, siempre que exista capacidad disponible.    

De ser factible técnicamente responder favorablemente a una solicitud de  acceso y en el evento de que las partes no lleguen a un acuerdo sobre los  términos comerciales del mismo, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) podrá imponer una servidumbre de acceso o de  interconexión a quien tenga el uso del bien, de acuerdo con lo dispuesto en el  artículo 39.4 de la Ley 142 de 1994.    

Artículo 24. El principio de libre  acceso y la interconexión de mercados de distribución. Con el fin de  facilitar la ejecución de proyectos de ampliación de cobertura del servicio de  gas natural y teniendo en cuenta que aplicando el marco regulatorio vigente  expedido por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG),  los gasoductos que interconectan dos Sistemas de Distribución pueden  clasificarse indistintamente como redes de distribución o redes de transporte,  se establecen las siguientes reglas para expansiones de red que tengan como  propósito la interconexión de dos Sistemas de Distribución:    

i) Los distribuidores de gas natural podrán acometer estos proyectos de  expansión, siempre y cuando, el servicio de distribución en ambos Sistemas sea  prestado por el mismo agente o por agentes con vinculación económica, de tal  manera que no se comprometa inicialmente la neutralidad en materia de acceso.    

ii) Si el Sistema de  Distribución existente y el nuevo pertenecen a distintos Mercados Relevantes,  los activos asociados con el proyecto se imputarán como parte de la inversión  del Sistema de Distribución del nuevo Mercado Relevante.    

iii) Si los dos Sistemas de  Distribución pertenecen al mismo Mercado Relevante, los activos asociados con  el proyecto se imputarán como parte de la inversión del Sistema de Distribución  del Mercado Relevante.    

iv) No se podrá negar el  libre acceso de terceros al respectivo gasoducto, si existe capacidad  disponible. De darse el caso, se aplicará lo dispuesto en el artículo 39.4 de  la Ley 142 de 1994.    

Artículo 25. Libre acceso y By  Pass de redes. Con el fin de no afectar las condiciones de Conexión y  Acceso de todos los usuarios que hacen uso del Sistema Nacional de Transporte  y/o los Sistemas de Distribución, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) definirá las condiciones técnicas objetivas que  deberán cumplirse para que la conexión a un gasoducto de transporte de un  usuario conectado a un Sistema de Distribución, sea posible y recomendable.  Para el efecto deberá garantizar que se cumplan los siguientes criterios  mínimos:    

a) Que exista necesidad técnica para que el usuario de la red de  distribución migre a la red de transporte. Es decir, que la demanda del usuario  no pueda ser servida a través de la red de distribución por insuficiencia de la  misma o por nuevos requerimientos del usuario que no puedan ser cubiertos por  el distribuidor;    

b) Que exista capacidad disponible de transporte en firme que pueda  asignársele al usuario en el corto, mediano y largo plazo;    

c) Que la conexión que llegare a requerirse para tener acceso a la red de  transporte no implique riesgos en materia de seguridad en lo relacionado con la  operación del gasoducto de conexión.    

Parágrafo. A partir de la fecha de expedición del presente decreto, toda  migración de usuarios desde redes de distribución hacia redes de transporte  debe estar sujeta a aprobación previa por parte de la Comisión de Regulación de  Energía y Gas (CREG), pudiendo la decisión de la  Comisión ser recurrida por cualquiera de las partes involucradas.    

CAPÍTULO VII    

De las exportaciones e importaciones de gas  natural    

Artículo 26. Exportaciones de gas  natural. Con el fin de incentivar la exploración y explotación de las  reservas de gas natural con que cuenta el país y aumentar el gas natural  disponible que garantice el abastecimiento de la demanda interna en el mediano  y largo plazo, se adoptan las siguientes disposiciones en relación con las  exportaciones de gas natural:    

a) Solicitudes de Autorización para Exportar    

Los agentes que estén interesados en exportar gas natural, ya sea a través  de gasoductos o como gas natural licuado o gas natural comprimido, deberán  presentar ante el Ministerio de Minas y Energía la respectiva solicitud. En la  solicitud se deberá indicar cuáles son las reservas asociadas con la  exportación y su tasa de declinación esperada. Las fuentes de la información  utilizadas en desarrollo del análisis deberán ser oficiales o debe ser  información que pueda ser verificada por las autoridades sectoriales.    

b) Evaluación de la Solicitud de Exportación    

El Ministerio de Minas y Energía, en un plazo que no superará los tres (3)  meses contados a partir de la presentación de la solicitud, se pronunciará  sobre la misma aprobando o rechazando la iniciativa.    

El Ministerio de Minas y Energía considerará como criterio para la  aprobación de la exportación el Factor R/P. Este Factor se calculará como la  relación entre las Reservas Probadas y la Producción, teniendo en cuenta las  cantidades que serían objeto de exportación.    

Si el Factor R/P es mayor a siete (7) años, la solicitud de exportación  será sujeta de aprobación.    

No obstante, si cumpliéndose el criterio anterior el Ministerio decide no  aprobar el respectivo proyecto, sustentará las razones y consideraciones que  tuvo en cuenta para denegar la solicitud.    

c) Compensaciones por Interrupción de Exportaciones    

Declarado un Racionamiento Programado de Gas Natural, de acuerdo con la  normatividad vigente, el abastecimiento de la demanda interna se prioriza sobre  las exportaciones.    

Las cantidades de gas natural de exportación que sean objeto de  interrupción deberán ser adquiridas por los agentes sectoriales que no hayan  podido honrar sus contratos de suministro y a quienes se les hayan suplido sus  faltantes. El gas natural de exportación será adquirido al mayor precio entre  el precio pactado en el contrato de exportación que haya sido objeto de  interrupción, descontando del mismo los costos evitados por la suspensión de la  exportación y el precio del mercado spot. Si la interrupción involucra un  número plural de contratos de exportación, los agentes sectoriales mencionados  adquirirán el gas suministrado al mayor precio entre el precio promedio  ponderado de las exportaciones afectadas, descontando los costos evitados por  la suspensión de las exportaciones y el precio del mercado spot.    

Párrafo 3º modificado por  el Decreto 2807 de 2010,  artículo 9º. De tratarse de exportaciones de  gas natural, el agente exportador podrá pactar compensaciones con el agente  importador. Dichas compensaciones se pactarán, como máximo, al precio del  sustituto energético más económico que pueda utilizar el país importador para  suplir las cantidades interrumpidas, exceptuando de la canasta de sustitutos la  electricidad. El sustituto deberá quedar definido en el respectivo contrato de  exportación. El precio del sustituto al que se alude se establecerá según  fuente de información oficial del país importador. El valor máximo de la  compensación antes indicada no podrá ser superior al 50% del valor anual del  contrato o proporcional para contratos menores a un año.    

Texto inicial del párrafo 3º.:  “De tratarse de exportaciones de gas natural a través de  gasoductos, el agente exportador podrá pactar compensaciones con el agente importador.  Dichas compensaciones se pactarán, como máximo, al precio del sustituto  energético más costoso del país importador, exceptuando de la canasta de  sustitutos la electricidad. El precio del sustituto al que se alude se  establecerá según fuente de información oficial del país importador.”.    

La compensación deberá ser asumida por los agentes sectoriales que no hayan  podido honrar sus contratos de suministro y a quienes se les hayan suplido sus  faltantes con el gas en cuestión, en proporción al gas de exportación que les  sea suministrado.    

El Gestor Técnico del Sistema de Transporte de Gas Natural, de que trata el  artículo 21 del presente decreto, será la instancia encargada de liquidar  facturar y recaudar en nombre del exportador y a favor de este los montos que  se generen como resultado de lo dispuesto en el presente literal.    

Parágrafo 1°. Las  disposiciones aquí establecidas aplicarán a las modificaciones que se efectúen  sobre contratos vigentes a la fecha de expedición del presente decreto, así como  a nuevos compromisos de exportación que se adquieran.    

Parágrafo 2°. En los  contratos de exportación que se suscriban con posterioridad a la entrada en  vigencia del presente decreto se deberán especificar explícitamente aquellos  costos que se eviten como resultado de la eventual interrupción de la  exportación, con el objeto de viabilizar la aplicación de lo dispuesto en el  literal c) del presente artículo.    

Artículo 27. Importaciones de gas natural. Los  agentes que estén interesados en importar gas natural, ya sea a través de  gasoductos o como gas natural licuado o gas natural comprimido, deberán  informarlo al Ministerio de Minas y Energía indicando la motivación para  desarrollar el proyecto y el destino previsto de las importaciones, sea este el  abastecimiento de la demanda interna, el abastecimiento de Usuarios No  Regulados del Sector No Termoeléctrico o el abastecimiento de demanda externa.    

Parágrafo 1°. Podrán  ser propietarios y/u Operadores de Plantas de Regasificación, gasoductos de  importación y, en general, de instalaciones de importación, cuya construcción  sea definida por los agentes interesados, todos los agentes que actúan en el  sector de gas natural o agentes independientes. En el caso de los agentes  sectoriales, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG)  evaluará la necesidad de obligar a la empresa de que se trate a tener objeto  exclusivo, en los términos del artículo 18 de la Ley 142 de 1994.    

Parágrafo 2°. Los  costos de los proyectos a los que se refiere el presente artículo deberán ser  asumidos por el agente interesado en la importación.    

Parágrafo 3°. El gas que  se importe con destino al abastecimiento de la demanda interna deberá  realizarse a través de las subastas establecidas en el artículo 2° del presente  decreto.    

El gas que se importe  con destino al abastecimiento de la demanda de usuarios no regulados o con  destino al abastecimiento de demanda externa no estará sujeto a las subastas  establecidas en el artículo 2° del presente decreto.    

Parágrafo 4°. En  materia de acceso a las instalaciones de importación, el agente interesado en  la misma queda sujeto a lo dispuesto en el artículo 10 del Decreto 3428 de 2003.    

Parágrafo 5°. Se  exceptúan de los procedimientos y las obligaciones establecidas en el presente  artículo, así como lo dispuesto en el parágrafo 2° del mismo, los proyectos de  importación cuya construcción haya sido definida centralizadamente por parte de  las autoridades sectoriales y cuyos costos sean trasladados regulatoriamente  a los usuarios finales del servicio a través de cargos imputados a los  segmentos monopolísticos de la cadena de prestación del servicio.    

Artículo 28. Estatuto de Racionamiento. Cuando el  Ministerio de Minas y Energía considere que se encuentran operativas y en  funcionamiento las disposiciones establecidas en el presente decreto, ajustará  la normatividad que se encuentre vigente en desarrollo de lo establecido en el  artículo 16 de la Ley 401 de 1997,  armonizándolas con lo previsto en este decreto.    

Artículo 29. Modificado por el Decreto 2807 de 2010,  artículo 10. Modificaciones y  Derogatorias. En virtud del presente Decreto se modifica el Parágrafo 1 del  Artículo 2 del Decreto 1514 de 2010 y se derogan  el artículo 4° del Decreto 2687 de 2008 y el artículo  5° del Decreto 4670 de 2008: los  artículos 9° y 11 del Decreto 2687 de 2010, (sic, debe ser Decreto 2687 de 2008),  una vez expedida por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) la regulación de las subastas de que trata el artículo  2° del presente Decreto, se derogan los artículos 6°, 7° y 8° del Decreto 2687 de 2008 y los artículos  1° y 2° del Decreto 4670 de 2008; una vez el  Ministerio de Minas y Energía modifique la Resolución 18 2349 de 2009 por la  cual se establecen los procedimientos generales para el cálculo y determinación  del Factor R/P de Referencia y se establezca la metodología de cálculo del  Factor R/P de que trata el Literal b) del Literal, quedando derogado el artículo  13 del Decreto 2687 de 2008; y demás  normas que sean contrarias al presente Decreto.    

Texto inicial del  artículo 29.: “Modificaciones y  derogatorias. En virtud del presente decreto se modifica el parágrafo 1°  del artículo 2° del Decreto 1514 de 2010  y se  derogan el artículo 4° y el parágrafo del artículo 13 del Decreto 2687 de 2008  y el  artículo 5° del Decreto 4670 de 2008.  Una vez  expedida por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG)  la regulación de las subastas de que trata el artículo 2° presente decreto, se  derogan los artículos 6°, 7° y 8° del Decreto 2687 de 2008  y los  artículos 1° y 2° del Decreto 4670 de 2008; y demás normas que  sean contrarias al presente decreto.”.    

Artículo 30. El  presente decreto rige a partir de la fecha de su publicación.    

Publíquese y cúmplase.    

Dado en Bogotá, D. C.,  a 29 de julio de 2010.    

ÁLVARO URIBE VÉLEZ    

El Ministro de Minas y  Energía,    

Hernán  Martínez Torres.