DECRETO 1073 DE 2015

DECRETO 1073 DE 2015     

(mayo 26)    

D.O. 49.523, mayo 26 de 2015    

por medio del cual se expide el Decreto Único Reglamentario del Sector  Administrativo de Minas y Energía.    

Nota  1: Modificado por el Decreto  929 de 2023, por el Decreto  1537 de 2022, por el Decreto  1302 de 2022, por el Decreto  1135 de 2022, por el Decreto  1038 de 2022,  por el Decreto 179 de 2022,  por el Decreto 99 de  2021, por el Decreto  1281 de 2020, por el Decreto  1231 de 2020, por el Decreto 2078 de 2019,  por el Decreto 2496 de 2018,  por el Decreto 1262 de 2018,  por el Decreto 943 de 2018,  por el Decreto 1949 de 2017,  por el Decreto 1102 de 2017,  por el Decreto 1513 de 2016,  por el Decreto 1172 de 2016  y por el Decreto 1623 de 2015.    

Nota  2: Adicionado por el Decreto  929 de 2023, por el Decreto  1648 de 2022, por el Decreto  1580 de 2022, por el Decreto  1476 de 2022, por el Decreto  1475 de 2022, por el Decreto  1318 de 2022, por el Decreto  1302 de 2022, por el Decreto  1135 de 2022, por el Decreto  1038 de 2022, por el Decreto  179 de 2022, por el Decreto  1705 de 2021, por el Decreto  1704 de 2021, por el Decreto  421 de 2021, por el Decreto  1378 de 2020, por el Decreto 399 de 2020,  por el Decreto 328 de 2020,  por el Decreto 278 de 2020,  por el Decreto 98 de 2020,  por el Decreto 1645 de 2019,  por el Decreto 1423 de 2019,  por el Decreto 1353 de 2018,  por el Decreto 570 de 2018,  por el Decreto 2253 de 2017,  por el Decreto 1543 de 2017,  por el Decreto 348 de 2017,  por el Decreto 2140 de 2016,  por el Decreto 1975 de 2016,  por el Decreto 1666 de 2016,  por el Decreto 1421 de 2016,  por el Decreto 474 de 2016,  por el Decreto 388 de 2016,  por el Decreto 53 de 2016,  por el Decreto 2504 de 2015,  por Decreto 2345 de 2015,  por el Decreto 2251 de 2015,  por el Decreto 2143 de 2015,  por el Decreto 2108 de 2015  y por el Decreto 1493 de 2015.    

Nota  3: Derogado parcialmente por el Decreto 1580 de 2022,  por el Decreto 1135 de  2022, por el Decreto  1142 de 2021 y por el Decreto 829 de 2020.    

Nota  4: Reglamentado parcialmente por la Resolución  4-0172 de 2021 y por la Resolución  4-0094 de 2021, M. Minas.    

Nota 5: Desarrollado por  la Resolución  4-0052 de 2016, M. de Minas y Energía.    

El Presidente de la República de Colombia, en desarrollo  de la facultad contenida en el numeral 11 del artículo 189 de la Constitución Política, y    

CONSIDERANDO:    

Que la producción normativa ocupa un espacio central en la  implementación de políticas públicas, siendo el medio a través del cual se  estructuran los instrumentos jurídicos que materializan en gran parte las  decisiones del Estado.    

Que la racionalización y simplificación del ordenamiento  jurídico es una de las principales herramientas para asegurar la eficiencia  económica y social del sistema legal y para afianzar la seguridad jurídica.    

Que constituye una política pública gubernamental la  simplificación y compilación orgánica del sistema nacional regulatorio.    

Que la facultad reglamentaria incluye la posibilidad de  compilar normas de la misma naturaleza.    

Que por tratarse de un decreto compilatorio de normas  reglamentarias preexistentes, las mismas no requieren de consulta previa  alguna, dado que las normas fuente cumplieron al momento de su expedición con  las regulaciones vigentes sobre la materia.    

Que la tarea de compilar y racionalizar las normas de  carácter reglamentario implica, en algunos casos, la simple actualización de la  normativa compilada, para que se ajuste a la realidad institucional y a la  normativa vigente, lo cual conlleva, en aspectos puntuales, el ejercicio formal  de la facultad reglamentaria.    

Que en virtud de sus características propias, el  contenido material de este decreto guarda correspondencia con el de los  decretos compilados; en consecuencia, no puede predicarse el decaimiento de las  resoluciones, las circulares y demás actos administrativos expedidos por  distintas autoridades administrativas con fundamento en las facultades derivadas  de los decretos compilados.    

Que la compilación de que trata el presente decreto se  contrae a la normatividad vigente al momento de su expedición, sin perjuicio de  los efectos ultractivos de disposiciones derogadas a  la fecha, de conformidad con el artículo 38 de la Ley 153 de 1887.    

Que por cuanto este decreto constituye un ejercicio de  compilación de reglamentaciones preexistentes, los considerandos de los  decretos fuente se entienden incorporados a su texto, aunque no se transcriban,  para lo cual en cada artículo se indica el origen del mismo.    

Que las normas que integran el Libro 1 de este Decreto no  tienen naturaleza reglamentaria, como quiera que se limitan a describir la  estructura general administrativa del sector.    

Que durante el trabajo compilatorio recogido en este  Decreto, el Gobierno verificó que ninguna norma compilada hubiera sido objeto  de declaración de nulidad o de suspensión provisional, acudiendo para ello a la  información suministrada por la Relatoría y la Secretaría General del Consejo  de Estado.    

Que con el objetivo de compilar y racionalizar las normas  de carácter reglamentario que rigen en el sector y contar con un instrumento  jurídico único para el mismo, se hace necesario expedir el presente decreto  Reglamentario Único Sectorial.    

Por lo anteriormente expuesto,    

DECRETA    

LIBRO 1.    

ESTRUCTURA DEL SECTOR MINERO ENERGÉTICO    

PARTE 1.    

SECTOR CENTRAL    

TÍTULO 1    

CABEZA DEL SECTOR    

Artículo 1.1.1.1 Ministerio de Minas y Energía.    

Artículo 1.1.1.1.1 Objetivo. El Ministerio de Minas y Energía tiene  como objetivo formular, adoptar, dirigir y coordinar las políticas, planes y  programas del Sector de Minas y Energía.    

(Decreto 381 de 2012,  artículo 1°)    

Nota,  artículo 1.1.1.1.1: Ver Resolución  4-0283 de 2019. Ver Resolución  4-1305 de 2018, M. Minas y Energía.    

PARTE  2.    

SECTOR DESCENTRALIZADO    

TÍTULO 1.    

ENTIDADES ADSCRITAS    

Artículo 1.2.1.1 Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).    

Artículo 1.2.1.1.1 Objetivo. La Agencia Nacional de Hidrocarburos,  ANH, tiene como objetivo administrar integralmente las reservas y recursos hidrocarburíferos de propiedad de la Nación; promover el  aprovechamiento óptimo y sostenible de los recursos hidrocarburíferos  y contribuir a la seguridad energética nacional.    

(Decreto 4137 de 2011,  artículo 3°)    

Artículo 1.2.1.1.3. Agencia Nacional de Minería (ANM).    

Artículo 1.2.1.1.3.1. Objeto. El objeto de la Agencia Nacional de  Minería, ANM, es administrar integralmente los recursos minerales de propiedad  del Estado, promover el aprovechamiento óptimo y sostenible de los recursos  mineros de conformidad con las normas pertinentes y en coordinación con las  autoridades ambientales en los temas que lo requieran, lo mismo que hacer  seguimiento a los títulos de propiedad privada del subsuelo cuando le sea  delegada esta función por el Ministerio de Minas y Energía de conformidad con  la ley.    

(Decreto 4134 de 2011,  artículo 3°)    

Artículo 1.2.1.1.4. Comisión de Regulación de Energía,  Gas y Combustibles (CREG).    

Artículo 1.2.1.1.3.1.1 Objeto. La Comisión de Regulación de Energía y  Gas, CREG, tiene por objeto regular los monopolios en la prestación de los  servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible, cuando  la competencia no sea, de hecho, posible; y, en los demás casos, la de promover  la competencia entre quienes presten servicios públicos, para que las  operaciones de los monopolistas o de los competidores sean económicamente  eficientes, no impliquen abusos de la posición dominante, y produzcan servicios  de calidad. Igualmente tiene por objeto expedir la regulación económica para  las actividades de la cadena de combustibles líquidos derivados de  hidrocarburos, en los términos y condiciones señalados en la Ley.    

(Decreto 1260 de 2013,  artículo 2°)    

Artículo 1.2.1.1.5. Instituto de Planificación y  Promoción de Soluciones Energéticas para las Zonas no Interconectadas (IPSE).    

Artículo 1.2.1.1.5.1 Objeto. El Instituto de Planificación y  Promoción de Soluciones Energéticas para las Zonas no Interconectadas, IPSE,  tendrá por objeto identificar, promover, fomentar, desarrollar e implementar  soluciones energéticas mediante esquemas empresariales eficientes, viables  financieramente y sostenibles en el largo plazo, procurando la satisfacción de  las necesidades energéticas de las Zonas no Interconectadas, ZNI, apoyando  técnicamente a las entidades definidas por el Ministerio de Minas y Energía.    

(Decreto 257 de 2004,  artículo 4°)    

Artículo 1.2.1.1.6 Servicio Geológico Colombiano.    

Artículo 1.2.1.1.6.1 Objeto. Como consecuencia del cambio de  naturaleza, el Servicio Geológico Colombiano tiene como objeto realizar la  investigación científica básica y aplicada del potencial de recursos del  subsuelo; adelantar el seguimiento y monitoreo de amenazas de origen geológico;  administrar la información del subsuelo; garantizar la gestión segura de los  materiales nucleares y radiactivos en el país; coordinar proyectos de  investigación nuclear, con las limitaciones del artículo 81 de la Constitución Política, y el  manejo y la utilización del reactor nuclear de la Nación.    

(Decreto 4131 de 2011,  artículo 3°)    

Artículo 1.2.1.1.7 Unidad de Planeación Minero Energética  (UPME).    

Artículo 1.2.1.1.7 Objeto. La Unidad de Planeación Minero  Energética (UPME), tendrá por objeto planear en forma integral, indicativa,  permanente y coordinada con los agentes del sector minero energético, el  desarrollo y aprovechamiento de los recursos mineros y energéticos; producir y  divulgar la información requerida para la formulación de política y toma de  decisiones; y apoyar al Ministerio de Minas y Energía en el logro de sus  objetivos y metas.    

(Decreto 1258 de 2013,  artículo 3°)    

TÍTULO 2    

ENTIDADES VINCULADAS    

Artículo 1.1.2 2.1. Ecopetrol S. A.    

Artículo 1.1.2.2.2. Interconexión Eléctrica S. A. E.S.P. – ISA S.A E.S.P.    

Artículo 1.1.2.2.3. Isagen S. A. E.S.P.    

Artículo 1.1.2.2.4. Electrificadora del Huila S. A. E.S.P – Electrohuila S. A. E.S.P.    

Artículo 1.1.2.2.5. Electrificadora del Caquetá S. A. E.S.P – Electrocaquetá S. A. E.S.P.    

Artículo 1.1.2 2.6. Electrificadora del Meta S.A E.S.P – EMSA S. A. ESP    

Artículo 1.1.2 2.7. Centrales Eléctricas del Cauca S. A. E.S.P – Cedelca S. A. ESP    

Artículo 1.1.2 2.8. Centrales Eléctricas de Nariño S. A. E.S.P. – Cedenar S. A. E.S.P    

Artículo 1.1.2 2.9. Empresa Distribuidora del Pacífico S. A. E.S.P – DISPAC  S. A. ESP    

Artículo 1.1.2 2.10. Empresa Multipropósito Urrá S.  A. E.S.P. – URRÁ S. A. E.S.P.    

Artículo 1.1.2 2.11. Empresa de Energía del Archipiélago de San Andrés,  Providencia y Santa Catalina S. A. E.S.P. – EEDAS S. A. ESP    

Artículo 1.1.2 2.12. Generadora y Comercializadora de Energía del Caribe S. A.  E.S.P – Gecelca S. A. E.S.P.    

Artículo 1.1.2 2.13. Gestión Energética S. A. E.S.P. – Gensa  S. A. ESP    

Artículo 1.1.2 2.14. Empresa de Energía del Amazonas S.A. E.S.P. – EEASA ESP    

Artículo 1.1.2 2.15. Corporación Eléctrica de la Costa Atlántica, Corelca S. A. E.S.P. en Liquidación.    

LIBRO 2.    

RÉGIMEN REGLAMENTARIO DEL SECTOR MINERO ENERGÉTICO    

PARTE 1.    

DISPOSICIONES GENERALES    

TÍTULO 1.    

OBJETO Y ÁMBITO DE APLICACIÓN    

Artículo 2.1.1.1 Objeto. El objeto de este decreto es compilar  la normatividad vigente expedida por el Gobierno Nacional mediante las  facultades reglamentarias conferidas por el numeral 11 del artículo 189 de la Constitución Política al  Presidente de la República para la cumplida ejecución de las leyes.    

Artículo 2.1.1.2 Ámbito de aplicación. El presente decreto aplica a  las entidades del sector Minero Energético y rige en todo el territorio  nacional.    

PARTE 2.    

REGLAMENTACIONES    

TÍTULO I.    

DEL SECTOR DE HIDROCARBUROS    

CAPÍTULO 1.    

ACTIVIDADES    

SECCIÓN 1    

EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS.    

Artículo 2.2.1.1.1.1. Definición de yacimientos no  convencionales. Para los efectos de la presente Sección se entenderá por  yacimiento no convencional la formación rocosa con baja permeabilidad primaria  a la que se le debe realizar estimulación para mejorar las condiciones de  movilidad y recobro de hidrocarburos.    

Parágrafo. Los yacimientos no convencionales incluyen gas y petróleo  en arenas y carbonatos apretados, gas metano asociado a mantos de carbón (CBM),  gas y petróleo de lutitas (shale), hidratos de metano  y arenas bituminosas.    

(Decreto 3004 de 2013,  artículo 1°)    

Artículo 2.2.1.1.1.2. Competencia del Ministerio para  reglamentar las actividades de exploración y explotación de yacimientos no  convencionales. Dentro del término de seis (6) meses contados a partir  del 26 de diciembre de 2013, el Ministerio de Minas y Energía, de acuerdo con  sus competencias, expedirá las normas técnicas y procedimientos en materia de  integridad de pozos, estimulación hidráulica, inyección de agua de producción,  fluidos de retorno y sobre otras materias técnicas asociadas a la exploración y  explotación de los yacimientos no convencionales, para adelantar actividades de  exploración y explotación de hidrocarburos en los citados yacimientos, a  excepción de las arenas bituminosas e hidratos de metano.    

Parágrafo. Las normas que expida el Ministerio de Minas y Energía  deberán ser observadas sin perjuicio del cumplimiento de las obligaciones de  carácter ambiental establecidas por las autoridades competentes.    

(Decreto 3004 de 2013,  artículo 2°)    

Artículo 2.2.1.1.1.3. Notificaciones Organización Mundial  del Comercio. Para  efectos de la expedición de la reglamentación de que trata el artículo  precedente, el Ministerio de Minas y Energía deberá adelantar previamente las  notificaciones correspondientes a la Organización Mundial del Comercio (OMC),  en cumplimiento de lo establecido en el Acuerdo sobre Obstáculos Técnicos al  Comercio (OTC).    

(Decreto 3004 de 2013,  artículo 3°)    

Artículo 2.2.1.1.1.4. Acuerdos operacionales e  intervención del Ministerio de Minas y Energía. El Ministerio de Minas y Energía,  dentro del término de veinticuatro (24) meses contados a partir del 26 de  diciembre de 2013, revisará y ajustará las normas que establecen el  procedimiento, términos y condiciones que deberán observar los titulares  mineros y los contratistas de hidrocarburos para llevar a cabo acuerdos  operacionales ante la existencia de superposición parcial o total en las  actividades de exploración y explotación de recursos naturales no renovables de  manera concurrente, así como la intervención de la citada Entidad en estos  eventos. En consecuencia, hasta tanto se expida la normatividad pertinente  continuarán siendo aplicables las disposiciones que regulan los mencionados  procedimientos.    

(Decreto 3004 de 2013,  artículo 4°, modificado por el Decreto 2638 artículo 1°) (Nota: El texto oficialmente publicado presenta datos incompletos de la  norma a la cual se refiere. Se trata del Decreto 2638 de 2014,  artículo 1º.).    

Artículo 2.2.1.1.1.5. Estándares y normas para la  Exploración y Explotación de los Yacimientos convencionales continentales y  costa afuera. Las  actividades de exploración y explotación de hidrocarburos en yacimientos  convencionales continentales y costa afuera deberán observar los estándares y  normas técnicas nacionales e internacionales y especialmente las recomendadas  por el AGA, API, ASTM, NFPA, NTCICONTEC, RETIE o aquellas que las modifiquen o  sustituyan.    

(Decreto 1616 de 2014,  artículo 1°)    

Artículo 2.2.1.1.1.6. Otras disposiciones aplicables a la  exploración y explotación de yacimientos convencionales continentales y costa  afuera. Las  actividades de exploración y explotación de hidrocarburos en yacimientos  convencionales continentales y costa afuera se encuentran sujetas a las  disposiciones relativas a la protección de los recursos naturales, del  medioambiente, de salubridad y de seguridad industrial, así como el Convenio  174 de la OIT y todos aquellos que los modifiquen.    

(Decreto 1616 de 2014,  artículo 2°)    

Artículo  2.2.1.1.1.7. Competencia del Ministerio para desarrollar y ajustar las  actividades de exploración y explotación de yacimientos convencionales  continentales y costa afuera. Dentro del término de doce (12) meses contados a partir  del 28 de agosto de 2014, el Ministerio de Minas y Energía de acuerdo con sus  competencias, revisará, ajustará y/o expedirá las normas técnicas y  procedimientos que en materia de exploración y explotación de hidrocarburos en  yacimientos convencionales continentales y costa afuera (en aguas someras,  profundas y ultraprofundas), deberán observar los  operadores de bloques autorizados por la Agencia Nacional de Hidrocarburos  (ANH) y demás contratos vigentes o aquellos que se suscriban, aplicando las  mejores prácticas y teniendo en cuenta los aspectos técnicos, operativos,  ambientales y administrativos.    

Parágrafo. Las normas que expida el Ministerio de Minas y Energía  deberán ser observadas sin perjuicio del cumplimiento de las obligaciones de  carácter ambiental establecidas por las autoridades competentes.    

(Decreto 1616 de 2014,  artículo 3°)    

Nota, artículo 2.2.1.1.1.7: Ver Resolución  4-0687 de 2017, M. de Minas.    

Artículo 2.2.1.1.1.8. Notificaciones a la Organización  Mundial del Comercio. Para efectos de la expedición de la reglamentación de que  trata el artículo precedente, el Ministerio de Minas y Energía deberá adelantar  previamente las notificaciones correspondientes a la Organización Mundial del  Comercio (OMC), en cumplimiento de lo establecido en el Acuerdo sobre  Obstáculos Técnicos al Comercio (OTC)    

(Decreto 1616 de 2014,  artículo 4°)    

Artículo 2.2.1.1.1.9. Usos del petróleo crudo y/o sus  mezclas. A partir  del primero de febrero de 2004 y con criterios de autoabastecimiento energético  y de uso racional y eficiente de la energía, el petróleo crudo y/o sus mezclas  que se explote en el territorio nacional y que se destine para consumo interno,  solamente podrá ser utilizado para refinación.    

Parágrafo 1°. Los refinadores comprarán el petróleo crudo y/o  sus mezclas que se explote en el territorio nacional y que se destine para  consumo interno, a precios de referencia internacional acordados entre las partes.    

Parágrafo 2°. La restricción señalada en el presente artículo no aplica  para crudos y/o mezclas de crudos con calidad igual o inferior a 14 grados API,  excepto en lo relacionado con el contenido de azufre de que trata el Decreto  Reglamentario Único del Sector Ambiente, sección “de las emisiones  contaminantes”, o la norma que lo aclare, modifique o derogue.    

No obstante lo anterior, toda persona natural o jurídica  que se encuentre interesada en la comercialización de dicho crudo y/o las  mezclas que lo contengan, deberá solicitar autorización al Ministerio de Minas  y Energía y cumplir respecto de su almacenamiento, manejo y distribución, las  disposiciones contenidas en la sección “Distribución de combustibles del  presente decreto, o las normas que los aclaren, modifiquen o deroguen.    

La autorización mencionada en el inciso anterior deberá  solicitarse a la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía,  dentro de los dos (2) meses siguientes al 25 de enero de 2005 y debe contener  tanto la información establecida en las normas reglamentarias, como la  relacionada con la calidad, proceso de mezcla, procedencia y destino de los  productos a comercializar.    

El Ministerio de Minas y Energía revisará la  documentación presentada, inspeccionará las instalaciones y se pronunciará  dentro de los treinta (30) días siguientes al recibo de la solicitud. En caso  de que dicho Ministerio formule observaciones relacionadas con:    

i) Adecuación de las instalaciones a lo exigido en las  normas técnicas;    

ii) Incumplimiento a lo establecido en los Planes de  Ordenamiento Territorial (POT) del respectivo municipio;    

iii) Incumplimiento de distancias de seguridad con respecto  a sitios de alta densidad poblacional; el interesado deberá ejecutar las obras  necesarias tendientes a la adecuación de las instalaciones o al traslado de las  mismas, según corresponda. En ningún caso, el cronograma de actividades  necesarias para la terminación de las obras o traslado de las instalaciones  podrá ser superior a doce (12) meses, contados a partir del 25 de enero de  2005.    

Los interesados que dentro de los dos (2) meses señalados  en el inciso tercero del presente parágrafo soliciten la autorización, podrán  continuar desarrollando sus actividades por el término de doce (12) meses  contados a partir del 25 de enero de 2005, observando las medidas de seguridad  y calidad que amerita la comercialización del producto, al igual que las  disposiciones establecidas respecto del suministro y porte de la guía única de  transporte de que habla el parágrafo 3° del presente artículo.    

Quienes dentro de los términos previstos en el presente  artículo no tramiten la autorización respectiva ante la Dirección de  Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía, o no culminen las obras de  adecuación o el traslado de las instalaciones exigidas, deberán suspender  inmediatamente sus actividades hasta tanto obtengan la respectiva autorización.    

Las personas que infrinjan el presente decreto y las  demás normas sobre el funcionamiento del servicio público de distribución,  transporte y almacenamiento de crudo de calidad igual o inferior a 14 grados  API y/o las mezclas que los contengan, estarán sujetos a la imposición, por  parte del Ministerio de Minas y Energía, de las siguientes sanciones de  conformidad con la naturaleza, efectos, modalidades y gravedad del hecho:  Amonestación, multa, suspensión del servicio y cancelación de la autorización,  de acuerdo con lo establecido en la sección “Sanciones” del presente Título o  en las normas que lo modifiquen, adicionen o deroguen.    

Parágrafo 3°. Las personas naturales o jurídicas que  produzcan y/o comercialicen crudo de calidad igual o inferior a 14 grados API  y/o las mezclas que lo contengan deberán entregar diligenciada la guía única de  transporte en los términos establecidos en el presente decreto, o las normas  que lo modifiquen, adicionen o deroguen, al transportador y por intermedio de  este al distribuidor mayorista o al usuario final, según corresponda, al  momento de la entrega del producto.    

Una vez vencidos los plazos y/o condiciones señalados en  el parágrafo 2° del presente artículo, solo podrán entregar la guía única de  transporte aquellos agentes debidamente habilitados para el efecto por el  Ministerio de Minas y Energía-Dirección de Hidrocarburos    

(Decreto 3683 de 2003,  artículo 23, parágrafos 2° y 3 modificados por el Decreto 139 de 2005,  arts. 1° y 2° respectivamente.)    

SUBSECCIÓN 1.1    

VALORACIÓN Y CONTABILIZACIÓN DE LAS RESERVAS DE  HIDROCARBUROS.    

Artículo 2.2.1.1.1.1.1.1. Definiciones. Para efectos de lo dispuesto en la  presente subsección, se adoptarán las siguientes definiciones:    

Razonable certeza: Cuando mediante el uso de procedimientos determinísticos  o probabilísticos, existe un alto grado de certidumbre o al menos un 90% de  probabilidad de recuperación de los volúmenes estimados.    

Reservas de hidrocarburos: Reservas de crudo y gas que incluyen tanto  los volúmenes de reservas probadas como las reservas no probadas.    

Reservas probadas: Cantidades de hidrocarburos que, de acuerdo con el  análisis de la información geológica y de ingeniería, se estiman, con razonable  certeza, podrán ser comercialmente recuperadas, a partir de una fecha dada,  desde acumulaciones conocidas y bajo las condiciones económicas operacionales y  regulaciones gubernamentales existentes. Estas pueden clasificarse en reservas  probadas desarrolladas y reservas probadas no desarrolladas. En general, las  acumulaciones de hidrocarburos en cantidades determinadas se consideran  reservas probadas a partir de la declaración de comercialidad.    

Reservas probadas desarrolladas: Volúmenes a recuperar a  partir de pozos, facilidades de producción y métodos operacionales existentes.    

Reservas probadas no desarrolladas: Volúmenes que se espera recuperar a  partir de nuevos pozos en áreas no perforadas, por la profundización de pozos  existentes hacia yacimientos diferentes, o como consecuencia del desarrollo de  nuevas tecnologías.    

Reservas no probadas: Volúmenes calculados a partir de información geológica e  ingeniería disponible, similar a la utilizada en la cuantificación de las  reservas probadas; sin embargo, la incertidumbre técnica, económica o de otra  naturaleza, no permite clasificarlas como probadas.    

WTI: Mezcla de crudos producidos en los estados de Texas,  Oklahoma y Nuevo México –Estados Unidos– conocida con el nombre de WTI, o West  Texas Intermediate, y utilizada en el mercado internacional  del petróleo como un crudo de referencia.    

(Decreto 727 de 2007,  artículo 1°)    

Artículo 2.2.1.1.1.1.1.2. Registro de las reservas en el  balance de la Nación. El valor de las reservas probadas de hidrocarburos de  propiedad de la Nación deberá revelarse en el Balance General de la Nación, a  través del Ministerio de Minas y Energía, tomando como método de valoración el  definido en el artículo siguiente.    

(Decreto 727 de 2007,  artículo 2°)    

Artículo 2.2.1.1.1.1.1.3. Método de valoración de las  reservas de hidrocarburos de propiedad de la Nación. El valor presente neto de las reservas  de hidrocarburos de propiedad de la Nación será igual al valor presente de las  regalías y las participaciones en producción a favor de la Agencia Nacional de  Hidrocarburos previstas en los contratos correspondientes. Para este efecto, el  Ministerio de Minas y Energía seguirá el siguiente procedimiento:    

1. Se tendrá en cuenta para el cálculo, las reservas  probadas del país;    

2. Se calculará el valor presente de las regalías y las  participaciones en producción a favor de la Agencia Nacional de Hidrocarburos,  con base en el pronóstico de producción de cada campo, de conformidad con las  normas legales y contractuales aplicables a cada caso, los precios proyectados  de regalías y participaciones en producción a favor de la Agencia Nacional de  Hidrocarburos, según corresponda.    

3. El precio unitario de las regalías y de las  participaciones en producción a favor de la Agencia Nacional de Hidrocarburos  previstas en los contratos correspondientes, se calculará al finalizar cada año  con base en el pronóstico de cada campo y de acuerdo con las proyecciones de  los precios de mercado y los ajustes a que haya lugar. Dichos precios serán  calculados por el Ministerio de Minas y Energía y serán la base para la  valoración de las reservas durante el año siguiente;    

4. La tasa de descuento a utilizar será establecida por  el Ministerio de Hacienda y Crédito Público;    

5. Los flujos se proyectarán en dólares de los Estados  Unidos de América.    

Parágrafo transitorio. Para el año 2007, Ecopetrol S.A. suministrará al  Ministerio de Minas y Energía, dentro los 15 días siguientes al 7 de marzo de  2007, el volumen de las reservas de las cuales son titulares de los derechos de  producción dicha entidad y sus socios. Adicionalmente, Ecopetrol S.A. o quien  haga sus veces realizará el cálculo del valor presente de dichas reservas y de  aquellas en cabeza de la Agencia Nacional de Hidrocarburos – ANH de acuerdo con  la información que esta suministre, aplicando la metodología establecida en la  presente subsección.    

Parágrafo transitorio número 2°. Para el año 2008, Ecopetrol S. A. o quien  haga sus veces suministrará al Ministerio de Minas y Energía, dentro de los  veinte (20) días siguientes al 30 de julio de 2008, el volumen de las reservas  de las cuales son titulares de los derechos de producción dicha entidad y sus  socios. En el mismo término, Ecopetrol S. A. o quien haga sus veces realizará  el cálculo del valor presente de dichas reservas y de aquellas en cabeza de la  Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, de acuerdo con la información que esta  suministre, aplicando la metodología establecida en la presente subsección.    

(Decreto 727 de 2007,  artículo 3°, parágrafo transitorio numero 2°  adicionado por el Decreto 2767 de 2008,  artículo 1°)    

Artículo 2.2.1.1.1.1.1.4. Envío de información al Ministerio de Minas y Energía. Envío de información al Ministerio de Minas y Energía. A  partir del año 2009, la Agencia Nacional de Hidrocarburos –ANH– deberá enviar  al Ministerio de Minas y Energía, dentro de los ciento veinte (120) días  calendario posteriores al inicio de cada año, la información correspondiente a  los volúmenes de las reservas probadas de hidrocarburos de propiedad de la  Nación y el pronóstico de producción por cada campo, con el fin de que el  Ministerio de Minas y Energía calcule y registre el valor de las reservas  probadas de hidrocarburos de propiedad de la Nación. (Nota:  Tener en cuenta que este inciso fue posteriormente modificado por el Decreto 324 de 2010,  artículo 1º.).    

Parágrafo 1°. La  Agencia Nacional de Hidrocarburos, como administrador integral de los recursos hidrocarburíferos de la Nación, reglamentará la forma,  contenido, plazos, métodos de valoración, etc. en que las compañías de  exploración y producción de hidrocarburos presentes en el país, deberán  suministrarle la información correspondiente a las reservas de hidrocarburos  del país.    

Parágrafo 2°. En el  evento que la función (sic) de control de la producción de hidrocarburos sea  asignada a otra entidad, esta deberá enviarle mensualmente al Ministerio de  Minas y Energía, dentro de los veinticinco (25) días hábiles siguientes a la  terminación de un mes calendario, la información correspondiente a los  volúmenes producidos de las reservas probadas de hidrocarburos de propiedad de  la Nación.    

(Decreto 727 de 2007,  artículo 4°,  inciso primero modificado por el Decreto 2767 de 2008,  artículo 2°)    

Nota,  artículo 2.2.1.1.1.1.1.4: Ver Acuerdo  3 de 2018, ANH.    

Artículo 2.2.1.1.1.1.1.5. Registro de los derechos de explotación o producción de hidrocarburos  de Ecopetrol S.A. Ecopetrol  S.A. o quien haga sus veces registrará el valor de los derechos de explotación  o producción de hidrocarburos de los que dicha empresa era titular a la fecha  de entrada en vigencia del Decreto 1760 de 2003,  de las áreas correspondientes a contratos que ella hubiere celebrado o celebre  con posterioridad a esta última fecha y los derechos de explotación y  producción de hidrocarburos que se obtengan o le sean otorgados con  posterioridad a la vigencia del Decreto 1760 de 2003.  El valor de los derechos de explotación o producción se valorará de conformidad  con los criterios internacionales empleados en el sector de hidrocarburos y se  registrarán de acuerdo con las normas y prácticas de contabilidad que le sean  aplicables.    

(Decreto 727 de 2007,  artículo 5°)    

Artículo 2.2.1.1.1.1.1.6. Reglamentación contable. De conformidad con lo dispuesto por el Decreto 143 de 2004,  el Contador General de la Nación determinará el tratamiento contable a aplicar,  en concordancia y desarrollo de la presente subsección.    

(Decreto 727 de 2007,  artículo 6°)    

SUBSECCIÓN 1.2    

Nota: Subsección 1.2. adicionada por el Decreto 1493 de 2015,  artículo 1º.    

YACIMIENTOS UBICADOS EN DOS O MÁS ENTIDADES TERRITORIALES    

Artículo  2.2.1.1.1.1.2.1. Derogado por el Decreto 1142 de 2021,  artículo 45. Objeto.  La presente Subsección tiene por objeto establecer los parámetros técnicos con  el objeto de definir los porcentajes de participación de las entidades  territoriales que comparten yacimientos de recursos naturales no renovables en  sus límites geográficos, y de esta forma liquidar la participación de dichas  entidades territoriales en las regalías y compensaciones generadas por su  explotación.    

Artículo  2.2.1.1.1.1.2.2. Derogado por el Decreto 1142 de 2021,  artículo 45. Definiciones.  Para los fines de la presente Subsección se tendrán en cuenta las siguientes  definiciones:    

Área  del Contrato de Concesión Minera: Es aquella que está definida y técnicamente  delimitada para labores de exploración y explotación de terrenos de cualquier  clase y ubicación, y que ha sido oficial y debidamente inscrita y descrita en  el Registro Minero Nacional. Esta área estará delimitada por un polígono de  cualquier forma y orientación delimitado con referencia a la red geodésica  nacional. Dicha área se otorgará por linderos y no por cabida, y tendrá una  extensión máxima de diez mil (10.000) hectáreas.    

Todas  las áreas del Título Minero a tratar, incluyendo las ubicadas en corrientes de  agua, estarán reglamentadas en su extensión y forma de conformidad con la  legislación minera vigente al momento de su respectiva inscripción en el  Registro Minero Nacional.    

Área  del Yacimiento de Hidrocarburos: Es el área procedente del mapa estructural o  de curvas de isonivel del tope de la formación  productora de un yacimiento de hidrocarburos, delimitada por los bordes de la  trampa la cual está definida por el nivel de contacto agua-hidrocarburos  hallado o el nivel más bajo conocido de hidrocarburos, fallas, plegamientos,  cambios de facies, roca sello o cualquier otro evento geológico que no permita  la transferencia de fluidos a través de él. Para todos los efectos de esta  resolución, y para determinar el Área del Yacimiento de Hidrocarburos, esta  será considerada la proyección en superficie del mismo, teniendo en cuenta los  criterios de delimitación descritos.    

Área  del Yacimiento Mineral: Es la porción del yacimiento mineral incluida dentro  del área del Título Minero, que corresponde a la proyección en planta del  yacimiento de que trata el respectivo título minero.    

Campo:  Cuando  se trate de producción de hidrocarburos, se entenderá como el área en cuyo  subsuelo existen uno o más yacimientos.    

Producción  de Hidrocarburos: Se  refiere a la cantidad neta de petróleo crudo producido a condiciones de 60 °F y  una presión de 14,65 libras por pulgada cuadrada y/o a la cantidad de gas  producido en pies cúbicos a condiciones de 60 °F y 14.65 libras por pulgada  cuadrada.    

Producción  Minera: Se  refiere a la cantidad neta de mineral(es) de interés económico en un  yacimiento, obtenida en su respectivo proceso de beneficio minero, si fuera el  caso, o en su fase extractiva de no ser necesario su beneficio. Estas  cantidades son declaradas en unidades de volumen o de peso, tales como: metros  cúbicos, toneladas, gramos, onzas, entre otras.    

Yacimiento  Convencional de Hidrocarburos: Formación rocosa donde ocurren acumulaciones de hidrocarburos en trampas  estratigráficas y/o estructurales. Está limitado por barreras geológicas, tales  como estratos impermeables, condiciones estructurales y agua en las  formaciones, y se encuentra efectivamente aislado de cualquier yacimiento que  pueda estar presente en la misma área o estructura geológica.    

Yacimiento  Mineral: Acumulación  natural de una sustancia mineral o fósil, cuya concentración excede el  contenido normal de una sustancia en la corteza terrestre, que se encuentra en  el subsuelo o en la superficie terrestre y cuyo volumen es tal que resulta  interesante desde el punto de vista económico, utilizable como materia prima o  como fuente de energía.    

Artículo  2.2.1.1.1.1.2.3. Derogado por el Decreto 1142 de 2021,  artículo 45. Definición  del área de yacimientos mineros. Para efecto de establecer la participación de  dos o más entidades territoriales ubicadas sobre un yacimiento mineral, el  Ministerio de Minas y Energía o quien haga sus veces en materia de  fiscalización, con base en la información técnica relacionada y provista por  los respectivos titulares, que se encuentre en el expediente minero, definirá  el área del yacimiento mineral.    

Con la  superposición del área del yacimiento mineral y del mapa de la división  política del área a analizar, establecida por el Instituto Geográfico Agustín  Codazzi (IGAC), el Ministerio de Minas y Energía o quien haga sus veces en  materia de fiscalización, señalará porcentualmente el área del yacimiento  mineral que corresponda a cada entidad territorial.    

Artículo  2.2.1.1.1.1.2.4. Derogado por el Decreto 1142 de 2021,  artículo 45. Reporte  de información sobre producción minera. Los titulares mineros informarán al  Ministerio de Minas y Energía o a quien haga sus veces en materia de  fiscalización, la producción total de minerales provenientes de la explotación  del yacimiento.    

Dicha  información es de carácter obligatorio debiendo ser presentada por los  titulares mineros al momento de presentar el Formato Básico Minero, o cuando la  entidad competente lo solicite, señalando la entidad territorial en que se  encuentran ubicados los frentes de explotación e indicando para cada uno de  ellos su producción.    

Artículo  2.2.1.1.1.1.2.5. Derogado por el Decreto 1142 de 2021,  artículo 45. Mecanismo  para definir el porcentaje de participación en yacimientos mineros. El  Ministerio de Minas y Energía o quien haga sus veces en materia de  fiscalización, teniendo en cuenta: (i) la definición del área del yacimiento, (ii) los volúmenes de producción con base en la información  de que trata el artículo anterior, y (iii) mediante  la aplicación de la fórmula de que trata el artículo 2.2.1.1.1.1.2.9., de esta  Subsección, señalará mediante resolución, el porcentaje de participación en la  distribución de regalías y compensaciones que como producto de la explotación  del yacimiento corresponda a cada entidad territorial.    

La  resolución de que trata el presente artículo se expedirá dentro del mes  calendario siguiente a la fecha en que el Ministerio de Minas y Energía o quien  haga sus veces en materia de fiscalización cuente con la totalidad de la  información necesaria para determinar la participación.    

Artículo  2.2.1.1.1.1.2.6. Derogado por el Decreto 1142 de 2021,  artículo 45. Definición  del Área del Yacimiento de Hidrocarburos. Para efectos de determinar el  porcentaje de participación en regalías y compensaciones generadas por la  producción de un yacimiento ubicado en dos o más entidades territoriales, el  Ministerio de Minas y Energía o quien haga sus veces en materia de  fiscalización, definirá el área del yacimiento de hidrocarburos que se  encuentre ubicada en cada una de las entidades territoriales con base en la  siguiente información que deberá ser suministrada por la compañía operadora del  campo de producción:    

1.  Mapa estructural del yacimiento proyectado verticalmente. El área proyectada  del yacimiento comprenderá el menor número posible de vértices, cuya  delimitación debe estar referida al datum MAGNA- SIRGAS con proyección al  origen central establecido por el Instituto Geográfico Agustín Codazzi (IGAC).    

2.  Mapa de la división política administrativa de los entes territoriales  involucrados en la distribución del yacimiento, cuyas coordenadas deben estar  referidas al datum MAGNA – SIRGAS con proyección al origen central establecido  por el Instituto Geográfico Agustín Codazzi (IGAC).    

3.  Mapa de superposición de los mapas anteriormente requeridos.    

4.  Señalamiento en kilómetros cuadrados (km2) y porcentual  del área del yacimiento que corresponde a cada entidad territorial.    

Parágrafo  1°. La información espacial deberá presentarse tanto en formato análogo como  digital, en la forma exigida en las disposiciones vigentes.    

Parágrafo  2°. La información señalada en el presente artículo será entregada por la  compañía operadora al Ministerio de Minas y Energía o a quien haga sus veces en  materia de fiscalización, junto con la solicitud de aprobación de la Forma 6 CR  “Informe de Terminación Oficial de Pozo”, o el documento establecido para el  efecto, del pozo descubridor del Yacimiento de Hidrocarburos.    

Parágrafo  3°. La compañía operadora del campo deberá ajustar la información de que trata  el presente artículo en los siguientes eventos:    

1.  Periódicamente, a medida que la operadora obtenga mayor información del  yacimiento, a través del Informe Técnico Anual de Ingeniería en la forma  señalada en las disposiciones vigentes.    

2. Al  solicitar el inicio de explotación en la forma establecida en la normativa  aplicable.    

3.  Cuando la entidad competente así lo solicite.    

Artículo  2.2.1.1.1.1.2.7. Derogado por el Decreto 1142 de 2021,  artículo 45. Mecanismo  para definir el porcentaje de participación en yacimientos de hidrocarburos. El  Ministerio de Minas y Energía o quien haga sus veces en materia de  fiscalización, teniendo en cuenta: (i) la definición del área del yacimiento y  (ii) mediante la aplicación de la fórmula de que  trata el artículo 2.2.1.1.1.1.2.9., de esta Subsección, señalará mediante  resolución, el porcentaje de participación en la distribución de regalías y  compensaciones que como producto de la explotación del yacimiento corresponda a  cada entidad territorial.    

El  Ministerio de Minas y Energía o quien haga sus veces en materia de  fiscalización, dentro del mes calendario siguiente a la solicitud de aprobación  de la Forma 6 CR “Informe de Terminación Oficial de Pozo”, o el documento  establecido para el efecto, del pozo descubridor del Yacimiento de  Hidrocarburos señalará mediante resolución el Porcentaje de Participación para  efectos de la liquidación de regalías y compensaciones que como producto de la  explotación del yacimiento corresponda a cada una de las entidades  territoriales beneficiarias.    

Parágrafo.  La resolución mediante la cual se determine el Porcentaje de Participación para  efectos de la liquidación de regalías y compensaciones deberá ser actualizada,  cuando a ello haya lugar, en virtud de los ajustes de información efectuados en  los eventos señalados en el Parágrafo 3 del artículo 2.2.1.1.1.1.2.6., de la  presente Subsección.    

Artículo 2.2.1.1.1.1.2.8.  Derogado por el Decreto 1142 de 2021,  artículo 45. Límites  de las entidades territoriales. Cuando existan límites dudosos de las entidades  territoriales, el Ministerio de Minas y Energía o quien haga sus veces en  materia de fiscalización, determinará el porcentaje de participación en  regalías y compensaciones a aplicar a cada entidad territorial, con base en los  límites provisionales a que se refiere la Ley 1447 de 2011  o las disposiciones que la modifiquen o sustituyan y demás normas  reglamentarias, hasta tanto la limitación geográfica se determine  definitivamente por la autoridad competente, debiéndose revisar la  participación si hubiere lugar a ello.    

Artículo  2.2.1.1.1.1.2.9. Derogado por el Decreto 1142 de 2021,  artículo 45. Cálculo  de la participación en el yacimiento minero y de hidrocarburos. El cálculo para  definir los porcentajes de participación de las entidades territoriales en las  regalías y compensaciones que se generen por la explotación de recursos  naturales no renovables en yacimientos ubicados en dos o más municipios, se  realizará por medio de la siguiente fórmula y convenciones:    

%D = (% Y + %P) / 2    

Donde:    

%D: Porcentaje de la participación de regalías y  compensaciones para cada entidad territorial, generadas por la explotación del yacimiento  mineral o de hidrocarburos.    

% Y: Porcentaje del área del yacimiento mineral o  de hidrocarburos que corresponde a cada entidad territorial.    

%P: Porcentaje de la producción que corresponde a cada entidad  territorial.    

SECCIÓN 1A    

Nota: Sección 1A  adicionada por el Decreto 328 de 2020,  artículo 1º.    

DE LOS PROYECTOS PILOTO DE  INVESTIGACIÓN INTEGRAL (PPII) SOBRE YACIMIENTOS NO CONVENCIONALES (YNC) DE  HIDROCARBUROS CON LA UTILIZACIÓN DE LA TÉCNICA DE FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO  MULTIETAPA CON PERFORACIÓN HORIZONTAL – FH-PH”    

SUBSECCIÓN 1    

DISPOSICIONES GENERALES    

Artículo 2.2.1.1.1A.1.1.  Objeto. La presente Sección tiene por objeto fijar los lineamientos para  adelantar los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) sobre  Yacimientos No Convencionales (YNC) de hidrocarburos con la utilización de la  técnica de Fracturamiento Hidráulico Multietapa con  Perforación Horizontal (FH-PH).    

Artículo 2.2.1.1.1A.1.2.  Definiciones. Para efectos de lo dispuesto en la presente Sección, se  adoptarán las siguientes definiciones:    

– Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII): Son  procesos experimentales, científicos y técnicos, de carácter temporal, que se  desarrollan en un polígono específico, y que buscan: (i) recopilar información  social, ambiental, técnica, operacional y de dimensionamiento de los  Yacimientos No Convencionales (YNC) que requieran el uso de la técnica de Fracturamiento Hidráulico Multietapa con Perforación  Horizontal (FH-PH) para su extracción; (ii) generar  conocimiento para el fortalecimiento institucional; promover la participación  ciudadana, la transparencia y acceso a la información; y iii)  evaluar los efectos de la técnica de Fracturamiento  Hidráulico Multietapa con Perforación Horizontal (FH-PH), según las condiciones  de diseño, vigilancia, monitoreo y control que se establezcan.    

– Fracturamiento Hidráulico  Multietapa con Perforación Horizontal (FH-PH): Técnica usada en la  extracción de gas o petróleo en Yacimientos No Convencionales (YNC), como  lutitas y carbonatos apretados de baja porosidad y permeabilidad, mediante la  cual se inyecta en una o varias etapas, un fluido compuesto por agua, propante y aditivos a presiones controladas con el objetivo  de generar canales que faciliten el flujo de los fluidos de la formación  productora al pozo perforado horizontalmente. Esta técnica difiere de las  técnicas utilizadas en los yacimientos convencionales en los que se utiliza el fracturamiento hidráulico y en los Yacimientos No  Convencionales (YNC) de gas metano asociado a los mantos de carbón y las arenas  bituminosas.    

– Línea Base: Condiciones  iniciales ambientales, sociales, económicas y de salud, previa a las  intervenciones que se originen de los Proyectos Piloto de Investigación  Integral (PPII) sobre un espacio determinado.    

– Líneas Base Generales: Son las  líneas base que determinarán las entidades estatales en los términos del  artículo 2.2.1.1.1A.2.8.    

– Líneas Base Locales: Son las  líneas base que deberán establecer los Contratistas de los Proyectos Piloto de  Investigación Integral (PPII) para solicitar la licencia ambiental.    

– Tecnología de Mínimo Impacto  (TMI): Es el conjunto de instrumentos, métodos y técnicas empleados  durante la ejecución de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII),  de manera que minimice la afectación al medio ambiente y a la comunidad del  área de influencia de los proyectos. La Tecnología de Mínimo Impacto (TMI)  deberá ser garantizada durante todas las fases de los Proyectos Piloto de  Investigación Integral (PPII).    

– Yacimiento No Convencional  (YNC): Son aquellos que se caracterizan por tener una baja  permeabilidad primaria y que se les debe realizar estimulación para mejorar las  condiciones de movilidad y recobro. Entre ellos se incluyen gas y petróleo de  lutitas, carbonatos apretados, gas metano asociado a los mantos de carbón, las  arenas apretadas y arenas bituminosas.    

– Contratista de los Proyectos  Piloto de Investigación Integral (PPII): Será la empresa o las  empresas, en caso de que decidan asociarse, que suscriban un mecanismo  contractual con la Agencia Nacional de Hidrocarburos para el desarrollo de los  Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII).    

SUBSECCIÓN 2    

DESARROLLO DE LOS PROYECTOS  PILOTO DE INVESTIGACIÓN INTEGRAL PAUTAS PARA LA IMPLEMENTACIÓN    

Artículo 2.2.1.1.1A.2.1.  Personas jurídicas que podrán desarrollar los Proyectos Piloto de Investigación  Integral (PPII). Las personas jurídicas que deseen desarrollar los Proyectos  Piloto de Investigación Integral (PPII) deberán solicitarlo a la Agencia  Nacional de Hidrocarburos, para lo cual deberán cumplir con los requisitos que  dicha agencia establezca para este propósito, acorde con la ubicación  geográfica que determine el Ministerio de Minas y Energía. La Agencia Nacional  de Hidrocarburos determinará los mecanismos contractuales o las modificaciones  a los mismos, según corresponda, para el desarrollo de los mencionados  proyectos.    

Parágrafo. Los  polígonos en los cuales se desarrollarán los Proyectos Piloto de Investigación  Integral (PPII) se establecerán en el mecanismo contractual que suscriban los  Contratistas de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) y la  Agencia Nacional de Hidrocarburos.    

Artículo 2.2.1.1.1A.2.2.  Requisitos técnicos. El Ministerio de Minas y Energía, en el marco de sus  competencias, señalará los requisitos técnicos para el desarrollo de los  Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), atendiendo a las normas  internacionales para el desarrollo de hidrocarburos en Yacimientos No  Convencionales (YNC) a través de la técnica Fracturamiento  Hidráulico Multietapa con Perforación Horizontal (FH-PH). La perforación de  pozos durante los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) deberá llevarse  a cabo con Tecnologías de Mínimo Impacto (TMI).    

Parágrafo 1°. Los  requisitos técnicos determinados por el Ministerio de Minas y Energía deberán  establecer las ubicaciones donde se podrán adelantar los Proyectos Piloto de  Investigación Integral (PPII) y el número de locaciones y pozos que se podrán  desarrollar en cada uno de los Proyectos Piloto de Investigación Integral  (PPII) y lo referente a la Tecnología de Mínimo Impacto (TMI) disponibles.    

Parágrafo 2°. Aquellos  aspectos no regulados en virtud de las normas a las que se refiere esta  Subsección, se regirán por la normatividad vigente y aplicable en materia  técnica.    

Artículo 2.2.1.1.1A.2.3.  Requisitos ambientales. Los Proyectos Piloto de Investigación  Integral (PPII) sobre Yacimientos No Convencionales (YNC) de hidrocarburos con  la utilización de la técnica de Fracturamiento  Hidráulico Multietapa con Perforación Horizontal (FH-PH), estarán sujetos a la  expedición de la licencia ambiental correspondiente, para lo cual el Ministerio  de Ambiente y Desarrollo Sostenible, en el marco de sus competencias, expedirá  los términos de referencia, sin perjuicio de la aplicación de los principios  ambientales de que trata la Ley 99 de 1993.    

La Autoridad Nacional de  Licencias Ambientales, en el marco de sus competencias, deberá evaluar las  solicitudes de licencia ambiental y pronunciarse sobre su otorgamiento en los  plazos definidos por la normativa vigente.    

Parágrafo.  Aquellos aspectos no regulados en virtud de las normas a las que se refiere  esta Subsección, se regirán por la normatividad vigente y aplicable en materia  ambiental.    

Nota, artículo 2.2.1.1.1A.2.3:  Artículo desarrollado por la Resolución  821 de 2020, M. Ambiente y Desarrollo Sostenible.    

Artículo 2.2.1.1.1A.2.4.  Ajustes y fortalecimiento institucional. Durante el desarrollo de  los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), las entidades estatales  realizarán un diagnóstico de su capacidad institucional en la gestión de los  mismos e identificarán los ajustes institucionales que deban realizar para el  desarrollo de Yacimientos No Convencionales (YNC) a través de la técnica de Fracturamiento Hidráulico Multietapa con Perforación  Horizontal (FH-PH). A su vez, cada entidad relacionada con el desarrollo de los  Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), establecerá e implementará  una línea específica de trabajo para el fortalecimiento institucional.    

ETAPAS DE LOS PROYECTOS PILOTO  DE INVESTIGACIÓN INTEGRAL    

Artículo 2.2.1.1.1A.2.5. Etapas  de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII). Los  Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) se desarrollarán en 3 etapas:  Etapa de Condiciones Previas, Etapa Concomitante y Etapa de Evaluación.    

ETAPA DE CONDICIONES  PREVIAS    

Artículo 2.2.1.1.1A.2.6.  Duración. Esta etapa iniciará con la expedición de esta Sección y se  extenderá hasta el otorgamiento de la licencia ambiental.    

Parágrafo. El  fin de esta etapa se determinará de manera individual para cada Proyecto Piloto  de Investigación Integral (PPII), de acuerdo con el momento en que obtengan la  licencia ambiental.    

Artículo 2.2.1.1.1A.2.7.  Objetivo de la Etapa. El objetivo de esta etapa es diagnosticar  condiciones en materia social, ambiental, técnica e institucional para el  desarrollo de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), previo a  la perforación de los pozos.    

Durante esta etapa las empresas  interesadas deberán adelantar los trámites para suscribir el mecanismo  contractual con la Agencia Nacional de Hidrocarburos y obtener la licencia  ambiental. Esta etapa incluye la expedición de los términos de referencia  generales por parte del Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible.    

Parágrafo 1°. La  elaboración de las Líneas Base Locales estará a cargo de los Contratistas de  los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), de conformidad con los  términos de referencia que se establezcan por el Ministerio de Ambiente y  Desarrollo Sostenible.    

Parágrafo 2°. En  materia de salud, se deberán establecer las Líneas Base Generales por parte de  las Secretarías de Salud de los municipios, o quien haga sus veces, en los que  se desarrollen los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), en  coordinación con el Ministerio de Salud y Protección Social y de acuerdo con la  metodología que este defina.    

Artículo 2.2.1.1.1A.2.8.  Determinación de Líneas Base Generales. Para medir los posibles  impactos de las actividades relacionadas con los Proyectos Piloto de  Investigación Integral (PPII), se determinarán las Líneas Base Generales en  materia ambiental, de sismicidad, de salud y social. El avance de estas líneas  base se publicará en el Centro de Transparencia cuando el primer Proyecto  Piloto de Investigación Integral (PPII) obtenga la licencia ambiental.    

Corresponde determinar las  Líneas Base Generales a las entidades que se relacionan a continuación:    

a) Línea Base  Ambiental    

– La línea base de aguas superficiales  será la que determine el Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios  Ambientales.    

– La línea base de aguas  subterráneas será la que determine el Instituto de Hidrología, Meteorología y  Estudios Ambientales, con base en la información hidrogeológica que suministre  el Servicio Geológico Colombiano.    

– La línea base de ecosistemas  y biodiversidad será la que determine el Instituto Alexander von Humboldt y el Instituto de Hidrología, Meteorología y  Estudios Ambientales.    

b) Línea Base de Salud    

– La línea base de salud se  determinará a nivel municipal y será la que determine la Secretaría Municipal  respectiva, según los lineamientos que establezca el Ministerio de Salud y  Protección Social y en coordinación con este.    

c) Línea Base de Sismicidad    

La línea base de sismicidad  será la que determine el Servicio Geológico Colombiano.    

d) Línea Base Social    

La línea base social será la  que determine el Ministerio del Interior, en coordinación con el Ministerio de  Minas y Energía y la Agencia Nacional de Hidrocarburos.    

Parágrafo. Cada  entidad deberá determinar el alcance de la Línea Base General, en el acto  administrativo que emita en desarrollo del artículo 2.2.1.1.1A.2.9.    

Artículo 2.2.1.1.1A.2.9. Definición de Variables a monitorear. Las  variables a monitorear serán definidas durante la Etapa de Condiciones Previas  por las siguientes entidades estatales, en el marco de sus competencias, y sin  perjuicio de las funciones relacionadas y el monitoreo que debe realizar la  Autoridad Nacional de Licencias Ambientales en el marco de la licencia  ambiental:    

a) El Servicio Geológico Colombiano.    

b) El Instituto Alexander von Humboldt.    

c) El Instituto de Hidrología,  Meteorología y Estudios Ambientales.    

d) El Ministerio de Minas y  Energía.    

e) El Ministerio del Interior.    

f) El Ministerio de Salud y  Protección Social.    

Parágrafo. Las  entidades relacionadas en el presente artículo deberán establecer la forma y  periodicidad en que se hará dicho monitoreo.    

Nota, artículo 2.2.1.1.1A.2.9:  Artículo desarrollado por la Resolución  1541 de 2021, M. Salud y Protección Social.    

Artículo 2.2.1.1.1A.2.10.  Creación de las Mesas Territoriales de Diálogo y Seguimiento.  Durante esta etapa se conformará para cada uno de los Proyectos Piloto de  Investigación Integral (PPII) una mesa de las que trata el artículo  2.2.1.1.1A.4.3. como apoyo a la Comisión Intersectorial de Acompañamiento  Técnico y Científico.    

ETAPA CONCOMITANTE    

Artículo 2.2.1.1.1A.2.11.  Duración. Esta etapa iniciará desde el otorgamiento de la licencia  ambiental para los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) y se  extenderá hasta la terminación de las actividades de la aplicación de la  técnica de Fracturamiento Hidráulico Multietapa con  Perforación Horizontal (FH-PH), según la definición del Ministerio de Minas y  Energía.    

Artículo 2.2.1.1.1A.2.12.  Objetivo de la etapa. Desarrollar las actividades de perforación,  completamiento, fracturación, estimulación, y dimensionamiento del yacimiento;  y simultáneamente, revisar, gestionar y monitorear los aspectos técnicos,  ambientales, de salud, sociales e institucionales.    

De la misma manera, durante  esta etapa se recolectará información y conocimiento para la evaluación; en particular,  incluye el control y seguimiento ambiental, efectuado por parte de la Autoridad  Nacional de Licencias Ambientales, lo cual se constituye como insumo para la  Etapa de Evaluación.    

Artículo 2.2.1.1.1A.2.13.  Monitoreo. Las entidades estatales a las que se refiere el artículo  2.2.1.1.1A.2.9. deberán realizar el monitoreo durante la Etapa Concomitante en  los términos que se establezcan en los actos administrativos que estas expidan  para el efecto y deberán cumplir con el flujo de información dispuesto en el  artículo 2.2.1.1.1A.3.1.    

ETAPA DE EVALUACIÓN    

Artículo 2.2.1.1.1A.2.14.  Duración. Inicia con la terminación de las actividades de la aplicación de  la técnica de Fracturamiento Hidráulico Multietapa  con Perforación Horizontal ( FH-PH), según la definición del Ministerio de  Minas y Energía y finaliza con la publicación de los resultados de la  evaluación.    

Artículo 2.2.1.1.1A.2.15.  Objetivo de la etapa. Evaluar, (i) la información generada y las  necesidades de fortalecimiento institucional que resulte durante la ejecución  de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII); y, (ii) los resultados de los Proyectos Piloto de Investigación  Integral (PPII), con el fin de determinar, desde una perspectiva general, si se  cumplen las condiciones que permitan proceder con la exploración comercial en  Yacimientos No Convencionales (YNC) mediante la técnica Fracturamiento  Hidráulico Multietapa con Perforación Horizontal (FH-PH). Así mismo, en esta  etapa se publicarán los resultados de la evaluación elaborada por el Comité  Evaluador.    

Parágrafo 1°. En esta  etapa el Comité Evaluador tendrá en cuenta el control y seguimiento de la  licencia ambiental realizado por la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales  y el seguimiento que efectúa la Agencia Nacional de Hidrocarburos.    

Parágrafo 2°. El  Ministerio de Minas y Energía establecerá: (i) el término durante el cual  deberá adelantarse el dimensionamiento del yacimiento para proceder a la  evaluación; y (ii) la muestra de los Proyectos Piloto  de Investigación Integral (PPII) con la cual deberá llevarse a cabo la  evaluación.    

Artículo 2.2.1.1.1A.2.16.  Conformación del Comité Evaluador. El Comité Evaluador estará  conformado por:    

a) El Ministro de Hacienda y  Crédito Público o su delegado.    

b) El Ministro de Salud y  Protección Social o su delegado.    

c) El Ministro de Minas y  Energía o su delegado.    

d) El Ministro de Ambiente y  Desarrollo Sostenible o su delegado.    

e) Un representante experto en  temas ambientales vinculado a una universidad acreditada.    

f) Un representante experto en  temas de hidrocarburos vinculado a una universidad acreditada o a un cuerpo  técnico consultivo del Gobierno nacional.    

g) Un representante de las  asociaciones, corporaciones y organizaciones nacionales de la sociedad civil.    

Parágrafo 1°. Los  miembros del Comité a los que se refieren los literales e) y f) serán  designados por la comunidad académica. El miembro al que se refiere el literal  g será designado por las asociaciones, corporaciones y organizaciones  nacionales legalmente constituidas. El reglamento para su elección y los  perfiles de los miembros a elegir será establecido por la Comisión  Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico.    

Parágrafo 2°. Los  miembros a los que se refiere los literales e), f) y g) deberán elegirse máximo  dentro de los 45 días calendario siguientes de la aprobación del reglamento  para su elección por parte de la Comisión Intersectorial de Acompañamiento  Técnico y Científico.    

Parágrafo 3°. El  Comité Evaluador podrá sesionar con el resto de sus miembros en caso de que no  sean elegidos dentro del plazo establecido en el Parágrafo Segundo anterior los  miembros de los que tratan los literales e), f) y g).    

Parágrafo 4°. El  Comité Evaluador podrá invitar con voz pero sin voto, a los expertos que hayan  participado de la Comisión Interdisciplinaria Independiente a que asistan a sus  diferentes sesiones.    

Parágrafo 5°. La  Secretaría Técnica del Comité Evaluador estará a cargo del Ministerio de Minas  y Energía.    

Artículo 2.2.1.1.1A.2.17. Funciones  del Comité Evaluador. El Comité Evaluador tendrá las siguientes  funciones:    

a) Analizar la información que  le provean el Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales, el  Servicio Geológico Colombiano, el Instituto Alexander von  Humboldt, el Ministerio de Salud y Protección Social, la Agencia Nacional de  Hidrocarburos, la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales y la Comisión  Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico respecto al desarrollo de  cada uno de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII).    

b) Recomendar las acciones que  se deberán adelantar por parte de todos los actores relacionados con la  ejecución de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), en caso de  que se decida proseguir con la exploración y explotación, de acuerdo con el  resultado de la evaluación.    

c) Definir si los Proyectos  Piloto de Investigación Integral (PPII), individualmente considerados,  cumplieron con los requisitos y las condiciones establecidas por el Comité  Evaluador, con el fin de recomendar el tratamiento que debe dárseles después de  la evaluación, sin perjuicio de las competencias de la Agencia Nacional de  Hidrocarburos y de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales.    

d) Llevar a cabo la evaluación  y un análisis de los riesgos de la aplicación de la técnica Fracturamiento  Hidráulico Multietapa con Perforación Horizontal (FH-PH) y su plan de manejo de  acuerdo con la información recibida por la Comisión Intersectorial de  Acompañamiento Técnico y Científico.    

e) Expedir y publicar en el  Centro de Transparencia su reglamento en un plazo máximo de un mes después de  que finalice el término de 45 días fijado en el Parágrafo Segundo del artículo  2.2.1.1.1A.2.16, sin perjuicio de que se hayan elegido o no los miembros a los  que se refieren los literales e), f) y g) de dicho artículo. El reglamento  deberá establecer los criterios a partir de los cuales se realizará la  evaluación en relación con el desarrollo del Fracturamiento  Hidráulico Multietapa con Perforación Horizontal (FH-PH) y el término para  efectuar dicha evaluación.    

f) Recibir en sesión plenaria a  los delegados que designe cada una de las Mesas Territoriales de Diálogo y Seguimiento,  quienes podrán rendir un informe sobre el desarrollo de los Proyectos Piloto de  Investigación Integral (PPII) en cada una de las áreas de influencia.    

g) Conformar los grupos  interdisciplinarios e interinstitucionales que se requieran para apoyar el  cumplimiento de sus funciones.    

Parágrafo 1°. El  Comité Evaluador deberá conformarse 45 días después de la aprobación del  reglamento para la elección por parte de la Comisión Intersectorial de  Acompañamiento Técnico y Científico, de los miembros del Comité Evaluador en  los términos del artículo 2.2.1.1.1A.2.16. de la presente Sección.    

Parágrafo 2°. Los  criterios técnicos y ambientales que se tendrán en cuenta para la evaluación  integral de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) sobre los  Yacimientos No Convencionales (YNC) de hidrocarburos con la utilización de la  técnica de Fracturamiento Hidráulico Multietapa con  Perforación Horizontal (FH-PH), serán objetivos, medibles y verificables.    

Sin perjuicio de la aplicación  de los principios ambientales de que trata la Ley 99 de 1993, dichos  criterios se enfocarán en los siguientes aspectos: (i) recurso hídrico  superficial, (ii) recurso hídrico subterráneo, (iii) ecosistemas y biodiversidad, y (iv)  posibles impactos que puedan generarse a partir de sismicidad inducidas por la  actividad y que tengan consecuencias más allá de los lineamientos permitidos en  el marco de las reglamentaciones expedidas por el Servicio Geológico  Colombiano.    

Artículo 2.2.1.1.1A.2.18.  Condición de los Proyectos Piloto de Investigación Integral. Los  Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) mantendrán tal condición en  los términos que determine la Agencia Nacional de Hidrocarburos, mientras que  las autoridades competentes adoptan las determinaciones necesarias en relación  con estos.    

SUBSECCIÓN 3    

TRANSPARENCIA Y  PARTICIPACIÓN CIUDADANA    

Artículo 2.2.1.1.1A.3.1. Transparencia y acceso a la  información. Durante todas las etapas de los Proyectos Piloto de  Investigación Integral (PPII), se deberá asegurar la transparencia y el debido  acceso a la información pública, en cumplimiento de la Ley 1712 de 2014, así:    

a) Etapa de Condiciones Previas: divulgar, a través de la página  web de cada entidad competente y en el Centro de Transparencia del que trata el  artículo 2.2.1.1.1A.3.2, la información relacionada con las Líneas base y demás  actividades de dicha etapa.    

b) Etapa Concomitante: cumplir  con el siguiente flujo de información, con el fin de adelantar el seguimiento y  monitoreo de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII):    

1. Los Contratistas de los Proyectos  Piloto de Investigación Integral (PPII) deberán enviar la información sobre el  desarrollo de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) a cada una  de las entidades competentes, con copia digital y reporte a la secretaría  técnica de los Subcomités Intersectoriales Técnicos y Científicos que se  desarrollan en el artículo 2.2.1.1.1A.4.4. que corresponda y al Centro de  Transparencia, de acuerdo con la periodicidad y requisitos que se establezcan  en el reglamento mencionado en el artículo 2.2.1.1.1A.4.1.    

2. Las entidades competentes  deberán enviar los informes de monitoreo a la Secretaría del Subcomité  Intersectorial Técnico y Científico que corresponda y al Centro de  Transparencia, de acuerdo con la periodicidad y requisitos que se establezcan  en el reglamento mencionado en el artículo 2.2.1.1.1A.4.1.    

3. Cada Mesa Territorial de  Diálogo y Seguimiento, de las que trata el artículo 2.2.1.1.1A.4.3. podrá remitir informes de seguimiento a los Subcomités  Intersectoriales Técnicos y Científicos, los cuales deberán ser publicados en  el Centro de Transparencia.    

4. Los Subcomités  Intersectoriales Técnicos y Científicos deberán analizar y reportar la  información a la que se refieren los numerales 1 y 2 del presente artículo a la  Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico, de la que trata  el artículo 2.2.1.1.1A.4.1.    

5. La Comisión Intersectorial  de Acompañamiento Técnico y Científico deberá generar y dar a conocer informes  semestrales con criterios pedagógicos y de lenguaje claro sobre el desarrollo  de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), de acuerdo con lo que  se establezca en el reglamento. Para el efecto, deberá cargarlos en el Centro  de Transparencia, y darlos a conocer a las comunidades que se encuentren dentro  del área de influencia de los Proyectos Piloto de Investigación Integral  (PPII), a través de medios idóneos.    

6. Las entidades competentes y  los Subcomités Intersectoriales Técnicos y Científicos, deberán mantener  informada a la Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico  sobre cualquier alerta o evento extraordinario que afecte el normal desarrollo  de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII). Así mismo, dicha  comisión podrá solicitar la información que considere necesaria para el  desarrollo de sus funciones.    

c) Etapa de Evaluación: el  Comité Evaluador deberá publicar los resultados de la evaluación en el Centro  de Transparencia.    

Artículo 2.2.1.1.1A.3.2. Centro  de Transparencia. La información relacionada con el desarrollo de los Proyectos  Piloto de Investigación Integral (PPII) se centralizará y divulgará a través de  un Centro de Transparencia para generar un canal de comunicación con la  ciudadanía. El Centro de Transparencia será administrado y operado por el Ministerio  de Minas y Energía o el tercero que este disponga, quien habilitará una página  web para el efecto. La información allí contenida deberá ser de fácil acceso y  estar disponible al público en general.    

Artículo 2.2.1.1.1A.3.3.  Programa de Apropiación Social del Conocimiento Científico. El  Subcomité Intersectorial Técnico y Científico – Social y de Transparencia  diseñará y coordinará un programa de pedagogía dirigido a las comunidades y  autoridades públicas en las áreas de influencia de los Proyectos Piloto de  Investigación Integral (PPII) que contemplará, en lenguaje claro y con las  metodologías apropiadas, contenidos referidos a:    

i) La industria de los  hidrocarburos; ii) la técnica Fracturamiento  Hidráulico Multietapa con Perforación Horizontal (FH-PH) y sus posibles riesgos  ambientales y a la salud humana y los mecanismos de mitigación  correspondientes; iii) la geología, la biodiversidad  y el sistema hidrológico de las áreas de influencia de los Proyectos Piloto de  Investigación Integral (PPII); y iv) la gestión  social del riesgo.    

Parágrafo. Con  el fin de aprovechar la información obtenida durante el desarrollo de los  Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), la Comisión Intersectorial  de Acompañamiento Técnico y Científico, directamente o a través de las  entidades que la componen, podrá prestar apoyo técnico para la estructuración  de proyectos de ciencia, tecnología e innovación que sean presentados al Fondo  de Ciencia, Tecnología e Innovación del Sistema General de Regalías por las  entidades territoriales de las áreas de influencia.    

Artículo 2.2.1.1.1A.3.4.  Acompañamiento Territorial Permanente. Para la ejecución de los  Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), el Subcomité Intersectorial  Técnico y Científico – Social y de Transparencia establecerá un plan de  acompañamiento territorial permanente a todo el proceso de ejecución de los  Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), para coordinar los espacios  de participación y diálogo social con las Mesas Territoriales de Diálogo y  Seguimiento.    

Artículo 2.2.1.1.1A.3.5.  Diálogos territoriales. El diálogo social entre los Contratistas de  los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), las comunidades y el  Estado será transversal a la ejecución de los Proyectos Piloto de Investigación  Integral (PPII). Se convocarán diálogos territoriales en 3 momentos específicos  con la participación amplia de las comunidades en las zonas de influencia, las  autoridades locales y las empresas operadoras, convocados y liderados por el  Subcomité Intersectorial Técnico y Científico – Social y de Transparencia,  atendiendo a las condiciones geográficas y de conectividad territorial.    

1. Primer diálogo territorial: tendrá  lugar en la Etapa de Condiciones Previas, una vez se haya celebrado el  mecanismo contractual entre los Contratistas de los Proyectos Piloto de  Investigación Integral (PPII) y la Agencia Nacional de Hidrocarburos y antes de  iniciar el proceso de licenciamiento ambiental.    

2. Segundo diálogo territorial:  tendrá lugar al inicio de la Etapa Concomitante, en el que se presentan los  resultados del Estudio de Impacto Ambiental y el Plan de Manejo Ambiental.    

3. Tercer diálogo territorial:  tendrá lugar al finalizar la Etapa de Evaluación y permitirá hacer una  rendición de cuentas territorial de todos los actores involucrados en la  ejecución de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII).    

Parágrafo 1°. El  Subcomité Intersectorial Técnico y Científico – Social y de Transparencia,  establecerá la metodología para el desarrollo de los Diálogos Territoriales y,  en el caso que corresponda, se acordará con las Mesas Territoriales de Diálogo  y Seguimiento y con los Contratistas de los Proyectos Piloto de Investigación  Integral (PPII).    

Parágrafo 2°. El  Subcomité Intersectorial Técnico y Científico – Social y de Transparencia  invitará al Ministerio Público a participar en los diálogos territoriales y le  solicitará que acompañe su desarrollo y seguimiento a los acuerdos o  compromisos a los que se lleguen.    

Parágrafo 3°. El  Ministerio del Interior, en coordinación con el Ministerio de Minas y Energía,  desarrollará y regulará los lineamientos en materia de diálogo social y  relacionamiento territorial, y regulará los demás aspectos sociales que se  consideren necesarios para el desarrollo de los Proyectos Piloto de  Investigación Integral (PPII), en aplicación de la Ley 1757 de 2015 y  demás normas que la modifiquen, complementen o deroguen.    

Artículo 2.2.1.1.1A.3.6.  Participación económica de las comunidades en los pozos de los Proyectos Piloto  de Investigación Integral (PPII). Durante la ejecución de los  Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), los Contratistas de los  Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) destinarán una suma  complementaria de inversión social, por cada pozo perforado al que se le aplique  la técnica de Fracturamiento Hidráulico Multietapa  con Perforación Horizontal (FH-PH), para proyectos en favor de las comunidades,  acorde a las condiciones que establezca la Agencia Nacional de Hidrocarburos.    

Parágrafo. Esta obligación, así  como la forma en la que se ejecutarán los recursos, deberán estar consignadas  en el mecanismo contractual que se suscriba entre la Agencia Nacional de  Hidrocarburos y los Contratistas de los Proyectos Piloto de Investigación  Integral (PPII).    

SUBSECCIÓN 4    

ACOMPAÑAMIENTO  INSTITUCIONAL    

Artículo 2.2.1.1.1A.4.1. Objeto  y conformación de la Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y  Científico. La Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y  Científico se encargará de orientar y coordinar el seguimiento a la ejecución  de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), con base en la  información y alertas que se reciban de los Subcomités Intersectoriales  Técnicos y Científicos.    

La Comisión Intersectorial de  Acompañamiento Técnico y Científico estará conformada por: (i) el Viceministro  de Energía; (ii) el Viceministro de Políticas y  Normalización Ambiental; (iii) el Viceministro de  Salud Pública y Prestación de Servicios; (iv) el  Viceministro de Conocimiento, Innovación y Productividad; (v) el Viceministro  para la Participación e Igualdad de Derechos; (vi) el Viceministro General del  Ministerio de Hacienda y Crédito Público; (vii) el  Presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos; (viii)  el Director del Servicio Geológico Colombiano; (ix)  el Director de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales; (x) el Director  del Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales; (xi) el  Director del Instituto Alexander von Humboldt y, (xii) la Secretaría de Transparencia de la Presidencia de la  República, o sus delegados.    

Parágrafo 1°. Serán  invitados permanentes de la Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y  Científico dos miembros de la comunidad académica pertenecientes a  universidades acreditadas. La elección de dichos invitados permanentes se  establecerá en el reglamento que expida la Comisión Intersectorial de  Acompañamiento Técnico y Científico.    

Parágrafo 2°. La Secretaría Técnica la  ejercerá el Ministerio de Minas y Energía y citará a su primera reunión dentro  de los 30 días siguientes a la expedición de esta Sección. En dicha sesión se  deberá expedir el reglamento de la Comisión Intersectorial de Acompañamiento  Técnico y Científico y de los Subcomités Intersectoriales Técnicos y  Científicos.    

Artículo 2.2.1.1.1A.4.2. Funciones de la Comisión Intersectorial  de Acompañamiento Técnico y Científico. La Comisión Intersectorial de  Acompañamiento Técnico y Científico tendrá las siguientes funciones:    

a) Orientar la integración,  análisis y divulgación de la información generada durante la ejecución de los  Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), teniendo en cuenta los  informes semestrales de los Subcomités Intersectoriales Técnicos y Científicos,  y las alertas recibidas en la ejecución de los proyectos.    

b) Impartir los lineamientos  para la elaboración de los informes que deben presentar los Subcomités  Intersectoriales Técnicos y Científicos sobre las actividades de seguimiento y  monitoreo.    

c) Coordinar la recepción y  análisis de los informes que emitan las Mesas Territoriales de Diálogo y  Seguimiento a los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII).    

d) Coordinar la preparación y  remisión de los informes que solicite el Comité Evaluador.    

e) Hacer seguimiento al  cronograma para el desarrollo de los Proyectos Piloto de Investigación Integral  (PPII).    

f) Recomendar a la entidad  competente la suspensión de las actividades cuando se verifica alguna de las  causales establecidas en la normatividad vigente, sin perjuicio de las  competencias asignadas a cada una de las entidades.    

g) Recomendar a la entidad  competente, en caso de que se haya decretado la suspensión de actividades, que  levante la suspensión si se considera que los motivos que dieron lugar a la  misma ya cesaron.    

h) Elaborar un informe final  que compile la información obtenida y el conocimiento generado con la  implementación de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) y  remitirlo al Comité Evaluador.    

i) Reunirse trimestralmente de  manera ordinaria y de manera extraordinaria cuando las condiciones así lo  aconsejen.    

j) Solicitar a las entidades competentes  la información que considere necesaria para el desarrollo de sus funciones.    

k) Orientar el cumplimiento de  las funciones de las Mesas Territoriales de Diálogo y Seguimiento y de los  Subcomités Intersectoriales Técnicos y Científicos de los Proyectos Piloto de  Investigación Integral (PPII).    

l) Emitir su reglamento de  funcionamiento.    

m) Las demás funciones que le  sean propias a su naturaleza.    

Parágrafo 1°. La  Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico podrá invitar a  sus sesiones a autoridades del orden nacional y territorial, a los entes de  control, la comunidad científica, a las organizaciones de la sociedad civil, a  los Contratistas de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), y a  particulares que puedan aportar al cumplimiento de las funciones de la  comisión, de acuerdo con su competencia, conocimiento y el asunto a tratar en  la sesión respectiva.    

Parágrafo 2°. La  Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico conformará las  Mesas Territoriales de Diálogo y Seguimiento y los Subcomités Intersectoriales  Técnicos y Científicos a los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII),  de conformidad con lo que se establece en los siguientes artículos.    

Artículo 2.2.1.1.1A.4.3. Mesas  Territoriales de Diálogo y Seguimiento. Son las instancias de apoyo a  la Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico, cuyo objeto  es el permanente seguimiento y monitoreo a la ejecución de los Proyectos Piloto  de Investigación Integral (PPII), conformadas por los actores sociales e  institucionales que viven y desarrollan actividades en las áreas de influencia.    

Estas mesas, se constituirán e  iniciarán su funcionamiento en la Etapa de Condiciones Previas. Serán, a su  vez, un espacio de transmisión de información y fortalecimiento de capacidades  comunitarias.    

La Comisión Intersectorial de  Acompañamiento Técnico y Científico determinará cómo se integrarán estas mesas.    

Las Mesas Territoriales de  Diálogo y Seguimiento tendrán como funciones principales:    

a) Hacer seguimiento permanente  a la ejecución de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) dentro  del marco de su objeto.    

b) Servir de espacio de  interlocución periódica entre los diferentes actores sociales e institucionales  que viven y desarrollan actividades en el área de influencia de cada uno de los  Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII).    

c) Servir de espacio de diálogo  para adelantar los ejercicios de planeación y priorización participativa de las  inversiones que adelantarán las empresas operadoras en las zonas de influencia  de los proyectos.    

d) Remitir a la Comisión Intersectorial  de Acompañamiento Técnico y Científico alertas sobre la posible materialización  de riesgos y afectaciones al medio ambiente o la salud humana durante la  ejecución de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII).    

e) Elaborar un Plan de  Observación Ambiental y Social Participativo.    

f) Las demás que determine la  Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico.    

Parágrafo. La  conformación de las Mesas Territoriales de Diálogo y Seguimiento a los  Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) no limita otras instancias o  mecanismos de participación ciudadana establecidos en la Constitución Política  y en la ley y será un mecanismo que operará únicamente para el desarrollo de  los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII).    

Artículo 2.2.1.1.1A.4.4.  Conformación de los Subcomités Intersectoriales Técnicos y Científicos. Se  conformarán los Subcomités Intersectoriales Técnicos y Científicos como instancias  técnicas de la Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico,  según se enumeran a continuación, junto con sus miembros:    

Salud:    

1. Un delegado del Ministro de  Salud y Protección Social, quien lo liderará.    

2. Un delegado del Ministro de  Minas y Energía.    

3. El Director del Departamento  Nacional de Planeación o su delegado.    

4. El Director del Departamento  Administrativo Nacional de Estadística o su delegado.    

5. El Director del Instituto  Nacional de Salud o su delegado.    

Sismicidad, Hidrogeología y  Normatividad Técnica:    

1. Un delegado del Ministro de  Minas y Energía, quien lo liderará.    

2. El Director del Servicio  Geológico Colombiano o su delegado.    

3. Un delegado del Ministro de Ambiente  y Desarrollo Sostenible.    

4. El Presidente de la Agencia  Nacional de Hidrocarburos, o su delegado.    

5. El Director del Instituto de  Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales o su delegado.    

6. El Director de la Autoridad  Nacional de Licencias Ambientales o su delegado.    

Aguas Superficiales,  Ecosistemas y Biodiversidad:    

1. Un delegado del Ministro de  Ambiente y Desarrollo Sostenible, quien lo liderará.    

2. Un delegado del Ministro de  Minas y Energía.    

3. Un delegado del Ministro de  Salud y Protección Social.    

4. El Director de la Autoridad  Nacional de Licencias Ambientales o su delegado.    

5. El Presidente de la Agencia  Nacional de Hidrocarburos o su delegado.    

6. El Director del Instituto  Alexander von Humboldt o su delegado.    

7. El Director del Servicio  Geológico Colombiano o su delegado.    

Social y de Transparencia:    

1. Un delegado del Ministro de  Interior, quien lo liderará.    

2. El Director del Departamento  Administrativo de la Presidencia de la República o su delegado.    

3. Un delegado del Ministro de  Ambiente y Desarrollo Sostenible.    

4. Un delegado del Ministro de  Minas y Energía.    

5. El Presidente de la Agencia  Nacional de Hidrocarburos o su delegado.    

6. El Director de la Autoridad  Nacional de Licencias Ambientales o su delegado.    

Parágrafo. Los  Subcomités Intersectoriales Técnicos y Científicos invitarán a los organismos  de control para que hagan parte de sus sesiones. Adicionalmente, podrán invitar  a las entidades públicas, privadas, educativas, científicas, gremios o  asociaciones, entre otras, que puedan ser de ayuda en el cumplimiento de sus  funciones.    

Cada subcomité deberá designar  un invitado permanente vinculado a una universidad acreditada. En el caso del  Subcomité Intersectorial Técnico y Científico – Social y de Transparencia, y  sin perjuicio de los invitados que sean llamados a participar en el mismo, será  un invitado permanente el Departamento Administrativo Nacional de Estadística.    

Artículo 2.2.1.1.1A.4.5.  Funciones de los Subcomités Intersectoriales Técnicos y Científicos. Los  Subcomités Intersectoriales Técnicos y Científicos tendrán las siguientes  funciones:    

a) Hacer seguimiento a las  variables de su competencia según el tema asignado a cada Subcomité  Intersectorial Técnico y Científico de acuerdo con los artículos  2.2.1.1.1A.4.4. y 2.2.1.1.1A.2.9.    

b) Entregar información  trimestral a la Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico,  incluyendo las alertas que se hayan levantado durante dicho periodo, sobre los  asuntos de su competencia en el desarrollo de los Proyectos Piloto de  Investigación Integral (PPII) y publicarlos en el Centro de Transparencia del  que trata el artículo 2.2.1.1.1A.3.2. para información de la ciudadanía.    

c) Advertir a la Comisión Intersectorial de Acompañamiento  Técnico y Científico de la ocurrencia de una causal de la suspensión de las  actividades, según las competencias de cada Subcomité Intersectorial Técnico y  Científico y en atención a las variables establecidas en el artículo  2.2.1.1.1A.2.9. del presente decreto.    

d) Requerir, recibir, compilar  y analizar la información enviada por las entidades competentes y los  Contratistas de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII).    

e) Definir y poner en marcha  una estrategia de pedagogía y apropiación social del conocimiento científico  dirigida a las comunidades en las áreas de influencia de los Proyectos Piloto  de Investigación Integral (PPII), según los temas objeto de su competencia y  monitoreo.    

f) En el caso del Subcomité  Intersectorial Técnico y Científico – Social y de Transparencia, adoptar y  poner en marcha una estrategia de acompañamiento institucional territorial a los  diferentes espacios de participación ciudadana, diálogo social y monitoreo  ambiental comunitario que se ejecuten y acompañar el desarrollo de los planes  de trabajo de las Mesas Territoriales de Diálogo y Seguimiento.    

g) El Subcomité Intersectorial  Técnico y Científico – Social y de Transparencia establecerá, en un plazo  máximo de 3 meses a la expedición de esta Sección, la metodología para la  conformación y el funcionamiento de los Mesas Territoriales de Diálogo y  Seguimiento.    

h) Las demás que determine la  Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico.    

Parágrafo 1°. Los  líderes de cada Subcomité Intersectorial Técnico y Científico deberán designar  una dependencia de su entidad, para que ejerza la secretaría técnica del mismo.    

Parágrafo 2°. Todos  los Subcomités Intersectoriales Técnicos y Científicos tendrán que reunirse  cada mes de manera ordinaria, y de manera extraordinaria, cuando la situación  así lo amerite, lo cual tendrá que incluirse en el reglamento que emita la  Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico, en los términos  del artículo 2.2.1.1.1A.4.1.    

SECCIÓN 2    

DISTRIBUCIÓN DE COMBUSTIBLES    

SUBSECCIÓN 2.1    

GENERALIDADES    

Artículo 2.2.1.1.2.2.1.1. Objeto. Esta sección  tiene por objeto establecer los requisitos, obligaciones y el régimen  sancionatorio, aplicables a los agentes de la cadena de distribución de  combustibles líquidos derivados del petróleo, excepto GLP, señalados en el  artículo 61 de la Ley 812 de 2003, con  el fin de resguardar a las personas, los bienes y preservar el medio ambiente.    

Parágrafo 1°.  La refinación, almacenamiento, manejo, transporte y distribución de los  combustibles líquidos derivados del petróleo son considerados servicios  públicos que se prestarán conforme a la ley, el presente decreto y demás  disposiciones que reglamenten la materia.    

Parágrafo 2°.  Los agentes de la cadena de distribución de combustibles líquidos derivados  del petróleo regulado por el presente decreto, enunciado en el artículo 61 de  la Ley 812 de 2003,  prestarán el servicio en forma regular, adecuada y eficiente, de acuerdo con  las características propias de este servicio público.    

(Decreto 4299 de 2005,  artículo 1°)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.1.2. Campo de aplicación. La presente  sección se aplicará a los siguientes agentes de la cadena de distribución de  combustibles líquidos derivados del petróleo, excepto GLP: refinador,  importador, almacenador, distribuidor mayorista, transportador, distribuidor  minorista y gran consumidor.    

(Decreto 4299 de 2005,  artículo 2°)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.1.3. Autoridad de regulación control y vigilancia. Corresponde al Ministerio de Minas y Energía de  conformidad con las normas vigentes, la regulación, control y vigilancia de las  actividades de refinación, importación, almacenamiento, distribución y  transporte de los combustibles líquidos derivados del petróleo, sin perjuicio  de las competencias atribuidas o delegadas a otras autoridades.    

Corresponde a la CREG regular las actividades de  refinación, importación, almacenamiento, distribución y transporte de los  combustibles líquidos derivados del petróleo.    

(Decreto 4299 de 2005,  artículo 3°, modificado por el Decreto ley 4130  de 2010, artículo 3° numeral 5) (Nota: Al parecer es Decreto 4130 de 2011.).    

Nota 1. artículo 2.2.1.1.2.2.1.3.:  El texto oficialmente publicado de este artículo, no corresponde en su  totalidad al texto del artículo 3º del Decreto 4299 de 2005,  referido.    

Nota 2, artículo  2.2.1.1.2.2.1.3: Ver Resolución  9 de 2018. Ver Resolución  7 de 2017, CREG.    

Artículo 2.2.1.1.2.2.1.4. Definiciones aplicables a la distribución de combustibles líquidos  derivados del Petróleo. Para efectos  de la aplicación e interpretación de la presente sección y sus subsecciones se  consideran las siguientes definiciones:    

ACPM: Para los  efectos de la presente sección, el ACPM o diésel marino corresponde a una  mezcla de hidrocarburos entre diez y veintiocho átomos de carbono que se  utiliza como combustible de motores diésel y se obtiene por destilación directa  del petróleo. Las propiedades de este combustible deberán ajustarse a las  especificaciones establecidas en la Resolución 0068 del 18 de enero de 2001 de  los Ministerios del Medio Ambiente y Desarrollo Sostenible y Minas y Energía y  las disposiciones que la modifiquen o deroguen.    

(Decreto 1503 de 2002,  artículo 1°)    

Aeropuertos del Golfo de  México: Son los aeropuertos de Miami y Ft.  Lauderdale, ubicados en La Florida-Estados Unidos.    

(Decreto 2166 de 2006,  artículo 1°)    

Aeropuertos del área: Son los aeropuertos de las ciudades de Quito (Ecuador),  Lima (Perú) y Panamá (Panamá).    

(Decreto 2166 de 2006,  artículo 1°)    

Alcohol carburante: La definición establecida en la Resolución 180687 del 17  de junio de 2003, modificada por la Resolución 18 1069 del 18 de agosto de  2005, expedida por el Ministerio de Minas y Energía, o en aquellas normas que  la modifiquen, adicionen o sustituyan, la cual se transcribe: “Compuesto  orgánico líquido, de naturaleza diferente a los hidrocarburos, que tiene en su  molécula un grupo hidroxilo (OH) enlazado a un átomo de carbono. Para efectos  de esta resolución se entiende como alcohol carburante al Etanol Anhidro  combustible desnaturalizado obtenido a partir de la biomasa”.    

(Decreto 4299 de 2005,  artículo 4°)    

Almacenador: Toda persona natural o jurídica dedicada a ejercer la  actividad de almacenamiento de combustibles líquidos derivados del petróleo, en  los términos de los Artículos 2.2.1.1.2.2.3.81 y 2.2.1.1.2.2.3.82 del presente  decreto.    

(Decreto 4299 de 2005,  artículo 4°)    

Almacenamiento comercial: Eliminada por el Decreto 1281 de 2020,  artículo 1º. Es el volumen necesario para el adecuado manejo  de los combustibles líquidos derivados del petróleo por parte del distribuidor  mayorista, en los términos de los Artículos 2.2.1.1.2.2.3.95 y 2.2.1.1.2.2.3.96  del presente decreto.    

(Decreto 4299 de 2005,  artículo 4°)    

Ampliación de instalaciones  y/o servicios: Se refiere al aumento  en cantidad, área y/o capacidad de islas, tanques, productos, tuberías,  accesorios, y/o construcciones, como también al incremento de servicios  adicionales a los autorizados inicialmente.    

(Decreto 1521 de 1998,  artículo 2°)    

Áreas críticas: Aquellas que por su naturaleza, ubicación  y manejo de determinados productos, representan un mayor riesgo de ocurrencia  de siniestro, tales como islas de abastecimiento de combustibles, ubicación de  tanques de almacenamiento de estos, puntos de desfogue y acumulación de gases y  áreas en las que se generen potenciales riesgos.    

(Decreto 1521 de 1998,  artículo 2°)    

Barril: Volumen de cuarenta y dos (42) galones americanos o  ciento cincuenta y ocho punto nueve (158.9) litros.    

(Decreto 283 de 1990,  artículo 3°; subrogado por el Decreto 1521 de 1998,  artículo 2°)    

Buque o nave: La definición establecida en la Ley 658 de 2001, la cual  se transcribe: “Toda construcción principal o independiente, idónea para la  navegación y destinada a ella, cualquiera que sea su sistema de propulsión”.    

(Decreto 4299 de 2005,  artículo 4°)    

Cambiadero de aceites: Establecimiento de comercio dedicado principalmente a la  lubricación de automotores. Además, puede prestar servicios menores de mantenimiento  automotriz.    

(Decreto 283 de 1990,  artículo 3°)    

Certificación: Será la definición contenida en la sección “Organización  Del Subsistema De La Calidad” del Decreto Reglamentario Único del Sector  Comercio, Industria y Turismo o aquella que la modifique sustituya o adicione.    

(Decreto 1471 de 2014,  artículo 7° numeral 13) (Nota: Según el texto oficialmente  publicado, esta definición no corresponde al texto del numeral 13 del artículo  7º del Decreto 1471 de 2014,  referido.).    

Certificado de conformidad: Será la definición contenida en la sección “Organización  Del Subsistema de la Calidad” del Decreto Reglamentario Único del Sector  Comercio, Industria y Turismo o aquella que la modifique sustituya o adicione.    

(Decreto 1471 de 2014,  artículo 7° numeral 15) (Nota: Según el texto  oficialmente publicado, esta definición no corresponde al texto del numeral 15  del artículo 7º del Decreto 1471 de 2014,  referido.).    

Combustibles básicos: La definición establecida en la Resolución 180687 del 17 de  junio de 2003 expedida por el Ministerio de Minas y Energía, o en aquellas  normas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, la cual se transcribe: “Son  mezclas de hidrocarburos derivados del petróleo que han sido diseñadas como  combustibles de motores de combustión interna, ya sean solas o en mezcla con  componentes oxigenantes, para reformular combustibles con mejores  características de combustión. Para efectos del presente decreto se entienden  como combustibles básicos la gasolina corriente, la gasolina extra, el diésel  corriente y el diésel extra o de bajo azufre”.    

(Decreto 4299 de 2005,  artículo 4°)    

Combustibles líquidos  derivados de petróleo: Son todos  los productos clasificables dentro de las categorías de las gasolinas,  gasóleos, querosenes y fuelóleos, entre los cuales se cuentan: Combustibles  para aviación (avigás), gasolina motor (gasolina  extra, gasolina corriente, gasolina corriente oxigenada, gasolina extraoxigenada), combustibles de aviación para motores tipo  turbina, queroseno, diésel extra o de bajo azufre, diésel corriente (ACPM),  diésel marino (se conoce también con los siguientes nombres: diésel fluvial,  marine diésel, gas oil, intersol,  diésel número 2), y combustible para quemadores industriales (combustóleosfuel oil).    

(Decreto 4299 de 2005,  artículo 4°)    

Combustibles oxigenados: La  definición establecida en la Resolución 180687 del 17 de junio de 2003,  expedida por el Ministerio de Minas y Energía o en aquellas normas que la  modifiquen, adicionen o sustituyan, la cual se transcribe: “Son mezclas de  combustibles básicos derivados del petróleo con alcoholes carburantes en una  proporción reglamentada. Sus especificaciones de calidad técnica y ambiental  son reglamentadas por los Ministerios de Minas y Energía y de Ambiente,  Vivienda y Desarrollo Territorial, según sus com petencias. Para los efectos de este Decreto entiéndase “gasolina  corriente oxigenada” y “gasolina extra oxigenada”.    

(Decreto 4299 de 2005,  artículo 4°)    

Comercializador industrial: Es el distribuidor minorista que utilizando vehículos  tipo carrocería tanque o barcazas habilitadas para almacenar y distribuir  combustibles líquidos derivados del petróleo, en los términos previstos en los  artículos 2.2.1.1.2.2.3.90 a 2.2.21.1.2.2.3.92 del presente decreto.    

(Decreto 4299 de 2005,  artículo 4°, modificado por el Decreto 1717 de 2008,  artículo 2°).    

Componentes oxigenantes: La definición establecida en la Resolución 180687 del 17  de junio de 2003, expedida por el Ministerio de Minas y Energía o en aquellas  normas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, la cual se transcribe: “Son  alcoholes carburantes derivados de la biomasa, los cuales mezclados con  combustibles básicos mejoran las características antidetonantes en el caso de  las gasolinas y reducen las emisiones contaminantes generadas en la combustión  en los motores”.    

(Decreto 4299 de 2005,  artículo 4°)    

Detector: Sustancia o equipo que permite detectar la presencia y/o concentración  del “Marcador” en el combustible.    

(Decreto 1503 de 2002,  artículo 1°)    

Detección: Proceso mediante el cual se usa el “Detector” para  comprobar si el combustible tiene o no “Marcador”. El resultado es comparado  después con un patrón que permite garantizar la procedencia del combustible.    

(Decreto 1503 de 2002,  artículo 1°)    

Diagnosticentro o serviteca: Establecimiento dedicado al mantenimiento preventivo de  vehículos. Generalmente ofrece servicio de diagnóstico sobre funcionamiento del  motor, sistemas de dirección y eléctrico; cambio, reparación y venta de llantas  y demás servicios afines.    

(Decreto 283 de 1990,  artículo 3°)    

Distribuidor mayorista: Toda persona natural o jurídica dedicada a ejercer la  distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo, a través de una  planta de abastecimiento conforme a lo señalado en el artículo 2.2.1.1.2.2.3.83  y siguientes del presente decreto.    

(Decreto 4299 de 2005,  artículo 4°, modificado por el Decreto 1333 de 2007,  artículo 2°)    

Distribuidor minorista: Toda persona natural o jurídica dedicada a ejercer la  distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo al consumidor  final, a través de una estación de servicio o como comercializador Industrial,  en los términos del artículo 2.2.1.1.2.2.3.90. y siguientes del presente  decreto.    

(Decreto 4299 de 2005,  artículo 4°, modificado por el Decreto 1717 de 2008,  artículo 2°)    

Ebullición Desbordante: Fenómeno presentado en el incendio de ciertos aceites en  un tanque abierto, cuando después de arder por cierto tiempo, hay un repentino  aumento en la intensidad del fuego, asociado con la expulsión de aceite  incendiado fuera del tanque. Este fenómeno se presenta en la mayoría de los petróleos  crudos, combustibles líquidos de amplio intervalo de ebullición como el  combustible (Fuel Oil número 6) y cuando en el fondo  del tanque se acumula agua que se vaporiza repentinamente.    

(Decreto 283 de 1990,  artículo 3°)    

Estación de servicio: Establecimiento en el cual se almacenan y distribuyen al  consumidor final los combustibles líquidos derivados del petróleo. Dependiendo  del tipo de combustibles que distribuyan las estaciones de servicio se  clasifican en:    

i) Estación de servicio de aviación;    

ii) Estación de servicio automotriz;    

iii) Estación de servicio fluvial, y    

iv) Estación de servicio marítima.    

(Decreto 4299 de 2005,  artículo 4°)    

Estación de servicio de  aviación: Establecimiento en donde se almacenan y  distribuyen combustibles líquidos derivados del petróleo, destinados  exclusivamente para aviación.    

(Decreto 4299 de 2005,  artículo 4°)    

Estación de servicio  automotriz: Establecimiento en el cual se almacenan y  distribuyen combustibles básicos utilizados para vehículos automotores, los  cuales se entregan a partir de equipos fijos (surtidores) que llenan  directamente los tanques de combustible.    

Dichos establecimientos pueden incluir facilidades para  prestar uno o varios de los siguientes servicios: lubricación, lavado general  y/o de motor, cambio y reparación de llantas, alineación y balanceo, servicio  de diagnóstico, trabajos menores de mantenimiento automotor, venta de llantas,  neumáticos, lubricantes, baterías y accesorios y demás servicios afines.    

En las estaciones de servicio automotriz también podrá  operar venta de GLP en cilindros portátiles, con destino al servicio público  domiciliario, caso en el cual se sujetarán a la reglamentación específica que  establezca el Ministerio de Minas y Energía. Asimismo podrán funcionar  minimercados, tiendas de comidas rápidas, cajeros automáticos, tiendas de  vídeos y otros servicios afines a estos, siempre y cuando se obtengan de las  autoridades competentes las autorizaciones correspondientes y se cumplan todas  las normas de seguridad para cada uno de los servicios ofrecidos.    

Las estaciones de servicio también podrán disponer de  instalaciones y equipos para la distribución de gas natural comprimido (GNC)  para vehículos automotores, caso en el cual se sujetarán a la reglamentación  expedida por el Ministerio de Minas y Energía.    

(Decreto 4299 de 2005,  artículo 4°)    

Estación de servicio fluvial: Establecimiento en el cual se almacenan y distribuyen los  combustibles líquidos derivados del petróleo, a partir de equipos (surtidores),  que cuenta con tanques de almacenamiento instalados en barcazas flotantes no  autopropulsadas y ancladas o aseguradas en un lugar fijo, que llenan  directamente los tanques de combustible.    

(Decreto 4299 de 2005,  artículo 4°, modificado por el Decreto 1717 de 2008,  artículo 2°)    

Estación de servicio marítima:  Establecimiento en donde se almacenan y  distribuyen combustibles líquidos derivados del petróleo destinados  exclusivamente para buques o naves.    

(Decreto 4299 de 2005,  artículo 4°)    

Estación de servicio privada: Establecimiento perteneciente a una empresa o  institución, destinada exclusivamente al suministro de combustibles líquidos  derivados del petróleo para sus vehículos, aeronaves, barcos y/o naves.    

(Decreto 4299 de 2005,  artículo 4° adicionado por el Decreto 1717 de 2008,  artículo 1°)    

Estación de servicio pública: Establecimiento destinado al suministro de combustibles  líquidos derivados del petróleo, servicios y venta de productos al público en  general, según la clase del servicio que preste.    

(Decreto 4299 de 2005,  artículo 4°, adicionado por el Decreto 1717 de 2008,  artículo 1°)    

Evaluación de la conformidad: Será la definición contenida en la sección “Organización Del  Subsistema de la Calidad” del Decreto Reglamentario Único del Sector Comercio,  Industria y Turismo o aquella que la modifique sustituya o adicione.    

(Decreto 1471 de 2014  artículo 7°) (Nota: Según el texto  oficialmente publicado, esta definición no corresponde al texto de la misma que  contempla el  artículo 7º del Decreto 1471 de 2014,  referido.).    

Gasolina Motor o Gasolina: Para los efectos del presente decreto la gasolina es una  mezcla compleja de hidrocarburos entre tres y doce átomos de carbono formada  por fracciones combustibles provenientes de diferentes procesos de refinación  del petróleo tales como destilación atmosférica, ruptura catalítica, ruptura  térmica, alquilación, polimerización, reformado catalítico, etc. Las  propiedades de este combustible deberán ajustarse a las especificaciones  establecidas en la Resolución 0068 del 18 de enero de 2001 de los Ministerios  de Medio Ambiente y desarrollo sostenible y Minas y Energía y las disposiciones  que la modifiquen o deroguen.    

(Decreto 1503 de 2002,  artículo 1°)    

Gran consumidor: Persona natural o jurídica que, por cada instalación,  consume en promedio anual más de 20.000 galones mes de combustibles líquidos  derivados del petróleo para uso propio y exclusivo en sus actividades, en los  términos establecidos en los artículos 2.2.1.1.2.2.3.93. y 2.2.1.1.2.2.3.94 del  presente decreto, y puede ser: i) gran consumidor con instalación fija, ii) gran consumidor temporal con instalación y iii) gran consumidor sin instalación.    

(Decreto 4299 de 2005,  artículo 4°, modificado por el Decreto 1717 de 2008,  artículo 2°)    

Gran consumidor con  instalación fija: Es aquel gran  consumidor que cuenta con instalaciones que permiten descargar, almacenar y  despachar combustibles líquidos derivados del petróleo.    

(Decreto 4299 de 2005,  artículo 4°, adicionada por el Decreto 1333 de 2007,  artículo 1°)    

Gran Consumidor Individual No  Intermediario de ACPM: Únicamente  para efectos de aplicar el artículo 14 de la Ley 681 de 2001, se  considera Gran Consumidor Individual No Intermediario de ACPM aquel que tiene  un consumo propio de ACPM, nacional o importado, igual o superior a diez mil  (10.000) barriles mensuales. Los Sistemas de Transporte Terrestre Masivos de  Pasajeros y las empresas generadoras de energía ubicadas en las Zonas  Interconectadas del Territorio Nacional serán considerados como Grandes  Consumidores Individuales No Intermediarios de ACPM, independientemente de su  consumo.    

Para efectos del presente decreto se entiende como ACPM,  el definido por el artículo 2° de la Ley 681 de 2001, y por  consumo propio, el utilizado en las actividades relacionadas con su objeto  social principal.    

Parágrafo 1°.  Se exceptúa el ACPM consumido por el servicio público de generación  eléctrica en las Zonas No Interconectadas del Territorio Nacional.    

Parágrafo 2°.  En el caso de los sistemas de transporte masivo, el combustible se cobrará  en forma proporcional a las diferentes empresas operadoras que participen en el  mismo y sobre los volúmenes consumidos por cada una de ellas en los buses que  hacen parte de su operación.    

Ecopetrol S. A. o quien haga sus veces, previo visto  bueno del Ministerio de Minas y Energía -Dirección de Hidrocarburos-, definirá  los procedimientos generales de cobro sobre el particular”.    

(Decreto 2988 de 2003,  artículo 1° modificado por el Decreto 4483 de 2006,  artículo 1° modificado por la Ley 1430 de 2010).    

Gran consumidor  temporal con instalación: Es aquel gran  consumidor que cuenta con instalaciones que permiten descargar, almacenar y  despachar combustibles líquidos derivados del petróleo y que para el desarrollo  de su actividad, como la ejecución de obras de infraestructura, servicios  petroleros, exploración y explotación petrolera y minera y actividades  agroindustriales, requiera el consumo de combustibles en un periodo que no  exceda de un año.    

(Decreto 4299 de 2005,  artículo 4°, modificado por el Decreto 1717 de 2008,  artículo 2°)    

Gran consumidor sin instalación: Es aquel gran consumidor que consume combustibles  para uso propio y exclusivo en sus aeronaves, buques o naves.    

(Decreto 4299 de 2005,  artículo 4°, adicionado por el Decreto 1333 de 2007,  artículo 1°)    

Importador: Toda persona natural o jurídica que ejerce la actividad  de importación de combustibles líquidos derivados del petróleo, conforme a lo  establecido en el artículo 2.2.1.1.2.2.3.77. y siguientes del presente decreto.    

(Decreto 4299 de 2005,  artículo 4°)    

Isla de surtidor para combustibles líquidos derivados del  petróleo: Es la  base o soporte de material resistente y no inflamable, generalmente concreto,  sobre la cual van instalados los surtidores o bombas de expendio, construida  con una altura mínima de veinte (20) centímetros sobre el nivel del piso y un  ancho no menor de un metro con veinte centímetros (1.20 m).    

(Decreto 1521 de 1998,  artículo 2°)    

Isla de surtidor para gas natural comprimido (GNC): Sector sobreelevado y adecuadamente  protegido del patio de maniobras, sobre el que no se admitirá la circulación  vehicular. En esta se ubicará el surtidor de despacho de G.N.C., sus válvulas  de bloqueo y, de resultar necesario, las columnas de soporte de surtidores y canopys.    

(Decreto 1521 de 1998,  artículo 2°)    

Líquido Inflamable: Un líquido que tiene un punto de inflamación inferior a  100 °F (37.8 °C) y una presión de vapor absoluta máxima, a 100 °F (37.8 °C), de  2.82 Kg/cm2 (2068 mm Hg). Estos líquidos son definidos por la NFPA como clase  IA, IB y IC de acuerdo con sus puntos de inflamación y ebullición.    

(Decreto 283 de 1990,  artículo 3°, subrogado por el Decreto 1521 de 1998,  artículo 2°)    

Líquido combustible: Líquido que tiene un punto de inflamación igual o  superior de 100°F (37.8°C). Estos líquidos son definidos por la NFPA como Clase  II, IIIA y IIIB de acuerdo con su punto de inflamación.    

(Decreto 283 de 1990,  artículo 3°, subrogado por el Decreto 1521 de 1998,  artículo 2°)    

Mantenimiento: Actividades tendientes a lograr el adecuado  funcionamiento de equipos, elementos, accesorios, maquinarias, etc., con el fin  de garantizar una eficaz y eficiente prestación del servicio al usuario.    

(Decreto 1521 de 1998,  artículo 2°)    

Marcación: Proceso mediante el cual se agrega al combustible una  sustancia química denominada “Marcador”, la cual no afecta ninguna de sus  propiedades, físicas, químicas ni visuales, ni ninguna de sus especificaciones.    

(Decreto 1503 de 2002,  artículo 1°)    

Marcador: Sustancia química que permite obtener información sobre  la procedencia del combustible.    

La aplicación de marcadores en los combustibles puede ser  utilizada para propósitos de diferenciar calidades, mezclas, combustibles,  extraídos ilícitamente de los poliductos y para controlar evasión de impuestos  y adulteración de combustibles, entre otros.    

(Decreto 1503 de 2002,  artículo 1°)    

Modificación de instalaciones: Se refiere al cambio de ubicación de  islas, tanques y/o edificaciones localizadas en la estación de servicio.    

(Decreto 1521 de 1998,  artículo 2°)    

Organismo de acreditación: Será la definición contenida en la sección  “Organización del Subsistema de la Calidad” del Decreto Reglamentario Único del  Sector Comercio, Industria y Turismo o aquella que la modifique sustituya o  adicione.    

(Decreto 1471 de 2014,  artículo 7°) (Nota: Según el texto  oficialmente publicado, esta definición no corresponde al texto de la misma que  contempla el  artículo 7º del Decreto 1471 de 2014,  referido.).    

Organismo de certificación: La definición establecida en el Decreto  2269 del 16 de septiembre de 1993 o en aquellas normas que la modifiquen,  adicionen o sustituyan, la cual se transcribe: “Entidad imparcial, pública o  privada, nacional, extranjera o internacional, que posee la competencia y la  confiabilidad necesarias para administrar un sistema de certificación,  consultando los intereses generales”.    

(Decreto 4299 de 2005,  artículo 4°)    

Otras definiciones: Siempre y cuando no contradigan lo consagrado en el  presente decreto, se tendrán en cuenta las definiciones establecidas en la  Resolución 80582 del 8 de abril de 1996 o en aquellas normas que las aclaren,  modifiquen o deroguen.    

(Decreto 1521 de 1998,  artículo 2°)    

Petróleo Crudo: Mezclas de hidrocarburos que tienen un punto de  inflamación por debajo de 150° F (65.6° C) y que no han sido procesados en una  refinería.    

(Decreto 283 de 1990,  artículo 3°, subrogado por el Decreto 1521 de 1998,  artículo 2°)    

Planta de abastecimiento: Son las instalaciones físicas,  construidas y operadas en tierra, necesarias para almacenar, manejar y  despachar al por mayor combustibles líquidos derivados del petróleo a la(s)  planta(s) de otro(s) distribuidor(es) mayorista(s), a distribuidores minoristas  o al gran consumidor.    

(Decreto 4299 de 2005,  artículo 4°)    

Precio de referencia de la gasolina de aviación A1 en  Colombia: Es el  promedio de los precios ponderados por volumen de venta de combustible de  aviación para motores tipo turbina (gasolina de aviación Jet A1) para los siete  aeropuertos con mayor consumo de este combustible en el país.    

Para determinar el precio de venta se tendrán en cuenta  el Ingreso al Productor y la tarifa de transporte por poliductos.    

(Decreto 2166 de 2006,  artículo 1°) (Nota: Según el texto  oficialmente publicado, esta definición no corresponde al texto completo del  artículo 1º del Decreto 2166 de 2006,  referido.).    

Precio de referencia de la gasolina de aviación Jet A1  Internacional: Es  el precio promedio del combustible de aviación para motores tipo turbina  (gasolina de aviación Jet Al) en ala de avión de los Aeropuertos del Área y del  Golfo de México, en el cual se tendrán en cuenta el precio al productor y otros  cargos al combustible en cada aeropuerto (intoplane  fee, Fletes, seguros, transporte, o similares) y sin incluir los márgenes de  intermediación, de truputh o de manejo de  inventarios.    

(Decreto 2166 de 2006,  artículo 1°) (Nota: Según el texto  oficialmente publicado, esta definición no corresponde al texto completo del  artículo 1º del Decreto 2166 de 2006,  referido.).    

Protección a áreas expuestas: Son las medidas de seguridad contra  incendio para las instalaciones y bienes situados en áreas adyacentes a plantas  de abasto. Se acepta que existe la protección contra incendio para estas  instalaciones o áreas cuando están:    

1. Ubicadas dentro de la jurisdicción de un cuerpo de  bomberos oficial o voluntario, debidamente equipado;    

2. Contiguas a plantas que tengan brigadas privadas  contra incendio capaces de proporcionar chorros de agua para enfriar las  instalaciones o áreas expuestas;    

3. Cuando la instalación expuesta tiene capacidad  suficiente de equipos y agua a presión para garantizar esta protección.    

(Decreto 283 de 1990,  artículo 3°)    

Puerto: Conjunto de elementos físicos que incluyen obra, canales  de acceso, instalaciones y servicios que permiten aprovechar un área frente a  la costa o ribera de un río en condiciones favorables para la realización de  operaciones de cargue y descargue de toda clase de buques, intercambio de  mercancías entre tráfico terrestre, marítimo y/o fluvial. Dentro del puerto  quedan los terminales portuarios, muelles o embarcaderos.    

(Decreto 4299 de 2005,  artículo 4°)    

Punto de Inflamación: La temperatura mínima a la cual un líquido despide vapor  en concentración suficiente, para formar una mezcla inflamable con aire, cerca  de la superficie del líquido dentro del recipiente que lo contiene.    

(Decreto 283 de 1990,  artículo 3°, subrogado por el Decreto 1521 de 1998,  artículo 2°)    

Refinador: Toda persona natural o jurídica que ejerce la actividad  de refinación de hidrocarburos para la producción de combustibles líquidos  derivados del petróleo, en los términos del artículo 2.2.1.1.2.2.3.75. y  siguientes del presente decreto.    

(Decreto 4299 de 2005,  artículo 4°)    

Sistemas de protección contra incendio: Son aquellas medidas de seguridad, materiales,  accesorios y equipos, suficientes para prevenir o atender un siniestro.  Estableciendo un plan de acción, se indicará la actividad a cumplir y la  jerarquización para la asignación de responsabilidades que involucre a cada uno  de los miembros que se desempeñe dentro del área que comprende la estación de  servicio, incluyendo a quienes prestan los servicios adicionales autorizados.    

(Decreto 1521 de 1998,  artículo 2°)    

Surtidor: El dispositivo con registro de volumen y precio del  combustible, mediante el cual se entrega el producto directamente en los  tanques o cilindros de combustible de los automotores.    

(Decreto 1521 de 1998,  artículo 2°)    

Tanque Atmosférico: Es un tanque de almacenamiento de combustibles diseñados  para operar a presiones que van, desde la atmosférica hasta 0.035 kg/cm2 manométricas (760 a 786 mm. de  mercurio), medidas en el tope del tanque.    

(Decreto 283 de 1990,  artículo 3°)    

Transportador: Toda persona natural o jurídica que ejerce la actividad  de transporte de combustibles líquidos derivados del petróleo y alcohol  carburante, en los términos del artículo 2.2.1.1.2.2.3.85. y siguientes del  presente decreto.    

(Decreto 4299 de 2005,  artículo 4°)    

b) SIGLAS.    

ICONTEC: Instituto Colombiano de Normas Técnicas. Organismo  Nacional de Normalización.    

(Decreto 283 de 1990,  artículo 3°)    

NFPA: The National Fire Protection Association. Asociación Nacional de Protección  Contra Incendios de los Estados Unidos de Norteamérica, cuyas normas son  ampliamente aceptadas en la mayoría de los países.    

(Decreto 283 de 1990,  artículo 3°)    

OPCI: Organización Iberoamericana de Protección contra Incendios:  Es la entidad que interpreta y difunde las normas NFPA en Iberoamérica y sirve  como asesora y consultora para el mundo de habla hispana, con asistencia de la  NFPA.    

(Decreto 283 de 1990,  artículo 3°)    

API: American Petroleum Institute. Instituto Americano del Petróleo de Estados  Unidos de Norteamérica, encargado de estandarizar y normalizar bajo estrictas  especificaciones de control de calidad, diferentes materiales y equipos para la  industria petrolera. Igualmente establece normas para diseño, construcción y pruebas  en instalaciones petroleras, incluyendo diseño de equipos y pruebas de  laboratorio para derivados del petróleo.    

(Decreto 283 de 1990,  artículo 3°)    

ASME: American Society of Mechanical Engineers.  Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos de Estados Unidos de Norteamérica,  encargada de velar por la normalización de todo lo relacionado con ingeniería  Mecánica.    

(Decreto 283 de 1990,  artículo 3°)    

ANSI: American National Standards Institute. Instituto  Americano Nacional de Normas de los Estados Unidos de Norteamérica, encargado  de coordinar y acreditar las normas técnicas que elaboran diferentes entidades  especializadas, tales como API, NFPA, ASME, etc., sobre diseño, fabricación,  inspección y pruebas de equipos industriales utilizados en el montaje de  plantas.    

(Decreto 283 de 1990,  artículo 3°)    

GLP: Gas licuado del petróleo, también conocido comúnmente  como gas propano.    

(Decreto 283 de 1990,  artículo 3°)    

c) NORMAS CITADAS.    

NFPA 77: Electricidad Estática.    

NFPA 11: Sistemas de Espuma de Expansión Baja y de  Agentes Combinados.    

NFPA 70: Código Eléctrico Nacional.    

NFPA 30: Código de Líquidos Combustibles e Inflamables.    

NFPA 30A: Código para Estaciones de Servicio.    

NFPA 22: Tanques de Agua, para Protección Contra Incendio  en Propiedades Privadas.    

NFPA 24: Instalación de Tuberías de Servicio para  Sistemas Contra Incendio en Propiedades Privadas.    

ANSI-B.31.3: Tuberías para Plantas Químicas y Refinerías  de Petróleo.    

API 650: Tanques de Almacenamiento Atmosférico.    

(Decreto 283 de 1990,  artículo 3°)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.1.5. Clasificación de las estaciones de servicio. Sin perjuicio de la definición establecida en el artículo  2.2.1.1.2.2.1.4., las estaciones de servicio se clasificarán así:    

1. Por la clase de servicios que prestan:    

CLASE A. Es la que, además de vender combustibles, tiene  instalaciones adecuadas para prestar tres o más de los siguientes servicios:  lubricación, lavado general y de motor cambio y reparación de llantas,  alineación y balanceo reparaciones menores. Además, puede disponer de  instalaciones para la venta de lubricantes, baterías, llantas, neumáticos y  accesorios para automotores.    

CLASE B. Es aquella dedicada exclusivamente a la venta de  combustibles y que, además tiene instalaciones adecuadas para la venta de  lubricantes, baterías, llantas, neumáticos y accesorios.    

CLASE C. Es aquella dedicada única y exclusivamente a la venta de  combustibles. Esas estaciones pueden ubicarse en áreas reducidas, siempre y  cuando cumplan con todos los requisitos de seguridad de acuerdo con normas  internacionalmente reconocidas, como las de la NFPA. Por excepción, pueden  tener puntos de venta de lubricantes, agua para batería, aditivos y algunos  accesorios.    

(Decreto 283 de 1990,  artículo 4°, modificado parcialmente en sus clases a y b, por el artículo 2°  del Decreto 353 de 1991)    

2. Por su naturaleza    

Estación de servicio pública. Establecimiento destinado al suministro de combustibles  líquidos derivados del petróleo, servicios y venta de productos al público en  general, según la clase del servicio que preste.    

Estación de servicio privada. Establecimiento perteneciente a una empresa o  institución, destinada exclusivamente al suministro de combustibles líquidos  derivados del petróleo para sus vehículos, aeronaves, barcos y/o naves.    

(Decreto 4299 de 2005,  adicionado por el Decreto 1717 de 2008,  artículo 1°)    

3. Por la clase de producto que manejan:    

Estación de Servicio Dedicada:  Es la Estación de Servicio destinada  solamente a la distribución de un tipo de combustible, ya sea combustibles  líquidos derivados del petróleo o combustibles gaseosos.    

(Decreto 1605 de 2002  artículo 3°)    

Gas natural comprimido (GNC): Establecimiento que dispone de instalaciones y equipos  para el almacenamiento y distribución de combustibles gaseosos, excepto gas  licuado del petróleo (G.L.P.), para vehículos, a través de equipos fijos  (surtidores) que llenan directamente los tanques o cilindros de combustible.  Además, pueden incluir facilidades para prestar uno o varios de los siguientes  servicios: lubricación, lavado general o de motor, cambio o reparación de  llantas, alineación y balanceo, servicio de diagnosticentro,  trabajos menores de mantenimiento de motor, venta de llantas, neumáticos,  lubricantes, baterías, accesorios y demás servicios afines. (Definición de  acuerdo con lo consagrado en el artículo 1° de la Resolución número 8 0582 del  8 de abril de 1996).    

Combustibles líquidos  derivados del petróleo: Establecimiento  que dispone de instalaciones y equipos para el almacenamiento y distribución de  combustibles líquidos derivados del petróleo, excepto gas licuado del petróleo  (G.L.P.), para vehículos, a través de equipos fijos (surtidores) que llenan  directamente los tanques de combustible. Además, puede incluir facilidades para  prestar uno o varios de los siguientes servicios: lubricación, lavado general o  de motor, cambio o reparación de llantas, alineación y balanceo, servicio de diagnosticentro, trabajos menores de mantenimiento de  motor, venta de llantas, neumáticos, lubricantes, baterías, accesorios y demás  servicios afines.    

Mixta. Establecimiento que dispone de instalaciones y equipos  para el almacenamiento y distribución de combustibles gaseosos y combustibles  líquidos derivados del petróleo, excepto gas licuado del petróleo (G.L.P.),  para vehículos, a través de equipos fijos (surtidores) que llenan directamente  los tanques de combustible. Además, puede incluir facilidades para prestar uno  o varios de los siguientes servicios: lubricación, lavado general o de motor,  cambio o reparación de llantas, alineación y balanceo, servicio de diagnosticentro, trabajos menores de mantenimiento de  motor, venta de llantas, neumáticos, lubricantes, baterías, accesorios y demás  servicios afines.    

(Decreto 1521 de 1998,  artículo 3°)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.1.6.  Adicionado por el Decreto 1281 de 2020,  artículo 1º. Plan de continuidad en materia de combustibles líquidos derivados  del petróleo y sus mezclas con biocombustibles y el Plan de Expansión de la red  de poliductos del Ministerio de Minas y Energía. El  Ministerio de Minas y Energía podrá expedir el Plan de Continuidad, así como el  Plan de Expansión de la Red de Poliductos en materia de combustibles líquidos  derivados del petróleo y sus mezclas con biocombustibles, a partir de los  proyectos que adopte del Plan Indicativo de Abastecimiento de Combustibles  Líquidos de la UPME.    

El Plan Indicativo de Abastecimiento  de Combustibles Líquidos contendrá el listado de proyectos y servicios  elegibles y requeridos para asegurar el abastecimiento y la confiabilidad de la  cadena de combustibles líquidos en el corto, mediano y largo plazo, así como  sus esquemas y período de remuneración, los tiempos requeridos para su  planeación, ejecución y puesta en operación. Dicho plan deberá tener en cuenta,  con la mejor información disponible: las proyecciones de niveles de oferta y  demanda de crudo, de combustibles líquidos derivados del petróleo y de  biocombustibles, las condiciones actuales de la infraestructura de la cadena de  abastecimiento.    

El Ministerio de Minas y  Energía o la entidad en que se delegue esta función, establecerá los demás  criterios que se deberán tener en cuenta en el Plan Indicativo de  Abastecimiento de Combustibles Líquidos, y desarrollará lo necesario para la  implementación de estos, incluyendo todo lo requerido para el desarrollo de los  proyectos allí adoptados y su esquema de remuneración.    

Parágrafo: Los proyectos  presentados en los respectivos planes deberán asegurar el cumplimiento de los  requisitos de calidad de los combustibles líquidos derivados del petróleo,  biocombustibles y sus mezclas.    

Artículo 2.2.1.1.2.2.1.6.1.  Adicionado por el Decreto 1135 de 2022,  artículo 4º. Desarrollo e implementación del plan de continuidad en materia de  combustibles líquidos derivados del petróleo y sus mezclas con biocombustibles  y el plan de expansión de la red de poliductos. La CREG  deberá expedir la regulación aplicable a la implementación y desarrollo de los  planes de continuidad o de expansión de la red de poliductos, en materia de  combustibles líquidos derivados del petróleo y sus mezclas con biocombustibles,  para lo cual deberá establecer:    

1. Criterios para determinar  qué agente puede desarrollar el proyecto. Los proyectos u obras de los  respectivos planes deberán ser desarrolladas, en primera instancia, por un  agente como complemento de la infraestructura existente. En caso de que los  primeros no sean desarrollados por el agente, deberán ser desarrollados como  resultado de la aplicación de mecanismos abiertos y competitivos.    

2. Condiciones para la  aplicación de mecanismos abiertos y competitivos para la selección. La CREG  será la responsable del diseño de los mecanismos abiertos y competitivos de los  que trata el presente artículo.    

3. Obligaciones de los agentes  que, en primera instancia, desarrollen proyectos adoptados por el Ministerio  como complemento de su infraestructura existente para garantizar su entrada en  operación oportuna. Estas obligaciones contemplarán los mecanismos de  cubrimiento, auditoría y control a que haya lugar, los mecanismos para  manifestar su interés, entre otros.    

4. Obligaciones de los agentes  a los que se les asigne la construcción y operación de los proyectos mediante  mecanismos abiertos y competitivos, para garantizar su entrada en operación  oportuna. Estas obligaciones contemplarán, entre otros, los mecanismos de  cubrimiento, auditoría y control a que haya lugar.    

5. Procedimientos, requisitos y  documentación a adjuntar para el proceso de asignación del proyecto según lo  establecido por el Ministerio de Minas y Energía acorde con la correspondiente  instancia.    

6. Metodologías de remuneración  de los proyectos u obras de los respectivos planes. La mencionada metodología  podrá considerar la remuneración de los activos mediante cargos fijos y  variables.    

Parágrafo. La  UPME será responsable de la aplicación e implementación de los mecanismos  abiertos y competitivos de selección, a los que se refiere este artículo. Así  como de la identificación de los beneficiarios de cada proyecto.    

Artículo 2.2.1.1.2.2.1.7  Adicionado por el Decreto 1281 de 2020,  artículo 1º. Tipos de almacenamiento de combustibles líquidos derivados del  petróleo, de los biocombustibles y sus mezclas.        

a) Almacenamiento Estratégico: Es  la capacidad de almacenamiento y el volumen mínimo de combustibles líquidos  derivados del petróleo, biocombustibles y sus mezclas, requeridos para  garantizar el abastecimiento de uno o varios mercados o regiones, durante un  período determinado, así como los volúmenes que no podrán ser retirados de la  infraestructura del almacenamiento, salvo que se presenten insalvables  restricciones en la oferta de combustibles líquidos derivados del petróleo y  sus mezclas con biocombustibles, restricciones en las capacidades de transporte  o movilización de combustibles, o demás situaciones que deriven en algún tipo  de eventos de escasez.    

b) Almacenamiento Comercial: Es  la capacidad de almacenamiento y volumen mínimo de combustibles líquidos  derivados del petróleo, biocombustibles y sus mezclas acopiados en las plantas  de almacenamiento o almacenamientos de los agentes de la cadena de distribución  de combustibles, para realizar las actividades de comercialización sin  interrupciones, y con el objetivo de atender la demanda interna, garantizar la  calidad del producto y su suministro continuo.    

c) Almacenamiento Operativo: Es  la capacidad de almacenamiento y volumen mínimo de combustibles líquidos  derivados del petróleo, biocombustibles y sus mezclas; requerido para equilibrar  u optimizar el flujo o tránsito continuo de dichos productos, con el fin de  mantener una operación segura, eficiente y adecuada de los sistemas de  transporte por poliductos, medios de transporte alternativos y de los sistemas  de refinación y/o puertos de importación o plantas de abastecimiento.    

El Ministerio de Minas y  Energía desarrollará lo relacionado con los tipos, usos y manejo de los  almacenamientos que se señalan el presente artículo.    

Artículo 2.2.1.1.2.2.1.8  Adicionado por el Decreto 1281 de 2020,  artículo 1º. Reporte de información por parte de los agentes de la cadena de  distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo y sus mezclas con  biocombustibles. El Ministerio de Minas y Energía, expedirá la regulación para  solicitar a los agentes de la cadena señalados en el artículo 2.2.1.1.2.2.1.2.,  información y reportes relacionados con sus actividades operacionales,  logísticas y comerciales, así como respecto de su infraestructura física y  ubicación geográfica de sus instalaciones y sitios de operación.    

Artículo 2.2.1.1.2.2.1.9  Adicionado por el Decreto 1281 de 2020,  artículo 1º. Medidas respecto de los contratos para la cadena de distribución  de combustibles líquidos derivados del petróleo, de los biocombustibles y sus  mezclas. El Ministerio de Minas y Energía o la entidad que este delegue,  expedirá la regulación para el registro y contenido mínimo de los contratos de  la cadena de distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo, de  los biocombustibles y sus mezclas.    

Parágrafo Transitorio: El  Ministerio de Minas y Energía fijará las condiciones y el lapso dentro del cual  los contratos vigentes cumplirán las exigencias establecidas en el presente  artículo.    

Artículo 2.2.1.1.2.2.1.10.  Adicionado por el Decreto 1135 de 2022,  artículo 4º. Para ejercer la actividad de refinación, importación,  almacenamiento, transporte, distribución mayorista y minorista de combustibles  líquidos y sus mezclas con biocombustibles y para actuar como gran consumidor,  los interesados deberán obtener autorización de la Dirección de Hidrocarburos.    

El Ministerio de Minas y  Energía expedirá las normas que señalen los requisitos y las obligaciones que  deben cumplir los interesados en desarrollar actividades relacionadas con la  cadena de distribución de combustibles y sus mezclas con biocombustibles.    

Parágrafo 1°. El Ministerio de  Minas y Energía, en la regulación que expida, podrá clasificar los agentes  determinados en el artículo 61 de la Ley 812 de 2003, o en  aquella que la reemplace, sustituya o modifique.    

Parágrafo 2°. Una vez el  Ministerio de Minas y Energía desarrolle lo relacionado con los tipos, usos y  manejo de los almacenamientos que se señalan en el artículo 2.2.1.1.2.2.1.7 del  presente decreto, el almacenador deberá informar, reportar y actualizar  cualquier cambio en el estado de su operación, frente a los mencionados tipos  de almacenamiento que desarrolla.    

Parágrafo 3°. Sin perjuicio de  los volúmenes consumidos y mientras el Ministerio de Minas y Energía expide o  actualiza la regulación sobre el Gran Consumidor, el transportador de  combustibles líquidos por poliducto será clasificado como un Gran Consumidor  solo para efectos del abastecimiento de las necesidades energéticas del sistema  de poliductos, y para mantener balanceados los inventarios de dichos sistemas.  De tales necesidades se excluyen los consumos de la flota de vehículos que el  transportador emplee en su operación.    

Parágrafo Transitorio. Los  siguientes artículos del Decreto número  1073 de 2015, para cada agente, se mantendrán vigentes hasta que el  Ministerio de Minas y Energía expida la regulación respectiva de que trata el  presente artículo:    

2.2.1.1.2.2.3.72 al  2.2.1.1.2.2.3.74; 2.2.1.1.2.2.3.75 y 2.2.1.1.2.2.3.76; 2.2.1.1.2.2.3.77 al  2.2.1.1.2.2.3.80; 2.2.1.1.2.2.3.81 y 2.2.1.1.2.2.3.82; 2.2.1.1.2.2.3.83 y  2.2.1.1.2.2.3.84; 2.2.1.1.2.2.3.87 al 2.2.1.1.2.2.3.89; 2.2.1.1.2.2.3.90 al  2.2.1.1.2.2.3.92; y 2.2.1.1.2.2.3.93 y 2.2.1.1.2.2.3.94.    

Artículo 2.2.1.1.2.2.1.11.  Adicionado por el Decreto 1135 de 2022,  artículo 4º. Prohibición para la exportación de combustibles objeto de  estabilización mediante el FEPC. No podrán exportarse los  combustibles que sean objeto de estabilización mediante el Fondo de  Estabilización de Precios de los Combustibles (FEPC) o aquel que haga sus  veces, por lo que para exportar un combustible es necesario que el refinador o  el importador lo haya excluido explícitamente de la estabilización del FEPC y  así se lo certifique al Ministerio.    

SUBSECCIÓN 2.2    

ALMACENAMIENTO TRANSITORIO DE ACPM    

Artículo 2.2.1.1.2.2.2.1. Autorización transitoria para el almacenamiento de aceite combustible  para motor ACPM. La Empresa  Colombiana de Petróleos, Ecopetrol S.A. o quien haga sus veces, cuando  considere que exista riesgo de desabastecimiento de aceite combustible para  motor ACPM, informará lo pertinente al Ministerio de Minas y Energía, quien  evaluará los correspondientes hechos y, si las circunstancias lo ameritan,  podrá autorizar transitoriamente el funcionamiento de instalaciones para el  almacenamiento de ACPM, que cumplan los requisitos señalados en la presente  subsección.    

(Decreto 318 de 2003;  artículo 1°)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.2.2. Solicitud para el almacenamiento transitorio de aceite combustible de  motor ACPM. Los interesados en  obtener del Ministerio de Minas y Energía la autorización para almacenar en  forma transitoria ACPM, deberán solicitar una visita de un funcionario de la Dirección  de Hidrocarburos con el fin de que se efectúe una revisión detallada de las  instalaciones, de acuerdo con los requisitos establecidos en la presente  subsección. Para el efecto, la solicitud deberá presentarse acompañada de los  siguientes documentos:    

1. Certificado de existencia y representación legal,  expedido por la Cámara de Comercio, con fecha no superior a tres (3) meses.    

2. Permiso de uso y utilización del suelo, expedido por  la autoridad competente, que permita el almacenamiento de ACPM.    

3. Título de propiedad del inmueble o contrato que lo  acredite como arrendatario del mismo.    

4. Plano general de las instalaciones, máximo a una escala  de 1:250, con ubicación de las edificaciones de la misma, tanques, llenaderos, tuberías, casa de bombas, bodegas, talleres y  red de instalación de agua para los sistemas contra incendio.    

5. Póliza de responsabilidad civil extracontractual que  cubra los daños a terceros, en sus bienes y personas, por el transporte,  manejo, almacenamiento y distribución de combustibles (ACPM), con límite  asegurado mínimo de dos mil (2.000) salarios mínimos mensuales legales  vigentes, sin perjuicio de otras pólizas que haya constituido el interesado.    

(Decreto 318 de 2003;  artículo 2°)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.2.3. Requisitos para el almacenamiento transitorio de aceite combustible de  motor ACPM. Los interesados en  obtener del Ministerio de Minas y Energía la autorización para almacenar en  forma transitoria ACPM, en sus instalaciones deberán cumplir con los siguientes  requisitos técnicos:    

a) La distancia de los linderos de la planta proyectada a  los linderos más próximos de sitios de alta densidad poblacional, tales como  templos, escuelas, colegios, hospitales, clínicas, supermercados, centros  comerciales, teatros, polideportivos, bibliotecas públicas, clubes sociales,  edificios multifamiliares y establecimientos similares, no podrá ser inferior a  cien (100) metros;    

b) La distribución de los tanques y demás instalaciones y  su separación con respecto a propiedades adyacentes, deberán cumplir con las  distancias mínimas indicadas en la tabla siguiente:    

Tabla número 1    

Distancias mínimas internas en plantas de abastecimiento  y a propiedades adyacentes para el almacenamiento de combustibles Diésel.    

A) Líquidos estables* (presión de operación menor de  0.175 kg/cm2)    

Tipo de tanque                    

Protección                    

Distancia mínima en metros    desde la pared del tanque al lindero de la propiedad vecina que está o puede    ser sometida a construcción, incluyendo el lado opuesto de una vía pública                    

Distancia mínima en metros    desde la pared del tanque al lado más próximo de cualquier vía pública o del    edificio importante más cercano de la misma propiedad                    

Distancia mínima desde la    pared del tanque a equipo contraincendio, casas de    bombas y demás equipos principales de la planta.                    

Distancia mínima entre    tanques adyacentes, medida de pared a pared.   

Techo flotante                    

Areas    expuestas protegidas                    

½ diámetro del tanque (mínimo    2 metros)                    

1/6 diámetro del tanque (mínimo    2 metros)                    

1 diámetro del tanque                    

1/4 suma de los diámetros de    los tanques adyacentes (mínimo 2 metros)    

                     

Sin protección                    

1 diámetro del tanque (mínimo 2 metros)                    

1/6 diámetro del tanque (mínimo 2 metros)                    

                     

    

Vertical con techo fijo, suelda débil                    

Áreas expuestas protegidas                    

1 diámetro del tanque (mínimo 2 metros)                    

1/3 diámetro del tanque (mínimo 2 metros)                    

1 diámetro del tanque                    

1/4 suma de los diámetros de los tanques adyacentes    (mínimo 2 metros)   

                     

Sin protección                    

2 diámetros del tanque (mínimo 2 metros)                    

1/3 diámetro del tanque (mínimo 2 metros)                    

                     

    

                     

Tanque con protección de espuma o con gas inerte                    

½ diámetro del tanque (mínimo 2 metros)                    

1/6 diámetro del tanque (mínimo 2 metros)                    

                     

    

Horizontal y vertical con ventilación de alivio para    limitar las presiones a 2.5 1b/ pulg2                    

Áreas expuestas protegidas                    

½ vez la tabla número 2                    

Una vez la tabla número 1                    

1 diámetro del tanque                    

¼ suma de los tanques adyacentes (mínimo 2 metros)    

Tabla número 2.    

Capacidad    del tanque en galones                    

Distancia    mínima desde la pared del tanque al lindero de la propiedad vecina que está o    puede ser sometida a construcción, incluyendo el lado opuesto de una vía    pública                    

Distancia    mínima desde la pared del tanque al lado más próximo de cualquier vía pública    o del edificio importante más cercano de la mima propiedad   

                     

Metros                    

Metros   

12,000    o menos                    

4,57                    

1.52   

12,001    a 30.000                    

6,09                    

1.52   

30,001    a 50,000                    

9,14                    

3,05   

50.001    a 100.000                    

15,23                    

4,57   

100,001    a más                    

24,37                    

6,09    

c) Cada planta de abastecimiento deberá tener o contratar  un laboratorio para el análisis de los productos, dotado como mínimo con  equipos para la determinación del punto de chispa, ensayo de destilación y  densidad;    

d) El alineamiento de las vías internas respecto de las  oficinas, tanques, llenaderos, etc., deberá permitir  fácil acceso y cómoda circulación de los carros tanques y vehículos;    

e) Los muros o paredes de las oficinas, talleres y  bodegas deberán ser construidos con materiales resistentes a la combustión;    

f) Todo tanque o grupo de tanques que contengan Aceite  Combustible Para Motor- ACPM deberán estar rodeados por un muro de retención  impermeabilizado, que deberá construirse en concreto, tierra apisonada e impermeabilizada  u otro material adecuado. La altura mínima de dicho muro será de sesenta  centímetros (60 cm) y la máxima será de dos metros (2 m). Si un recinto rodeado  por un muro de retención contiene un solo tanque, su capacidad neta será por lo  menos igual a la capacidad del tanque y se calculará como si tal tanque no  existiera. Esto último, teniendo en cuenta que en caso de máximo derrame del  tanque, quedará en este un nivel líquido igual a la altura del muro de  retención. Si el recinto de retención contiene dos o más tanques, su capacidad  neta será por lo menos igual a la del tanque de mayor capacidad dentro del  recinto, más el diez por ciento (10%) de la capacidad de los otros tanques;    

g) Los tanques que almacenen ACPM deben haber sido  construidos y probados, de conformidad con lo exigido en las normas técnicas  pertinentes;    

h) En el interior de los muros de contención no debe  haber ningún tipo de instalaciones diferentes de las estrictamente necesarias  para el manejo seguro del combustible líquido derivado del petróleo (ACPM);    

i) Todas las tuberías y accesorios, dentro y fuera de los  recintos o muros de retención, serán de acero-carbón. Las que se instalen  dentro deberán diseñarse para resistir altas temperaturas;    

j) La distancia entre las instalaciones de carga y  descarga de carrotanques debe separarse de tanques sobre superficie, depósitos,  otras edificaciones de la planta o el lindero más cercano de la propiedad  vecina sobre la cual puede construirse, por una distancia de por lo menos 4.6 metros,  medida desde la boca de llenado o desde la conexión para transferencia (de  líquido o vapor) más cercana;    

k) Toda plataforma de llenadero  deberá estar provista, al menos, de:    

Dos escaleras, con inclinación máxima de cuarenta y cinco  grados (45°);    

Conexiones a tierra para eliminar la corriente estática,  una por cada brazo de llenado;    

Señales preventivas en colores reflectivos;    

l) Los equipos contra incendio que deberán ser instalados  deben cumplir con:    

Tanque para agua contra incendio, con un mínimo de cuatro  (4) horas de almacenamiento.    

Sistema de hidrantes, monitores o regaderas exteriores,  para enfriamiento.    

Sistema de aplicación y almacenamiento de espuma.    

El número de extintores portátiles suficientes para  atender un conato de incendio en las diferentes áreas de la instalación;    

m) Plan de emergencia para casos de derrames, fugas o  incendio;    

n) La fecha de calibración de los tanques para el  almacenamiento de ACPM no debe superar los cinco (5) años, desde su última  calibración. No obstante lo anterior, en tanques que no se encuentren en uso  (es decir, aquellos en los que no se esté almacenando ninguna clase de  producto), se debe realizar la calibración respectiva, como requisito previo a  la obtención de la autorización de que trata la presente subsección.    

(Decreto 318 de 2003;  artículo 3°)    

Nota, artículo 2.2.1.1.2.2.2.3. El  texto oficialmente publicado de este artículo no es el mismo al del artículo 3º  del Decreto 318 de 2003,  referido.    

Artículo 2.2.1.1.2.2.2.4. Resultado de la visita del  Ministerio de Minas y Energía. El funcionario del Ministerio de Minas y Energía que  efectúe la visita a las correspondientes instalaciones deberá rendir un informe  escrito y pormenorizado sobre el resultado de la misma, dentro del término de  cinco (5) días hábiles siguientes al de la visita. El Ministerio de Minas y  Energía comunicará por escrito -al interesado, propietario y/o representante  legal del establecimiento en el que se encuentran las instalaciones- los  resultados de la visita y ordenará, si fuere el caso, ejecutar los trabajos u  obras necesarias para que dichas instalaciones reúnan todos los requisitos  exigidos, con el fin de otorgarle la autorización para el almacenamiento  transitorio de ACPM.    

Parágrafo. El solicitante obtendrá, bajo su responsabilidad, las  demás autorizaciones, permisos o licencias que requiera para almacenar y  distribuir ACPM.    

(Decreto 318 de 2003;  artículo 4°)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.2.5. Resolución de autorización o  negación de almacenamiento transitorio de ACPM. Cumplidos los requisitos del caso, la  Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía -mediante  resolución motivada- autorizará o negará el almacenamiento transitorio de ACPM  en las respectivas instalaciones.    

Parágrafo 1°. La autorización del almacenamiento del  combustible diésel (ACPM) tendrá vigencia por el tiempo que se señale en el  contrato que, para el efecto, suscriba Ecopetrol S.A. o quien haga sus veces  con el autorizado, pero sin que el mismo sea superior a cuatro (4) meses, prorrogables  por un período igual, a juicio de Ecopetrol S.A., previo aviso a la Dirección  de Hidrocarburos. Si transcurrido el término inicial, contado a partir de la  entrada en vigencia de dicha resolución, no se ha iniciado el almacenamiento,  la autorización precluirá.    

Parágrafo 2°. La autorización a la que se hace referencia no  otorga al autorizado para almacenar ACPM la facultad para actuar en calidad de  distribuidor mayorista.    

Parágrafo 3°. No se podrá iniciar el almacenamiento de ACPM  sin la resolución de aprobación expedida por la Dirección de Hidrocarburos del  Ministerio de Minas y Energía    

(Decreto 318 de 2003;  artículo 5°)    

SUBSECCIÓN 2.3    

DISTRIBUCIÓN DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS DERIVADOS DEL  PETRÓLEO.    

DE LAS PLANTAS DE ABASTECIMIENTO DE COMBUSTIBLES.    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.1. Normativa aplicable a las  plantas de abastecimiento de combustibles. La ubicación, diseño, construcción, mejoras ampliación,  aforo y pruebas de las instalaciones de las plantas de abastecimiento de  combustibles líquidos derivados del petróleo, deberán ceñirse a los requisitos  que se establecen en la presente sección y en las normas Icontec. Para lo no  estipulado en las normas mencionadas se aplicará la norma NFPA-30.    

(Decreto 283 de 1990,  artículo 5°)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.2. Solicitud. El interesado que planee la construcción  de una planta de abastecimiento de combustibles líquidos derivados del petróleo  deberá solicitar por escrito al Ministerio de Minas y Energía. La visita, de un  funcionario de la Dirección General de Hidrocarburos al lote donde se proyecta  construir la planta, anexando una descripción general y justificación detallada  de la misma; además, deberá incluir un plano general de localización, donde se  señalen la ubicación de otras plantas de abastecimiento si existieren y sitios  de alta densidad poblacional indicados en el artículo siguiente; capacidad de  almacenamiento, combustible que expenderá zona de influencia que abastecerá;  inversión aproximada y forma de abastecerse de los combustibles.    

Parágrafo. El interesado que planee la ampliación o mejoras de una  planta de abastecimiento de combustibles líquidos derivados del petróleo,  deberá solicitar por escrito al Ministerio de Minas y Energía la visita de un  funcionario de la Dirección General de Hidrocarburos con la finalidad de  constatar todos los aspectos técnicos y decidir sobre la viabilidad de la  misma.    

(Decreto 283 de 1990,  artículo 6°)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.3. Visita y estudio de documentación. El funcionario que realice la visita de que trata el  artículo anterior, deberá estudiar cuidadosamente la documentación presentada  por el interesado y verificar que los planos presentados corresponden a la  realidad; además, deberá tener en cuenta criterios de racionalización de la  distribución de combustibles en el país de acuerdo a las plantas de  abastecimiento ya existentes en el área de influencia, con miras a que el  Ministerio de Minas y Energía pueda determinar la saturación o inconveniencia:  su localización respecto a poliductos, refinerías otras plantas de abastecimiento  existentes en el área de influencia, así como también, distancias de los  linderos de la planta proyectada a los linderos más próximos de sitios de alta  densidad poblacional, tales como templos, escuelas, colegios, hospitales,  clínicas Supermercados centros comerciales, teatros, polideportivos bibliotecas  públicas, clubes sociales, edificios multifamiliares y establecimientos  similares, las que deberán ser mínimo de cien (100) metros.    

Parágrafo. No  se podrán adelantar proyectos de alta densidad poblacional como los mencionados  en este artículo a menos de cien (100) metros de las plantas de abastecimiento  de combustibles.    

(Decreto 283 de 1990,  artículo 7°)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.4. Resolución motivada. Realizada  la visita y con base en el informe presentado por el funcionario de acuerdo con  lo estipulado en el artículo anterior el Ministerio de Minas y Energía  autorizará o negará la construcción de la planta de abastecimiento por medio de  resolución motivada.    

La resolución de autorización para la construcción de una  planta de abastecimiento tendrá una vigencia de seis (6) meses. Si transcurrido  este término no se han presentado los planos indicados en el siguiente artículo  la autorización de construcción precluirá.    

(Decreto 283 de 1990,  artículo 8°)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.5. Requisitos adicionales. Autorizada la construcción de una planta de  abastecimiento de combustibles líquidos derivados del petróleo, el interesado  deberá presentar a la Dirección General de Hidrocarburos del Ministerio de  Minas y Energía para su estudio: Una memoria técnica con descripción detallada  del proyecto; autorización de las entidades competentes para la preservación  del medio ambiente en las zonas que lo requieran; autorización del Ministerio  de Obras Públicas y Transporte en caso de que la planta de abastecimiento se  ubique en vías nacionales; copia auténtica del título de propiedad del lote  debidamente registrado, o prueba del correspondiente acto o negocio jurídico  que le permita construir la planta de abastecimiento, y, los siguientes planos  a escala adecuada y firmados por un ingeniero o arquitecto debidamente  matriculado:    

a) Plano de ubicación del lote con indicación de: 1)  Cruces de calles; 2) líneas de alcantarillado; 3) punto de desagüe general de  la planta; 4) localización de los establecimientos indicados en el artículo  séptimo; 5) cables de alta tensión aéreos o enterrados en el área del lote; 6)  ríos o quebradas; 7) conexiones a poliductos o refinerías de donde se  abastecerá la planta; Cuando no sea procedente el señalamiento de parte de la  información solicitada en este literal, así deberá indicarse;    

b) Plano general de planta, con ubicación de las  edificaciones de la misma, tanques, llenaderos,  tuberías, casa de bombas, bodegas, talleres y red de instalación de agua para  los sistemas contra incendio;    

c) Plano de planta y cortes de los llenadores;    

d) Plano de los tanques de almacenamiento con el  señalamiento de las siguientes características: espesores y tipo de acero de  las láminas, diámetro, volumen, diámetro de los orificios, especificaciones de  las válvulas v accesorios, y normas de construcción respectivas y producto, que  se almacenará en cada tanque;    

e) Plano de la red de tuberías para combustibles dentro  de la planta, con indicación de tipo, diámetro espesor y presión máxima de  trabajo;    

f) Plano del sistema contra incendio;    

g) Plano de los sistemas separadores de agua-producto y  conexiones a alcantarillados o drenajes;    

h) Plano del sistema eléctrico.    

Parágrafo 1°.  No se podrá iniciar ninguna construcción sin la aprobación previa de los  planos por parte del Ministerio de Minas y Energía.    

Parágrafo 2°.  No se podrán iniciar operaciones de las instalaciones de una planta de  abastecimiento sin la licencia de funcionamiento otorgada por el Ministerio de  Minas y Energía.    

Parágrafo 3°.  Todo cambio de producto a almacenar en los tanques, deberá ser previamente  autorizado por la Dirección General de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y  Energía.    

(Decreto 283 de 1990,  artículo 9°)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.6. Presentación de planos al Ministerio de Minas. Los planos indicados en el artículo anterior se  presentarán al Ministerio de Minas y Energía en dos (2) copias, una (1) de las  cuales será devuelta al solicitante por la Dirección General de Hidrocarburos,  dentro de los sesenta (60) días hábiles siguientes, con la correspondiente  constancia de aprobación o con las observaciones a que hubiere lugar.    

Toda modificación de los planos deberá ser aprobada por  el Ministerio de Minas y Energía antes de la iniciación de las respectivas  obras.    

(Decreto 283 de 1990,  artículo 10)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.7. Requerimiento de información por parte del Ministerio. El Ministerio de Minas y Energía podrá exigir por escrito  información adicional en relación con el proyecto. Sus funcionarios previamente  autorizados y debidamente identificados podrán inspeccionar las obras en  cualquier momento y comunicar al interesado por escrito las observaciones que  estime conveniente.    

(Decreto 283 de 1990,  artículo 11)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.8. Adecuación de vías internas. El alineamiento de las vías internas respecto a las  oficinas, tanques, llenaderos, etc., deberá ser tal  que permita fácil acceso y cómoda circulación de los carrotanques y vehículos.  Además, deberá disponerse de sitios adecuados para estacionar los vehículos, de  modo que no obstaculicen la circulación. Las vías de doble circulación dentro  de las plantas, tendrán un ancho mínimo de seis (6) metros.    

(Decreto 283 de 1990,  artículo 12)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.9. Muros y paredes. Los muros  o paredes de las oficinas talleres y bodegas deberán ser construidos con  materiales incombustibles.    

(Decreto 283 de 1990,  artículo 13)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.10. Servicios sanitarios. Toda  planta de abastecimiento de combustibles líquidos derivados del petróleo  dispondrá de suficiente, y adecuados servicios sanitarios, de acuerdo con el número  de personas que allí laboren. Además, dispondrán de estos servicios para el  público que llegue a retirar los productos.    

(Decreto 283 de 1990,  artículo 14)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.11. Cañerías de desagüe. Las  cañerías de desagüe serán de diámetro apropiado y desembocarán en los sitios  autorizados por las empresas de acueducto y alcantarillado de la localidad o  por la autoridad competente, teniendo en cuenta las normas sobre contaminación.    

(Decreto 283 de 1990,  artículo 15)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.12. Tanques de almacenamiento. Los tanques de almacenamiento podrán ser de techo fijo o  flotante y serán diseñados construidos y probados de acuerdo con la última  edición de las normas API, en especial la 650 y sus apéndices.    

(Decreto 283 de 1990,  artículo 16)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.13. Tanques atmosféricos. Para  almacenar productos de alto punto de chispa o inflamación, es decir, superiores  a 37.8 °C (100 °F), se pueden utilizar tanques atmosféricos de techo fijo con  suelda débil.    

Los productos con bajo punto de chispa, inferiores a 37.8  °C (100 °F), se podrán almacenar en tanques de techo o pantalla flotante, con  el fin de aumentar la seguridad y disminuir la evaporación. Si se usan tanques  de techo fijo con suelda débil, deberán acogerse a condiciones más exigentes de  protección tal como se indica en el siguiente artículo.    

Parágrafo. Cada  planta de abastecimiento deberá tener un laboratorio para el análisis de los  productos dotado, como mínimo, con equipos para la determinación de punto de  chispa, ensayo de destilación y densidad.    

(Decreto 283 de 1990,  artículo 17)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.14. Distribución de los tanques de almacenamiento. La distribución de tanques y demás instalaciones de una  planta de abastecimiento de combustibles líquidos derivados del petróleo y su  separación con respecto a propiedades adyacentes, deberá cumplir con las  distancias mínimas indicadas en la tabla siguiente:    

DISTANCIAS MÍNIMAS INTERNAS EN PLANTAS DE ABASTECIMIENTO  Y A PROPIEDADES ADYACENTES PARA EL ALMACENAMIENTO DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS  DERIVADOS DEL PETRÓLEO    

A. Líquidos estables*(presión de operación menor de 0.175 kg/cm2).    

TIPO DE TANQUE                    

PROTECCIÓN                    

Distancia mínima desde la    pared del tanque al lindero de la propiedad vecina que está o puede ser    sometida a construcción, incluyendo el lado opuesto de una vía pública                    

Distancia mínima desde la    pared del tanque al lado más próximo de cualquier vía pública o del edificio    importante más cercano de la misma propiedad                    

Distancia mínima desde la    pared del tanque a equipo contra incendio, casas de bombas y demás equipos    principales de la planta                    

Distancia mínima entre    tanques adyacentes, medida de pared a pared   

Techo flotante                    

Áreas expuestas protegidas                    

½ diámetro del tanque (mínimo    10 metros)                    

1/6 diámetros del    tanque (mínimo 5 metros)                    

1 diámetro del tanque    

(mínimo 15 metros)                    

¼ suma de los diámetros de los    tanques adyacentes    

(mínimo 2 metros)   

                     

Sin protección                    

1 diámetros del tanque    (mínimo 20 metros)                    

1/6 diámetro del tanque    (mínimo 10 metros)                    

                     

    

                     

Áreas expuestas protegidas                    

1 diámetro del tanque (mínimo    20 metros)                    

1/3 diámetro del tanque    (mínimo 5 metros)                    

                     

    

Vertical con techo fijo,    suelda débil                    

Sin protección                    

2 diámetros del tanque    (mínimo 40 metros)                    

1/3 diámetros del    tanque (mínimo 10 metros)                    

1 diámetro del tanque (mínimo    15 metros)                    

¼ suma de los diámetros de    los tanques adyacentes (mínimo 2 metros)   

                     

Tanque con protección de espumas o con gas inerte                    

½ diámetro del tanque (mínimo 10 metros)                    

1/6 diámetro del tanque (mínimo 5 metros)                    

                     

    

                     

Áreas expuestas protegidas                    

½ veces la tabla N° 1                    

Una vez la tabla N° 1                    

                     

    

Horizontal o vertical con válvula de alivio                    

Sin protección                    

2 veces la tabla N° 1                    

Una vez la tabla N° 1                    

1 diámetro del tanque (mínimo 15 metros)                    

¼ suma de los diámetros de    

los tanques adyacentes    

(mínimo 2 metros)   

                     

Sistema de gas inerte o sistema de espuma en los    tanques verticales                    

½ veces la tabla N° 1                    

½ vez la tabla N° 1                    

                     

B. Líquidos estables * (Presión de operación mayor de 0.175 kg/cm2).    

Cualquier tipo                    

Áreas expuestas protegidas                    

1½ veces la tabla N° 1 (mínimo 10 metros)                    

1½ veces la tabla N° 1 (mínimo 10 metros)                    

1 diámetro del tanque (mínimo    15 metros)                    

¼ suma de los diámetros de    los tanques adyacentes    

(mínimo 2 metros)   

                     

Sin protección                    

3 veces la tabla N° 1 (mínimo 20 metros)                    

1½ veces la tabla N° 1 (mínimo 10 metros)                    

                     

* Cualquier líquido no definido como inestable.    

C. Líquidos Inestables**.    

Horizontal y vertical con válvula    de alivio que ventea a presión no mayor de 0.175 Kg/ cm.                    

Tanque protegido con    cualquiera de los siguientes sistemas:    

Rociador de agua    

Gas inerte    

Aislamiento y refrigeración    

Barrera                    

Tabla N°    1    

(mínimo 15 metros)                    

Mínimo 15 metros                    

1 diámetro del tanque    

(mínimo 15 metros)                    

¼ suma de los diámetros de    los tanques adyacentes    

(mínimo 2 metros)   

                     

Áreas expuestas protegidas                    

2½ veces tabla N° 1 , (mínimo 30 metros)                    

Mínimo 30 metros                    

                     

    

                     

Sin protección                    

5 veces la tabla N° 1 (mínimo 60 metros)                    

Mínimo 60 metros                    

                     

    

Horizontal y vertical con    válvula de alivio que ventea a más de 0.175 Kg/ cm.                    

Tanque protegido con    cualquiera de los siguientes sistemas:    

Rociador de agua    

Gas inerte    

Aislamiento y refrigeración    

Barrera                    

2 veces la tabla N° 1    

(mínimo 30 metros)                    

Mínimo 30 metros                    

1 diámetro del tanque    

(mínimo 15 metros)                    

½ suma de los diámetros de    los tanques adyacente    

(mínimo 5 metros)   

                     

Áreas expuestas protegidas                    

4 veces tabla N° 1    

(mínimo 60 metros)                    

Mínimo 60 metros                    

                     

    

                     

Sin protección                    

8 veces la tabla N° 1    

(mínimo 90 metros)                    

Mínimo 90 metros                    

                     

**Los que se polimerizan, descomponen, sufren reacción de  condensación o se vuelven autorreactivos bajo condiciones de choque, presión o  temperatura.    

D. Líquidos que producen ebullición desbordante.    

                     

Áreas    expuestas protegidas                    

½    diámetro del tanque    

(mínimo    10 metros)                    

1/6    diámetro del tanque    

(mínimo    5 metros)                    

1    diámetro del tanque    

(mínimo    15 metros)                    

½ suma    de los diámetros de los tanques adyacentes (mínimo 5 metros)   

Techo    flotante                    

Sin    protección                    

1 diámetro    del tanque    

(mínimo    20 metros)                    

1/6    diámetro del tanque    

(mínimo    5 metros)                    

                     

    

                     

Áreas    expuestas protegidas                    

2    diámetros del tanque    

(mínimo    30 metros)                    

2/3    diámetro del tanque    

(mínimo    10 metros)                    

                     

½ suma    de los diámetros de los tanques adyacentes   

Techo    fijo                    

Sin    protección                    

4    diámetros del tanque    

(mínimo    60 metros)                    

2/3    diámetro del tanque    

(mínimo    20 metros)                    

1.5    diámetro del tanque    

(mínimo    20 metros)                    

(mínimo    5 metros)   

                     

Tanque    con protección de espuma o gas inerte                    

1    diámetro del tanque    

(mínimo    20 metros)                    

2/3    diámetro del tanque    

(mínimo    10 metros)                    

                     

TABLA N° 1    

CAPACIDAD    DEL TANQUE EN GALONES                    

Distancia    mínima desde la pared del tanque al lindero de la propiedad vecina que está o    puede ser sometida a construcción, incluyendo el lado opuesto de una vía    pública                    

Distancia    mínima desde la pared del tanque al lado más próximo de cualquier vía pública    o del edificio importante más cercano de la misma propiedad.   

                     

                     

                     

METROS                    

METROS   

275                    

o                    

menos                    

1.50                    

1.50   

276                    

a                    

750                    

3.00                    

1.50   

751                    

a                    

12.000                    

4.60                    

1.50   

12.001                    

a                    

30.000                    

6.00                    

1.50   

30.001                    

a                    

50.000                    

9.00                    

3.00   

50.001                    

a                    

100.000                    

15.00                    

4.60   

100.001                    

a                    

500.000                    

24.40                    

7.60   

500.001                    

a                    

1.000.000                    

30.50                    

10.60   

1.000.001                    

a                    

2.000.000                    

41.00                    

13.70   

2.000.001                    

a                    

3.000.000                    

50.00                    

16.80   

3.000.001                    

o                    

más                    

53.40                    

18.30    

Parágrafo. Tal  como se indica en el artículo 2.2.1.1.2.2.3.3., la distancia mínima desde los  linderos de la planta proyectada a sitios de alta densidad ocupacional debe ser  mínimo cien (100) metros.    

(Decreto 283 de 1990,  artículo 18)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.15. Distancias mínimas de los tanques respecto de las edificaciones. Las distancias mínimas entre un tanque que almacene  combustibles líquidos pesados con punto de inflamación superior a 93 pc (Clase  III B NFPA) y las edificaciones, vías de circulación, propiedad adyacentes y  equipos son las siguientes:    

CAPACIDAD    DEL TANQUE EN GALONES                    

Distancia    mínima desde la pared del tanque al lindero de la propiedad vecina que está o    puede ser sometida a construcción, incluyendo el lado opuesto de una vía    pública                    

Distancia    mínima desde la pared del tanque al lado más próximo de cualquier vía pública    o del edificio importante más cercano de la misma propiedad.                    

    

                     

                     

                     

METROS                    

METROS   

12.000                    

o                    

menos                    

1.50                    

1.50   

12.001                    

a                    

30.000                    

3.00                    

1.50   

30.001                    

a                    

50.000                    

3.00                    

3.00   

50.001                    

a                    

100.000                    

4.60                    

3.00   

100.001                    

o                    

más                    

4.60                    

4.60    

(Decreto 283 de 1990,  artículo 19)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.16. Muros de retención. Todo  tanque o grupo de tanques que contengan productos de petróleo, deberán estar  rodeados por un muro de retención impermeabilizado. Este deberá construirse en  concreto, tierra apisonada e impermeabilizada u otro material adecuado. La  altura mínima de dicho muro será de sesenta (60) cm y la máxima será de dos (2)  metros. Estos muros podrán protegerse con grama o pastos de poco crecimiento.    

(Decreto 283 de 1990,  artículo 20)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.17. Capacidad neta de un muro de retención que  contiene un solo tanque. Si un recinto  rodeado por un muro de retención contiene un solo tanque, su capacidad neta  será por lo menos igual a la capacidad del tanque y se calculará, como si tal  tanque no existiera. Esto último, teniendo en cuenta que en caso de máximo  derrame del tanque, quedará en este un nivel líquido Igual a la altura del muro  de retención.    

Si el recinto de retención contiene dos o más tanques, su  capacidad neta será por lo menos igual a la del tanque de mayor capacidad  dentro del recinto, más el diez por ciento (10%) de la capacidad de los otros  tanques.    

(Decreto 283 de 1990,  artículo 21)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.18. Provisión de drenajes. El recinto deberá estar provisto de cunetas y sumideros  interiores que permitan el fácil drenaje, cuyo flujo deberá controlarse con una  válvula o brazo basculante ubicado en el exterior del recinto, que permita la  rápida evacuación de las aguas lluvias o combustibles que se derramen en una  emergencia.    

(Decreto 283 de 1990,  artículo 22)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.19. Bases de los tanques. Los  tanques descansarán sobre bases firmes, sea de hormigón o de material  resistente, seleccionado y compactado. En este último caso, entre el fondo del  tanque y la base, se colocará una capa de arena Impregnada de emulsión  asfáltica.    

Cuando haya varios tanques en un recinto común, deberán estar  separados por un muro interior de cuarenta y cinco centímetros (45 cm) de alto  como mínimo, para cada tanque con capacidad de diez mil barriles (10.000 bls.) o más y por cada grupo de tanques que no excedan de  una capacidad agregada de quince mil barriles (15.000 bls.).    

(Decreto 283 de 1990,  artículo 23)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.20. Prohibición de utilización de mangueras flexibles. Se prohíbe en el interior de los recintos el empleo  permanente de mangueras flexibles. Su utilización se limitará a Operaciones  esporádicas de corta duración Las (sic) motobombas de trasiego deberán estar  situadas en el exterior de los recintos.    

(Decreto 283 de 1990,  artículo 24)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.21. Especificación del material de las tuberías y accesorios. Todas las tuberías y accesorios, dentro y fuera de los recintos  o muros de retención, serán de acero-carbón. Las que se instalen dentro deberán  diseñarse para resistir altas temperaturas.    

(Decreto 283 de 1990,  artículo 25)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.22. Diseño y construcción de las tuberías. El diseño y construcción de las tuberías en una planta de  abastecimiento deberá hacerse de acuerdo a la última edición de la Norma  ANSI-B.31-3.    

Para evitar contaminación durante el bombeo, cada  producto deberá tener su propia línea de entrega o recibo.    

(Decreto 283 de 1990,  artículo 26)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.23. Protección de las tuberías enterradas. Todas las tuberías enterradas deberán estar protegidas en  los cruces de carreteras y caminos por tubería concéntrica u otro dispositivo  equivalente. Los extremos de esta tubería deben sellarse para evitar corrosión  del tramo enterrado.    

Cuando las condiciones del suelo lo exijan, las líneas  subterráneas deberán estar protegidas catódicamente.    

(Decreto 283 de 1990,  artículo 27)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.24. Distancia mínima entre las oficinas y llenaderos.  La distancia mínima desde las oficinas de  la planta, hasta los llenaderos de carrotanques o ferrotanques será de 20 metros.    

(Decreto 283 de 1990,  artículo 28)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.25. Obligatoriedad de área de parqueo para los llenaderos  para ferrotanques. Los llenaderos para ferrotanques deberán tener su propia área de parqueo, de  acuerdo con los reglamentos de la Sociedad Colombiana de Transporte  Ferroviario, S.T.F.    

(Decreto 283 de 1990,  artículo 29)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.26. Ubicación de los llenaderos para  carrotanques. Los llenaderos para carrotanques deberán ser ubicados de tal  modo que permitan el fácil acceso y la rápida evacuación en caso de emergencia.    

(Decreto 283 de 1990,  artículo 30)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.27. Techo de un llenadero. El techo de un llenadero deberá  ser de tal forma, que facilite la aireación y tener una altura suficiente para  el manejo de los brazos de llenado en su posición más alta.    

(Decreto 283 de 1990,  artículo 31)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.28. Altura de la plataforma de un llenadero. La altura de la plataforma de un llenadero,  deberá permitir al operarlo alcanzar fácilmente las tapas de los carrotanques o  ferrotanques. Cuando la operación de llenado lo  requiera, la plataforma deberá estar provista de puentes móviles para el acceso  a los vehículos de cargue, en tal forma que no estorben dicha operación.    

(Decreto 283 de 1990,  artículo 32)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.29. Especificaciones de las plataformas de llenado. Toda plataforma deberá estar provista, al menos de:    

a) Dos escaleras con una inclinación máxima de cuarenta y  cinco grados (45°);    

b) Conexiones a tierra para eliminar la corriente  estática, una por cada brazo de llenado;    

c) Señales preventivas en colores reflectivos;    

d) Protección con un sistema de diluvio con espuma,  diseñado de acuerdo con la Norma NFPA 11.    

(Decreto 283 de 1990,  artículo 33)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.30. Instalaciones eléctricas. Todo lo relacionado con las instalaciones eléctricas  deberá cumplir con la última versión de la Norma NFPA 70.    

(Decreto 283 de 1990,  artículo 34)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.31. Electricidad estática y conexiones a tierra. Todo lo relacionado con la electricidad estática y  conexiones a tierra deberá cumplir con la última versión de la Norma NFPA 77.    

(Decreto 283 de 1990,  artículo 35)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.32. Descripción del equipo contra incendio a instalarse. En cada planta de abastecimiento, deberá instalarse como  mínimo el equipo contra incendio a continuación descrito:    

a) Extintores portátiles de mano en la siguiente forma:    

1. Para bodegas: Dos extintores de polvo químico de nueve  (9) kilogramos cada uno, por cada cuatrocientos (400) metros cuadrados de área  del piso.    

2. Casa de bombas: Un extintor de polvo químico de nueve  (9) kilogramos por cada doscientos veinticinco (225) metros cuadrados de área  del piso.    

3. Llenaderos: Un extintor de  polvo químico de nueve (9) kilogramos por cada dos brazos de llenado.    

4. Oficinas: Un extintor multipropósito con una capacidad  no inferior a cuatro y medio (4.5) kilogramos. Para el equipo electrónico un extintor  de Halon o de Gas Carbónico no Inferior a cinco (5)  Kilogramos de capacidad:    

b) Extintores sobre ruedas:    

Un extintor portátil de carretel de polvo químico seco de  sesenta y ocho (68) kilogramos por cada dos tanques de almacenamiento mayores  de quinientos (500) barriles cada uno.    

(Decreto 283 de 1990,  artículo 36)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.33. Sistemas contraincendios adicionales. Además de lo indicado anteriormente, toda planta de  abastecimiento deberá tener un sistema de hidrantes y monitores para  enfriamiento y un mínimo de almacenamiento de agua contra incendio de cuatro  horas, de acuerdo con las Normas NFPA 22 y 24. También deberá tener un sistema  de aplicación y almacenamiento de espuma, en los términos de la Norma NFPA 11.    

(Decreto 283 de 1990,  artículo 37)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.34. Equipos de primeros auxilios. Cada planta de abastecimiento deberá tener un equipo de respiración  con un tanque de aire portátil, una camilla de emergencia y un botiquín de  primeros auxilios que contenga los elementos necesarios y el procedimiento de  utilización.    

(Decreto 283 de 1990,  artículo 38)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.35. Sistema de comunicación. Toda planta de abastecimiento de combustibles líquidos  deberá contar con un sistema de comunicación confiable con los bomberos de la  localidad y con las instalaciones vecinas relacionadas con la distribución y  almacenamiento de combustibles.    

(Decreto 283 de 1990,  artículo 39)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.36. Plan de emergencia. Toda  planta de abastecimiento de combustibles líquidos deberá tener en forma escrita  un plan de emergencia para casos de fugas o Incendio Así mismo, deberá tener  una brigada u organización similar capaz de operar los sistemas y equipos de  protección existentes y de poner en funcionamiento el plan de emergencia.    

(Decreto 283 de 1990,  artículo 40)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.37. Visita de verificación del cumplimiento de todos los requisitos. Terminada la etapa de construcción, el interesado  solicitará la visita de un funcionario del Ministerio de Minas y Energía, con  el fin de efectuar una revisión detallada de las Instalaciones y edificaciones  de acuerdo con los requisitos de la presente sección y presenciar el aforo, las  calibraciones de las unidades de medida utilizadas en la entrega de  combustibles y las pruebas de los tanques, así como la de tuberías y demás  equipos.    

Parágrafo 1°.  Las pruebas de los tanques de techo fijo flotante se harán de acuerdo con  la última edición de la Norma API-650 y sus apéndices.    

Parágrafo 2°.  Las pruebas de las tuberías, válvulas, bridas y uniones, se harán de  acuerdo con la última edición de la Norma ANSI-B.31-3.    

(Decreto 283 de 1990,  artículo 41)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.38. Resultados de la visita y verificación de cumplimiento de las normas  por parte del Ministerio. Terminada  la visita de que trata el artículo anterior se levantara el acta  correspondiente, en la que se harán constar los resultados de las pruebas,  aforos, calibraciones y revisiones. Además, deberá constar cualquier obra o  trabajo adicional que deba realizarse con el fin de cumplir los requisitos con  miras a la obtención de licencia de funcionamiento.    

El acta deberá firmarse por el funcionario del Ministerio  y por el representante del propietario de la planta, y además, por los  responsables de las pruebas, calibraciones y aforos.    

(Decreto 283 de 1990,  artículo 42)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.39. Informe escrito de la visita. El funcionario que efectúe la visita, deberá rendir  informe escrito y pormenorizado sobre el resultado de la misma. El Ministerio  de Minas y Energía comunicará por escrito al propietario de la planta los  resultados de la visita y ordenará, si fuere el caso ejecutar los trabajos u  obras necesarias para que la planta reúna todos los requisitos con el fin de  otorgarle la licencia de funcionamiento.    

La aprobación de la licencia de  funcionamiento de las plantas de abastecimiento de combustibles derivados del  petróleo se hará por resolución motivada.    

(Decreto 283 de 1990,  artículo 43)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.40. Obligación de mantener la  calibración de todas las unidades de medida. Es responsabilidad de las plantas de abastecimiento  mayoristas de combustibles líquidos derivados del petróleo, mantener en todo  tiempo debidamente calibradas las unidades de medida de sus equipos de entrega  de combustibles. Para este fin el recipiente utilizado en la calibración deberá  estar debidamente certificado por el Centro de Control y Calidad y Metrología  de la Superintendencia de industria y Comercio o quien haga sus veces u otra  entidad debidamente acreditada ante el Ministerio de Minas y Energía. Este  verificará periódicamente por medio de sus funcionarios o de quien delegue, que  dicha calibración se ajuste a los parámetros del presente decreto.    

(Decreto 283 de 1990,  artículo 44)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.41. Verificación de la calibración  y funcionamiento de las unidades de medida. Cuando la autoridad competente verifique la calibración y  el funcionamiento de las unidades de medida y los equipos de entrega de  combustibles en las plantas de abastecimiento se procederá así:    

a) Se levantará un acta en la que se dejará constancia de  todas las circunstancias observadas en la diligencia, la cual será suscrita por  el respectivo funcionario y el distribuidor o el representante del propietario  y servirá de base para la apertura de la investigación por eventuales  Infracciones, si fuere procedente;    

b) Se entenderá que una unidad de medida se encuentra  descalibrada si al momento de verificar la calibración, el nivel de entrega  está por encima o por debajo de la línea cero (0) de la escala de medida del  calibrador, caso en el cual se procederá a realizar los ajustes correctivos de  las fallas encontradas para que la unidad pueda seguir funcionando  correctamente;    

c) Si en el curso de la diligencia no fuere posible hacer  los ajustes necesarios, se procederá por parte del funcionario a condenar la  unidad y esta no podrá entrar a funcionar hasta tanto se hayan hecho las  reparaciones correspondientes, se realice una nueva calibración y se envíe el  acta correspondiente al Ministerio de Minas y Energía.    

Parágrafo. Si durante la calibración de cualquier unidad de medida  de entrega se encuentra una diferencia mayor de uno (1) por mil (1.000), por  debajo de la línea de referencia del calibrador, se impondrá la sanción  correspondiente.    

(Decreto 283 de 1990,  artículo 45)    

DE LAS ESTACIONES DE SERVICIO    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.42. Certificación del uso y  utilización del suelo. Las autoridades competentes enunciadas en el artículo 49  del Decreto  2150 del 5 de diciembre de 1995, modificado y adicionado por el artículo 99  de la Ley 388  del 18 de julio de 1997 o la norma que las modifique, adiciones o derogue,  certificarán el uso y utilización del suelo, según los correspondientes planes  de ordenamiento urbanístico.    

Las oficinas de planeación municipal, distrital o  metropolitana, o las autoridades que hagan sus veces, establecerán -mediante  actos locales de carácter general- las distancias que deben existir entre los  tanques que almacenan líquidos inflamables y combustibles en las estaciones de  servicio con respecto a los linderos de los predios vecinos, respetando como  mínimo las distancias reconocidas por la norma NFPA 30. En todo caso, las  distancias adoptadas por las autoridades competentes deberán estar técnicamente  soportadas.    

Para la instalación de tanques subterráneos que almacenen  líquidos inflamables y combustibles, la citada norma señala que la distancia de  cualquiera de estos tanques hasta el muro más próximo de un cimiento o pozo no  debe ser inferior a un pie (0.30 m), y hasta el lindero de cualquier propiedad  que pueda ser construida, no menos de 3 pies (0.90 m).    

Las estaciones de servicio se podrán ubicar en zonas  urbanas o rurales, previo concepto de la autoridad competente, en cuanto a  localización y uso del suelo, condicionadas a que sus tanques de almacenamiento  estén enterrados y cumplan con las distancias mínimas establecidas en la norma  NFPA 30 vigente.    

Parágrafo 1°. Por razones de condiciones geológicas  especiales y elevado nivel freático, comprobados con un estudio de suelos y por  limitaciones en el fluido eléctrico, debidamente certificado por la entidad  competente, podrá autorizarse la instalación de tanques de almacenamiento en  superficie con las debidas medidas de seguridad tales como muros de retención y  tubería de respiración, de acuerdo con lo establecido en la presente  subsección.    

Parágrafo 2°. Las estaciones de servicio ubicadas en las  zonas urbanas estarán sujetas también a las disposiciones distritales,  metropolitanas o municipales; y, en las vías nacionales, a las disposiciones  del Ministerio de Transporte. Lo anterior sin perjuicio de la aprobación o  visto bueno que deban impartir las entidades a las cuales compete la  preservación del medio ambiente.    

(Decreto 1521 de 1998,  artículo 5°)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.43. Vigencia de la autorización. El acto administrativo mediante el cual  se autorice la construcción, modificación o ampliación de una estación de  servicio tendrá una vigencia de seis (6) meses, contados a partir de la fecha  en la que quede en firme. Si transcurrido este término no se ha iniciado la  construcción, modificación o ampliación, conforme con lo aprobado en los  respectivos planos, la correspondiente autorización perderá su vigencia.    

(Decreto 1521 de 1998,  artículo 6°)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.44. Normas aplicables a los  trámites. Los  trámites relacionados con estaciones de servicio que expendan gas natural  comprimido (GNC); serán adelantados de conformidad con lo dispuesto en el  Título II del presente decreto. Las estaciones de servicio mixtas, cumplirán lo  consagrado en este decreto y en la Resolución 80582 del 8 de abril de 1996 o  aquella que la derogue, modifique o adicione.    

(Decreto 1521 de 1998,  artículo 7°, derogado parcialmente, por el Decreto 4299 de 2005,  artículo 42)    

Nota, artículo 2.2.1.1.2.2.3.44.: El texto oficialmente publicado de este  artículo, no corresponde exactamente al texto del artículo 7º del Decreto 1521 de 1998,  referido.    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.45. Modificación o ampliación de  estaciones de servicio. Toda modificación o ampliación que se pretenda realizar  en la estación de servicio, deberá ser previamente aprobada por la(s) autoridad(es)  respectiva(s).    

Parágrafo 1°. No se podrá iniciar la construcción, ampliación  o modificación de ninguna estación de servicio sin la aprobación previa de la  licencia de construcción (que incluya la aprobación de los planos) por parte de  la entidad competente, ni se podrán dar al servicio las instalaciones de una  estación de servicio sin haber cumplido satisfactoriamente con las pruebas  hidrostáticas de los tanques y tuberías. Igualmente se deberá realizar la  calibración de los surtidores conforme se establece en el presente decreto.    

Parágrafo 2°. Una vez obtenida la licencia de construcción,  modificación o ampliación de la estación de servicio (incluyendo la aprobación  de respectivos planos), el interesado deberá iniciar las correspondientes obras  dentro de los seis (6) meses siguientes -contados a partir de la fecha en la  que quede en firme el acto mediante el cual se notifica la aprobación- y  terminarlas dentro del año siguiente al del inicio de la construcción,  modificación o ampliación. En caso de que el interesado no culmine las obras  dentro del plazo señalado, este podrá solicitar prórroga, por una sola vez,  justificando las razones para ello, prórroga que en ningún caso deberá ser  superior a seis (6) meses. Si no se acoge la justificación presentada, dicha  decisión no hará responsable a la autoridad competente que conceptuó  negativamente, debiendo el interesado reiniciar, desde un principio, los  trámites pertinentes.    

Parágrafo 3°. Las solicitudes en trámite para la  construcción, modificación o ampliación de estaciones de servicio, deberán  ceñirse al procedimiento establecido en el presente decreto.    

(Decreto 1521 de 1998,  artículo 8°)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.46. Pendiente mínima del piso de  las estaciones de servicio. El piso de las estaciones de servicio deberá tener una  pendiente mínima de uno por ciento (1%) para que puedan escurrir los residuos  de aguas hacia las cañerías. El desagüe de los lavaderos deberá ser  subterráneo. El desagüe general deberá estar provisto de una trampa de grasas  que separe los productos antes de entrar al colector de aguas, con el fin de  evitar la contaminación de las mismas. Lo anterior sin perjuicio de lo exigido  por el Ministerio de Medio Ambiente y Desarrollo Sostenible o de la autoridad  que haga sus veces.    

(Decreto 1521 de 1998,  artículo 9°)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.47. Diámetro y desembocadura de  las cañerías. Las  tuberías de desagüe (cañerías), deberán tener diámetro apropiado y desembocar  en los sitios autorizados por las empresas de acueducto y alcantarillado de la  localidad o por la autoridad competente, teniendo en cuenta las normas del  medio ambiente que las regulen.    

(Decreto 1521 de 1998,  artículo 10)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.48. Instalaciones sanitarias en las  estaciones de servicio. Toda estación de servicio deberá poseer instalaciones  sanitarias apropiadas para uso exclusivo de sus trabajadores e instalaciones  sanitarias independientes para uso del público, localizadas en sitios de fácil  acceso y se conservarán en perfecto estado de limpieza y funcionamiento.    

(Decreto 1521 de 1998,  artículo 11)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.49. Estructuras de las  edificaciones. Las  estructuras de las edificaciones de las estaciones de servicio deberán  construirse con materiales incombustibles.    

(Decreto 1521 de 1998,  artículo 12)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.50. Separación del área de las estaciones  de servicio. El  área de las estaciones de servicio deberá estar separada de las vías públicas  por andenes o aceras y zonas verdes, con el ancho y la forma exigidos por las  reglamentaciones urbanísticas del municipio respectivo, además dando cumplimiento  a las normas ambientales pertinentes.    

(Decreto 1521 de 1998,  artículo 13)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.51. Prohibición del funcionamiento  de vivienda. Prohíbase  la construcción y funcionamiento de vivienda o alojamiento, temporal o  permanente, dentro de las instalaciones de las estaciones de servicio.    

(Decreto 1521 de 1998,  artículo 14)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.52. Protección de las instalaciones  eléctricas. Las  instalaciones eléctricas deberán protegerse con tubería conduit  y sus accesorios ser a prueba de explosión, de acuerdo con la Norma NFPA 70  vigente y las especificaciones de la empresa de energía que provea el servicio.    

(Decreto 1521 de 1998,  artículo 15)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.53. Plan de contingencia contra  incendios en estaciones de servicio. Las estaciones de servicio deberán contar con un plan de  contingencia contra incendios; se instalarán extintores de diez (10) kilogramos  de polvo químico seco, así:    

– Dos por cada isla.    

– Dos en la oficina de administración de la estación de  servicio.    

– Uno por cada instalación que preste servicio adicional  al de distribución de combustibles.    

En estaciones de servicio con más de cuatro (4) mangueras  de suministro, se dispondrá de un extintor rodante, de polvo químico seco, con  capacidad mínima de setenta (70) kilogramos, que se ubicará a un costado de la  construcción destinada a las oficinas de administración de la estación. En las  estaciones de servicio mixtas se tendrá en cuenta la totalidad de mangueras de  suministro, independientemente del combustible que se entregue a través del  surtidor.    

Los extintores se deberán mantener en perfectas  condiciones de funcionamiento, protección, mantenimiento y vigentes las cargas.    

(Decreto 1521 de 1998,  artículo 16)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.54. Distancia mínima del tanque de almacenamiento con el pavimento. La parte superior de los tanques enterrados en una  estación de servicio, no podrá estar a menos de cuarenta y cinco (45)  centímetros bajo el nivel del pavimento o de sesenta (60) centímetros si no lo  tiene.    

(Decreto 1521 de 1998,  artículo 17)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.55. Piso de la excavación rocoso. Sin perjuicio de lo exigido por la autoridad ambiental,  cuando el piso de la excavación es de roca, material muy duro (compacto) o que  pueda causar corrosión o deterioro al tanque, se colocará una capa de un mínimo  de diez (10) centímetros de arena limpia o recebo lavado, libre de sales. Con  estos mismos materiales se rellenará la excavación en tal forma que las paredes  del tanque queden en contacto con ellos. Para evitar contaminaciones, la  excavación donde va el tanque deberá forrarse con una película plástica de  polietileno de calibre no menor de seis (6) milésimas de pulgada.    

Parágrafo. Cuando  los avances tecnológicos lo permitan, se tendrán en cuenta las disposiciones  que al respecto profieran las autoridades encargadas de velar por la calidad de  protección de tanques, tuberías y accesorios, en relación con el medio  corrosivo que lo pueda afectar.    

(Decreto 1521 de 1998,  artículo 18)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.56. Prohibiciones al enterrar los tanques. Los tanques no podrán estar enterrados bajo ninguna  edificación, isla, vía pública o andenes, ni sus extremos estar a menos de un  (1) metro de los muros de la edificación más próxima.    

(Decreto 1521 de 1998,  artículo 19)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.57. Anclaje de los tanques de almacenamiento. Los tanques enterrados deberán anclarse cuando puedan ser  alcanzados por el nivel freático. El anclaje deberá diseñarse de acuerdo con  las condiciones del subsuelo y el volumen del tanque. Alternativamente se debe  construir un sistema de drenaje subterráneo.    

(Decreto 1521 de 1998,  artículo 20)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.58. Tubos de respiración de los tanques. Las bocas de los tubos de respiración de los tanques  deberán salir al aire libre, por encima de tajados y paredes cercanas y  alejadas de conducciones eléctricas. Además, deberán estar localizadas a  distancias mayores de quince (15) metros de cualquier chimenea o fuente de  ignición y en forma tal que los vapores no desemboquen en el interior de  edificación alguna. Las bocas podrán ir protegidas con una válvula de alivio de  presión y vacío, para evitar daños al tanque y pérdidas por evaporación y  contaminación.    

(Decreto 1521 de 1998,  artículo 21)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.59. Diámetro del tubo de respiración. El diámetro de tubo de respiración (desfogue) del tanque  no podrá ser menor de la mitad del diámetro de la boca de llenado, pero en  ningún caso inferior a treinta (30) mm (1¼ pulgadas).    

(Decreto 1521 de 1998,  artículo 22)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.60. Refuerzo del piso interior del tanque. El piso interior del tanque, perpendicular a la boca de  media de nivel, deberá reforzarse con una lámina de treinta (30) centímetros  por treinta (30) centímetros y de calibre igual al de la lámina del tanque.    

(Decreto 1521 de 1998,  artículo 23)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.61. Requisitos para la instalación de las bocas de llenado de los tanques. En la instalación de las bocas de llenado de los tanques,  deberán observarse los siguientes requisitos:    

a) Estar dotadas de tapones impermeables;    

b) Estar localizadas por lo menos a un (1) metro con  cincuenta (50) centímetros de cualquier puerta, ventana o abertura, en  edificaciones de la estación de servicio o de linderos de predios vecinos.    

(Decreto 1521 de 1998,  artículo 24)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.62. Protección de los tanques almacenadores. Los tanques deberán estar debidamente protegidos con  pinturas anticorrosivas y/o con protección catódica, debiéndose ejercer un  adecuado control y mantenimiento, periódicamente.    

(Decreto 1521 de 1998,  artículo 25)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.63. Normas aplicables a las instalaciones de las estaciones de servicio. Las instalaciones de las estaciones de servicio deberán cumplir  con lo estipulado en este decreto, en las normas nacionales y en las normas  NFPA 30 y 30-A.    

(Decreto 1521 de 1998,  artículo 26)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.64. Certificación de construcción de los tanques almacenadores. La persona que construya una estación de servicio, deberá  presentar -ante las autoridades competentes- una certificación del constructor  de los tanques de almacenamiento, que incluya las normas y especificaciones  bajo las cuales fueron construidos y las presiones de prueba a que fueron  sometidos; además, deberá enviar los planos de construcción de dichos tanques.    

El sistema de tanques de almacenamiento y líneas de  distribución de combustible, deberá probarse hidrostáticamente -durante dos (2)  horas como mínimo- a una presión manométrica de 0.5 kilogramos por centímetro  cuadrado. Estas pruebas deberán efectuarse en presencia del propietario o  representante legal de la estación de servicio y de un funcionario designado  por la autoridad competente, designación que deberá ser solicitada por los  interesados con no menos de siete (7) días de antelación a la fecha en la cual  se efectuarán las pruebas mencionadas.    

De las correspondientes pruebas se levantará un acta que,  debidamente firmada, se allegará al expediente de la estación de servicio.    

Si a la autoridad competente se le presenta inconveniente  de fuerza mayor para designar al funcionario que deberá presenciar las pruebas,  dicha situación deberá ser puesta en conocimiento de los interesados con no  menos de tres (3) días de anticipación a la fecha de realización de las  pertinentes pruebas, las que -en cualquier caso- se deberán realizar dentro de  los cinco (5) días siguientes a la fecha inicialmente fijada.    

Si el funcionario designado no acude el día y a la hora  de la citación para la práctica de las pruebas -excepto cuando se haya  comunicado la existencia de inconveniente de fuerza mayor- los interesados  podrán efectuarlas, debiendo enviar el acta levantada a la autoridad competente  (señalando el resultado obtenido); lo anterior sin perjuicio de la sanción a  que haya lugar, impuesta por la autoridad legalmente designada para hacerlo, en  contra del funcionario que -sin justa causa- no asistió a la práctica de las  pruebas.    

Parágrafo 1°.  Cuando en el sistema de la estación de servicio se utilicen bombas  sumergibles para el envío del combustible al surtidor, la tubería entre este y  la bomba, deberá probarse a una presión de tres (3.0) kilogramos por centímetro  cuadrado durante una (1) hora como mínimo.    

Parágrafo 2°.  Para tanques fabricados con material y tecnologías nuevas, deberán cumplir  las pruebas y procedimientos que estipule la norma respectiva Nacional y/o  Internacional.    

(Decreto 1521 de 1998,  artículo 27)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.65. Operación de las estaciones de servicio. No podrá una estación de servicio entrar a operar sin  haber dado total cumplimiento a lo exigido en el presente decreto; en caso de  hacerlo, se le impondrá la sanción pertinente.    

(Decreto 1521 de 1998,  artículo 28)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.66. Solicitudes adicionales de información. La autoridad competente podrá exigir al interesado  cualquier información adicional, si así lo juzga necesario, y sus funcionarios  comisionados, debidamente identificados, podrán inspeccionar las obras en  cualquier momento y formular, por escrito, las observaciones del caso.    

(Decreto 1521 de 1998,  artículo 29)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.67. Calibración de los surtidores de combustible. La calibración de los surtidores de combustibles  derivados del petróleo de las estaciones de servicio se hará con un recipiente  de cinco (5) galones de capacidad, debidamente calibrado y certificado por el  Centro de Control de Calidad y Metrología de la Superintendencia de Industria y  Comercio o quien haga sus veces u otra entidad debidamente acreditada ante el  Ministerio de Minas y Energía.    

(Decreto 1521 de 1998,  artículo 30)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.68. Procedimiento para la calibración. El procedimiento para la calibración de los surtidores de  combustibles líquidos derivados del petróleo será el siguiente:    

a) Se humedece el calibrador, llenándolo -hasta su  capacidad total- con el combustible; después de dicha operación, el líquido se  devuelve al tanque de almacenamiento;    

b) Se lleva a ceros (0) la cantidad marcada en la  registradora y con la boquilla del surtidor completamente abierta (máxima rata  de llenado), se vierten en el calibrador cinco (5) galones del surtidor, según  lectura de la registradora;    

c) Se lee en la escala graduada del calibrador el número  de pulgadas cúbicas (líneas) entregadas por el surtidor, en exceso o en defecto  (por encima o por debajo de la línea cero), de lo cual se tomará nota;    

d) Después de desocupar el calibrador, se llena  nuevamente según lo señalado en el literal b), pero con la boquilla del  surtidor parcialmente cerrada, para limitar el flujo aproximadamente a cinco  (5) galones por minuto, es decir, esta operación de llenado debe efectuarse  aproximadamente en un minuto;    

e) Se repite la operación indicada en el literal c),  tomando nota de la lectura obtenida;    

f) Se entenderá que un surtidor se encuentra descalibrado  si al momento de verificar la calibración, el nivel de entrega está por encima  o por debajo de la línea cero (0) de la escala de medida del calibrador;    

g) El margen de calibración establecido por la norma API  (American Petroleum Institute)  es de más o menos siete (+ o -7) pulgadas cúbicas (líneas) en relación con la  línea cero (0) del calibrador de cinco (5) galones de capacidad; lo anterior,  sin perjuicio de la responsabilidad que cada distribuidor minorista de  combustible tiene -en todo tiempo- de mantener en perfecto estado de  conservación, funcionamiento y debidamente calibrada en ceros (0), la unidad de  medida de los surtidores.    

Los funcionarios competentes tendrán en cuenta que, a  partir del 4 de agosto de 1998, el régimen sancionatorio se aplicará cuando las  diferencias encontradas durante la verificación de la calibración de un  surtidor en una estación de servicio sean mayores de más o menos de siete (+ o  -7) pulgadas cúbicas (líneas) en relación con la línea cero (0) del calibrador  de cinco (5) galones de capacidad.    

Parágrafo. La  inspección de las registradoras se realizará para comprobar que el precio de  los cinco (5) galones extraídos por el surtidor corresponde al autorizado.    

Esto se obtiene multiplicando el volumen entregado por el  precio unitario autorizado para la localidad. Si el resultado no corresponde al  precio marcado en la registradora para los cinco (5) galones, la registradora  está descalibrada.    

(Decreto 1521 de 1998,  artículo 31)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.69. Verificación de la calibración y el funcionamiento de los surtidores. Cuando la autoridad competente verifique la calibración y  el funcionamiento de los surtidores, se procederá así:    

a) Se cumplirá con lo estipulado en los  artículos precedentes del presente decreto;    

b) Se levantará un acta en la que se dejará constancia de  todas las circunstancias observadas en la diligencia, la cual será suscrita por  el respectivo funcionario y el interesado, delegado o encargado de la  administración del distribuidor minorista o de la estación de servicio, que  hubiere presenciado la inspección y servirá de base para la apertura de la  investigación por presuntas infracciones, si fuere procedente;    

c) Si en el curso de la diligencia no fuere posible hacer  los ajustes necesarios, se procederá por parte del funcionario a sellar el  surtidor y este no podrá entrar a operar nuevamente, hasta tanto no se hayan  realizado las reparaciones de rigor, se efectúe una nueva calibración y se  envíe el acta correspondiente a la autoridad competente, debidamente firmada  por el interesado, delegado o encargado de la administración del distribuidor  minorista o de la estación de servicio que hubiera presenciado la inspección.    

(Decreto 1521 de 1998,  artículo 32)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.70. Normatividad aplicable a los vehículos de transporte de derivados  líquidos del petróleo. Los  tanques de los vehículos automotores dedicados al transporte de combustible y  productos líquidos derivados del petróleo (gasolina motor, extra, CLD,  queroseno, ACPM, bencina industrial, bases lubricantes, disolventes,  combustóleo, etc.), deberán cumplir con todos los requisitos establecidos por  la (s) norma (s) relacionada (s) con la construcción de los tanques que  almacenen el producto.    

(Decreto 1521 de 1998  artículo 37)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.71. Régimen aplicable a los establecimientos que presten servicios de  cambio de aceites. Todo  establecimiento comercial que preste servicio de cambio de aceites y filtros  estará obligado a cumplir con las disposiciones proferidas por la autoridad  competente en cuanto a los envases y filtros cambiados, residuos líquidos y  sólidos. El no cumplimiento de esta disposición acarreará las sanciones  correspondientes.    

(Decreto 1521 de 1998  artículo 54)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.71.1.  Adicionado por el Decreto 1135 de 2022,  artículo 4º. Normativa aplicable a los puntos de suministro de energéticos. La  ubicación, diseño, construcción, modificación y/o mejoras, calibración, aforo,  pruebas y demás requisitos que deberán cumplir los interesados en la construcción  de un punto de suministro energético serán regulados por el Ministerio de Minas  y Energía.    

Parágrafo. Se entenderá por  punto de suministro energético la instalación que agrupa infraestructura que  permite la distribución de uno o varios energéticos al consumidor final, de  acuerdo con los requisitos técnicos y las obligaciones que señale el Ministerio  de Minas y Energía.    

DEL GRAN CONSUMIDOR INDIVIDUAL NO INTERMEDIARIO DE ACPM    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.72. Derogado por el Decreto 1135 de 2022,  artículo 6º. (una vez el Ministerio de Minas y  Energía expida la regulación correspondiente). Determinación del ingreso al  productor para Grandes Consumidores Individuales No Intermediarios de ACPM. Para los Grandes Consumidores Individuales No  Intermediarios de ACPM definidos en el artículo anterior, el ingreso al  productor al cual Ecopetrol S.A. o quien haga sus veces venderá el ACPM  producido en las refinerías del país, distribuido de manera directa o a través  de los distribuidores mayoristas, será como mínimo, el promedio de precios FOB  del Diésel Oil exportado por Ecopetrol S.A. en los 30  días calendario precedentes a la fecha de facturación, o el precio  internacional equivalente de las cotizaciones de los 30 días calendario  precedentes a la fecha de facturación del índice No. 2 U. S. Gulf Coast Waterborne  de la publicación PLATT’s de Standard & Poor’s, cuando no se hayan presentado exportaciones dentro  de ese mismo período.    

Parágrafo 1°. Cuando  por atender necesidades normales o adicionales de Grandes Consumidores  Individuales No Intermediarios de ACPM, Ecopetrol S.A. requiera importar o  recurrir a otra fuente de abastecimiento diferente a las refinerías de su  propiedad, el ingreso al productor al cual Ecopetrol S.A. podrá vender dicho  producto, distribuido de manera directa o a través de los distribuidores  mayoristas, deberá como mínimo remunerar todos los costos en que incurra  Ecopetrol S.A. para realizar estas actividades, sin que en ningún caso pueda  ser inferior al precio de exportación del producto.    

Parágrafo 2°.  Para los Sistemas de Transporte Terrestre Masivos de Pasajeros y las  empresas generadoras de energía ubicadas en las Zonas Interconectadas del  Territorio Nacional consumidores de ACPM definidas en el artículo anterior, el  Ingreso al Productor al cual Ecopetrol S. A. podrá vender el ACPM distribuido  de manera directa o a través de los Distribuidores Mayoristas, será el de  paridad de precios de importación.    

(Decreto 2935 de 2002,  artículo 2°, parágrafo 2° adicionado por el Decreto 2988 de 2003,  artículo 2°, modificado por el Decreto 4483 de 2006,  artículo 2°)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.73. Derogado por el Decreto 1135 de 2022,  artículo 6º. (una vez el Ministerio de Minas y  Energía expida la regulación correspondiente). Reportes de información. A partir del 5 de diciembre de 2002, Ecopetrol S.A. o  quien haga sus veces, los distribuidores mayoristas de combustibles, los  refinadores locales y los importadores deberán reportar a la Unidad de  Planeación Minero Energética-UPME las ventas totales de ACPM realizadas durante  el trimestre anterior y discriminadas por cliente, dentro de los quince (15)  días hábiles siguientes a la terminación de cada trimestre (enero, marzo,  abril, junio, julio, septiembre, octubre y diciembre).    

La Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, con base  en la anterior información, elaborará dentro de los veinticinco (25) días  hábiles siguientes a la terminación de cada trimestre, la lista de los Grandes  Consumidores Individuales No Intermediarios de ACPM de que trata el artículo 14  de la Ley 681 de 2001, así  como un análisis del comportamiento de la demanda de ACPM en el país. Esta  lista se hará pública a través de la página Web de dicha Unidad y regirá para  las ventas realizadas a estos en el respectivo trimestre y hasta tanto se emita  una nueva lista.    

Igualmente, la UPME deberá presentar al Ministerio de  Minas y Energía dentro del mismo término, un informe ejecutivo con el análisis  del comportamiento de la demanda de ACPM en el país durante el respectivo  trimestre.    

El incumplimiento del reporte de información contenido en  el presente artículo por parte de los agentes señalados, acarreará las  sanciones contempladas en la Ley 39 de 1987  adicionada por la Ley 26 de 1989.    

(Decreto 2935 de 2002,  artículo 3º)    

Nota, artículo 2.2.1.1.2.2.3.73.:  Según la publicación oficial de este artículo, su texto no corresponde  íntegramente al del artículo 3º del Decreto 2935 de 2002,  referido.    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.74. Derogado por el Decreto 1135 de 2022,  artículo 6º. (una vez el Ministerio de Minas  y Energía expida la regulación correspondiente). Solicitudes de ACPM por parte  de los distribuidores mayoristas. Las  solicitudes de ACPM que los distribuidores mayoristas hagan a Ecopetrol S.A. o  quien haga sus veces con destino a los Grandes Consumidores No Intermediarios  de ACPM serán individuales y particulares para cada caso y su facturación se  hará de manera independiente.    

(Decreto 2935 de 2002,  artículo 4°)    

DEL REFINADOR    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.75. Derogado por el Decreto 1135 de 2022,  artículo 6º. (una vez el Ministerio de Minas  y Energía expida la regulación correspondiente). Autorización ejercer la  actividad de refinación de combustibles líquidos derivados del petróleo. Para ejercer la actividad de refinación de hidrocarburos  para la producción de combustibles líquidos derivados del petróleo en el  territorio colombiano el interesado deberá obtener autorización del Ministerio  de Minas y Energía, para lo cual, previamente, deberá acreditar o cumplir los  siguientes requisitos:    

1. Licencia de construcción y permisos y/o autorizaciones  ambientales correspondientes, expedidos para la respectiva refinería, por las  autoridades competentes, si estas así lo requieren.    

2. Copia de los estatutos sociales, estados financieros  al momento de su constitución y composición accionaria de la empresa, según el  caso.    

3. Certificado de existencia y representación legal -para  personas jurídicas- o registro mercantil -para personas naturales- expedido por  la Cámara de Comercio respectiva con no más de tres (3) meses de antelación, en  el que conste que dentro de su objeto social se encuentra la actividad de  refinación de hidrocarburos para la producción de combustibles líquidos derivados  del petróleo.    

4. Memoria técnica que incluya la descripción de la  refinería, ubicación, capacidad, especificaciones de calidad de los productos a  producir, el monto de las inversiones, tipo y procedencia del hidrocarburo en  la carga a la refinería y el volumen de producción de cada uno de los  productos.    

5. Certificado de conformidad de las instalaciones de la  refinería, emitido por un organismo de certificación acreditado, para el caso  donde este aplique, siempre y cuando existan reglamentos técnicos sobre el  particular.    

6. Póliza de seguro de responsabilidad civil  extracontractual a que hace referencia el presente decreto, en la cual debe  aparecer expresamente determinada y ubicada las instalaciones de la refinería  sobre la cual versa la respectiva solicitud, acompañada del clausulado general  con sus correspondientes anexos, así como copia del recibo de pago, en los  montos establecidos.    

Parágrafo 1°.  El Ministerio de Minas y Energía revisará la documentación allegada, dentro  del plazo de sesenta (60) días contados desde la fecha de radicación. En caso  de que dicha autoridad formule observaciones, el interesado contará con un  término hasta de treinta (30) días para aclarar o adicionar la información.    

Presentadas las anteriores aclaraciones o adiciones por  parte del interesado, el Ministerio de Minas y Energía, mediante resolución,  autorizará la operación de la refinería, en un plazo máximo de treinta (30)  días. En caso contrario, no le será concedida dicha autorización, hasta tanto  no se dé cumplimiento de los requisitos exigidos en el presente artículo.    

(Decreto 4299 de 2005,  artículo 5°; numeral 4 modificado por el Decreto 1717 de 2008,  artículo 5°; numeral 7° derogado por el Decreto 1333 de 2007,  artículo 4°, parágrafo ha perdido vigencia.)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.76. Derogado por el Decreto 1135 de 2022,  artículo 6º. (una vez el Ministerio de Minas  y Energía expida la regulación correspondiente). Obligaciones del refinador. Todo refinador además de sujetarse a las normas vigentes,  deberá cumplir las siguientes obligaciones:    

1. Mantener una prestación regular del servicio.    

2. Mantener vigente el certificado de calibración del  instrumento patrón para la calibración de las unidades de medida para la  entrega de combustibles líquidos derivados del petróleo, emitido por un  laboratorio de metrología acreditado.    

3. Mantener vigente la póliza de responsabilidad civil  extracontractual de la refinería de combustibles líquidos derivados del  petróleo que posea o utilice, en los términos establecidos en el presente  decreto.    

4. Informar a la autoridad de regulación, control y  vigilancia, previamente al inicio de las obras, cualquier ampliación o  modificación de la refinería.    

5. Prestar la colaboración necesaria al Ministerio de Minas  y Energía para el cumplimiento de sus funciones.    

6. Registrar la información señalada por la regulación  del Sistema de Información de Combustibles Líquidos Derivados del Petróleo Sicom, expedida por el Ministerio de Minas y Energía.    

7. Deberá realizar suministros a los agentes autorizados  en el numeral siguiente que cuenten con instalaciones que reúnan las  condiciones técnicas, de seguridad y ambientales establecidas; para el efecto,  podrá exigir los permisos y autorizaciones que acrediten el cumplimiento de la  normatividad sobre instalaciones, seguridad industrial y ambientales aplicable,  quedando en caso de obtenerlos, liberado de responsabilidad por este concepto.  La responsabilidad por los suministros realizados a instalaciones no aptas para  recibirlos recaerá en el refinador.    

8. El refinador solamente podrá distribuir los  combustibles líquidos derivados del petróleo que produzca a otro refinador, al  distribuidor mayorista, al distribuidor minorista a través de estación de  servicio de aviación y marítima, al gran consumidor con instalación fija que  consuma ACPM en volúmenes iguales o superiores a cuatrocientos veinte mil  (420.000) galones mes y al gran consumidor con instalación fija que consuma  combustibles para quemadores industriales (combustóleos – fuel oil), y/o gasolina natural – nafta.    

Los despachos de combustibles para quemadores  industriales y/o Avigas, podrán ser entregados por el  refinador directamente a las instalaciones del gran consumidor con instalación  fija y/o estación de servicio de aviación, respectivamente, o a través del  distribuidor mayorista y/o distribuidor minorista para estación de servicio de  aviación. En todo caso y para estas dos condiciones el margen del mayorista y/o  de la estación de servicio de aviación será regulado por el Ministerio de Minas  y Energía.    

9.  Abstenerse de despachar los combustibles líquidos derivados del petróleo a  carrotanques que no cumplan los requisitos exigidos en la sección “Transporte  terrestre de mer cancías  peligrosas por carretera” del Decreto Reglamentario Único del Sector  Transporte, o en las normas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.    

10. Abstenerse de realizar prácticas comerciales  restrictivas o aquellas consideradas como competencia desleal, según lo  previsto en las Leyes 155 de 1959 y 256 de 1996, y demás  normas reglamentarias concordantes.    

11. Tener y hacer cumplir un reglamento interno de  seguridad, el cual detalle las acciones necesarias que deban desarrollarse  frente a las distintas posibilidades de accidentes. Para el efecto, deberá  brindar la capacitación necesaria para que el personal a su cargo se encuentre  instruido en la ejecución de estos procedimientos.    

12. Llevar y mantener registros detallados sobre las  especificaciones y características de los combustibles líquidos derivados del  petróleo producidos, para verificación por parte de la autoridad de regulación,  control y vigilancia o cualquier otra autoridad competente.    

13. Entregar a sus clientes los certificados de calidad y  cantidad de los combustibles líquidos derivados del petróleo producidos y  despachados, sobre el cumplimiento de los requisitos de calidad y de marcación  establecidos en los reglamentos técnicos y en el presente decreto.    

14. Despachar sus productos con la guía única de  transporte y certificado de marcación, para aquellos que lo requieran.    

15. Cumplir con las normas establecidas sobre protección  y preservación del medio ambiente.    

(Decreto 4299 de 2005,  artículo 6°; numerales 2, 7 y 9 modificados por el Decreto 1717 de 2008,  artículo 6°; numeral 4 derogado por el Decreto 1333 de  20007, artículo 4°)    

DEL IMPORTADOR    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.77. Derogado por el Decreto 1135 de 2022,  artículo 6º. (una vez el Ministerio de Minas  y Energía expida la regulación correspondiente). Autorización para ejercer la  actividad de importación. Toda persona  natural o jurídica que se encuentre interesada en importar combustibles  líquidos derivados del petróleo para consumo o distribución dentro del  territorio nacional, deberá obtener previamente al ejercicio de dicha  actividad, autorización del Ministerio de Minas y Energía para lo cual deberá  presentar los siguientes documentos:    

1. Copia de los estatutos sociales, estados financieros  al momento de su constitución y composición accionaria de la empresa, según el  caso.    

2. Certificado de existencia y representación legal -para  personas jurídicas- o registro mercantil -para personas naturales- expedido por  la respectiva Cámara de Comercio con no más de tres (3) meses de antelación, en  el que conste que dentro de su objeto social se encuentra la actividad de  importación de combustibles líquidos derivados del petróleo.    

3. Documento en donde se indique: Nombre o razón social  del importador, dirección comercial, ciudad, teléfono, fax, correo electrónico,  origen, tipo y volumen del combustible a importar, medio de transporte a  utilizar en la importación.    

4. Copia del contrato de almacenamiento que suscriba para  el recibo del combustible a importar.    

5. Copia del contrato o acuerdo suscrito con el agente de  la cadena de distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo que  distribuirá o consumirá el combustible importado.    

Parágrafo. El  importador podrá suscribir contratos o acuerdos para distribuir o consumir el  combustible líquido derivado del petróleo importado con el refinador, el distribuidor  mayorista, el distribuidor minorista, a través de estación de servicio de  aviación y marítima, el gran consumidor con instalación fija que consuma ACPM  en volúmenes iguales o superiores a cuatrocientos veinte mil (420.000) galones  mes y el gran consumidor que consuma combustible para quemadores industriales  (combustóleos – fuel oil).    

(Decreto 4299 de 2005,  artículo 7°, numeral 4 derogado por el Decreto 1333 de 2007,  artículo 4°, parágrafo modificado por el Decreto 1333 de 2007,  artículo 8°)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.78. Derogado por el Decreto 1135 de 2022,  artículo 6º. (una vez el Ministerio de Minas  y Energía expida la regulación correspondiente). Visto bueno para la  importación de combustibles líquidos derivados del petróleo. De acuerdo con la anterior documentación, el Ministerio de  Minas y Energía comunicará por escrito al importador la negación o autorización  de la importación de los combustibles líquidos derivados del petróleo dentro de  los tres (3) días hábiles siguientes al recibo completo de la información. En  caso de ser autorizada, para que los combustibles se puedan consumir,  distribuir o comercializar en el territorio nacional, dicha entidad deberá  otorgar el Visto Bueno respectivo al registro de importación, para que se  continúe de conformidad con los procedimientos establecidos en materia de  comercio exterior.    

(Decreto 4299 de 2005,  artículo 8°)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.79. Derogado por el Decreto 1135 de 2022,  artículo 6º. (una vez el Ministerio de Minas y  Energía expida la regulación correspondiente). Especificaciones de calidad  del combustible importado. Los  combustibles líquidos derivados del petróleo que se importen al territorio  nacional, deberán contar con un certificado de conformidad expedido por un  organismo certificador acreditado, sobre el cumplimiento de los requisitos de  calidad establecidos en la normatividad aplicable. Dicho certificado deberá ser  presentado por el importador, ante la Dirección de Impuestos y Aduanas  Nacionales, DIAN, como documento soporte de la declaración de importación del  producto.    

Parágrafo 1°.  Cuando se pretenda importar combustibles líquidos derivados del petróleo sobre  los cuales no se hayan establecido especificaciones mínimas de calidad, el  importador deberá solicitar permiso al Ministerio de Minas y Energía,  informando la necesidad de dicho combustible, las especificaciones de calidad,  la destinación que tendrá, los procesos en que se usará y los volúmenes que  importará.    

En caso de que dicha autoridad encuentre procedente la  importación de esta clase de combustibles, establecerá antes de la importación  al país, los correspondientes requisitos técnicos a cumplir y comunicará al  interesado para que continúe con el procedimiento señalado en la presente  subsección.    

Parágrafo 2°.  En caso de que el organismo de certificación acreditado no expida el  certificado de conformidad del producto, este deberá ser reembarcado.    

(Decreto 4299 de 2005,  artículo 9°)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.80. Derogado por el Decreto 1135 de 2022,  artículo 6º. (una vez el Ministerio de Minas y  Energía expida la regulación correspondiente). Obligaciones del importador. Todo importador de combustibles líquidos derivados del  petróleo deberá cumplir, además de las obligaciones establecidas en los  anteriores artículos, las siguientes:    

1. Prestar la colaboración necesaria al Ministerio de  Minas y Energía para el cumplimiento de sus funciones.    

2. Cumplir el procedimiento respecto de la marcación de  combustibles establecido en la subsección “Marcación de combustibles líquidos  derivados del Petróleo” del presente decreto, o aquellas normas que las  modifiquen, adicionen o sustituyan.    

3. Abstenerse de despachar los combustibles líquidos  derivados del petróleo a carrotanques que no cumplan los requisitos exigidos en  el Decreto Reglamentario Único del Sector Transporte, sección “Transporte  terrestre automotor de mercancías peligrosas por carretera” o en las normas que  la modifiquen, adicionen o sustituyan.    

4. Abstenerse de realizar prácticas comerciales  restrictivas o aquellas consideradas como competencia desleal, según lo  previsto en la Leyes 155 de 1959 y 256 de 1996, y demás  normas reglamentarias concordantes.    

5. Tener y hacer cumplir un reglamento interno de  seguridad, el cual detalle las acciones necesarias que deban desarrollarse  frente a las distintas posibilidades de accidentes. Para el efecto, deberá  brindar la capacitación necesaria para que el personal a su cargo se encuentre  instruido en la ejecución de estos procedimientos.    

6. Registrar la información señalada por la regulación  del Sistema de Información de Combustibles Líquidos Derivados del Petróleo Sicom, expedida por el Ministerio de Minas y Energía.    

7. Mantener por el término de seis (6) meses, a  disposición del Ministerio de Minas y Energía u otra autoridad competente, las  muestras de los combustibles importados, con sus respectivos certificados de  conformidad expedidos por el organismo de certificación acreditado.    

8. Entregar a sus clientes los certificados de  conformidad de calidad y cantidad de los combustibles líquidos derivados del  petróleo importados.    

9. Suministrar la guía única de transporte a cada uno de los  agentes autorizados, en los términos señalados en el presente decreto.    

10. Cumplir con las normas establecidas sobre protección  y preservación del medio ambiente.    

(Decreto 4299 de 2005,  artículo 11. numeral 3 derogado por el Decreto 1333 de 2007,  artículo 4°; numeral 7 modificado por el Decreto 1717 de 2008,  artículo 7°)    

DEL ALMACENADOR    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.81. Derogado por el Decreto 1135 de 2022,  artículo 6º. (una vez el Ministerio de Minas  y Energía expida la regulación correspondiente). Autorización para ejercer la  actividad de almacenador. Toda  persona natural o jurídica que se encuentre interesada en ejercer la actividad de  almacenamiento de combustibles líquidos derivados del petróleo en el territorio  colombiano deberá obtener previamente autorización del Ministerio de Minas y  Energía, para lo cual deberá presentar los siguientes documentos:    

1. Copia de los estatutos sociales, estados financieros  al momento de su constitución y composición accionaria de la empresa, según el  caso.    

2. Certificado de existencia y representación legal -para  personas jurídicas- o registro mercantil -para personas naturales- expedido por  la Cámara de Comercio con no más de tres (3) meses de antelación, en el que  conste que dentro de su objeto social se encuentra la actividad de  almacenamiento de combustibles líquidos derivados del petróleo.    

3. Certificado de conformidad expedido por un organismo  de certificación acreditado, sobre el cumplimiento de los requisitos  contemplados en el reglamento técnico expedido por la autoridad competente,  respecto de la planta de abastecimiento sobre la cual versa la solicitud que se  tramita.    

4. Póliza de seguro de responsabilidad civil  extracontractual a que hace referencia el presente decreto, en la cual debe  aparecer expresamente determinada y ubicada la planta de abastecimiento sobre  la cual versa la respectiva solicitud, acompañada del clausulado general con  sus correspondientes anexos, así como copia del recibo de pago, en los montos  establecidos.    

Parágrafo 1°.  El Ministerio de Minas y Energía revisará la anterior documentación, dentro  del plazo de treinta (30) días contados a partir de la fecha de radicación de  la solicitud. En caso de que dicha autoridad formule observaciones, el  interesado contará con un término de hasta quince (15) días para aclarar o  adicionar la información.    

Presentadas las aclaraciones correspondientes por parte  del interesado el Ministerio de Minas y Energía, mediante resolución y en un  plazo no mayor a treinta (30) días emitirá la autorización para actuar como  almacenador de combustibles líquidos derivados del petróleo.    

En el evento en que no se absuelvan dentro del término  establecido las observaciones formuladas, se rechazará la solicitud.    

(Decreto 4299 de 2005,  artículo 12, numeral 4 derogado por el Decreto 1333 de 2007,  artículo 4°)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.82. Derogado por el Decreto 1135 de 2022,  artículo 6º. (una vez el Ministerio de Minas  y Energía expida la regulación correspondiente). Obligaciones del almacenador. El almacenador deberá cumplir con todas las normas  vigentes en materia de hidrocarburos, en especial las siguientes:    

1. Mantener una prestación regular del  servicio de almacenamiento de combustibles líquidos derivados del petróleo.    

2. Prestar la colaboración necesaria al Ministerio de  Minas y Energía para el cumplimiento de sus funciones.    

3. Atender y ejercer las acciones correctivas formuladas  por las autoridades competentes, relacionadas con el debido mantenimiento,  limpieza, presentación, preservación del medio ambiente y seguridad, en sus  instalaciones, tanques, tuberías, equipos y demás accesorios, conservando las  mejores condiciones para la prestación de un eficiente servicio al público.    

4. Mantener vigentes los certificados de calibración de  las unidades de medida para la entrega de los combustibles líquidos derivados  del petróleo, emitidas por un laboratorio de metrología acreditado.    

5. Obtener y mantener vigente el certificado de  conformidad de la planta de abastecimiento, expedido por un organismo de  certificación acreditado, sobre el cumplimiento de los requisitos técnicos  contemplados en el reglamento técnico expedido por las autoridades competentes.  El certificado de conformidad se deberá renovar como mínimo cada cinco (5) años  y cada vez que se realice una modificación o ampliación de la planta.    

6. Obtener y/o mantener vigentes los permisos, licencias  o autorizaciones expedidas por las alcaldías, las curadurías urbanas y las  autoridades ambientales competentes, según corresponda.    

7. Mantener vigente la póliza de responsabilidad civil  extracontractual de la planta de abastecimiento de combustibles líquidos  derivados del petróleo que posea o utilice, en los términos establecidos en el  presente decreto.    

8. Prestar el servicio de almacenamiento de combustibles  líquidos derivados del petróleo a la persona natural o jurídica que lo requiera  para actuar como agente importador, refinador, distribuidor mayorista,  distribuidor minorista a través de estación de servicio de aviación o marítima,  el gran consumidor con instalación fija que consuma ACPM en volúmenes iguales o  superiores a cuatrocientos veinte mil (420.000) galones mes y el gran  consumidor que requiera el uso de combustibles para quemadores industriales  (combustóleos – fuel oil). Para este efecto, se  requerirá autorización del Ministerio de Minas y Energía, previa presentación  del respectivo contrato.    

9. Registrar la información señalada por la regulación  del Sistema de Información de Combustibles Líquidos Derivados del Petróleo Sicom, expedida por el Ministerio de Minas y Energía.    

10. Abstenerse de consumir o comercializar los  combustibles que almacene.    

11. Abstenerse de recibir y/o despachar los combustibles  líquidos derivados del petróleo a carrotanques que no cumplan los requisitos  exigidos en el Decreto Reglamentario Único del Sector Transporte, sección  “Transporte terrestre automotor de mercancías peligrosas por carretera”, o en  las normas que lo modifiquen, adicionen o sustituyan.    

12. Abstenerse de realizar prácticas comerciales restrictivas  o aquellas consideradas como competencia desleal, según lo previsto en la Leyes  155 de 1959, 256 de 1996, y demás  normas reglamentarias concordantes.    

13. Cumplir con las normas establecidas sobre protección  y preservación del medio ambiente.    

(Decreto 4299 de 2005,  artículo 13, numeral 4 derogado por el Decreto 1333 de 2007,  artículo 4°; numeral 9 modificado por el Decreto 1333 de 2007,  artículo 9°;  modificado de nuevo por el Decreto 1717 de 2008,  artículo 9°; numeral 10 modificado  por el Decreto 1717 de 2008,  artículo 8°)    

DEL DISTRIBUIDOR MAYORISTA    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.83. Derogado por el Decreto 1135 de 2022,  artículo 6º. (una vez el Ministerio de Minas y  Energía expida la regulación correspondiente). Requisitos para ejercer la  actividad de distribuidor mayorista. Toda  persona natural o jurídica que se encuentre interesada en ejercer la actividad  de distribuidor mayorista de combustibles líquidos derivados del petróleo en el  territorio colombiano deberá obtener, previamente, autorización del Ministerio  de Minas y Energía para lo cual deberá presentar los siguientes documentos:    

1. Copia de los estatutos sociales, estados financieros  al momento de su constitución y composición accionaria de la empresa, de ser el  caso.    

2. Certificado de existencia y representación legal -para  personas jurídicas- o registro mercantil -para personas naturales- expedido por  la respectiva Cámara de Comercio con no más de tres (3) meses de antelación, en  el que conste que dentro de su actividad principal se encuentra la distribución  mayorista de combustibles líquidos derivados del petróleo.    

3. Certificado de conformidad expedido por un organismo  de certificación acreditado, sobre el cumplimiento de los requisitos  contemplados en el reglamento técnico emitido por la autoridad competente, de  la planta de abastecimiento sobre la cual versa la solicitud que se tramita.    

4. Póliza de seguro de responsabilidad civil extracontractual,  en los términos establecidos en el presente decreto, en la cual debe aparecer  expresamente determinada y ubicada la planta de abastecimiento sobre la cual  versa la respectiva solicitud, acompañada del clausulado general con sus  correspondientes anexos, así como copia del recibo de pago, en los montos  establecidos.    

5. Demostrar que tiene asegurada la fuente de suministro  necesaria para el abastecimiento que proyecta realizar.    

6. Demostrar que en la planta o plantas de abastecimiento  que tiene a su cargo ha realizado despachos, mediante contratos o acuerdos  comerciales, de combustibles líquidos derivados del petróleo en volúmenes  superiores a dos millones seiscientos mil (2.600.000) galones al mes, de los  cuales el setenta por ciento (70%) como mínimo debe corresponder a despachos  realizados a distribuidores minoristas a través de estaciones de servicio  automotriz y/o fluvial que cuenten con su marca.    

Parágrafo 1°.  Dada su ubicación geográfica y/o la limitada demanda de combustibles en el  área de influencia que atienden, las plantas de abastecimiento de combustibles  líquidos derivados del petróleo, actualmente existentes en los municipios de  San Andrés (Archipiélago de San Andrés); Florencia (Caquetá); San José del  Guaviare (Guaviare); Buenaventura (Valle del Cauca) y Turbo (Antioquia),  deberán demostrar que han celebrado contratos o acuerdos comerciales de  combustibles líquidos derivados del petróleo con distribuidores minoristas o  grandes consumidores, quedando exceptuados del cumplimiento del volumen  señalado en el numeral 7 del presente artículo. En igual sentido quedan  exceptuados del cumplimiento de la señalada obligación, las plantas de  abastecimiento actualmente existentes y las que se construyan en los municipios  ubicados en los departamentos fronterizos del territorio nacional, al igual que  las que se construyan para distribuir exclusivamente combustibles para  quemadores industriales.    

Parágrafo 2°.  Para iniciar operaciones el distribuidor mayorista deberá contar como  mínimo con una planta de abastecimiento, con una capacidad de almacenamiento de  por lo menos el 30% del volumen mensual señalado en el numeral 7 de este  artículo.    

El distribuidor mayorista dispondrá de un plazo de doce (12)  meses contados a partir de la fecha de autorización para cumplir con la  obligación de distribuir el volumen señalado en el numeral 7 del presente  artículo, los cuales deberán estar justificados mediante contratos o acuerdos  comerciales. Una vez vencido dicho plazo sin que se haya dado cumplimiento se  sancionará con multa de conformidad con el procedimiento establecido en la ley,  y de allí en adelante cada semestre se entrará a revisar dicho cumplimiento.    

En los sucesivos semestres primero, segundo, tercero,  cuarto y siguientes, el distribuidor mayorista que no haya dado cumplimiento a  la obligación señalada en el inciso primero de este parágrafo, deberá girar al  Tesoro Nacional el valor que resulte de aplicar la siguiente ecuación, para lo  cual la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía expedirá  el acto administrativo correspondiente:    

{((1.820.000 – Vdm) + (780.000  – Voa)) * No * Fm * Ts}    

Vdm = Es el volumen en galones mensual de despachos  suscritos con distribuidores minoristas a través de estaciones de servicio  automotriz y/o fluvial, y el cual se calcula de acuerdo con el promedio de  despachos mensuales de los últimos seis meses anteriores al cálculo. En el  evento que Vdm sea mayor a 1.820.000 entonces Vdm será igual a 1.820.000.    

Voa = Es el valor positivo que resulte de la diferencia  entre los despachos totales del distribuidor mayorista y 1.820.000. En el  evento que Voa sea mayor a 780.000 entonces Voa será igual a 780.000.    

No = Margen base del distribuidor mayorista. Para efectos  de este cálculo se tomará el valor promedio de los últimos seis meses  anteriores al cálculo correspondiente al margen máximo reconocido por el  Ministerio de Minas y Energía a favor del distribuidor mayorista por las ventas  de gasolina motor corriente.    

Fm = Factor de margen que se verá afectado. Se  establecerá para el primer semestre de cálculo en 0.1. para el segundo semestre  en 0.2, para el tercer semestre en 0.3, para el cuarto semestre y sucesivos en  0.4.    

Ts = 6, que equivale a los seis (6) meses correspondientes  al semestre de cálculo    

Parágrafo 3°.  En el evento que un distribuidor mayorista tenga a su cargo más de una  planta de abastecimiento, deberá cumplir lo establecido en el artículo  2.2.1.1.2.3.95 del presente decreto.    

Parágrafo 4°.  El Ministerio de Minas y Energía revisará la anterior documentación, dentro  del plazo de treinta (30) días contados desde la fecha de radicación de  aquella. En caso de que dicha entidad formule observaciones, el interesado  contará con un término hasta de quince (15) días para aclarar o adicionar la  información.      

Presentadas las aclaraciones correspondientes por parte  del interesado, el Ministerio de Minas y Energía, en un término de treinta (30)  días, mediante resolución, emitirá la correspondiente autorización para operar  como distribuidor mayorista.    

En el evento en que no se absuelvan dentro del término  establecido las observaciones formuladas, se rechazará la solicitud.    

Parágrafo 5°.  En todos aquellos casos relacionados con lo señalado en el parágrafo 5° del  artículo 2.2.1.1.2.2.3.90. del presente decreto, los distribuidores mayoristas  podrán aplicar las excepciones y plazos señalados en el mismo, es decir  continuar con la venta durante los plazos establecidos a los actores señalados  en el respectivo parágrafo.    

(Decreto 4299 de 2005  artículo 14, numeral 7 modificado por el Decreto 1717 de 2008,  artículo 10; parágrafo 2° modificado por el Decreto 1717 de 2008,  artículo 11; parágrafo 1° modificado por el Decreto 1333 de 2007,  artículo 11; parágrafo 3° modificado por el Decreto 1333 de 2007,  artículo 13)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.84. Derogado por el Decreto 1135 de 2022,  artículo 6º. (una vez el Ministerio de Minas  y Energía expida la regulación correspondiente). Obligaciones del distribuidor  mayorista. El distribuidor mayorista tiene las  siguientes obligaciones:    

1. Prestar la colaboración necesaria al Ministerio de Minas  y Energía para el cumplimiento de sus funciones.    

2. Garantizar un suministro de carácter regular y estable  de los combustibles con las personas con las que tenga un contrato o acuerdo  comercial, salvo interrupción justificada del suministro”.    

3. Almacenar los combustibles líquidos derivados del  petróleo en la planta de abastecimiento propia o arrendada, previo a su  distribución. Se exceptúan los combustibles para quemadores industriales y/o Avigas, según lo señalado en el artículo 2.2.1.1.2.2.3.76.  del presente decreto.    

4. En el caso de entregas a plantas de otros  distribuidores mayoristas, lo cual no aplica para entregas entre dos o varios  distribuidores que comparten una misma planta, el producto deberá destinarse  exclusivamente a las mismas, de tal forma que el producto se almacene  previamente a su distribución, de acuerdo con lo señalado en el numeral 3, ibídem.    

5. En el contrato o acuerdo comercial que  se suscriba, el distribuidor mayorista deberá incluir una cláusula de  compromiso que faculte al distribuidor minorista a través de estación de  servicio automotriz y fluvial para exhibir su marca comercial, con el fin de autori zar a aquel para exigir de este el cumplimiento de  estándares de seguridad y de calidad en la prestación del servicio    

6. Atender y ejercer las acciones correctivas para el  debido mantenimiento, limpieza, presentación, preservación del medio ambiente y  seguridad en sus instalaciones, tanques, tuberías, equipos y demás accesorios,  formuladas por las autoridades competentes, conservando las mejores condiciones  para la prestación de un eficiente servicio al público.    

7. Suministrar combustibles únicamente al distribuidor  mayorista, al gran consumidor y al distribuidor minorista, que cuenten con  autorización del Ministerio de Minas y Energía o de la autoridad en quien este  delegue. Así mismo se le autoriza la distribución de combustibles directamente  a las embarcaciones, en aquellos casos en que las plantas de abastecimiento  cuenten con muelles. La responsabilidad por los suministros realizados a dichas  personas, corresponderá al distribuidor mayorista quien para el efecto podrá  exigir los permisos y autorizaciones que acrediten el cumplimiento de la  normatividad vigente, quedando en caso de obtenerlos, liberado de responsabilidad  al respecto.    

8. Abstenerse de vender combustibles líquidos derivados  del petróleo a aquellos agentes de la cadena con los cuales no se tenga un  contrato o acuerdo comercial y, adicionalmente, con aquellos distribuidores  minoristas a través de estación de servicio automotriz y fluvial que no tengan  exhibida su marca comercial.    

9. Mantener vigente el certificado de calibración del  instrumento patrón para la calibración de las unidades de medida para la  entrega de combustibles líquidos derivados del petróleo, emitido por un  laboratorio de metrología acreditado.    

10. Obtener y mantener vigente el certificado de  conformidad de la planta de abastecimiento que posea o utilice, expedido por un  organismo de certificación acreditado, sobre el cumplimiento de los requisitos  contemplados en el reglamento técnico expedido por las autoridades competentes.  Los certificados de conformidad se deberán renovar como mínimo cada cinco (5)  años o cada vez que se realice una modificación o ampliación a la planta.    

11. Registrar la información señalada por la regulación  del Sistema de Información de Combustibles Líquidos Derivados del Petróleo Sicom, expedida por el Ministerio de Minas y Energía.    

12. Enviar al Ministerio de Minas y Energía durante los  primeros diez (10) días del mes de enero de cada año, un informe de la  capacidad de almacenamiento comercial de cada una de las plantas de  abastecimiento que posea o utilice, relacionando:    

i) Numeración del tanque;    

ii) Capacidad nominal del tanque;    

iii) Tipo de producto almacenado;    

iv) Fecha de calibración del tanque, y    

v) Organismo certificador de la medición en los formatos,  mecanismos y procedimientos que este diseñe para tal fin.    

13. Abstenerse de despachar los combustibles líquidos  derivados del petróleo a carrotanques que no cumplan los requisitos exigidos en  el Decreto Reglamentario Único del Sector Transporte, sección “Transporte  terrestre de mercancías peligrosas por carretera”, o en las normas que la  modifiquen, adicionen o sustituyan.    

14. Obtener y/o mantener vigentes los permisos, licencias  o autorizaciones expedidas por las alcaldías, las curadurías urbanas y las  autoridades ambientales competentes, para las plantas de abastecimiento según  corresponda.    

15. Mantener vigente la póliza de responsabilidad civil  extracontractual, en los términos establecidos en el presente decreto, de la  planta de abastecimiento de combustibles líquidos derivados del petróleo que  posea.    

16. Cumplir el procedimiento de aditivación  de los combustibles líquidos derivados del petróleo establecido en la  Resolución 80155 de 1999 del Ministerio de Minas y Energía, o en las normas que  la modifiquen, adicionen o sustituyan.    

17. Suministrar la guía única de transporte por cada uno  de los despachos que efectúe, en los términos señalados en el presente decreto.    

18. Disponer de instalaciones adecuadas en relación con  la capacidad de almacenamiento comercial de conformidad con lo establecido en  el presente decreto.    

19. Abstenerse de realizar prácticas comerciales  restrictivas o aquellas consideradas como competencia desleal, según lo  previsto en la Leyes 155 de 1959 y 256 de 1996, el Decreto 2153 de 1992  y demás normas concordantes.    

20. Cumplir con las normas establecidas sobre protección  y preservación del medio ambiente.    

21. El Distribuidor Mayorista está obligado a pagar la  sobretasa en los municipios reportados por el Distribuidor Minorista, quien a  su vez deberá informar el destino final de los combustibles al momento de la  facturación.    

(Decreto 4299 de 2005,  artículo 15, numerales 2, 5 y 18 modificados por el Decreto 1333 de 2007  artículo 14; numerales 3, 8, 9, 10 y 12 modificados por el Decreto 1717 de 2008,  artículo 12)    

DEL TRANSPORTADOR    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.85. Medios de transporte. El transporte de combustibles líquidos  derivados del petróleo se podrá realizar a través de los siguientes medios:    

i) Terrestre;    

ii) Poliductos;    

iii) Marítimo;    

iv) Fluvial;    

v) Férreo, y    

vi) Aéreo.    

(Decreto 4299 de 2005,  artículo 16)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.86. Modificado por el Decreto 1135 de 2022,  artículo 1º, a excepción de su parágrafo 5°.  Transporte terrestre. El transporte de combustibles líquidos, biocombustibles  y/o de sus mezclas, que se movilicen por vía terrestre, solo podrá hacerse en  vehículos con carrocería tipo tanque. Los transportadores deberán portar o  tener acceso digital continuo a la guía de transporte de hidrocarburos,  biocombustibles y sus mezclas o al documento físico o digital que haga sus  veces y adicionalmente cumplir con los demás documentos y requisitos  establecidos en la normativa de transporte vigente y aquella que la modifique,  adicione o derogue, especialmente aquella que regule el transporte terrestre de  mercancías peligrosas.    

Parágrafo 1°. Para  realizar la actividad de transporte de combustibles líquidos, biocombustibles  y/o de sus mezclas, se deberá cumplir con los requisitos establecidos por el  Ministerio de Transporte, el Ministerio de Minas y Energía y demás autoridades  competentes.    

Parágrafo 2°. Con  el fin de realizar monitoreo, control y seguimiento a la actividad de transporte  de combustibles líquidos, biocombustibles y/o de sus mezclas, el Ministerio de  Minas y Energía, el Ministerio de Transporte, las autoridades de policía, y  demás autoridades competentes, podrán exigir el porte o acceso digital continuo  a la guía de transporte de hidrocarburos, biocombustibles y sus mezclas o al  documento que hagas sus veces.    

En el caso de que las  autoridades de policía soliciten al transportador de dichos productos la  exhibición de estos documentos y el conductor no los porte en la forma exigida  o no tenga acceso digital a ellos, las mencionadas autoridades podrán imponer  las sanciones respectivas de que trata el Código Nacional de Seguridad y  Convivencia Ciudadana, la Ley 336 de 1996 y las  demás normas aplicables.    

Parágrafo 3°. El  agente transportador de combustibles líquidos, biocombustibles y/o de sus  mezclas, deberá mantener a disposición de las autoridades que así lo requieran,  una relación actualizada y detallada de los vehículos utilizados para realizar  estas actividades. El Ministerio de Minas y Energía, a través de la Dirección  de Hidrocarburos, podrá regular las condiciones y los datos requeridos para la  mencionada relación de los vehículos.    

Parágrafo 4°. Los  transportadores de combustibles líquidos, biocombustibles y/o de sus mezclas  deberán mantener vigente una póliza de responsabilidad civil extracontractual  por cada vehículo, en los términos establecidos en el artículo  2.2.1.1.2.2.3.100 del presente decreto.    

Parágrafo 5°.  Autorícese en los municipios del territorio colombiano y sin perjuicio de las  autorizaciones y competencias de otras autoridades, el transporte de combustibles  líquidos derivados del petróleo en máximo cuatro (4) recipientes de cincuenta y  cinco (55) galones, los cuales deberán estar sellados de manera que a  temperaturas normales no permitan el escape de líquido ni vapor, con destino  exclusivo al sector agrícola, industrial y comercial. El volumen de combustible  almacenado en dichos recipientes no podrá exceder los doscientos veinte (220)  galones y podrá adquirirse hasta un máximo de 8.000 galones/ mes, en una  estación de servicio automotriz o fluvial, sin que pueda ser trasladado a otra  jurisdicción municipal diferente a donde se compró, salvo en el evento en que  no exista en un municipio determinado estación de servicio, caso en el cual se  autoriza la venta, previa notificación del distribuidor minorista al mayorista  para efectos del giro de la sobretasa respectiva.    

Para los efectos señalados en  el inciso anterior, el respectivo alcalde municipal certificará la  imposibilidad de efectuar el abastecimiento por medio de los agentes y  procedimientos definidos en el presente decreto y que ameriten utilizar esta  figura de excepción.    

En tal sentido, la estación de servicio  que lo provea deberá enviar a las autoridades de control respectivas como al  Ministerio de Minas y Energía – Dirección de Hidrocarburos copia de dicha  certificación; así mismo, deberá entregar una copia al transportador. La  certificación deberá incluir los usuarios autorizados para desarrollar tal  actividad y se deberá mantener actualizada.    

El vehículo que se utilice para  realizar dicha actividad no podrá transportar simultáneamente personas,  animales, medicamentos o alimentos destinados al consumo humano o animal.    

Corresponde al alcalde  municipal tomar las medidas necesarias que conduzcan a la verificación del  cumplimiento de lo dispuesto en este parágrafo.    

Parágrafo 6°. El  Ministerio de Minas y Energía podrá establecer las medidas administrativas  correspondientes para ejercer la vigilancia y el control de lo establecido en  el presente artículo.    

Texto inicial del articulo 2.2.1.1.2.2.3.86: Transporte terrestre. El transporte de  combustibles líquidos derivados del petróleo que se movilice por vía terrestre,  solo podrá ser prestado en vehículos con carrocería tipo tanque. El  transportador deberá cumplir con los requisitos establecidos en el Decreto  Reglamentario Único del Sector Transporte, sección “Transporte terrestre de  mercancías peligrosas por carretera” o en las normas que lo modifiquen,  adicionen o sustituyan. Asimismo, deberá portar la guía única de transporte, de  conformidad con lo establecido en el presente decreto.    

Parágrafo 1°. Los agentes de  la cadena de distribución que requieran transportar combustibles líquidos  derivados del petróleo deberán contratar el servicio a través de una empresa de  servicio público de transporte terrestre automotor de carga debidamente  habilitada por el Ministerio de Transporte, en caso de que dicho transporte se  realice en vehículos de terceros.    

Si el transporte se realiza  en vehículos de propiedad del mismo agente de la cadena, este sumirá la  responsabilidad del transporte y deberá cumplir con la normatividad vigente en  la materia.    

Parágrafo 2°. Solo los  vehículos que porten el original y copia de la guía única de transporte  debidamente diligenciada podrán transportar combustibles líquidos derivados del  petróleo por las carreteras nacionales. La Fuerza Pública y demás autoridades  que ejerzan funciones de policía judicial deberán solicitar al transportador de  dichos combustibles la guía única de transporte para estos productos. En el  evento de que no la porten deberán inmovilizar inmediatamente los vehículos y  ponerlos a disposición de las autoridades judiciales competentes.    

Parágrafo 3°. Los agentes de  la cadena de distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo que  transporten productos por vía terrestre deberán mantener a disposición del  Ministerio de Minas y Energía, del Ministerio de Transporte, de la Fuerza  Pública y demás autoridades una relación de los vehículos utilizados para esta  actividad.    

Parágrafo 4°. Todo vehículo  que transporte combustibles líquidos derivados del petróleo debe ser de  carrocería tipo tanque y deberá mantener vigente una póliza de responsabilidad  civil extracontractual en los términos establecidos en el presente decreto.    

Parágrafo 5°. Autorízase en los municipios del territorio colombiano y  sin perjuicio de las autorizaciones y competencias de otras autoridades, el  transporte de combustibles líquidos derivados del petróleo en máximo cuatro (4)  recipientes de cincuenta y cinco (55) galones, los cuales deberán estar  sellados de manera que a temperaturas normales no permitan el escape de líquido  ni vapor, con destino exclusivo al sector agrícola, industrial y comercial. El  volumen de combustible almacenado en dichos recipientes no podrá exceder los  doscientos veinte (220) galones y podrá adquirirse hasta un máximo de 8.000  galones/ mes, en una estación de servicio automotriz o fluvial, sin que pueda  ser trasladado a otra jurisdicción municipal diferente a donde se compró, salvo  en el evento en que no exista en un municipio determinado estación de servicio,  caso en el cual se autoriza la venta, previa notificación del distribuidor  minorista al mayorista para efectos del giro de la sobretasa respectiva.    

Para los efectos señalados en  el inciso anterior, el respectivo alcalde municipal certificará la  imposibilidad de efectuar el abastecimiento por medio de los agentes y  procedimientos definidos en el presente decreto y que ameriten utilizar esta  figura de excepción.    

En tal sentido, la estación  de servicio que lo provea deberá enviar a las autoridades de control  respectivas como al Ministerio de Minas y Energía – Dirección de Hidrocarburos  copia de dicha certificación; así mismo, deberá entregar una copia al  transportador. La certificación deberá incluir los usuarios autorizados para  desarrollar tal actividad y se deberá mantener actualizada.    

El vehículo que se utilice  para realizar dicha actividad, no podrá transportar simultáneamente personas,  animales, medicamentos o alimentos destinados al consumo humano o animal.    

Corresponde al alcalde  municipal tomar las medidas necesarias que conduzcan a la verificación del  cumplimiento de lo dispuesto en este parágrafo.    

(Decreto 4299 de 2005,  artículo 17, parágrafo 5° adicionado por el Decreto 2165 de 2006,  artículo 1°, modificado de nuevo por el Decreto 1333 de 2007,  artículo 15)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.86.1.  Adicionado por el Decreto 1135 de 2022,  artículo 4º. Excepción a la entrega de combustibles desde Estación de Servicio  Automotriz y a su transporte mediante carro tanque. El  Ministerio de Minas y Energía establecerá las disposiciones aplicables al  suministro y transporte de combustibles líquidos y sus mezclas con  biocombustibles, cuando sean distribuidos a usuarios finales a través de  mecanismos diferentes al llenado directo de los tanques de combustible líquido  y/o de sus mezclas con biocombustibles de los vehículos automotores desde los  surtidores.    

Una vez el Ministerio regule  esta materia, el parágrafo 5° del artículo 2.2.1.1.2.2.3.86 de este decreto se  entenderá derogado.    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.87. Derogado por el Decreto 1135 de 2022,  artículo 6º. (una vez el Ministerio de Minas y  Energía expida la regulación correspondiente). Transporte en zonas especiales. El transportador de combustibles  líquidos derivados del petróleo en zonas de frontera deberá cumplir con lo  estipulado en la Ley 681 de 2001,  modificada por las Leyes 1430 de 2010 y 1607 de 2012, la  subsección “Distribución de combustibles líquidos en zonas de frontera” del  presente decreto en las normas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.    

Parágrafo. Los carrotanques destinados al transporte de combustibles  líquidos derivados del petróleo en los municipios definidos como zona de  frontera, de control por el Consejo Nacional de Estupefacientes y los ubicados  en el Magdalena Medio señalados para el efecto por el Ministerio de Minas y  Energía, deberán utilizar sellos electrónicos de seguridad que posean sistemas  de consulta centralizada de eventos de apertura y cerrado de cada precinto.  Dichos sellos deberán estar instalados en cada uno de los puntos de ingreso y  salida de combustible del carrotanque, los cuales solamente podrán ser abiertos  durante la carga o descarga del producto. Además de lo anterior, deberán  disponer de un Sistema Geoposicionador Global – GPS con consulta centralizada  de ubicación del vehículo en tiempo real. El Ministerio de Minas y Energía  señalará mediante resolución los procedimientos y mecanismos que se requieran  para el efecto.    

(Decreto 4299 de 2005  artículo 18, parágrafo modificado por el Decreto 1333 de 2007,  artículo 16)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.88. Derogado por el Decreto 1135 de 2022,  artículo 6º. (una vez el Ministerio de Minas  y Energía expida la regulación correspondiente). Transporte por poliducto. La actividad de transporte de  combustibles líquidos derivados del petróleo por poliducto, se regirá por el  reglamento de transporte que para el efecto expida el Ministerio de Minas y  Energía.    

Parágrafo. Adicionado por el Decreto 1281 de 2020,  artículo 2º. Cuando una estación de servicio de aviación, con el fin de  abastecer la demanda de combustible tipo Jet de un aeropuerto o terminal aérea,  sea atendida total o parcialmente desde un poliducto, el Ministerio de Minas y  Energía, o la entidad delegada, podrá señalar el tipo y uso de los  almacenamientos, la infraestructura asociada y los cargos de transporte o  remuneración de la actividad, según corresponda. Dichos cargos de transporte o  remuneración serán fijados de conformidad con lo dispuesto por el artículo 35  de la Ley 1955 de 2019, o  la norma que lo derogue, modifique o adicione.    

(Decreto 4299 de 2005  artículo 19)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.89. Derogado por el Decreto 1135 de 2022,  artículo 6º. (una vez el Ministerio de Minas  y Energía expida la regulación correspondiente). Transporte marítimo, fluvial,  férreo y aéreo. El transporte  marítimo, fluvial, férreo y aéreo se regirá por las normas comerciales y las  demás que expidan las autoridades competentes.    

Parágrafo. Las  embarcaciones que transporten combustibles líquidos derivados del petróleo que  se movilicen por vía marítima o fluvial deberán portar la guía única de  transporte. Dicha guía deberá ser solicitada por la Fuerza Pública y demás  autoridades que ejerzan funciones de policía judicial. En el evento en que no  la porten se inmovilizarán inmediatamente las embarcaciones de transporte y se  pondrán a disposición de las autoridades judiciales competentes.    

(Decreto 4299 de 2005  artículo 20)    

DEL DISTRIBUIDOR MINORISTA    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.90. Derogado por el Decreto 1135 de 2022,  artículo 6º. (una vez el Ministerio de Minas  y Energía expida la regulación correspondiente). Autorización para ejercer la  actividad de distribuidor minorista. Toda  persona natural o jurídica que se encuentre interesada en ejercer la actividad de  distribuidor minorista de combustibles líquidos derivados del petróleo en el  territorio colombiano, a través de una estación de servicio (automotriz, de  aviación, fluvial o marítima) o como comercializador industrial, deberá  obtener, previamente, autorización del Ministerio de Minas y Energía o de la  autoridad en quien este delegue, para lo cual deberá presentar los siguientes  documentos:    

A. Estación de servicio automotriz:    

1. Copia de los estatutos sociales, estados financieros  al momento de su constitución y composición accionaria de la empresa, según el  caso.    

2. Certificado de existencia y representación legal -para  personas jurídicas- o registro mercantil -para personas naturales-, expedidos  con una antelación no superior a tres (3) meses por la respectiva Cámara de  Comercio, en el que conste que la actividad a desarrollar dentro de la  distribución minorista de combustibles líquidos derivados del petróleo es a  través de una estación de servicio automotriz.    

3. Licencia de construcción y permisos y/o autorizaciones  ambientales correspondientes, expedidos para la respectiva estación de servicio  por las autoridades competentes si estas así lo requieren.    

4. Concepto técnico de ubicación del Instituto Nacional  de Vías (Invías) o de la Agencia Nacional de  Infraestructura, según se trate de vías no concesionadas o de vías  concesionadas, respectivamente, en caso de que la estación de servicio se  ubique en carreteras a cargo de la Nación, para lo cual deberá presentar ante  la entidad que corresponda la petición, de acuerdo con el formato previamente  diseñado por el Ministerio de Transporte, con el plano de localización en  planta general de la estación de servicio, a escala 1:250.    

5. Póliza de seguro de responsabilidad civil  extracontractual, expedida en los términos establecidos en el presente decreto,  en la cual debe aparecer expresamente determinada y ubicada la estación de  servicio sobre la cual versa la solicitud, acompañada del clausulado general  con sus correspondientes anexos, así como copia del recibo de pago de la prima,  en los montos establecidos.    

6. Certificado de conformidad expedido por un organismo  de certificación acreditado, sobre el cumplimiento de los requisitos  contemplados en el reglamento técnico expedido por las autoridades competentes,  de la estación de servicio sobre la cual versa la solicitud que se tramita.    

7. Demostrar que ha celebrado contrato de combustibles  líquidos derivados del petróleo con un distribuidor mayorista, excepto cuando  el solicitante sea también distribuidor mayorista.    

8. Adjuntar el Registro Único Tributario “RUT”, en  cumplimiento del artículo 555-2 del Estatuto Tributario, reglamentado a través  del Decreto  2788 del 31 de agosto de 2004, o las normas que lo modifiquen, adicionen o  deroguen.    

B. Estación de servicio de aviación:    

1. Copia de los estatutos sociales, estados financieros  al momento de su constitución y composición accionaria de la empresa, según el  caso.    

2. Certificado de existencia y representación legal -para  personas jurídicas- o registro mercantil -para personas naturales-, expedidos  con una antelación no superior a tres (3) meses por la respectiva Cámara de  Comercio, en el que conste que la actividad a desarrollar dentro de la  distribución minorista de combustibles líquidos derivados del petróleo es a  través de una estación de servicio de aviación.    

3. Autorizaciones y/o permisos ambientales  correspondientes, expedidos para la respectiva estación de servicio por las  autoridades competentes si estas así lo requieren.    

4. Póliza de seguro de responsabilidad civil  extracontractual, expedida en los términos establecidos en el presente decreto,  en la cual debe aparecer expresamente determinada y ubicada la estación de  servicio sobre la cual versa la solicitud, acompañada del clausulado general  con sus correspondientes anexos, así como copia del recibo de pago, en los  montos establecidos.    

5. Certificado de conformidad expedido por un organismo  de certificación acreditado, sobre el cumplimiento de los requisitos  contemplados en el reglamento técnico expedido por las autoridades competentes,  de la estación de servicio sobre la cual versa la solicitud que se tramita.    

6. Copia de las demás licencias requeridas para la  operación incluyendo los permisos de la Aeronáutica Civil.    

7. Adjuntar el Registro Único Tributario “RUT”, en  cumplimiento del artículo 555-2 del Estatuto Tributario, reglamentado a través  del Decreto  2788 del 31 de agosto de 2004, o las normas que lo modifiquen, adicionen o  deroguen.    

C. Estación de servicio marítima y fluvial:    

1. Copia de los estatutos sociales, estados financieros  al momento de su constitución y composición accionaria de la empresa, según el  caso.    

2. Certificado de existencia y representación legal -para  personas jurídicas- o registro mercantil -para personas naturales-, expedidos  con una antelación no superior a tres (3) meses por la respectiva Cámara de  Comercio, en el que conste que la actividad a desarrollar dentro de la  distribución minorista de combustibles líquidos derivados del petróleo es a  través de una estación de servicio marítima o fluvial según corresponda.    

3. Autorizaciones y/o permisos ambientales  correspondientes, expedidos para la respectiva estación de servicio por las  autoridades competentes si estas así lo requieren.    

4. Póliza de seguro de responsabilidad civil  extracontractual, expedida en los términos establecidos en el presente decreto,  en la cual debe aparecer expresamente determinada la estación de servicio sobre  la cual versa la solicitud, acompañada del clausulado general con sus  correspondientes anexos, así como copia del recibo de pago, en los montos  establecidos.    

5. Certificado de conformidad expedido por un organismo  de certificación acreditado, sobre el cumplimiento de los requisitos  contemplados en el reglamento técnico expedido por las autoridades competentes,  de la estación de servicio sobre la cual versa la solicitud que se tramita.    

6. Certificado de navegabilidad y de operaciones para  combustibles, de arqueo, de inspección naval, de inspección de casco, de  inspección del equipo contra incendio, de inspección anual, de matrícula para  el artefacto naval, patente de navegación, expedido por Dimar, en donde sea  aplicable.    

7. Certificado de inspección y registro de la Capitanía  de Puerto cuando se requiera.    

8. Adjuntar el Registro Único Tributario “RUT”, en  cumplimiento del artículo 555-2 del Estatuto Tributario, reglamentado a través  del Decreto  2788 del 31 de agosto de 2004, o las normas que lo modifiquen, adicionen o  deroguen.    

9. Para el caso de la estación de servicio fluvial, demostrar  que ha celebrado contrato de combustibles líquidos derivados del petróleo con  un distribuidor mayorista, excepto cuando el solicitante sea también  distribuidor mayorista.    

D. Comercializador Industrial:    

1. Copia de los estatutos sociales, estados financieros y  composición accionaria, según el caso. Para el efecto deberá acreditar activos  por valor mínimo de mil quinientas (1.500) unidades de salario mínimo legal  mensual vigente.    

2. Certificado de existencia y representación legal -para  personas jurídicas- o registro mercantil -para personas naturales-, expedido  con antelación no superior a tres (3) meses por la respectiva Cámara de  Comercio, en el que conste que la actividad a desarrollar dentro de la distribución  minorista de combustibles líquidos derivados del petróleo es la de  comercializador industrial.    

3. Información detallada de la infraestructura de  transporte a través de la cual desarrollará su actividad, anexando, para el  caso de los vehículos carrocería tipo tanque, la licencia de tránsito y el  registro nacional de transporte de combustible, y para las barcazas las  autorizaciones emitidas por la autoridad competente para dicho tipo de  transporte. En este sentido, deberá demostrar la propiedad, como mínimo, de un  vehículo de carrocería tipo tanque o barcaza. Si la actividad se desarrolla a  través de vehículos de empresas de servicio público de transporte de carga, se  deberá allegar copia del documento que demuestre la relación contractual.    

4. Copia de la póliza de seguro de responsabilidad civil  extracontractual, expedida en los términos establecidos en el presente decreto,  de cada uno de los medios de transporte sobre los cuales versa la solicitud.  Para el caso de las barcazas el monto de dicha póliza debe corresponder a dos  mil (2.000) unidades de salarios mínimos legales mensuales vigentes. Las  pólizas deberán acompañarse del clausulado general con sus correspondientes  anexos, así como copia del recibo de pago.    

5. Demostrar que ha celebrado contrato de combustibles  líquidos derivados del petróleo con un distribuidor mayorista o distribuidor  minorista a través de una estación de servicio de aviación. Dicha información  deberá ser actualizada con carácter obligatorio cada vez que exista un cambio  sobre el particular.    

6. Para cada uno de los consumidores finales y para el  gran consumidor sin instalación a los cuales le provea combustibles, deberá  allegar un contrato o acuerdo comercial, en el cual se indique el volumen y el  uso del mismo.    

7. Adjuntar el Registro Único Tributario “RUT”, en  cumplimiento del artículo 555-2 del Estatuto Tributario, reglamentado a través  del Decreto  2788 del 31 de agosto de 2004, o las normas que lo modifiquen, adicionen o  deroguen.    

Parágrafo 1°.  Corresponderá a las alcaldías o curadurías urbanas, dentro del territorio  de su jurisdicción, otorgar licencia de construcción para las estaciones de  servicio en los aspectos urbanísticos, arquitectónicos y estructurales, de  conformidad con la legislación vigente.    

Parágrafo 2°.  El Ministerio de Minas y Energía o la autoridad en quien este delegue  revisará la documentación a fin de verificar el cumplimiento de los anteriores  requisitos, dentro del plazo de treinta (30) días, contados desde la fecha de  radicación. En caso de que dicha autoridad formule observaciones el interesado  contará con un término hasta de quince (15) días para aclarar o adicionar la  información.    

Presentadas las aclaraciones correspondientes por parte  del interesado, el Ministerio de Minas y Energía o la autoridad en quien este  delegue, mediante resolución, expedirá la autorización para operar como  distribuidor minorista, de acuerdo con la clase de estación de servicio que se  tramita.    

En el evento en que no se absuelvan dentro del término  establecido las observaciones formuladas, se rechazará dicha solicitud.    

Parágrafo  3°. El comercializador industrial  únicamente podrá distribuir combustibles líquidos derivados del petróleo al  consumidor final que consuma un volumen igual o me nor a veinte mil (20.000) galones al mes, al gran consumidor  sin instalación y a la estación de servicio de aviación de propiedad de las  Fuerzas Militares.    

Parágrafo 4°.  Únicamente el comercializador industrial que cuente con autorización del  Ministerio de Minas y Energía o de la autoridad en quien este delegue, podrá  operar como tal y solo podrá abastecerse de un solo distribuidor mayorista para  lo cual deberá presentar dicha autorización.    

Parágrafo 5°.  El comercializador industrial en caso de realizar la distribución en  vehículos de terceros, lo debe hacer a través de una empresa de servicio  público de transporte terrestre automotor de carga legalmente constituida y  debidamente habilitada ante el Ministerio de Transporte. No obstante lo  anterior, en cualquier caso será responsable de la operación y debe cumplir con  las normas vigentes en la materia.    

Parágrafo 6°.  El distribuidor minorista a través de estación de servicio privada, no está  obligado a incluir dentro de su objeto social la distribución minorista de  combustibles líquidos a través de una estación de servicio. Así mismo, se  acepta la licencia de uso industrial del suelo que haya tramitado para el  desarrollo de su objeto social.    

(Decreto 4299 de 2005,  artículo 21 numeral 4 literal a), modificado por el Decreto 4915 de 2011,  artículo 1°; numerales 3 del literal d) y 6° de los literales a), b) y c)  derogados por el Decreto 1333 de 2007,  artículo 4°; parágrafos 3 y 5° les fueron ampliados sus plazos de vigencia por  el Decreto 1606 de 2006,  artículos 1°,  2° y 3° sin embargo aún esas ampliaciones de plazo  ya expiraron; numeral 10 literal c) adicionado por el Decreto 1333 de 2007,  artículo 17; numerales 1. 4, 5 y 7 modificados por el Decreto 1333 de 2007,  artículo 18; numerales 4, 5 y 6 modificados de nuevo por el Decreto 1717 de 2008,  artículo 13; parágrafo 7° modificado  por el Decreto 1333 de 2007,  artículo 19; posteriormente modificado por el Decreto 1717 de 2008,  artículo 14; parágrafo 11 adicionado por el Decreto 1717 de 2008,  artículo 15)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.91. Derogado por el Decreto 1135 de 2022,  artículo 6º. (una vez el Ministerio de Minas  y Energía expida la regulación correspondiente). Obligaciones de los  distribuidores minoristas a través de estaciones de servicio. El distribuidor minorista a través de estaciones de servicio,  tiene las siguientes obligaciones, según corresponda:    

1. Prestar la colaboración necesaria al Ministerio de  Minas y Energía o a la autoridad en quien este delegue, para el cumplimiento de  sus funciones.    

2. Mantener vigentes los permisos, licencias o  autorizaciones expedidas por las alcaldías, las curadurías urbanas y las  autoridades ambientales competentes, de acuerdo con el tipo de estación de  servicio.    

3. Mantener vigente la póliza de responsabilidad civil  extracontractual en los términos establecidos en el presente decreto.    

4. Garantizar un suministro de carácter regular y estable  a los consumidores finales con los que mantenga una relación mercantil  vinculante, sea cual fuere la forma de la misma, salvo interrupción justificada  del suministro.    

5. Atender y ejercer las acciones correctivas  relacionadas con el debido mantenimiento, limpieza, presentación, preservación  del medio ambiente y seguridad, en sus instalaciones, tanques, tuberías,  equipos y demás accesorios, formuladas por las autoridades competentes,  conservando las mejores condiciones para la prestación de un eficiente servicio  al público.    

6. Mantener vigente el certificado de calibración del  instrumento patrón para la calibración de las unidades de medida para la entrega  de combustibles líquidos derivados del petróleo, emitido por un laboratorio de  metrología acreditado.    

7. Obtener y mantener vigente el certificado de  conformidad de la estación de servicio que posea o utilice, expedido por un  organismo de certificación acreditado, sobre el cumplimiento de los requisitos  contemplados en el reglamento técnico emitido por la autoridad competente. Los  certificados de conformidad se deberán renovar como mínimo cada tres (3) años y  cada vez que se amplíe o modifique la instalación.    

8. Los distribuidores minoristas a través de estaciones  de servicio automotriz, fluvial y marítima deberán abstenerse de vender combustibles  líquidos derivados del petróleo a otros distribuidores minoristas, salvo en el  caso señalado en el artículo 2.2.1.1.2.2.3.103. del presente decreto.    

9. Cuando se construyan, modifiquen y/o amplíen  estaciones de servicio automotriz ubicadas en carreteras a cargo de la Nación,  deberá solicitar el concepto técnico de ubicación del Instituto Nacional de  Vías (Invías) o de la Agencia Nacional de  Infraestructura, según se trate de vías no concesionadas o de vías  concesionadas, respectivamente, para lo cual deberá presentar ante la entidad  que corresponda la petición, de acuerdo con el formato previamente diseñado por  el Ministerio de Transporte, con el plano de localización en planta general de  la estación de servicio, a escala 1:250”.    

10. Las estaciones de servicio automotriz y fluvial  deberán abstenerse de adquirir combustibles simultáneamente de dos o más  distribuidores mayoristas. La estación de servicio de aviación podrá adquirir  los combustibles, de un importador, refinador, distribuidor mayorista y/o de  una estación de servicio de aviación y para el caso de una estación de servicio  de propiedad de las Fuerzas Militares adicionalmente de un Comercializador  Industrial; en lo que respecta a la estación de servicio marítima, se podrá  abastecer a través del importador, refinador y/o distribuidor mayorista”.    

11. Distribuir los combustibles líquidos derivados del  petróleo almacenados en las estaciones de servicio marítimas solamente a buques  o naves.    

12. Abstenerse de vender GLP para uso vehicular, de  conformidad con lo previsto en la Ley 689 de 2001, en el  caso de las estaciones de servicio automotriz.    

13. Exhibir la marca comercial del distribuidor mayorista  del cual se abastece, en el caso de la estación de servicio automotriz y  fluvial. Así mismo no podrá vender combustibles líquidos derivados del petróleo  de otra marca comercial diferente a la que tenga exhibida, excepto para las  estaciones de servicio automotriz y fluvial ubicadas en los municipios  definidos como zona de frontera, los cuales estarán sometidos a las  disposiciones que sobre el particular expida el Ministerio de Minas y Energía.    

14. Registrar la información señalada por la regulación  del Sistema de Información de Combustibles Líquidos Derivados del Petróleo, Sicom, expedida por el Ministerio de Minas y Energía.    

15. Abstenerse de recibir los combustibles líquidos derivados  del petróleo de carrotanques que no porten la guía única de transporte y de  aquellos que no cumplan los requisitos exigidos en el Decreto Reglamentario  Único del Sector Transporte, sección Transporte terrestre de mercancías  peligrosas por carretera” o en las normas que lo modifiquen o adicionen o  sustituyan.    

17. Mantener a disposición de las autoridades competentes  copia de la guía única de transporte, correspondiente a cada uno de los  productos recibidos.    

18. Abstenerse de realizar prácticas comerciales  restrictivas o aquellas consideradas como competencia desleal, según lo  previsto en la Leyes 155 de 1959 y 256 de 1996, el Decreto 2153 de 1992  y demás normas concordantes.    

19. Cumplir con las normas establecidas sobre protección  y preservación del medio ambiente.    

20. Reportar al Distribuidor mayorista al momento de la  facturación, la ubicación de la estación de servicio automotriz y fluvial, para  efectos de la liquidación de la sobretasa.    

(Decreto 4299 de 2005,  artículo 22 numeral 5 derogado por el Decreto 1333 de 2007,  artículo 4°; numerales 9, 12, 14 y 20 modificados por el del Decreto 1333 de 2007,  artículo 21; numerales 7,11 y 15 modificados por el Decreto 1717 de 2008,  artículo 15; numeral 10 modificado por el Decreto 4915 de 2011,  artículo 2°)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.92. Derogado por el Decreto 1135 de 2022,  artículo 6º. (una vez el Ministerio de Minas  y Energía expida la regulación correspondiente). Obligaciones del distribuidor  minorista cuando actúe como comercializador industrial. El distribuidor minorista que ejerza su actividad como  comercializador industrial, tiene las siguientes obligaciones:    

1. Prestar la colaboración necesaria al Ministerio de  Minas y Energía o a la autoridad en quien este delegue, para el cumplimiento de  sus funciones.    

2. Mantener vigente las pólizas de responsabilidad civil  extracontractual, de conformidad con lo establecido en el presente decreto.    

3. Garantizar un suministro de carácter regular y estable  a los consumidores finales con los que mantenga una relación mercantil  vinculante, sea cual fuere la forma de la misma, salvo interrupción justificada  del suministro.    

4. Adquirir los combustibles que distribuya únicamente de  un solo distribuidor mayorista con el que tenga una relación contractual  vigente. En el caso del comercializador industrial que adicionalmente  distribuya combustibles para aviación, se le permite para dichos productos que  tenga como proveedores varios distribuidores mayoristas o estaciones de  servicio de aviación, con la condición que los mismos no se encuentren ubicados  dentro de la misma región geográfica definida en el parágrafo 2° del artículo  2.2.1.1.2.2.3.95 del presente decreto. Cuando se actúe como comercializador  industrial de combustibles para quemadores industriales (combustóleos – fuel oil), en el caso de que el distribuidor mayorista no cuente  con el abastecimiento del mismo, se podrá abastecer de dicho producto de otro  distribuidor mayorista. Los respectivos contratos que tenga con cada uno de los  citados agentes, deberán presentarse al Ministerio de Minas y Energía.    

6. Abstenerse de entregar combustibles líquidos derivados  del petróleo a un consumidor final, gran consumidor sin instalación y/o  estación de servicio de aviación de las Fuerzas Militares, con los cuales no  tenga ningún tipo de contrato o acuerdo comercial. En ese sentido, se prohíbe a  dos o más comercializadores industriales entregar los productos a un mismo  consumidor final, gran consumidor sin instalación y/o estación de servicio de  aviación de las Fuerzas Militares.    

7. Abstenerse de vender combustibles líquidos derivados  del petróleo a otros distribuidores minoristas y directamente a vehículos.    

8. Atender únicamente al consumidor final que consuma  combustibles en volúmenes inferiores a los veinte mil (20.000) galones al mes,  y que cumplan con los términos y condiciones señalados en el parágrafo del  presente artículo, excepto cuando se distribuya al gran consumidor sin  instalación.    

9. Exhibir en sus vehículos de transporte, los cuales  deben ser de carrocería tipo tanque, la marca comercial del distribuidor  mayorista del cual se abastece, en un aviso cuyas dimensiones deberá ser de por  lo menos 1.50 metros de largo por 0.8 metros de ancho.    

10. Abstenerse de suministrar combustibles líquidos  derivados del petróleo a instalaciones que no presenten condiciones mínimas  técnicas y de seguridad para su correcto funcionamiento. En tal sentido, deberá  recomendar a las instalaciones las acciones correctivas relacionadas con el  debido mantenimiento, limpieza, presentación, preservación del medio ambiente y  seguridad en dichas instalaciones (tanques, tuberías, equipos y demás  accesorios).    

11. Registrar la información señalada por la regulación  del Sistema de Información de Combustibles Líquidos Derivados del Petróleo, Sicom, expedida por el Ministerio de Minas y Energía.    

12. Mantener a disposición de las autoridades competentes  copia de la guía única de transporte correspondiente a cada uno de los  productos recibidos.    

13. Abstenerse de realizar prácticas comerciales  restrictivas o aquellas consideradas como competencia desleal, según lo  previsto en la Leyes 155 de 1959 y 256 de 1996, el Decreto 2153 de 1992  y demás normas concordantes.    

14. Reportar al Distribuidor Mayorista al momento de la facturación,  el o los municipios en los cuales se consumirán los combustibles entregados.    

15. Los  carrotanques que utilicen los distribuidores minoristas como comercializadores  industriales en los municipios definidos como zona de frontera, de control por  el Con sejo Nacional de Estupefacientes y los ubicados en el  Magdalena Medio, definidos para el efecto por el Ministerio de Minas y Energía,  deberán dar cumplimiento a lo establecido en el parágrafo del artículo  2.2.1.1.2.2.3.87.    

16. Dar estricto cumplimiento a la(s) guía(s) de  transporte correspondiente(s) a cada despacho, de tal forma que no podrá  entregar el combustible a destinatario diferente a aquel señalado en la guía.    

17. Abstenerse de suministrar combustibles a aquellos  consumidores que no cumplan con las condiciones establecidas en el parágrafo  del presente artículo.    

Parágrafo. El  consumidor final que consuma combustibles en volúmenes inferiores a los veinte  mil (20.000) galones al mes, deberá cumplir con las siguientes obligaciones:    

1. Destinar el combustible únicamente para cumplir con  los procesos inherentes a su actividad.    

2. Abstenerse de subdistribuir,  redistribuir o revender el combustible líquido derivado del petróleo adquirido.    

3. Abstenerse de recibir los combustibles líquidos  derivados del petróleo de carrotanques que no porten la guía única de  transporte.    

4. Cumplir con las normas sobre protección y preservación  del medio ambiente.    

5. Abstenerse de adquirir combustibles simultáneamente de  dos o más distribuidores mayoristas o distribuidores minoristas como  comercializador industrial.    

(Decreto 4299 de 2005,  artículo 23; numeral 8 modificado por el Decreto 2165 de 2006,  derogado por el Decreto 1333 de 2007,  artículo 27; parágrafo modificado por el Decreto 1333 de 2007,  artículo 23; numeral 4 derogado por el Decreto 1333 de 2007,  artículo 4°; numerales 15, 9 y 7 modificados por el Decreto 1333 de 2007,  artículo 23; numerales 5, 6 y 11 modificados por el Decreto 1717 de 2008,  artículo 17)    

DEL GRAN CONSUMIDOR CON INSTALACIÓN FIJA Y EL GRAN  CONSUMIDOR TEMPORAL CON INSTALACIÓN    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.93. Derogado por el Decreto 1135 de 2022,  artículo 6º. (una vez el Ministerio de Minas  y Energía expida la regulación correspondiente). Autorización del Ministerio de  Minas y Energía para el Gran Consumidor con instalación fija y el Gran  Consumidor Temporal con Instalación. El Gran  Consumidor con instalación fija y el Gran Consumidor Temporal con Instalación,  requerirán autorización de la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de  Minas y Energía para recibir, almacenar y consumir los referidos combustibles,  para lo cual deberán allegar los siguientes documentos:    

1. Certificado de existencia y representación legal para  personas jurídicas o registro mercantil para personas naturales, en el caso que  aplique, expedidos por la Cámara de Comercio, con fecha no superior a tres (3)  meses. En el caso de entidades públicas se deberá anexar el respectivo acto  administrativo de constitución o el acto que rige el desarrollo de su objeto.    

2. Certificación firmada por el interesado persona  natural o por el representante legal cuando se trate de personas jurídica o  entidad pública, a través de la cual se certifique la necesidad del combustible  para el desarrollo de su actividad, así como la indicación de la  infraestructura para el recibo y almacenamiento del combustible, la relación  mes a mes de los consumos del último año contados a partir de la fecha de la  presentación de la solicitud, detallando el tipo de combustible, volumen y uso  del mismo.    

3. Póliza de seguro de responsabilidad civil  extracontractual en los términos establecidos en el presente decreto, en la  cual debe aparecer expresamente determinada y ubicada la instalación sobre la  cual versa la autorización en trámite, acompañada del clausulado general con  sus correspondientes anexos, así como copia del recibo de pago de prima de la  póliza, en los montos establecidos.    

4. El gran consumidor con instalación fija deberá  presentar el certificado de conformidad expedido por un organismo de  certificación acreditado, sobre el cumplimiento de los requisitos contemplados  en el reglamento técnico respectivo expedido por la autoridad competente.    

5. El gran consumidor temporal con instalación deberá  presentar el documento correspondiente que certifique la ejecución de obras de  infraestructura, servicios petroleros, exploración, explotación petrolera y  minera y actividades agroindustriales.    

Parágrafo 1°.  El Ministerio de Minas y Energía revisará la documentación presentada,  dentro del plazo de treinta (30) días, contados desde la fecha de radicación.  En caso de que dicha autoridad formule observaciones el interesado contará con  un lapso hasta de quince (15) días para aclarar o adicionar la información.    

Presentadas las aclaraciones correspondientes por parte  del interesado, el Ministerio de Minas y Energía, mediante resolución, expedirá  la autorización correspondiente, dentro de los mismos términos antes señalados.    

Parágrafo 2°.  El gran consumidor que para el desarrollo de su actividad requiera el  consumo de combustibles por un tiempo limitado mayor a un (1) año, tendrá que  solicitar la autorización como gran consumidor con instalación fija.    

Una vez concluidas las operaciones, el gran consumidor  deberá informarlo al Ministerio de Minas y Energía, quien dará por terminada la  respectiva autorización.    

Parágrafo 3°.  El gran consumidor con instalación fija y el gran consumidor temporal con  instalación deberán abastecerse únicamente de un solo distribuidor mayorista.  No obstante, el gran consumidor con instalación fija que consuma ACPM en  volúmenes iguales o superiores a cuatrocientos veinte mil (420.000) galones  mes, combustibles para quemadores industriales (combustóleos – fuel oil), y/o gasolina natural – nafta, podrán además  abastecerse del importador o refinador.    

Parágrafo 4°.  El gran consumidor con instalación fija deberá solicitar autorización del  Ministerio de Minas y Energía en aquellos casos en que para el desarrollo de su  actividad principal, requiera utilizar combustibles líquidos derivados del  petróleo por fuera de sus instalaciones. En el caso del gran consumidor temporal  que al terminar las operaciones le haya quedado un inventario de combustible,  deberá solicitar autorización a la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de  Minas y Energía para poder trasladarlo a otra locación.    

Parágrafo 5°.  El gran consumidor sin instalación se podrá abastecer del distribuidor  mayorista y/o distribuidor minorista a través de una estación de servicio de  aviación, marítima o como comercializador industrial.    

Parágrafo 6°.  El establecimiento perteneciente a una empresa o institución destinado  exclusivamente al suministro de combustibles para el abastecimiento de sus  vehículos automotores que operan por fuera de sus instalaciones, no se podrán  clasificar como grandes consumidores y en tal sentido las que se construyan o  existan deberán solicitar la autorización al Ministerio de Minas y Energía como  estación de servicio automotriz o fluvial, según el caso. Se podrán instalar en  estos casos tanques en superficie, bajo el cumplimiento de los reglamentos  técnicos expedidos por el Ministerio de Minas y Energía, o en su defecto, bajo  el cumplimiento de lo señalado en las normas internacionales en la materia.    

Parágrafo 7°.  Los sitios en donde la Fuerza Pública requiera llevar a cabo operaciones  militares especiales y para el efecto requiera el uso de equipos FARE, o  similares, para aplicación del presente decreto, se definirán como un gran  consumidor sin instalación.    

(Decreto 4299 artículo 24,  modificado en su totalidad por el Decreto 1333 de 2007,  artículo 24; parágrafos 2°, 3° y 4° modificados por el  Decreto 1717 de 2008,  artículo 18; Parágrafo 7° adicionado por el Decreto 1717 de 2008,  artículo 19)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.94. Derogado por el Decreto 1135 de 2022,  artículo 6º. (una vez el Ministerio de Minas y  Energía expida la regulación correspondiente). Obligaciones del Gran  Consumidor. El gran consumidor tiene las siguientes  obligaciones:    

1. Prestar la colaboración necesaria al Ministerio de  Minas y Energía, para el cumplimiento de sus funciones.    

2. Mantener vigente la póliza de responsabilidad civil  extracontractual, de conformidad con lo establecido en el presente decreto.    

3. Atender y ejercer las acciones correctivas  relacionadas con el debido mantenimiento, limpieza, presentación, preservación del  medio ambiente y seguridad, en sus instalaciones, tanques, tuberías, equipos y  demás accesorios, formuladas por las autoridades competentes, conservando las  mejores condiciones para eficiente funcionamiento de la instalación.    

4. Obtener y mantener vigente el certificado de  conformidad de la instalación industrial que posea, expedido por un organismo  de certificación acreditado, sobre el cumplimiento de los requisitos  contemplados en el reglamento técnico expedido por las autoridades competentes.  Los certificados de conformidad se deberán renovar como mínimo cada cinco (5)  años y cada vez que se modifique o amplíe la instalación.    

5. Registrar la información señalada por la regulación  del Sistema de Información de Combustibles Líquidos Derivados del Petróleo, Sicom, expedida por el Ministerio de Minas y Energía.    

6. Abstenerse de vender los combustibles líquidos  derivados del petróleo que adquiera.    

7. Abstenerse de recibir combustibles líquidos derivados  del petróleo de carrotanques que no porten la guía única de transporte, así  como de aquellos vehículos que no cumplan los requisitos exigidos en el Decreto  Reglamentario Único del Sector Transporte, sección Transporte terrestre de  mercancías peligrosas por carretera en las normas que lo modifiquen o adicionen  o sustituyan.    

8. Abastecerse de combustibles líquidos derivados del  petróleo solamente de los agentes debidamente autorizados por el Ministerio de  Minas y Energía, de conformidad con lo dispuesto en los parágrafos 3° y 5° del  artículo 2.2.1.1.2.2.3.93 del presente decreto. Para el efecto deberán  suscribir los respectivos contratos.    

9. Mantener a disposición de las autoridades competentes  copia de la guía única de transporte correspondiente a cada uno de los  productos recibidos.    

10. Abstenerse de realizar prácticas comerciales  restrictivas o aquellas consideradas como competencia desleal, según lo  previsto en las Leyes 155 de 1959, 256 de 1996, el Decreto 2153 de 1992  y demás normas concordantes.    

11. Cumplir con las normas establecidas sobre protección  y preservación del medio ambiente.    

(Decreto 4299 de 2005  artículo 25 numeral 5 derogado por el Decreto 1333 de 2007,  artículo 4°; numeral 6 y 9 modificados por el Decreto 1717 de 2008,  artículo 20)    

OTRAS DISPOSICIONES INHERENTES A LA DISTRIBUCIÓN DE  COMBUSTIBLES LÍQUIDOS DERIVADOS DEL PETRÓLEO    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.95. Capacidad de almacenamiento comercial. El distribuidor mayorista debe disponer en todo momento  de una capacidad mínima de almacenamiento correspondiente al 30% de su volumen  mensual de despachos de cada planta de abastecimiento que posea, calculado de  acuerdo con el promedio de despachos mensuales de los últimos doce (12) meses  anteriores al cálculo del factor Ca definido en el 2.2.1.1.2.2.3.96 del  presente decreto. Esta disposición aplica para cada tipo de combustible líquido  derivado del petróleo manejado en cada planta de abastecimiento.    

Parágrafo 1°.  Para el cumplimiento de la capacidad mínima de almacenamiento exigida, se  tendrá en cuenta la capacidad nominal de cada uno de los tanques que el  distribuidor mayorista posea en su planta de abastecimiento, así como la  capacidad de su propiedad o que pueda arrendar de otras plantas de  abastecimiento siempre y cuando estas cumplan la totalidad de los siguientes  requisitos: i) que esté en capacidad de arrendar, recibirle y entregarle el  combustible, ii) que esté conectado al sistema de  transporte por poliductos y iii) que se encuentre  ubicado en la misma región geográfica de conformidad con la establecida en el  parágrafo 2° del presente artículo.    

Parágrafo 2°.  Para efectos de lo señalado en el parágrafo anterior se establecen las  siguientes regiones geográficas:    

Región Norte. Atención a los centros de  consumo localizados en Cartagena, Barranquilla, Santa Marta, resto de la Costa  Norte y sus respectivas áreas de influencia.    

Región Oriental. Atención a los centros de consumo  localizados en Bucaramanga, Cúcuta, resto de los Santanderes, Sur del Cesar,  Sur de Bolívar y sus respectivas áreas de influencia.    

Región Central. Atención a los centros de consumo  localizados en Bogotá y su respectiva área de influencia.    

Región Centro-Occidente. Atención a los centros de  consumo localizados en Medellín y su respectiva área de influencia.    

Región Sur-Occidental. Atención a los centros de consumo  localizados en Manizales, Pereira, Cartago, Buga, Cali y sus respectivas áreas  de influencia.    

Región Centro-Sur. Atención a los centros de consumo  localizados en Ibagué, Neiva y sus respectivas áreas de influencia.    

Parágrafo 3°.  El distribuidor mayorista que tenga una capacidad de almacenamiento  inferior a la prevista en este artículo, deberá completarla en un plazo de doce  (12) meses, contados a partir de la expedición del presente decreto. Una vez  vencido este plazo se procederá conforme a lo establecido en el parágrafo 3°  del artículo siguiente.    

(Decreto 4299 de 2005  artículo 26; inciso primero y parágrafo primero modificados por el Decreto 1717 de 2008,  artículo 21)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.95.1.  Adicionado por el Decreto 1281 de 2020,  artículo 3º. Capacidad de Almacenamiento Comercial. El  Ministerio de Minas y Energía, o la entidad delegada, expedirá la regulación  relacionada con la capacidad de almacenamiento y los niveles de inventario.    

Parágrafo Transitorio 1°. La  actual Capacidad de Almacenamiento Comercial contenida en el artículo  2.2.1.1.2.2.3.95, seguirá vigente hasta tanto el Ministerio de Minas y Energía  o la entidad delegada, expida la regulación de que trata el presente artículo.    

Parágrafo Transitorio 2°. Hasta  tanto el Ministerio de Minas y Energía o la entidad delegada expida la  regulación de que trata el presente artículo, el mismo Ministerio de Minas y  Energía podrá señalar una regulación transitoria.    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.96. Margen del distribuidor mayorista. Fíjase la siguiente fórmula tarifaria para determinar el margen  del distribuidor mayorista de combustibles líquidos derivados del petróleo:    

Donde: Ca = Cr / Cm    

Ca = Factor de almacenamiento, que tendrá como máximo un  valor igual a uno (1). Para cada uno de los combustibles líquidos derivados del  petróleo, defínase Ca como la proporción entre la capacidad nominal y capacidad  mínima exigida.    

Cr = Capacidad nominal (galones) de los tanques  instalados por el distribuidor mayorista, debidamente certificada por el  representante legal de la empresa, al momento del cálculo.    

Cm = Capacidad mínima de almacenamiento (galones) exigida  en el anterior .La capacidad mínima de almacenamiento se establecerá de acuerdo  con el promedio del volumen mensual de despachos durante los últimos doce (12)  meses anteriores al cálculo del factor Ca.    

Parágrafo 1°.  Hasta el vencimiento del término establecido en el parágrafo 3° del  artículo 2.2.1.1.6.126 del presente decreto, Ca será igual a uno (1). Una vez  vencido dicho término, en el evento en que Ca sea mayor a uno (1), entonces Ca  será igual a uno (1). Cuando Ca sea menor a uno (1) se aplicará el  procedimiento establecido en el parágrafo 3° del presente artículo.    

Parágrafo 2°.  El Ministerio de Minas y Energía certificará al refinador o importador,  según el caso, el valor del factor de almacenamiento (Ca) por producto, en cada  una de las plantas de abastecimiento que posea el distribuidor mayorista. Dicho  factor se revisará y certificará cada tres (3) meses.    

Parágrafo 3°.  El Distribuidor Mayorista que, vencido el plazo establecido en el parágrafo  3° del artículo 2.2.1.1.6.126, no haya dado cumplimiento a la capacidad mínima  de almacenamiento exigida en el artículo anterior, se sancionará con multa de  conformidad con el artículo 2.2.1.1.6.134 del presente decreto y se le  concederá un plazo único de seis (6) meses para el cumplimiento de la misma.    

Una vez vencido el plazo, se procederá a realizar el  cálculo del factor Ca por producto, y de encontrarse que Ca es menor a uno (1),  se aplicará el siguiente factor:    

(1-Ca) * No    

Donde:    

No = Margen base del distribuidor mayorista. Para efectos  de este cálculo se tomará el valor correspondiente al margen máximo reconocido  por el Ministerio de Minas y Energía a favor del distribuidor mayorista para  cada uno de los combustibles líquidos derivados del petróleo. Para la  determinación de este valor se tomará el promedio de los últimos doce (12)  meses anteriores al cálculo.    

El valor resultante será multiplicado por cada uno de los  despachos que el refinador y/o importador entregue al distribuidor mayorista, y  adicionado en la factura de despacho durante los tres (3) meses siguientes al  cálculo, hasta obtener la nueva certificación del factor Ca.    

El resultado del cálculo anterior será recaudado y girado  al Tesoro Nacional por el refinador y/o importador, en las condiciones que el  Ministerio de Hacienda y Crédito Público establezca.    

Parágrafo 4°.  Para aquellos combustibles líquidos derivados del petróleo sobre los cuales  exista libertad de precios, el Ministerio de Minas y Energía establecerá  mediante resolución los procedimientos de obtención de información, de tal  forma que se señale un margen de referencia, el cual corresponderá al margen  base del distribuidor mayorista (No), para efectos de aplicación en el presente  artículo.    

(Decreto 4299 de 2005,  artículo 27, modificado en su totalidad por el Decreto 1717 de 2008,  artículo 22)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.96.1.  Adicionado por el Decreto 1135 de 2022,  artículo 4º. Formato de la guía de transporte de hidrocarburos, biocombustibles  y sus mezclas o el documento que haga sus veces. La guía  de transporte de hidrocarburos, biocombustibles y sus mezclas o el documento  que haga sus veces consiste en el documento digital y/o físico que soporta la  operación del transporte terrestre o fluvial de los productos.    

El Ministerio de Minas y  Energía establecerá las características e información que deberá tener el  documento de que trata este artículo y podrá regular lo atinente a las  condiciones, procedimientos, suministro, costo, custodia y vigencia, entre  otras.    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.97. Derogado por el Decreto 1135 de 2022,  artículo 6º. (una vez el Ministerio de Minas y  Energía expida la regulación correspondiente). Formato de la Guía Única de  Transporte. La Guía Única de Transporte consiste en un  documento con las siguientes características: Papel marca de agua de ocho y  medio por siete pulgadas, de fondo bicolor fugitivo azul, numeración  consecutiva en tinta tri-reactiva y los demás  caracteres en tintas de aceite, con el logotipo del agente que la suministrará  al margen izquierdo, tipo y volumen de combustible, fecha de expedición y  vigencia, información de los agentes de la cadena comprometidos en la  transacción comercial, identificación del vehículo de transporte, origen, ruta  y destino del combustible.    

Parágrafo. El Ministerio  de Minas y Energía realizará una amplia difusión del formato a los agentes  autorizados para su suministro, así como a los proveedores del mismo.    

(Decreto 4299 de 2005,  artículo 28)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.98. Derogado por el Decreto 1135 de 2022,  artículo 6º. (una vez el Ministerio de Minas  y Energía expida la regulación correspondiente). Agentes autorizados para suministrar  la Guía Única de Transporte. Los  siguientes agentes de la cadena de distribución de combustibles líquidos  derivados del petróleo tienen la obligación de suministrar original y una copia  de la guía única de transporte a que hace referencia el siguiente artículo, en  los casos que se señalan:    

a) El refinador entregará diligenciada la guía única de  transporte al transportador y por intermedio de este al distribuidor mayorista,  al gran consumidor cuando el consumo de ACPM sea igual o superior a 420.000  galones mensuales o al distribuidor minorista a través de estaciones de  servicio de marítimas y de aviación, al momento de la entrega del combustible;    

b) El importador entregará diligenciada la guía única de  transporte al transportador y por intermedio de este al distribuidor mayorista,  al gran consumidor cuando el consumo de ACPM sea igual o superior a 420.000  galones mensuales o al distribuidor minorista a través de estaciones de  servicio de marítimas y de aviación, al momento de la entrega del combustible;    

c) El distribuidor mayorista entregará diligenciada la  guía única de transporte al transportador y por intermedio de este a otro  distribuidor mayorista, al distribuidor minorista o al gran consumidor, al  momento de la entrega del combustible;    

d) El almacenado entregará diligenciada la guía única de  transporte al transportador y por intermedio de este al importador, refinador,  gran consumidor, distribuidor mayorista y al distribuidor minorista con destino  a estaciones de servicio marítimas y de aviación, al momento de la entrega del  combustible;    

Parágrafo 1°.  El agente autorizado entregará al transportador original y copia de la guía  única de transporte, quien deberá tenerla a disposición de las autoridades que  la requieran durante el tiempo de viaje.    

Parágrafo 2°.  La guía única de transporte tendrá una vigencia en horas, definida por el  agente autorizado para expedirla, con base en la distancia existente entre los  sitios de transporte, sin que supere las veinticuatro (24) horas; excepto,  cuando en aquellas regiones que por condiciones de carácter geográfico,  restricciones de tránsito, estado de las vías, entre otros, el tiempo de viaje  sea mayor a 24 horas, caso en el cual se requiere una autorización, previa de  carácter general, del Ministerio de Minas y Energía.    

Parágrafo 3°.  Cuando se transporte simultáneamente volúmenes de combustibles líquidos  derivados del petróleo para diferentes destinatarios, el transportador llevará  sendas guías únicas de transporte por cada entrega que efectúe.    

Parágrafo 4°.  El transportador entregará al destinatario del combustible el original de  la guía única de transporte y conservará copia de la misma.    

(Decreto 4299 de 2005  artículo 29; Literal e), modificado por el Decreto 2165 de 2006,  artículo 5°; posteriormente derogado por el Decreto 1333 de 2007,  artículo 27)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.99. Derogado por el Decreto 1135 de 2022,  artículo 6º. (una vez el Ministerio de Minas y  Energía expida la regulación correspondiente). Suministro, costo y custodia  de la Guía Única de Transporte. Los  agentes que cuenten con el visto bueno del Ministerio de Minas y Energía  deberán obtener a su costo y únicamente de los proveedores que también cuenten  con el respectivo visto bueno de dicha autoridad, las guías que le resulten  necesarias, con todas las características de seguridad e información señaladas  en el presente decreto; a su vez, deberán actuar con máxima diligencia en su  cuidado, suministro y custodia para eliminar el riesgo de que sean hurtadas.    

Parágrafo. Cuando  el agente autorizado para suministrar la guía única de transporte, por  cualquier motivo cancele o pierda una guía o grupo de estas, deberá informar de  manera inmediata a las autoridades aduaneras, militares y policivas de la  región, según corresponda, para lo de su competencia. De igual forma se deberá  remitir un informe mensual al Ministerio de Minas y Energía, dentro de los  primeros cinco días hábiles de cada mes, sobre el manejo de las guías en el mes  anterior, so pena de hacerse acreedor a las sanciones establecidas en la  sección relativa a las sanciones del presente Título.    

(Decreto 4299 de 2005,  artículo 30)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.100. Obtención de pólizas. Los  agentes de la cadena de distribución de combustibles líquidos derivados del  petróleo deberán mantener vigente una póliza de seguro de responsabilidad civil  extracontractual, que tenga como beneficiarios a terceros por daños causados en  sus bienes o personas con ocasión de las actividades desarrolladas, asociadas  al transporte, almacenamiento, manejo, y distribución de combustibles líquidos  derivados del petróleo, expedida por una compañía de seguros establecida  legalmente en el país, de acuerdo con los reglamentos y normas de la  Superintendencia Bancaria, sin perjuicio de otras pólizas que deba tomar el  asegurado.    

Los límites mínimos en dichos seguros de responsabilidad  civil, expresado en unidades de salario mínimo mensual legal vigente a la fecha  de tomar o renovar la póliza serán los siguientes:    

1. Para refinerías de siete mil quinientas (7.500)  unidades de salario.    

2. Para plantas de abastecimiento de dos mil (2.000)  unidades de salario.    

3. Para estaciones de servicio automotriz de ochocientas  (800) unidades de salario.    

4. Para estaciones de servicio fluvial de mil (1.000)  unidades de salario.    

5. Para estaciones de servicio de aviación y marítima, de  dos mil (2.000) unidades de salario.    

6. Para el gran consumidor, ochocientas (800) unidades de  salario.    

7. Para los agentes de la cadena de  distribución que contraten o utilicen vehículos de su propiedad para el  transporte de combustible, debe tenerse en cuenta lo establecido en el Decreto  Reglamentario Único del Sector Transporte, sección Transporte terrestre de  mercancías peligrosas por carretera o aquella norma que la modifique, adicione  o derogue.    

8. Para cada uno de los vehículos del transportador, de  acuerdo con la capacidad nominal del carrotanque así:    

8.1. Hasta quinientos (500) galones, doscientas (200)  unidades de salario.    

8.2. De quinientos uno (501) hasta mil (1.000) galones,  doscientas cincuenta (250) unidades de salario.    

8.3. De mil uno (1.001) hasta dos mil (2.000) galones,  trescientas (300) unidades de salario.    

8.4. De dos mil uno (2.001) hasta tres mil quinientos  (3.500) galones, cuatrocientas (400) unidades de salario.    

8.5. De tres mil quinientos uno (3.501) hasta cinco mil  (5.000) galones, cuatrocientas cincuenta (450) unidades de salario.    

8.6. De cinco mil uno (5.001) hasta diez mil (10.000)  galones, seiscientas (600) unidades de salario.    

8.7. Y de diez mil un galones (10.001) en adelante,  ochocientas (800) unidades de salario.    

Parágrafo 1°.  Las pólizas de seguro a que se refiere el presente artículo deben incluir  expresamente las siguientes cláusulas:    

– Revocación de la póliza a sesenta (60) días, previo  aviso al Ministerio de Minas y Energía.    

– Contaminación accidental súbita e imprevista.    

Parágrafo 2°.  Las pólizas de seguro a que se refiere el presente artículo deben ser  tomadas individualmente por cada instalación o vehículo que maneje, distribuya  o transporte combustible, independientemente de que estas pertenezcan a un  mismo propietario. En el caso en que el asegurado tome una póliza agrupada bajo  la cual se amparan varias instalaciones o vehículos, cada una de ellas debe  contar con la cobertura, en los términos exigidos en el presente decreto; en  consecuencia, se debe expresar que el valor asegurado es en cada caso “por  riesgo y evento”; lo anterior para efectos de garantizar efectiva cobertura  para todas y cada una de las instalaciones o vehículos respecto de las cuales  se otorga el amparo.    

(Decreto 4299 de 2005,  artículo 31)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.101. Expedición de reglamentos técnicos. Los ministerios competentes para expedir normas que  tengan injerencia en las diferentes actividades que conforman la cadena de  distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo, expedirán los  reglamentos técnicos respectivos y determinarán los requisitos obligatorios que  deben cumplirse en cada uno de ellos.    

Parágrafo. Hasta  tanto no se expidan los reglamentos técnicos pertinentes se deberá dar  cumplimiento a las siguientes disposiciones por parte de los agentes  respectivos:    

1. El distribuidor mayorista, el almacenador, el  distribuidor minorista (Estación de Servicio de Aviación y Marítima), y el gran  consumidor, deberán acogerse a las disposiciones establecidas en el artículo  2.2.1.1.2.2.3.1. y artículos 2.2.1.1.2.3.41. y siguientes del presente decreto.    

2. Adicional a lo establecido en el numeral anterior,  respecto al almacenamiento de los combustibles de aviación para motores tipo  turbina, se deberá dar cumplimiento al artículo 7° de la Resolución 180790 de  2002, expedida por el Ministerio de Minas y Energía, “por la cual se establecen  los requisitos de calidad, de almacenamiento, transporte y suministro de los  combustibles de aviación para motores tipo turbina, y se dictan otras  disposiciones”.    

3. El distribuidor minorista (Estación de Servicio  Automotriz y Fluvial) deberá acogerse a las disposiciones establecidas en los  artículos 2.2.1.1.2.2.3.42, 2.2.2.1.1.2.2.3.43, parágrafo 5° del artículo  2.2.1.1.2.2.3.44, artículos 2.2.1.1.2.3.45 al 2.2.1.1.2.2.3.69., 2.2.1.1.2.2.3.70.  y 2.2.1.1.2.2.3.71 del presente decreto.    

(Decreto 4299 de 2005,  artículo 38)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.102. Inventarios. El  Ministerio de Minas y Energía mediante resolución establecerá la reglamentación  pertinente a los inventarios mínimos que deben disponer cada uno de los agentes  de la cadena de distribución de combustibles.    

(Decreto 4299 de 2005,  artículo 39)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.103. Venta de combustibles entre estaciones de servicio. El Ministerio de Minas y Energía reglamentará mediante  acto administrativo de carácter general la comercialización de combustibles  líquidos derivados del petróleo entre estaciones de servicio establecida en el  numeral 9 del artículo 2.2.1.1.2.2.3.91 del presente decreto, cuando el mercado  y la logística de distribución lo ameriten.    

(Decreto 4299 de 2005,  artículo 40; modificado por el Decreto 1333 del 2007, artículo 26)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.104. Competitividad aeroportuaria en materia de combustible de aviación para  motores tipo turbina (gasolina de aviación Jet A1). Para efectos de la presente sección y con el objeto de  medir la competitividad aeroportuaria, el Ministerio de Minas y Energía,  semestralmente y de conformidad con lo señalado en el siguiente artículo, debe  realizar la comparación sistemática de los precios internacionales del  combustible de aviación para motores tipo turbina (aeropuertos del área y del  Golfo de México) con los precios de referencia del mencionado combustible en  Colombia, entendiendo que si el precio internacional es mayor que el precio de  referencia nacional, significa que somos competitivos y lo contrario implica  que se debe generar una política de competitividad aeroportuaria en materia de  combustible de aviación para motores tipo turbina (gasolina de aviación Jet  Al), abriendo la posibilidad para el otorgamiento de un descuento en el precio  del mencionado combustible producido por Ecopetrol S. A.    

Parágrafo. Para  efectos de medir la competitividad aeroportuaria, el Ministerio de Minas y  Energía podrá excluir cualquier aeropuerto del área o del Golfo de México,  cuando no cuente con información suficiente y consistente de los precios del  combustible de aviación para motores tipo turbina (gasolina de aviación Jet  Al).    

(Decreto 2166 de 2006,  artículo 2°)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.105. Concepto del Ministerio de Minas y Energía. El Ministerio de Minas y Energía, mediante resolución  motivada, emitirá semestralmente concepto favorable o desfavorable para que  Ecopetrol S.A. decida autónomamente si otorga o no el descuento en el precio  del combustible de aviación para motores tipo turbina (gasolina de aviación Jet  A1) producido en sus refinerías.    

Este concepto deberá emitirse durante los primeros  veinticinco días calendario de los meses de enero y julio de cada año, con base  en la información disponible en los doce meses anteriores.    

(Decreto 2166 de 2006,  artículo 3°)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.106. Reporte de información. Para el desarrollo de las obligaciones contenidas en el  presente decreto, los operadores aéreos nacionales, a través de la Asociación  Colombiana del Transporte Aéreo en Colombia, ATAC, o quien haga sus veces,  deberán entregar, a más tardar el séptimo (7°) día hábil de cada mes, al  Ministerio de Minas y Energía -Dirección de Hidrocarburos, la información  disponible del mes anterior relacionada con el precio de referencia del  combustible de aviación para motores tipo turbina (gasolina de aviación Jet A1)  Internacional de que trata el artículo Primero del presente decreto, indicando  en cada caso la fuente de información.    

El Ministerio de Minas y Energía podrá revisar la validez  y consistencia de la información recibida de conformidad con lo señalado en el  presente artículo y abstenerse de utilizar aquella que no considere válida.    

(Decreto 2166 de 2006,  artículo 4°)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.107. Retención para el Fondo de Protección Solidaria, SOLDICOM. La retención de que habla el artículo 8° de la Ley 26 de 1989, la  harán en cada factura de venta los distribuidores mayoristas y los terceros que  distribuyan gasolina motor corriente y/o extra a los distribuidores minoristas  del país.    

Parágrafo 1°.  El dinero recaudado deberá consignarse por los distribuidores mayoristas y  los terceros, dentro de los cinco (5) primeros días del mes siguiente al que se  haya efectuado el recaudo, a nombre del Fondo de Protección Solidaria, Soldicom, en la cuenta que para el efecto designe la  Administradora del Fondo.    

Dentro del término señalado en el inciso anterior, los  agentes recaudadores deberán entregar al Ministerio de Minas y Energía  -Dirección de Hidrocarburos- y a la Administradora del Fondo, la información en  la que conste el número de factura de venta, fecha, nombre del distribuidor  minorista, ubicación, tipo de combustible vendido, volumen despachado en el mes  anterior (galones/mes), monto recaudado. El Ministerio de Minas y Energía o el  Fondo de Protección Solidaria, Soldicom, podrá  verificar en cualquier momento las retenciones de que trata el presente  decreto.    

(Decreto 3322 de 2006,  artículo 1°)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.107.1.  Adicionado por el Decreto 1705 de 2021,  artículo 1º. De la Administración del Fondo de Protección Solidaria (SOLDICOM).  El Ministerio de Minas y Energía establecerá el mecanismo a  seguir para seleccionar el administrador del Fondo de Protección Solidaria  (SOLDICOM) creado por la Ley 26 de 1989, así  como las disposiciones necesarias para el desarrollo de la administración,  conforme a los siguientes parámetros:    

1. Cuando se determine que solo  existe una federación que cumple con los requisitos que establece el artículo  7° de la Ley 26 de 1989, esta  será quien lo administre.    

2. Cuando existan dos o más  federaciones que cumplan con los requisitos que establece el artículo 7° de la Ley 26 de 1989, el  Ministerio de Minas y Energía podrá establecer mecanismos diferenciales  dependiendo de si existe consenso o no entre las federaciones para desarrollar  una administración conjunta.    

3. El periodo de administración  del Fondo será de máximo 24 meses, de acuerdo con los criterios, métodos y  modalidad aplicable que igualmente determine el Ministerio de Minas y Energía.    

Parágrafo Transitorio. Mientras  el Ministerio de Minas y Energía establece e implementa los mecanismos para  determinar el administrador del Fondo de Protección Solidaria (SOLDICOM), la  Federación que esté administrando dicho Fondo a la entrada en vigencia del  presente artículo, continuará ejerciendo dichas tareas.    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.108. Sanciones al Incumplimientos de los preceptos normativos. Los Distribuidores Mayoristas y los Terceros que no  cumplan con las obligaciones señaladas en el presente decreto serán sancionados  de conformidad con lo establecido en el artículo 3° de la Ley 26 de 1989, en concordancia  con la sección sanciones, del presente Título.    

(Decreto 3322 de 2006,  artículo 2°)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.109. Pérdida por evaporación y merma por transporte. Para los efectos del artículo 4° de la Ley 26 de 1989, la pérdida  por evaporación y merma por transporte, manejo y trasiego de los combustibles  entre la planta de abastecimiento y la estación de servicio, se fija en el 0.4%  del precio de venta en planta de abasto mayorista en las diferentes zonas del  país.    

(Decreto 3322 de 2006,  artículo 3°)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.110. Certificado de conformidad. La planta de abastecimiento, la estación de servicio  automotriz, fluvial, marítima y aviación y el gran consumidor con instalación  fija, deberán obtener el certificado de conformidad expedido por un organismo  de certificación acreditado o aquel que determine la Superintendencia de  Industria y Comercio o quien haga sus veces.    

Parágrafo transitorio. En el evento en que no exista  organismo de certificación acreditado que otorgue los certificados de  conformidad de las instalaciones señaladas en el presente artículo, la  Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía revisará las  mismas a fin de poder certificarlas, y las mismas tendrán validez por los  periodos establecidos en la presente subsección.    

(Decreto 1333 de 2007,  artículo 3°)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.111. Mezcla de combustibles. A partir del 23 de diciembre de 2011 se utilizarán en  Colombia los siguientes combustibles, en lo que a motores a gasolina se  refiere:    

1. Gasolina motor con porcentajes de mezcla obligatoria  que variarán entre el 8% y el 10% de mezcla de alcohol carburante en base  volumétrica (E-8 – E-10 corriente y extra).    

A partir del 1° de enero del año 2013, los  ministerios de Minas y Energía y de Ambiente y Desarrollo Sostenible, o quien  haga sus veces y mediante acto administrativo, previa consulta con la Comisión  Intersectorial de Biocombustibles, podrán fijar porcentajes obligatorios de  alcohol carburante superiores al 10% de mezcla obligatoria para el alcohol  carburante.    

2. Para uso en motores diésel, a partir del 1° de enero  del año 2013, los Ministerios de Minas y Energía y de Ambiente y Desarrollo  Sostenible, o quien haga sus veces y mediante acto administrativo, previa  consulta con la Comisión Intersectorial de Biocombustibles, podrán fijar  porcentajes obligatorios de biocombustibles superiores al 10% de mezcla  obligatoria de biocombustibles.    

Parágrafo. Los  Ministerios de Minas y Energía y de Ambiente y Desarrollo Sostenible, o quien  haga sus veces, tomarán en cuenta (i) la oferta nacional de alcohol carburante  y de biocombustibles para uso en motores diésel; (ii)  en la medida en que tecnológica y ambien-talmente sea  viable para el parque automotor, y, (iii) se tenga  claridad sobre la infraestructura asociada al almacenamiento, transporte y  distribución.    

3. En forma voluntaria, y sin perjuicio de lo señalado  sobre mezclas obligatorias en los incisos anteriores, para vehículos con  tecnología Flex Fuel exclusivamente (E-25 – E-85), gasolina motor con una  mezcla flexible de alcohol carburante entre un 25% y un 85% en base  volumétrica.    

(Decreto 4892 de 2011,  artículo 1°)    

Conc. Resolución  4-0730 de 2019. Resolución  4-0666 de 2019, M. Minas.    

Nota,  artículo 2.2.1.1.2.2.3.111: El Decreto 2496 de 2018,  extendió la vigencia de este artículo, hasta tanto se expidan las  reglamentaciones que las modifiquen o sustituyan.    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.112. Ajustes en los parámetros de la gasolina básica. Los Ministerios de Minas y Energía y de Ambiente y Desarrollo  Sostenible, o quien haga sus veces, podrán solicitar ajustes en los parámetros  de la gasolina básica a ser utilizada en las diferentes mezclas, en lo que al  octanaje se refiere, con el fin de mejorar el desempeño de los vehículos con  los nuevos combustibles.    

Cuando a juicio del Gobierno Nacional, se presenten  situaciones excepcionales de interés social, público y/o de conveniencia  nacional, los Ministerios de Minas y Energía y de Ambiente y Desarrollo  Sostenible, o quien haga sus veces, podrán autorizar el uso paralelo de otro  tipo de combustibles.    

El Ministerio de Minas y Energía, mediante acto  administrativo, podrá fijar porcentajes de biocombustibles inferiores a los  señalados en el presente decreto y en el artículo 2.2.1.1.2.2.3.115., teniendo  en cuenta la oferta nacional de alcohol carburante y/o biocombustibles para  motores diésel.    

Parágrafo 1°. El Ministerio de Minas y Energía, o quien  haga sus veces, establecerá los lugares del territorio nacional y periodos  durante los cuales estarán vigentes los porcentajes de biocombustibles para uso  en motores diésel en las mezclas obligatorias.    

(Decreto 4892 de 2011,  artículo 2°)    

Conc. Resolución  4-0730 de 2019, M. Minas.    

Nota 1,  artículo 2.2.1.1.2.2.3.112: Ver Resolución  4-0185 de 2018, M. de Minas.    

Nota 2,  artículo 2.2.1.1.2.2.3.112: El Decreto 2496 de 2018,  extendió la vigencia de este artículo, hasta tanto se expidan las  reglamentaciones que las modifiquen o sustituyan.    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.113. Competencia de los Ministerios para expedir reglamentación. Los Ministerios de Minas y Energía, de Transporte, de  Ambiente y Desarrollo Sostenible, de la Salud y de la Protección Social, o  quien haga sus veces, dentro de sus competencias, expedirán la regulación  aplicable a la producción, almacenamiento, transporte, distribución,  infraestructura, uso, vigilancia y control de las mezclas aquí estipuladas, así  como a las emisiones permitidas y demás controles ambientales y de salubridad  pública.    

(Decreto 4892 de 2011,  artículo 3°)    

Nota,  artículo 2.2.1.1.2.2.3.113: El Decreto 2496 de 2018,  extendió la vigencia de este artículo, hasta tanto se expidan las reglamentaciones  que las modifiquen o sustituyan.    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.114. Plazos para el acondicionamiento de motores:    

Cuando a juicio del Gobierno Nacional se presenten  situaciones excepcionales de interés social, público y/o de conveniencia  nacional, podrá autorizar el uso paralelo de otro tipo de combustibles y/o de  vehículos y motores.    

Conforme con sus competencias, los Ministerios de  Transporte y de Comercio, Industria y Turismo, señalarán las condiciones de  importación, transporte, distribución y comercialización de los productos de  que trata este artículo.    

Dentro de lo de sus competencias, los Ministerios de  Transporte y de Comercio, Industria y Turismo homologarán los paquetes de  conversión a los niveles de combustible aquí señalados, para facilitar la  transformación del parque automotor.    

(Decreto 2629 de 2007,  artículo 1°,  literal a), derogado por el Decreto 1135 de 2009,  artículo 6°; literal b), derogado por el Decreto 4892 de 2011,  artículo 4°)    

Nota,  artículo 2.2.1.1.2.2.3.114: El Decreto 2496 de 2018,  extendió la vigencia de este artículo, hasta tanto se expidan las  reglamentaciones que las modifiquen o sustituyan.    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.115. Autoridades regulatorias. Los Ministerios de Minas y Energía, de Transporte, de  Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial y de Protección Social, dentro de  sus competencias, regularán la producción, transporte, distribución y uso, así  como las emisiones permitidas y demás controles ambientales y de salubridad  pública, para el uso de los biocombustibles E-20, B-10 y B-20 en las fechas  establecidas.    

(Decreto 2629 de 2007,  artículo 3°)    

Nota,  artículo 2.2.1.1.2.2.3.115: El Decreto 2496 de 2018,  extendió la vigencia de este artículo, hasta tanto se expidan las  reglamentaciones que las modifiquen o sustituyan.    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.116. Promoción de cultivos que generen alcoholes carburantes. El Ministerio de Agricultura y Desarrollo Rural promoverá  el cultivo de plantaciones que generen la producción de alcoholes carburantes y  biocombustibles para uso en motores diésel, con el fin de cumplir lo señalado  en el presente decreto.    

(Decreto 2629 de 2007,  artículo 4°)    

Nota,  artículo 2.2.1.1.2.2.3.116: El Decreto 2496 de 2018,  extendió la vigencia de este artículo, hasta tanto se expidan las reglamentaciones  que las modifiquen o sustituyan.    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.117. Régimen de Transición. Los procedimientos y actuaciones administrativas que  versen sobre distribución de combustibles líquidos derivados del Petróleo en  curso al 26 de diciembre de 2011; seguirán rigiéndose y culminarán de  conformidad con la normatividad vigente al momento de la radicación.    

(Decreto 4915 de 2011,  artículo 3°)    

Nota,  artículo 2.2.1.1.2.2.3.117: El Decreto 2496 de 2018,  extendió la vigencia de este artículo, hasta tanto se expidan las reglamentaciones  que las modifiquen o sustituyan.    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.118. Mezclas de gasolina para efectos fiscales. Para efectos fiscales la mezcla de gasolina motor, con  alcohol carburante de que trata la Ley 693 de 2001, no se  considera un proceso industrial o de producción.    

(Decreto 3862 de 2005,  artículo 1°)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.119. Mezclas de diésel para efectos fiscales. Para efectos fiscales las mezclas de diésel de origen  fósil (ACPM) con los biocombustibles de origen vegetal o animal, para uso en  motores diésel de que trata la Ley 939 de 2004, no se  considerará como proceso industrial o de producción.    

(Decreto 3492 de 2007,  artículo 1°)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.120. Adicionado por el Decreto 1135 de 2022,  artículo 4º. Normativa aplicable a las Fuerzas Militares y la Policía Nacional.  El Ministerio de Minas y Energía podrá regular los esquemas de  abastecimiento aplicables y requisitos que deberán cumplir las Fuerzas  Militares y la Policía Nacional para acreditarse como distribuidores minoristas  de combustibles líquidos o para acreditarse bajo la figura de gran consumidor.    

Parágrafo. Cuando las Fuerzas  Militares actúen como agentes serán sujeto del régimen sancionatorio aplicable.    

Artículo 2.2.1.1.2.2.3.121.  Adicionado por el Decreto 1135 de 2022,  artículo 4º. Normativa aplicable a la actividad de importación, exportación,  transporte y producción de biocombustibles. Para ejercer las actividades  de importación, exportación, transporte y producción de biocombustibles, el  interesado deberá obtener la autorización de la Dirección de Hidrocarburos del  Ministerio de Minas y Energía, según la regulación que para tales efectos este  expida.    

Las actividades de exportación  de biocombustibles deberán considerar y supeditarse a la prioridad que tiene el  abastecimiento de la demanda interna.    

SUBSECCIÓN 2.4    

MARCACIÓN DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS DERIVADOS    

DEL PETRÓLEO.    

Artículo 2.2.1.1.2.2.4.1. Marcación de los combustibles. Toda la gasolina motor y el ACPM que se almacene, maneje,  transporte y distribuya en el territorio nacional deberán estar marcados.    

(Decreto 1503 de 2002,  artículo 2°)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.4.2. Procedimiento para la marcación. Será responsabilidad de Ecopetrol S.A. o quien haga sus  veces determinar el procedimiento de “Marcación” y el “Marcador” que se  utilizará en todo el país, así como los procedimientos de “Detección”.    

(Decreto 1503 de 2002,  artículo 3°)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.4.3. Responsabilidad de la marcación de los combustibles. Será responsabilidad de Ecopetrol S.A. o quien haga sus veces  y de los importadores o refinadores locales, marcar toda la gasolina y el ACPM,  ya sean importados o producidos en Colombia, ciñéndose estrictamente al  procedimiento y al “Marcador”, de conformidad con la presente subsección.    

(Decreto 1503 de 2002,  artículo 4°)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.4.4. Tercerización de la marcación. Ecopetrol S. A. o quien haga sus veces podrá contratar la  “Marcación” con terceros de comprobada idoneidad técnica. Sin embargo,  mantendrá la responsabilidad en los casos en que le corresponda por la adecuada  realización de dicho procedimiento.    

(Decreto 1503 de 2002,  artículo 5°)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.4.5. Lugar de adición del marcador. Ecopetrol S. A. o quien haga sus veces deberá realizar la  adición del “Marcador” en los puntos de entrega física del producto del poliducto  a las plantas de abastecimiento de los distribuidores mayoristas y, en los  muelles y llenaderos de refinería, en las ventas  realizadas a distribuidores mayoristas, minoristas y grandes consumidores.    

(Decreto 1503 de 2002,  artículo 6°)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.4.6. Marcación por parte de los refinadores e importadores. Los importadores o refinadores locales adicionarán el  marcador que suministre Ecopetrol S. A. o quien haga sus veces, en el punto de  venta a los distribuidores mayoristas o minoristas y a grandes consumidores.    

(Decreto 1503 de 2002,  artículo 7°)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.4.7. Selección del “marcador”. Ecopetrol S. A. o quien haga sus veces, deberá  seleccionar el “marcador” más conveniente desde el punto de vista técnico y  tomará todas las precauciones manteniendo los controles necesarios para  garantizar la seguridad y exclusividad del marcador, e igualmente, podrá variar  las características del mismo cuando lo estime necesario.    

(Decreto 1503 de 2002,  artículo 8°)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.4.8. Reconocimiento de la marcación y detección en la estructura de precios  de los combustibles. El  Ministerio de Minas y Energía reconocerá dentro de la estructura de precios de  los combustibles un componente dedicado a la “marcación” y “detección” de los  mismos, de tal forma que le permita a Ecopetrol S.A. o quien haga sus veces, a  los refinadores locales y a los importadores, cumplir con las obligaciones  establecidas en el presente decreto.    

(Decreto 1503 de 2002,  artículo 9°)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.4.9. Obligaciones respecto de los distribuidores mayoristas respecto de los  procesos de Marcación y Detección. Los distribuidores mayoristas deberán:    

1. Aplicar el procedimiento de “Detección” desarrollado  por Ecopetrol S.A. o quien haga sus veces, a los combustibles que reciban.    

2. Certificar que el volumen entregado o transferido en  custodia a sus clientes está debidamente marcado. Esta certificación podrá ser  realizada analizando en presencia del representante de su cliente muestras de  combustible tomadas de los compartimientos de los vehículos en los que  depositan el combustible, o analizando en presencia de terceros idóneos  muestras representativas de los tanques de la respectiva Planta de  Abastecimiento, de manera tal que pueda construir la debida trazabilidad de los  niveles de marcación del combustible entregado o transferido en custodia y  analizando además muestras de por lo menos el cinco por ciento (5%) de los  vehículos cargados cada día.    

3. Entregar a sus clientes documentos que acrediten la  debida marcación del combustible que les entregan o transfieren en custodia y  conservar copia de ellos.    

4. Conservar durante dos meses contramuestras del  combustible para efectos de verificar, niveles de marcación.    

5. Diseñar y aplicar mecanismos que le permitan asegurar  la trazabilidad de la marcación del combustible que entrega o transfiere en  custodia y de las certificaciones de marcación que expida.    

Parágrafo. Los  transportadores, los grandes consumidores y los distribuidores minoristas  deberán:    

1. Conservar copia de la certificación recibida de los  distribuidores mayoristas.    

2.  Solicitar, si lo estiman pertinente, a las autoridades y organismos de control  competentes aplicar el procedimiento de “Detección” desarrollado por Ecopetrol  S. A. o quien haga sus veces, a los combustibles a recibir de su respectivo  agente suministrador en la cadena de  comercialización. Ecopetrol S. A., diseñará por regiones los protocolos que  permitan cumplir con lo señalado en el presente numeral.    

3. Tomar las precauciones que le permitan asegurar que  reciben y entregan combustibles de origen lícito.    

4. Diseñar y aplicar mecanismos que le permitan asegurar  la trazabilidad de la marcación del combustible que recibe.    

(Decreto 1503 de 2002,  artículo 10, modificado por el Decreto 3563 de 2003,  artículo 1°).    

Artículo 2.2.1.1.2.2.4.10. Obligaciones de la Empresa Colombiana de Petróleos respecto de los  procesos de Marcación y Detección. Ecopetrol S.A., está obligada a:    

1. Suministrar el “Detector” aplicable bajo el  procedimiento de “Detección” diseñado por él, a los distribuidores mayoristas,  así como a las autoridades y organismos de control que colaboren en la búsqueda  de combustibles ilícitos.    

2. Diseñar y aplicar mecanismos que le permitan asegurar  la trazabilidad del origen del combustible que entrega o transfiere en custodia  y de las certificaciones de marcación que expida.    

Parágrafo. Ecopetrol  S.A. o quien haga sus veces, podrá distribuir el “Detector” directamente o a  través de terceros contratados para tal efecto, quienes deberán rendir informe  a Ecopetrol S.A., respecto de la entrega que realicen.    

(Decreto 1503 de 2002,  artículo 11. modificado por el Decreto 3563 de 2003,  artículo 2°)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.4.11. Socialización del proceso de detección. Ecopetrol S.A. o quien haga sus veces tendrá a su cargo  la divulgación, capacitación y adecuada distribución del procedimiento de  “Detección”.    

(Decreto 1503 de 2002,  artículo 12)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.4.12. Prohibición de tenencia de combustibles que no hayan sido marcados. Es obligación de todos los actores dedicados al  almacenamiento, manejo, transporte y distribución de combustibles líquidos  derivados del petróleo señalados por el artículo 2° de la Ley 39 de 1987,  abstenerse de tener en su poder, a cualquier título, gasolina motor o ACPM que  no hayan sido marcados debidamente, de acuerdo con la obligación que se indica  en el artículo 2.2.1.1.2.2.4.1. del presente decreto.    

(Decreto 1503 de 2002,  artículo 13)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.4.13. Obligaciones del Ministerio de Minas y Energía. Para todos los efectos legales, corresponde al Ministerio  de Minas y Energía:    

a) Vigilar el cumplimiento de las obligaciones de  marcación y manejo de combustibles marcados que se establecen en el presente  decreto;    

b) Sancionar como se establece en el presente decreto, a  los infractores de las obligaciones establecidas en el mismo;    

c) Informar a las autoridades competentes la utilización,  manejo o posesión de gasolina motor o ACPM sin marcar, para que estas  establezcan la eventual infracción a otras normas;    

d) Coordinar con las diferentes entidades oficiales y  autoridades policiales y de control, los mecanismos tendientes a evitar y  detectar el almacenamiento, manejo, transporte y distribución de gasolina motor  y ACPM sin marcar.    

Parágrafo. Sin  perjuicio de las facultades del Ministerio de Minas y Energía, las Alcaldías  Municipales, Distritales o Metropolitanas, de acuerdo con la delegación de  funciones que otorgue o haya otorgado el Ministerio de Minas y Energía, deberán  cumplir con las obligaciones señaladas en el presente artículo en lo inherente  a las estaciones de servicio.    

No obstante la delegación efectuada, en cualquier  momento, el Ministerio de Minas y Energía podrá avocar conocimiento de casos  especiales inherentes a las estaciones de servicio.    

(Decreto 1503 de 2002,  artículo 14)    

SUBSECCIÓN 2.5    

DEFINICIONES APLICABLES A LA DISTRIBUCIÓN DE COMBUSTIBLES  LIQUIDOS DERIVADOS DEL PETRÓLEO EN ZONAS DE FRONTERA    

Artículo 2.2.1.1.2.2.5.1. Definiciones. Para los  efectos del presente decreto se tendrán en cuenta las siguientes definiciones:    

Combustibles líquidos derivados del petróleo. Como combustibles líquidos derivados del petróleo se tendrán  exclusivamente el electrocombustible, el ACPM y la  Gasolina Motor en los términos previstos en el artículo 2.2.1.1.2.2.1.4 del  presente decreto.    

Refinador, distribuidor mayorista, gran consumidor,  distribuidor minorista, planta de abastecimiento, transportador de  combustibles: Serán los definidos en  la sección “Distribución de combustibles” del presente decreto.    

Tercero: Toda  persona natural o jurídica, debidamente registrada y autorizada por el  Ministerio de Minas y Energía que cuente con capacidad logística suficiente  para importar y/o distribuir combustibles líquidos derivados del petróleo en un  municipio ubicado en zona de frontera.    

(Decreto 386 de 2007,  artículo 1°)    

Zonas de frontera. Para efectos de las exenciones de los impuestos de arancel,  IVA e Impuesto Global de que trata el párrafo cuarto del artículo primero de la  Ley 681 de 2001, se  entenderán por Zonas de Frontera los siguientes municipios y corregimientos:    

a) En el departamento de Amazonas: El Encanto, La  Pedrera, Leticia, Puerto Alegría, Puerto Arica, Puerto Nariño y Tarapacá.    

b) En el departamento de Arauca: Arauca, Arauquita, Cravo  Norte, Fortul, Puerto Rondón, Saravena y Tame.    

c) En el departamento de Boyacá: Cubará.    

d) En el departamento de Cesar: Aguachica, Agustín  Codazzi, Becerril, Bosconia, César, Chiriguaná, Curumaní, El Copey, El Paso,  Gamarra, La Gloria, La Jagua de Ibirico, La Paz, Manaure, Pelaya, Pailitas, Río  de Oro, San Diego San Martín, San Alberto Valledupar.    

e) En el departamento de Chocó: Acandí, Juradó, Riosucio y Unguía.    

f) En el departamento de Guajira: Albania, Barrancas,  Dibulla, Distracción, El Molino, Fonseca, Hato Nuevo, La Jagua del Pilar,  Maicao, Manaure, Riohacha, San Juan del Cesar, Uribia, Urumita y Villanueva.    

g) En el departamento de Guainía: Cacahual, La Guadalupe,  Pana Pana, Puerto Colombia, Puerto Inírida y San  Felipe.    

h) En el departamento de Nariño: Aldana, Ancuyá, Aponte, Arboleda, Barbacoas, Belén, Buesaco,  Carlosama, Cartago, Chachagüí, Colón-Génova, Consacá,  Córdoba, Cumbal, Cumbitara, El Charco, El Contadero, El Peñol, El Tablón, El  Tambo, Francisco Pizarro, Funes, Guachucal, Guaitarilla, Gualmatán,  lles, Imués, Ipiales, La  Cruz, La Florida, La Unión, La Tola, Leiva, Linares, Maguí,  Mallama, Mosquera, Nariño, Olaya Herrera, Ospina, Pasto, Payán, Policarpa,  Potosí, Puerres, Pupiales, Ricaurte, Roberto Payán, Rosario, Samaniego, San  Bernardo, San José de Albán, San Lorenzo, San Pablo, Sapuyes, Sandoná, Santa  Bárbara Iscuande, Santacruz-Guachaves,  Sotomayor, Taminango, Tangua, Tumaco, Túquerres y Yacuanquer,    

i) En el departamento de Norte de Santander: Abrego,  Bochalema, Bucarasica, Chinácota, Convención, Cúcuta,  Durania, El Carmen, El Tarra, El Zulia, Hacarí, Herrán, La Esperanza, La Playa,  Los Patios, Ocaña, Pamplona, Pamplonita, Puerto Santander, Ragonvalia,  San Calixto, San Cayetano, Sardinata, Teorama, Tibú, Toledo, y Villa del  Rosario.    

j) En el departamento de Putumayo: La Dorada – San  Miguel, La Hormiga o Valle del Guamuez, Puerto Asís y Puerto Leguízamo, Sibundoy, Santiago, San Francisco, Mocoa, Colón,  Puerto Caicedo, Orito, Puerto Guzman y Villa Garzón.    

k) En el departamento Vaupés: Mitú, Pacoa,  Taraira y Yavarate.    

l) En el departamento de Vichada: Cumaribo, La Primavera  y Puerto Carreño.    

(Decreto 2875 de 2001,  artículo 1°, modificado por los Decretos 1730 de 2002,  artículo 1°, 2970  de 2003, artículo 1°; 1037 de 2004,  artículo 1°; 3459  de 2004, artículo 1°; 2484 de 2006,  artículo 1°; 1010  de 2007, artículo 1° y 1253 de 2002,  artículo 1°)    

Nota: El Decreto 1253 de 2002  no aparece publicado en el Diario oficial. Al parecer, se trata del Decreto 1253 de 2010.    

Nota,  artículo 2.2.1.1.2.2.5.1: Ver Resolución  4-0754 de 2019. Ver Resolución  4-0732 de 2019, M. Minas.    

Artículo 2.2.1.1.2.2.5.2. Cumplimiento de requisitos. Para efectos de la certificación de estaciones de servicio,  asignación de volúmenes máximos y ajuste y aprobación de los respectivos planes  de abastecimiento de los municipios señalados en el artículo anterior, se  deberá cumplir con lo dispuesto en los artículos 2.2.1.1.2.2.6.7 a  2.2.1.1.2.2.6.16., o las normas que lo modifiquen, adicionen o sustituyan.    

(Decreto 1253 de 2010,  artículo 2°)    

SUBSECCIÓN 2.6    

DISTRIBUCIÓN DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS EN ZONAS DE  FRONTERA    

Artículo 2.2.1.1.2.2.6.1. Importación en zonas de frontera. La persona natural o jurídica interesada en importar  combustibles líquidos derivados del petróleo para el consumo o distribución en  zonas de frontera deberá cumplir con lo estipulado en la Ley 681 de 2001 y lo  establecido en la presente subsección o en las normas que los modifiquen,  adicionen o sustituyan.    

(Decreto 4299 de 2005,  artículo 10)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.6.2. Combustibles para el Departamento de La Guajira. La presente subsección aplicará únicamente para los  combustibles líquidos derivados del petróleo (gasolina sin plomo y ACPM) que se  introduzcan desde la República Bolivariana de Venezuela por los sitios previamente  establecidos por la Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales, DIAN, siempre  y cuando los mismos se vendan y almacenen en las plantas de abastecimiento de  combustibles líquidos derivados del petróleo debidamente aprobadas por el  Ministerio de Minas y Energía y se distribuyan, por parte de la cooperativa  creada por los indígenas Wayúu y las personas  naturales residentes en dichos territorios y que tradicionalmente se han  dedicado a esta actividad, en los municipios calificados como Zona de Frontera  en el departamento de La Guajira. Para el efecto, las plantas de abastecimiento  deberán habilitarse ante la DIAN como Depósito, conforme con las disposiciones  establecidas en el Título III, Capítulo II, artículo 47 y siguientes del Decreto 2685 de 1999  y demás normas que lo adicionen, modifiquen, aclaren o deroguen, salvo lo  previsto en el literal a) del artículo 51 y en el literal b) del artículo 71  respecto del valor del patrimonio neto por acreditar, el cual para efectos de  la habilitación de la planta de abastecimiento como ‘depósito’ será de una  décima parte del valor previsto en las referidas disposiciones.    

Parágrafo. Quienes  introduzcan combustibles líquidos derivados del petróleo provenientes de la  República Bolivariana de Venezuela por sitios diferentes a los señalados por la  Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales, DIAN o quienes vendan, almacenen o  distribuyan los referidos combustibles en lugares diferentes a las plantas de  abastecimiento, estarán incursos en los delitos tipificados en los artículos 70  a 74 de la Ley 788 de 2002, o las  normas que modifiquen, adicionen o deroguen, sin perjuicio de las demás  sanciones a que haya lugar.    

(Decreto 1980 de 2003,  artículo 1°; modificado por el Decreto 3353 de 2004,  artículo 1°)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.6.3. Función de distribución en el Departamento  de La Guajira. De  conformidad con lo dispuesto en el artículo 1° de la Ley 681 de 2001;  modificado por el artículo 9° de la Ley 1430 de 2010,  modificado a su vez en su inciso primero por el artículo 173 de la Ley 1607 de 2012; en  las Zonas de Frontera del departamento de La Guajira, el Ministerio de Minas y  Energía podrá ceder de manera preferencial la función de distribución de  combustibles líquidos derivados del petróleo a la cooperativa constituida para  el efecto.    

Para recibir la contratación o cesión., la cooperativa  deberá inscribirse como tercero ante el Ministerio de Minas y Energía,  cumpliendo con lo señalado en la subsección “Distribución de combustibles  líquidos derivados del Petróleo”, o las normas que lo modifiquen, aclaren,  adicionen o deroguen.    

Las plantas de abastecimiento de combustibles líquidos  derivados del petróleo sólo podrán distribuir combustibles importados de  Venezuela a las estaciones de servicio legalmente establecidas, con cupo  asignado por la Dirección de Hidrocarburos – Ministerio de Minas y Energía, a  los Grandes Consumidores y a Ecopetrol S. A. o quien haga sus veces, siempre  que los mismos se destinen a los municipios señalados como Zonas de Frontera en  el departamento de La Guajira.    

Parágrafo 2°.  Solamente de no ser posible la cesión a la cooperativa organizada para el  efecto, el Ministerio de Minas y Energía ejercerá esta función directamente  como Distribuidor Mayorista, o la podrá ceder o contratar total o parcialmente,  con los Distribuidores Mayoristas que cuenten con la capacidad logística,  técnica o interés comercial para la distribución de combustibles, reconocidos y  registrados como tales por el Ministerio de Minas y Energía, o con terceros  debidamente registrados y aprobados.    

(Decreto 1980 de 2003,  artículo 2°, modificado por el Decreto 3353 de 2004,  artículo 2°; parágrafo 1° derogado por el Decreto 2363 de 2006,  artículo 3°.)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.6.4. Visto bueno del Ministerio de Minas y Energía para la distribución de  combustibles en el Departamento de La Guajira. El Ministerio de Minas y Energía, elaborará y aprobará un  Plan de Abastecimiento de combustibles líquidos derivados del petróleo para  cada uno de los municipios considerados como Zonas de Frontera en el  departamento de La Guajira, en los términos señalados en el presente decreto.  Dicho Plan que deberá consultar los cupos máximos de combustibles fijados para  cada municipio por la Dirección de Hidrocarburos del mencionado Ministerio.  Dentro de los cinco (5) días siguientes a la fecha de elaboración del referido  Plan, se evaluará y, si es el caso, se realizarán los ajustes pertinentes. El  Plan, se aprobará mediante resolución motivada y otorgará en ese mismo acto los  vistos buenos para la distribución de combustibles en los municipios y  corregimientos de Zona de Frontera.    

La aprobación para ejercer la distribución de  combustibles en el departamento de La Guajira estará vigente por doce (12)  meses; al final de dicho período, si es necesario, el Ministerio, deberá  ajustar el Plan de Abastecimiento a las condiciones del mercado y aprobarlo, en  los términos señalados en el presente decreto. De lo contrario, permanecerá  vigente por un período de hasta dos (2) años más, con revisiones anuales en los  términos indicados en este inciso.    

Una vez aprobado el Plan de Abastecimiento por parte del  Ministerio de Minas y Energía, se iniciarán los trámites correspondientes para  el cumplimiento de la función de distribución en los municipios y  corregimientos considerados como Zona de Frontera en el departamento de La  Guajira.    

Dentro de los tres (3) días siguientes a la ejecutoria de  los actos administrativos de aprobación de que trata el presente artículo, el  Ministerio de Minas y Energía, deberá poner en conocimiento de la Dirección de  Impuestos y Aduanas Nacionales, DIAN, y demás autoridades de control  competentes el plan de abastecimiento de combustibles líquidos derivados del  petróleo para cada una de las Zonas de Frontera y sus correspondientes  modificaciones.    

(Decreto 1980 de 2003,  artículo 3°; modificado por el artículo 3° del Decreto 3353 de 2004,  modificado por las Leyes 1430 de 2010,  artículo 1°, y 1607 de 2012, artículo 1°)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.6.5. Importación de combustibles hacia el Departamento de La Guajira. El trámite para la importación de combustibles líquidos  derivados del petróleo para el departamento de la Guajira se sujetará a las  disposiciones del Decreto 2685 de 1999,  salvo lo relacionado en el Capítulo II, Título V, artículo 90 y siguientes.    

La Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales, DIAN,  habilitará, mediante resolución motivada, los sitios para el ingreso de los  referidos combustibles    

(Decreto 1980 de 2003;  artículo 4°, modificado por el Decreto 3353 de 2004,  artículo 4°)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.6.6. Responsabilidades y obligaciones de la cooperativa calificada como  tercero en el Departamento de La Guajira.    

1. Los combustibles líquidos derivados del petróleo  amparados mediante el artículo 1° de la Ley 681 de 2001,  modificado por la Ley 1430 de 2010 y  1607 de 2012, no podrán ser vendidos y/o distribuidos a través de estaciones de  servicio y/o transportadores diferentes a los autorizados, ni en volúmenes  superiores a los determinados por la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio  de Minas y Energía, como tampoco podrán ser distribuidos fuera de los  municipios definidos como Zona de Frontera en el Departamento de La Guajira.  Para el efecto, El Ministerio adelantará las acciones de control que considere  pertinentes, sin perjuicio de las facultades legales otorgadas a la DIAN.    

2. La cooperativa no podrá celebrar contratos de  transporte de combustibles líquidos derivados del petróleo para las Zonas de  Frontera con personas naturales o jurídicas que no tengan sus vehículos  debidamente registrados y autorizados ante el Ministerio de Minas y Energía, en  los términos señalados en la presente subsección en las normas que lo  modifiquen, aclaren, adicionen o deroguen. Lo anterior sin perjuicio del  cumplimiento de las obligaciones que para el efecto se exigen en la subsección  “Distribución de combustibles líquidos derivados del Petróleo.    

3. La Cooperativa deberá enviarle a la Dirección de  Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía y a la DIAN, mensualmente y a  más tardar el tercer día del mes siguiente al de la adquisición del producto,  la información sobre los combustibles entregados y vendidos en cada uno de los  municipios donde operan, debidamente certificada por Contador Público o Revisor  Fiscal.    

4. Las estaciones de servicio que distribuyan  combustibles en los municipios y corregimientos ubicados en Zonas de Frontera  del departamento de La Guajira deberán informar, dentro de los cinco (5) días  siguientes a la terminación del mes, a la Dirección de Hidrocarburos del  Ministerio de Minas y Energía y a la DIAN, el volumen (en galones) de  combustibles adquiridos y la relación de las ventas efectuadas en el mes  calendario inmediatamente anterior, con discriminación de productos, cantidad  (en galones) y precios de los mismos, so pena de hacerse acreedoras a las  sanciones señaladas en la sección relativa a las sanciones del presente Título.    

5. Las plantas de abastecimiento legalmente establecidas,  que se encuentren localizadas en el área de influencia, que abastezcan  estaciones de servicio ubicadas en municipios y corregimientos de Zonas de  Frontera, deberán llevar un registro independiente para cada uno de los  combustibles que se distribuyan allí, el cual deberá distinguir entre otros:  Nombre de la estación de servicio y/o transportador, municipio, volumen  retirado mensual, valor correspondiente a sobretasa. Este registro deberá ser  informado mensualmente a la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas  y Energía, dentro de los cinco (5) días siguientes a la terminación del mes, so  pena de hacerse acreedor a la imposición de las sanciones contempladas en la  sección relativa a las sanciones del presente Título.    

(Decreto 1980 de 2003;  artículo 5°)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.6.7. Alcance de la función de distribución de combustibles líquidos derivados  del petróleo. La función  de distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo de que trata el  artículo 1° de la Ley 681 de 2001,  comprende las actividades de importación, transporte, almacenamiento,  distribución (mayorista, minorista y tercero) de los combustibles líquidos  derivados del petróleo por parte del Ministerio de Minas y Energía en los  municipios de zonas de frontera.    

El Ministerio, podrá ejercer esta función directa y  autónomamente o la podrá ceder o contratar, total o parcialmente, con los  distribuidores mayoristas con capacidad logística, técnica o interés comercial  para la distribución de combustibles, autorizados como tales por el mencionado  Ministerio, con terceros previamente aprobados y registrados por el mismo y/o  con distribuidores minoristas.    

La contratación o cesión de esta función por parte del  Ministerio., o de las actividades que ella comprende, se realizará teniendo en  cuenta las condiciones propias de cada municipio de zona de frontera con  sujeción al siguiente orden de prelación, el cual aplicará únicamente para  efectos de la distribución de combustibles al consumidor final a través de  estaciones de servicio.    

1. Las plantas de abastecimiento ubicadas en el  respectivo departamento fronterizo.    

2. Las plantas de abastecimiento ubicadas en los municipios  y departamentos vecinos a la respectiva zona de frontera con posibilidades  técnicas y económicas de abastecerlos.    

3. Los terceros previamente aprobados y registrados por  el Ministerio de Minas y Energía.    

4. Las estaciones de servicio ubicadas en las zonas de  frontera.    

Parágrafo 1°.  Para el desarrollo de las actividades de importación de combustibles se  deberá dar cumplimiento a lo señalado para el efecto en la legislación  aduanera, particularmente lo contemplado en el Decreto 2685 de 1999  y las normas que lo aclaren, modifiquen o sustituyan.    

Parágrafo 2°.  En el caso de la distribución a los grandes consumidores, escogerá desde el  punto de vista normativo, logístico, económico y comercial, la mejor opción  disponible.    

Parágrafo 3°. El  consumidor final de zona de frontera que consuma menos de ocho mil (8.000)  galones mes de combustibles líquidos derivados del petróleo, con destino al  sector industrial, agrícola y comercial, podrá abastecerse directamente de una  estación de servicio automotriz por surtidor, bien sea a través de recipientes  de 55 galones para lo cual deberá cumplir con lo establecido en el parágrafo 5°  del artículo 2.2.1.1.2.2.3.86., o por medio de un vehículo al cual se le haya  adaptado un tanque o por un vehículo con carrocería tipo tanque, casos en los  cuales la capacidad del tanque no podrá ser superior a los mil (1.000) galones.    

El consumidor final de zona de frontera que consuma más  de dos mil quinientos (2.500) y menos de veinte mil (20.000) galones mes de  combustibles líquidos derivados del petróleo, con destino al sector agrícola,  industrial y comercial, podrá abastecerse de una estación de servicio  automotriz a través de vehículos con carrocería tipo tanque provenientes  directamente de la planta de abastecimiento del Distribuidor Mayorista, para lo  cual la estación de servicio automotriz que le distribuya deberá solicitar  autorización ante el Ministerio de Minas y Energía– Dirección de Hidrocarburos.    

Para efectos de que la estación de servicio automotriz  con cupo asignado obtenga la autorización del Ministerio de Minas y Energía–  Dirección de Hidrocarburos para distribuir directamente desde la planta de  abastecimiento del Distribuidor Mayorista hacia la instalación del Consumidor  Final en vehículos con carrocería tipo tanque, es requisito presentar copia de  los siguientes documentos:    

1. Certificado de existencia y representación legal del  Consumidor Final, para personas jurídicas o registro mercantil para personas  naturales, en el caso que aplique, expedidos por la Cámara de Comercio, con  fecha no superior a un (1) mes. En el caso de entidades públicas se deberá  anexar el respectivo acto administrativo de constitución o el acto que rige el  desarrollo de su objeto.    

2. Certificación firmada por el interesado  persona natural o por el representante legal cuando se trate de persona  jurídica o entidad pública, a través de la cual conste la necesidad del  combustible para el desarrollo de su actividad, así como la indicación de la  infraestructura para el recibo y, de ser necesario en su actividad el  almacenamiento del combustible, la infraestructura en que se depositará, la  relación mes a mes de los consumos del último año, contados a partir de la  fecha de la presentación de la solicitud, detallando el tipo de combustible,  volumen y uso.    

3.  Información detallada de la infraestructura de los vehículos carrocería tipo  tanque a través de la cual transportará y recibirá el combustible, anexando la  autorización otorgada por el Ministerio de Minas y Energía para el transporte  en Zonas de Frontera.    

4. Contrato o acuerdo comercial suscrito entre la  estación de servicio automotriz y el Consumidor Final.    

5. En caso de que el Consumidor Final sea contratista del  Estado para ejecutar obras de infraestructura, deberá presentar el documento  correspondiente que lo certifique.    

Cuando el distribuidor minorista a través de estación de  servicio automotriz, ubicado en zona de frontera adquiera combustible con  destino al consumidor final de que trata el presente artículo, así deberá  expresarlo a su distribuidor mayorista, indicando: el tipo de combustible, el  volumen y la dirección del consumidor final para que incluya estos datos en la  guía única de transporte, así como la autorización dada por el Ministerio de  Minas y Energía. Cada despacho debe estar respaldado con una factura de venta  emitida por la estación de servicio automotriz, en la cual aparezca claramente  detallados el combustible, volumen, origen y destino.    

El distribuidor mayorista entregará copia de la guía  única de transporte al vehículo con carrocería tipo tanque que reciba y  transporte el combustible a las instalaciones del consumidor final.    

El volumen que distribuya la estación de servicio  automotriz al consumidor final bajo la modalidad de entregas directas con  vehículos tipo carrocería tanque no puede superar el setenta por ciento (70%)  del cupo total asignado por la UPME a la estación.    

Parágrafo 5°. El Gran Consumidor ubicado en zonas de frontera podrá abastecerse  de una estación de servicio automotriz, a través de vehículos con carrocería  tipo tanque, provenientes directamente de la planta de abastecimiento del  distribuidor mayorista, para lo cual la estación de servicio automotriz que le  distribuya deberá solicitar autorización ante el Ministerio de Minas y Energía–  Dirección de Hidrocarburos, presentando los siguientes documentos:    

1. Información detallada de la infraestructura de los  vehículos carrocería tipo tanque a través de la cual transportará y recibirá el  combustible, anexando la autorización otorgada por el Ministerio de Minas y  Energía para el transporte en Zonas de Frontera.    

2. Contrato o acuerdo comercial suscrito entre la  estación de servicio automotriz y el Gran consumidor.    

3. En caso de que el Gran Consumidor sea contratista del  Estado para ejecutar obras de infraestructura, deberá presentar el documento  correspondiente que lo certifique.    

Cuando el distribuidor minorista a través de estación de  servicio automotriz ubicado en zona de frontera adquiera combustible con  destino al gran consumidor, así deberá expresarlo a su distribuidor mayorista,  indicando el tipo de combustible, el volumen y la dirección del gran consumidor  para que incluya estos datos en la guía única de transporte, así como la  autorización dada por el Ministerio de Minas y Energía. Cada despacho debe  estar respaldado con una factura de venta emitida por la estación de servicio  automotriz, en la cual aparezca claramente detallado el combustible, volumen,  origen y destino.    

El distribuidor mayorista entregará copia de la guía  única de transporte al vehículo con carrocería tipo tanque que reciba y  transporte el combustible a las instalaciones del gran consumidor.    

El volumen que distribuya la estación de servicio automotriz  al gran consumidor bajo la modalidad de entregas directas con vehículos tipo  carrocería tanque no puede superar el cincuenta por ciento (50%) del cupo total  asignado por la UPME a la estación.    

(Decreto 386 de 2007,  artículo 2°, parágrafos 4° y 5° adicionados por el Decreto 2776 de 2010,  artículo 1°; la remisión que realiza el parágrafo 3° del presente artículo a  los decretos 2337 de 2004,  modificado por los Decretos 4237 de 2004 y 2363 de 2006, 2338, 2339 y 2340 de 2004,  modificado este último por los Decretos 4236 de 2004 y 2363 de 2006 y  los tres anteriores por el Decreto 2363 de 2006).    

Artículo 2.2.1.1.2.2.6.8. Aprobación de un Plan de  Abastecimiento por parte del Ministerio de Minas y Energía. Para el otorgamiento de la autorización  de que trata el artículo 1° de la Ley 681 de 2001,  modificada por el artículo 9° de la Ley 1430 de 2010 y el  artículo 173 de la Ley 1607 de 2012, el  Ministerio de Minas y Energía-Dirección de Hidrocarburos, elaborará y aprobará  un plan de abastecimiento de combustibles líquidos derivados del petróleo para  cada uno de los departamentos que cuenten con municipios definidos como zona  frontera, para lo cual podrá consultar a los distribuidores mayoristas,  minoristas y/o terceros interesados, sin que ello implique que tales conceptos  sean de obligatorio recibo.    

Este plan deberá consultar los volúmenes máximos de  combustibles establecidos para cada municipio por la Dirección de Hidrocarburos  del Ministerio de Minas y Energía, y deberá contener de manera detallada las  condiciones bajo las cuales se efectuará el abastecimiento de combustibles, en  especial las siguientes:    

1. Los lugares desde donde se abastecerá de combustibles a  la zona de frontera, indicando la procedencia del producto (nacional o  importado) y determinando las posibles rutas que se utilizarán hasta el sitio  de entrega por parte de dicha empresa.    

2. La cadena de distribución que va a utilizar para la  importación, almacenamiento, manejo, transporte y distribución de combustibles.    

3. Las condiciones óptimas para abastecer el municipio,  atendiendo las consideraciones económicas y logísticas.    

Dentro de los diez (10) días siguientes a la fecha de  presentación del referido Plan, el Ministerio de Minas y Energía-Dirección de  Hidrocarburos, lo evaluará y, si es el caso, se realizarán los ajustes  pertinentes. Conforme con el Plan, el Ministerio de Minas y Energía- Dirección  de Hidrocarburos, lo aprobará mediante resolución motivada y otorgará en ese  mismo la autorización para la distribución de combustibles en el respectivo  municipio de zona de frontera.    

Las autorizaciones tendrán una vigencia de dos (2) años.  Si el plan de abastecimiento no se modifica, la autorización se renovará  automáticamente hasta por una vez. En todo caso, el Ministerio de Minas y  Energía-Dirección de Hidrocarburos, deberá elaborar un informe con los  resultados y actividades desarrolladas en los municipios considerados como  zonas de frontera, en materia de distribución de combustibles.    

Si durante la vigencia de la autorización se presentaren  cambios significativos en las condiciones de mercado que incidan en la  prestación eficiente del servicio de distribución de combustibles líquidos, se  ajustará el referido plan y el Ministerio de Minas y Energía- Dirección de  Hidrocarburos, lo aprobará de acuerdo con el procedimiento establecido  anteriormente.    

Parágrafo. Dentro de los tres (3) días siguientes a la ejecutoria de  los actos administrativos que conceden la autorización de que trata el presente  artículo, se deberá poner en conocimiento de las autoridades de control que  considere pertinentes y especialmente de la Dirección de Impuestos y Aduanas  Nacionales, DIAN, el plan de abastecimiento de combustibles líquidos derivados  del petróleo para cada una de las zonas de frontera y sus correspondientes  modificaciones.    

(Decreto 386 de 2007,  artículo 3°),    

Artículo 2.2.1.1.2.2.6.9. Modificado por el Decreto 1135 de 2022,  artículo 2º. Metodología para la distribución de  combustibles con beneficios tributarios en zona de frontera. El  Ministerio de Minas y Energía expedirá la metodología de asignación periódica  de volúmenes máximos de combustibles con beneficios tributarios a distribuir en  los municipios de zonas de frontera, previo cumplimiento de lo dispuesto en el Decreto número  1068 de 2015 o el que lo modifique, sustituya o derogue y las demás normas  aplicables a la distribución de combustible con beneficios tributarios.    

Para tal efecto, se  considerarán, al menos, los siguientes criterios:    

i. Fomento al desarrollo y  crecimiento económico de los municipios de zonas de frontera.    

ii.  Incentivo y fomento a la legalidad en las actividades de distribución de  combustibles y actividades económicas conexas en las zonas de frontera.    

iii.  Asignación preferente del volumen a distribuir para el uso y consumo de la  población en general, sobre los usos en actividades industriales y comerciales  intensivas o de gran escala.    

iv.  Sostenibilidad fiscal y eficiencia presupuestal.    

v. Evidencia de una prestación  continua del servicio público de distribución minorista de combustibles.    

vi. Infraestructura y capacidad de despacho de los agentes de la  cadena involucrados en la distribución de combustibles.    

vii.  Valoración de los beneficios en función del tipo de vehículo o del uso del  vehículo que consuma el combustible.    

viii. Uso  racional del combustible y sostenibilidad ambiental, esto es, procurando la  eficiencia y optimización en el uso del combustible, lo cual deberá estar  alineado con la Ley 99 de 1993 o  aquella que la modifique, adicione o sustituya.    

ix.  Viabilidad de ejercer acciones de fiscalización tributaria por autoridades o  entidades competentes.    

Parágrafo 1°. La  vigencia de cada metodología que establezca el Ministerio de Minas y Energía a  la que se refiere este artículo será de treinta y seis (36) meses, luego de los  cuales se deberá expedir una nueva metodología o un acto administrativo que  señale que la misma se mantendrá vigente por otro periodo igual.    

Parágrafo 2°. En  situaciones que pongan en riesgo la continuidad y/o la confiabilidad de la  cadena de distribución de combustibles y, solo en el evento en que no se puedan  conjurar a través de actos administrativos aplicables a cada caso específico,  el Ministerio de Minas y Energía podrá actualizar, modificar o reformular de  forma temporal dicha metodología antes del cumplimiento de la vigencia, de  conformidad con los criterios establecidos en el presente artículo.    

Parágrafo 3°. La metodología  que establezca el Ministerio de Minas y Energía únicamente aplicará a aquellos  volúmenes de combustibles tipo gasolina motor corriente, gasolina motor  corriente oxigenada, ACPM y ACPM mezclado con biocombustibles para uso en  motores diésel a distribuir en zona de frontera, de conformidad con las Leyes 1430 de 2010 y 2135 de 2021 o  aquellas que las modifiquen, sustituyan o deroguen.    

Parágrafo 4°. La información  cuantitativa utilizada para la caracterización de los municipios ubicados en  zona de frontera, necesaria para la formulación de la metodología, deberá  provenir de fuentes gubernamentales o institucionales, entidades oficiales u  organizaciones internacionales, de tal manera que gocen de confiabilidad  estadística y se hayan desarrollado con criterios técnicos, objetivos y  verificables.    

Parágrafo Transitorio. Este  artículo aplicará una vez se agote la vigencia de la metodología actual o de la  resolución que la modifique, adicione o complemente.    

Texto inicial del artículo 2.2.1.1.2.2.6.9: Volúmenes a distribuir en  las zonas de frontera. El Ministerio de Minas y  Energía – Dirección de Hidrocarburos, establecerá los volúmenes máximos de  combustibles líquidos derivados del petróleo, para la distribución en cada  municipio de la respectiva zona de frontera.    

Los volúmenes máximos de que  trata este artículo se establecerán en cuotas mensuales, teniendo en cuenta los  indicadores nacionales per cápita de consumo de combustibles aplicados a cada  municipio de zona de frontera, los cuales serán ajustados por el consumo de gas  natural vehicular en caso de que no existiera el mismo en cada una de las  respectivas zonas de frontera; igualmente, se ajustará teniendo en cuenta el  flujo vehicular interurbano asociado al municipio fronterizo.    

El Ministerio de Minas y  Energía – Dirección de Hidrocarburos establecerá, dentro de cada municipio de  Zona de Frontera, el volumen que corresponda para cada una de las estaciones de  servicio que se encuentren ubicadas en dichos municipios, de acuerdo con las  compras y la capacidad instalada. Para el efecto, se tomará una ponderación del  ochenta por ciento (80%) para la primera variable y una ponderación del veinte  por ciento (20%) para la segunda. En acto administrativo de carácter general,  la referida Unidad señalará la metodología respectiva de establecimiento y los  periodos que se tendrán en cuenta para llevar cabo la respectiva asignación.  Dicha metodología deberá ser aprobada previamente por el Ministerio de Minas y  Energía –Dirección de Hidrocarburos.    

Los volúmenes mensuales  establecidos corresponden al periodo comprendido entre el primer y el último  día del respectivo mes calendario. Si por razones derivadas de la firmeza de  los actos administrativos de reasignación de volúmenes máximos o de la  operatividad de los contratos o cesiones con el Ministerio de Minas y Energía,  una estación de servicio empieza a distribuir combustibles un día diferente al  primero de mes, el volumen asignado se dividirá entre los días calendario del  mes y la estación de servicio podrá adquirir del mayorista o tercero la  proporción correspondiente a los días restantes del mes.    

Así mismo, el Ministerio de  Minas y Energía – Dirección de Hidrocarburos asignará los volúmenes máximos  para los grandes consumidores, fijando a través de actos administrativos de  carácter general, la metodología, los plazos, las variables, los procedimientos  a seguir, los parámetros y la información que deben presentar los referidos  agentes, sin perjuicio de las responsabilidades y obligaciones previstas para  ellos en el presente decreto.    

Una vez se expida la  resolución mediante la cual se establezcan los volúmenes máximos de  combustibles líquidos derivados del petróleo el Ministerio de Minas y Energía  notificará a los interesados, pero no tendrá ninguna aplicación hasta cuando  dicho acto administrativo quede ejecutoriado, para cuyo efecto el Ministerio  enviará la información correspondiente.    

El Ministerio de Minas y  Energía, a partir de estudios técnicos que realice para determinar la  pertinencia de las mismas, podrá utilizar variables como el indicador de  crecimiento per cápita, la asignación de volúmenes máximos por áreas  metropolitanas, en los casos en que aplique, y variables de ubicación, en  especial el caso de estaciones ubicadas en vías nacionales respecto de las  ubicadas en los cascos urbanos, y/o antigüedad en la asignación.    

En igual sentido, el  Ministerio de Minas y Energía, deberá hacer un estudio especial en relación con  los municipios carboníferos ubicados en zonas de frontera, así como los  municipios con importante desarrollo agrícola en las zonas de frontera, de tal  forma que se determine si hay lugar a definir variables específicas. Dichos  estudios deberán ser socializados en cada una de las regiones respectivas.    

Parágrafo. Las empresas de Transporte  Urbano Colectivo de Pasajeros que sean propietarias de estaciones de servicio  que subsidien directamente el pasaje a la población vulnerable y/o estudiantil  en porcentajes iguales o superiores al 25%, y que desarrollen sus actividades  en municipios con características específicas como población inferior a 200.000  habitantes, tener conflictos de grupos al margen de la ley, alta población  desescolarizada, índice de NBI superior a la media nacional, podrán obtener  cupo adicional al establecido bajo las variables y condiciones señaladas en el  presente decreto, equivalente al 50% del volumen máximo que se le otorgue, el  cual se tendrá en cuenta por encima del tope señalado para el respectivo  municipio.    

Las estaciones de servicio  que cumplan con las condiciones señaladas en el presente parágrafo, deberán  enviar a la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía las  respectivas certificaciones emitidas por las autoridades competentes, en el  plazo señalado en el inciso tercero del artículo siguiente y renovar las mismas  cada año, so pena de perder el referido beneficio.    

(Decreto 386 de 2007  artículo 4°; párrafo 3° modificado por el Decreto 2776 de 2010,  artículo 5°; Parágrafo adicionado por el Decreto 733 de 2008,  artículo 2°; este artículo tiene adiciones de  parágrafos transitorios realizadas: por el artículo 1° del Decreto 733 de 2008  y el artículo 2° del Decreto 2776 de 2010.)    

Nota, artículo 2.2.1.1.1.1.6.9: Ver Resolución 31230 de  2019. Ver Resolución 3-1095 de  2019, M. Minas y Energía.    

Artículo  2.2.1.1.2.2.6.10. Modificado por el Decreto 1135 de 2022,  artículo 3º. Asignación de volúmenes máximos. La  Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía podrá: i)  determinar mecanismos de asignación de los volúmenes máximos de combustibles  con beneficios tributarios; ii) calcular y asignar  periódicamente los mencionados volúmenes, aplicando la metodología vigente y  los mecanismos que hubiese determinado y/o; iii)  establecer las herramientas tecnológicas necesarias y los procedimientos que  permitan calcular, asignar, monitorear y controlar los volúmenes máximos con  beneficios tributarios, según la metodología vigente.    

Parágrafo 1°. Sin  perjuicio de la asignación de los volúmenes máximos de combustibles a los  municipios considerados como zonas de frontera, la Dirección de Hidrocarburos  podrá focalizar los beneficios tributarios de forma directa e individual en el  consumidor final a través de herramientas digitales cuando ello sea posible,  teniendo en cuenta las siguientes características o criterios:    

i. Priorización de los  vehículos de placa nacional.    

ii.  Denominación de los beneficios en pesos colombianos.    

iii.  Utilización de cupos o límites máximos periódicos para la entrega de beneficios  por tipo de vehículo, trazabilidad de la asignación y uso de los beneficios  asignados de forma directa e individual.    

iv.  Viabilidad de ejercer acciones de fiscalización tributaria por autoridades o  entidades competentes.    

Parágrafo 2°. Para  la distribución de los beneficios, se aplicarán las siguientes disposiciones:    

i. Los volúmenes máximos con beneficios  tributarios solo podrán ser distribuidos en estaciones de servicio que se  encuentren ubicadas en municipios de zonas de frontera.    

ii.  Cuando se apliquen mecanismos de focalización, para la entrega del beneficio se  tendrán en cuenta las condiciones del combustible líquido al momento de la  compra, entre otras: tipo de combustible, cantidad, precio y volumen disponible  del beneficiario. En estos casos, la entrega del beneficio se podrá realizar al  momento de la compra o en cuentas bancarias digitales del sistema financiero  colombiano.    

Parágrafo 3°. La  asignación que efectúe la Dirección de Hidrocarburos tendrá la misma vigencia  que la metodología de asignación periódica de volúmenes máximos de combustibles  con beneficios tributarios a que se refiere el artículo 2.2.1.1.2.2.6.9 del  presente decreto o aquel que lo modifique, adicione o sustituya.    

Parágrafo 4°. La  Dirección de Hidrocarburos podrá utilizar las funcionalidades del SICOM para  efectos de implementar lo establecido en el presente artículo, así como otras  herramientas digitales y plataformas informáticas. Lo anterior, para garantizar  la seguridad, confiabilidad y disponibilidad de la información.    

Parágrafo 5°. El  Ministerio de Minas y Energía pondrá a disposición de las autoridades o  entidades competentes, cuando estas lo requieran, toda la información  relacionada con la focalización de los beneficios tributarios, de manera que  estas puedan ejercer las respectivas acciones de fiscalización.    

Texto inicial del artículo 2.2.1.1.2.2.6.10: Certificación de estaciones de servicio y  asignación de volúmenes máximos. Los volúmenes asignados por el Ministerio de  Minas y Energía, tendrán una vigencia de dos (2) años y serán fijados durante  el primer trimestre del primer año del respectivo período.    

Para  la asignación de los volúmenes máximos, las estaciones de servicio ubicadas en  los diferentes municipios fronterizos deberán entregar al Ministerio de Minas y  Energía- Dirección de Hidrocarburos, una certificación expedida con no más de  cuatro (4) meses de antelación por el organismo de certificación acreditado o  aquel organismo que determine la Superintendencia de Industria y Comercio o  quien haga sus veces, en la que conste que cuenta con el certificado de  conformidad de que trata el numeral 8 del artículo 2.2.1.1.2.2.3.91., sobre el  cumplimiento de los requisitos contenidos en la subsección “Distribución de  combustibles líquidos derivados del Petróleo”, o las normas que los modifiquen,  aclaren o sustituyan, por parte de la estación de servicio para la cual se  pretenda obtener una asignación de volumen máximo. Dicho certificado deberá  incluir la capacidad de almacenamiento justificada en un proceso de aforo  verificado por el respectivo organismo de certificación acreditado o aquel  organismo que determine la Superintendencia de Industria y Comercio o quien  haga sus veces.    

Para el  efecto, dicha información debe ser entregada en el Ministerio de Minas y  Energía a más tardar el 31 de enero del año respectivo, de lo contrario no se  tendrá en cuenta en el correspondiente establecimiento de volúmenes máximos.    

El  Ministerio de Minas y Energía-Dirección de Hidrocarburos, con base en dicha  información analizará la relación de estaciones de servicio ubicadas en los  municipios fronterizos que cumplen la totalidad de los requisitos establecidos  en la normatividad vigente, con el fin de que sean objeto de la respectiva  asignación.    

(Decreto 386 de 2007,  artículo 5°), parágrafo transitorio derogados por el decreto 733 de 2008,  artículo 3°)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.6.11. Reasignación de volúmenes máximos y sanciones. En el evento en que una estación de servicio que haya  sido objeto de asignación de un volumen máximo de combustibles líquidos  derivados del petróleo pierda el derecho de continuar operando, bien sea por  sanciones administrativas, penales y/o derivados del contrato o cesión con el  Ministerio de Minas y Energía, o que no haya suscrito el respectivo contrato o  cesión dentro de los 30 días hábiles a la expedición del señalado volumen máximo,  el Ministerio con el fin de evitar desbalances en el abastecimiento de los  municipios fronterizos reasignará dicho volumen entre las demás estaciones de  servicio del referido municipio, sin que sea necesario esperar hasta la próxima  asignación general, de conformidad con la metodología señalada en la  normatividad vigente y el procedimiento que para el efecto expida la mencionada  Unidad.    

En el evento en que se presenten los casos de pérdidas de  derechos de que trata el presente artículo, las autoridades respectivas  informarán al Ministerio dentro de los dos (2) días siguientes a la ejecutoria  del acto administrativo o a la expedición de la respectiva comunicación, sobre  la determinación tomada en relación con el contrato o cesión, para que la  Dirección de Hidrocarburos dentro de los cinco (5) días siguientes efectúe el  proceso de reasignación.    

La estación de servicio que pierda el derecho de  continuar operando como consecuencia de la comisión de una conducta penal  imputable a su propietario y/o administrador, esta no tendrá derecho a que se  le conceda un volumen máximo por lo menos durante las dos (2) siguientes  asignaciones generales.    

En el caso en que la sanción impuesta en contra de la  estación de servicio, tenga orígenes administrativos y/o derivados del contrato  o cesión con el Ministerio., siempre que no involucre actividades ilícitas, el  propietario de la estación podrá, luego de haber transcurrido una (1)  asignación general y previo el estudio y la aprobación por parte del Ministerio  de Minas y Energía-Dirección de Hidrocarburos, de acuerdo con las condiciones  generales señaladas en el presente decreto, solicitar nuevamente la asignación  de un volumen máximo.    

El Ministerio de Minas y Energía, deberá manejar y  administrar en forma coordinada la información relacionada con la distribución  de combustibles líquidos derivados del petróleo en zonas de frontera, con el  fin de agilizar el proceso de captura de los datos relacionados con este tema.    

Parágrafo. El  retiro del certificado de conformidad por parte de un organismo de  certificación dará lugar a la cancelación del cupo asignado, bien sea a las  estaciones de servicio o a los grandes consumidores. En este sentido el  organismo certificador deberá enviar una comunicación al Ministerio de Minas y  Energía– Dirección de Hidrocarburos explicando las razones de dicha decisión,  respaldándolas con un informe documentado con base en el cual la Dirección de  Hidrocarburos realizará la cancelación del cupo y las reasignaciones  contempladas en el presente artículo.    

En todo caso, el Ministerio de Minas y Energía– Dirección  de Hidrocarburos, cuando medien consideraciones de orden legal, técnico o de  seguridad industrial frente a los requisitos señalados en la normatividad  vigente, solicitará a los organismos de certificación las explicaciones  respectivas con el fin de que si es el caso, adopten las medidas pertinentes    

(Decreto 386 de 2007,  artículo 6°, parágrafo adicionado por el Decreto 2776 de 2010,  artículo 8°)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.6.12. Inclusión de nuevos municipios como zonas de frontera. Una vez expedido el acto administrativo de inclusión del  nuevo municipio fronterizo, las estaciones de servicio ubicadas en dichos entes  territoriales, que se encuentren operando, deberán presentar ante el Ministerio  de Minas y Energía-Dirección de Hidrocarburos, dentro de los veinte (20) días  hábiles siguientes, el certificado de conformidad expedido con no más de cuatro  (4) meses de antelación, por un organismo de certificación acreditado o aquel  organismo que determine la Superintendencia de Industria y Comercio o quien  haga sus veces, en el que conste que la misma cumple con la totalidad de  requisitos establecidos en la normatividad vigente; así mismo, deberán  presentar el Registro único Tributario, RUT.    

El Ministerio de Minas y Energía llevará la relación de  las estaciones de servicio que cumplan la totalidad de requisitos para efectos  de los respectivos volúmenes máximos, y para los ajustes correspondientes en el  plan de abastecimiento.    

Una vez recibida la información en mención, el Ministerio  asignará los respectivos volúmenes máximos dentro de los veinte (20) días hábiles  siguientes. Dentro de los cinco (5) días siguientes a la fecha en que se  asignen los volúmenes máximos, el Ministerio de Minas y Energía-Dirección de  Hidrocarburos, ajustará en el plan de abastecimiento de combustibles líquidos  derivados del petróleo para el correspondiente departamento fronterizo.    

Dentro de los cinco (5) días siguientes a la fecha de  elaboración del referido plan, el Ministerio de Minas y Energía-Dirección de  Hidrocarburos, lo evaluará y, si es el caso, señalará un plazo, para que se  realicen los ajustes pertinentes. Conforme con el plan, el Ministerio de Minas  y Energía-Dirección de Hidrocarburos, lo aprobará mediante resolución motivada  y otorgará en ese mismo acto el visto bueno para la distribución de  combustibles en el respectivo municipio de zona de frontera.    

Definida la primera asignación de volúmenes máximos, la  dinámica sobre el particular se ajustará a las condiciones generales señaladas  en este decreto.    

(Decreto 386 de 2007,  artículo 7°)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.6.13. Transporte de combustibles. Los interesados en transportar combustibles entre las  instalaciones de los agentes que distribuyan combustibles exentos en zonas de  frontera, deberán enviar al Ministerio de Minas y Energía-Dirección de  Hidrocarburos, para su autorización y registro los siguientes documentos:    

1. Certificado de revisión y aceptación otorgado por el  Ministerio de Transporte o quien haga sus veces sobre el cumplimiento de los  requisitos exigidos en el Decreto Reglamentario Único del sector transporte,  sección “transporte terrestre de mercancías peligrosas por carretera.”, o en  las normas que lo modifiquen, adicionen o sustituyan.    

2. Póliza de responsabilidad civil extracontractual  (acompañada del clausulado general y anexos) por el monto establecido en la  subsección de distribución de combustibles líquidos derivados del Petróleo.    

3. Información sobre el departamento fronterizo hacia o  dentro del cual desea transportar combustibles, el cual deberá ser uno solo y  de modificarse deberá solicitar la respectiva corrección del registro.    

4. De ser necesario, información sobre el cabezote  utilizado para transportar cada remolque habilitado para el transporte de  combustibles. No se autorizarán remolques que no tengan claramente definido su  respectivo cabezote.    

Los transportadores de combustibles líquidos derivados  del petróleo en los municipios de Zonas de Frontera tendrán, además de las  obligaciones establecidas en el presente decreto, aquellas consagradas en la  Subsección de distribución de combustibles líquidos derivados del Petróleo del  presente decreto y el Decreto Reglamentario Único del Sector Transporte.    

El transporte de combustibles en zonas de frontera podrá  ser efectuado por los Distribuidores Mayoristas, Distribuidores Minoristas y  Terceros, con sus propios carrotanques o con transportadores contratados por  ellos; en cualquier caso, el transportador debe cumplir con las obligaciones  contempladas en las autorizaciones y/o cesiones suscritos entre el Ministerio y  los distribuidores Mayoristas, Minoristas y/o Terceros.    

Si el transportador no cumple dichas obligaciones, el  Ministerio de Minas y Energía, previo agotamiento del procedimiento  correspondiente, determine si hay lugar o no a la imposición de sanción, de  conformidad con lo establecido en la sección relativa a las sanciones del  presente Título.    

El Ministerio de Minas y Energía pondrá a disposición de  los Distribuidores Mayoristas y Minoristas, de los Terceros y de las  autoridades de control, entre ellas la Dirección de Impuestos y Aduanas  Nacionales, DIAN, el reporte de los transportadores autorizados para ejercer la  actividad en cada municipio de zonas de frontera.    

El ministerio deberá establecer rutas específicas y horarios  para el transporte de combustibles hacia los municipios de las zonas de  frontera, que serán incluidas en los planes de abastecimiento, sin perjuicio de  que pueda incorporar en ellos otras rutas alternas por condiciones logísticas  de optimización.    

Parágrafo 1°.  Para los efectos del transporte de combustibles hacia las zonas de  frontera, las guías de transporte establecidas en la subsección de distribución  de combustibles líquidos derivados del Petróleo o la norma que lo modifique,  aclare o sustituya, tendrán una fecha de expiración que será definida por el  Ministerio de Minas y Energía-Dirección de Hidrocarburos, a través de la  aprobación de los respectivos planes de abastecimiento, información que se  pondrá en conocimiento de los distribuidores mayoristas, minoristas y terceros.    

Parágrafo 2°. Adicionado  por el Decreto 1135 de 2022,  artículo 5º. De conformidad con lo señalado en el parágrafo 4° del artículo  6° de la Ley 2135 de 2021, el  Ministerio de Minas y Energía dará aplicación al artículo 55 de la Ley 191 de 1995 y al  artículo 267 de la Ley 1955 de 2019 en  relación con la compensación del transporte terrestre de GLP que se realice  hacia el departamento de Nariño, como se explica a continuación:    

a) La UPME estará a cargo de la  expedición de la metodología para determinar los volúmenes objeto de  compensación del transporte terrestre de GLP;    

b) El Ministerio de Minas y  Energía calculará, liquidará el valor final a compensar y efectuará el pago de  la compensación.    

(Decreto 386 de 2007,  artículo 8°)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.6.14. Aprobación y registro de terceros. Los Terceros interesados en obtener autorización, para la  distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo en las zonas de  frontera, deberán contar con registro y aprobación previa por parte del  Ministerio de Minas y Energía-Dirección de Hidrocarburos, para lo cual deberán  presentar:    

1. Certificado de existencia y representación legal,  expedido por la Cámara de Comercio, con fecha no superior a tres meses en el  que conste que dentro de su actividad principal se encuentra la importación,  comercialización y distribución de combustibles líquidos derivados del  petróleo.    

2. Información que acredite la capacidad  técnica y operativa para el manejo de combustibles.    

3. Póliza de responsabilidad civil extracontractual  (acompañada del clausulado general y anexos de la misma) vigente por el monto  establecido en la subsección de distribución de combustibles líquidos derivados  del Petróleo.    

Parágrafo 1°.  El Ministerio de Minas y Energía-Dirección de Hidrocarburos, decidirá sobre  la solicitud de inscripción de los terceros mediante resolución motivada dentro  de los diez (10) días siguientes al recibo de la información establecida en el  presente artículo.    

Las aprobaciones y registros de los terceros sólo  aplicarán para las contrataciones o cesiones con el Ministerio de Minas y  Energía, de que trata el artículo 1° de la Ley 681 de 2001,  modificado por el artículo 9° de la Ley 1430 de 2010 y el  artículo 173 de la Ley 1607 de 2012. Por  lo tanto, su vigencia estará circunscrita a la duración del contrato que el  respectivo Tercero celebre con el Ministerio. En aquellos casos en los que el  tercero que haya sido aprobado y registrado no cuente con contrato, la  aprobación y registro tendrán una duración máxima de seis (6) meses a partir de  la fecha de su otorgamiento y podrán ser renovados por períodos iguales.    

Parágrafo 2°.  Los terceros que operen en los departamentos de La Guajira, se (sic) regirán  por lo dispuesto en las normas señaladas en el Parágrafo Tercero del artículo  2.2.1.1.2.2.6.7. del presente decreto.    

(Decreto 386 de 2007,  artículo 9°, modificado por la Ley 1430 de 2010,  artículo 9°; modificado a su vez por la Ley 1607 de 2012,  artículo 176, parágrafo 2° derogado parcialmente por el Decreto 1475 de 2014)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.6.15. Responsabilidades y obligaciones de Ecopetrol S. A., de los  Distribuidores Mayoristas y Minoristas, de los Grandes Consumidores, de los  Terceros y de los Transportadores. Los combustibles de que trata el artículo 1° de la Ley 681 de 2001,  modificado por el artículo 9° de le Ley 1430 de 2010,  modificado a su vez por el artículo 173 de la Ley 1607 de 2012,  deberán ser almacenados y distribuidos por los minoristas a los cuales el  Ministerio de Minas y Energía les haya asignado el correspondiente volumen  máximo y tengan suscrito un contrato o cesión con la entidad competente. Los  volúmenes máximos con las excepciones de impuestos de tales combustibles a  distribuir en cada estación de servicio, no podrán ser superiores a los asignados  por el Ministerio para cada estación de servicio, para lo cual, además de las  acciones de control que desarrolle la DIAN y el Ministerio, los Distribuidores  Mayoristas, Minoristas y los Terceros, adelantarán las que consideren  pertinentes.    

Se autoriza la cesión de volúmenes máximos, entre  estaciones de servicio ubicadas en un mismo municipio y dentro del mismo  departamento fronterizo para la gasolina motor y el ACPM y entre los municipios  del departamento fronterizo para el ACPM, lo cual se deberá realizar a título  gratuito y con previa autorización del Ministerio de Minas o de la entidad  competente. Los volúmenes cedidos serán tenidos en cuenta a la estación de  servicio que los reciba para efectos de las siguientes asignaciones y deberán  ser despachados directamente, desde las respectivas plantas de abastecimiento o  centros de acopio a la estación de servicio cesionaria del volumen.    

En igual sentido, se autoriza bajo las mismas condiciones  señaladas en el inciso anterior, la cesión de volúmenes máximos a estaciones de  servicio que se constituyan como nuevas dentro de una respectiva vigencia,  siempre y cuando dichas estaciones cumplan con lo señalado en el artículo  2.2.2.1.1.2.2.6.1. del presente decreto, es decir obtener el certificado de  conformidad y el aval del Ministerio de Minas y Energía– Dirección de  hidrocarburos, sin que ello signifique obligación de asignación de volúmenes  máximos a las mismas, antes de la próxima asignación.    

Los Distribuidores Mayoristas y Minoristas, los Grandes  Consumidores y Terceros no podrán celebrar contratos de transporte para las  Zonas de Frontera con personas naturales o jurídicas que no cumplan los  requisitos establecidos en el Decreto Reglamentario Único del Sector Transporte  y la subsección de distribución de combustibles líquidos derivados del  Petróleo, del presente decreto o en las normas que los modifiquen o sustituyan.    

Los Distribuidores Mayoristas y Minoristas y Terceros  autorizados por el Ministerio de Minas, o la entidad competente, o les ceda las  actividades de que trata el artículo 1° de la Ley 681 de 2001,  modificado por el artículo 9° de la Ley 1430 de 2010  modificado a su vez por el artículo 173 de la Ley 1607 de 2012, deberán  entregar a dicho ente y a la DIAN, mensualmente y a más tardar el tercer día  hábil del mes siguiente al de la adquisición del combustible, la información  sobre los productos vendidos en cada uno de los municipios y corregimientos  donde operan, debidamente certificada por contador público o revisor fiscal.    

Las estaciones de servicio y los grandes consumidores  ubicados en Zonas de Frontera deberán informar a través del Sistema de  Información de la Cadena de Distribución de Combustibles –Sicom,  en concordancia con los términos y condiciones señalados en la Resolución 18  2113 de 2007 o en las normas que los modifiquen o sustituyan, el volumen en  galones, de combustibles adquiridos y la relación de las ventas efectuadas en  el mes calendario inmediatamente anterior, con discriminación de productos,  cantidad en galones y precios de los mismos, so pena de la imposición de las  sanciones señaladas en la sección “Sanciones” del Presente Título o las normas  que lo modifiquen o sustituyan. El Sicom pondrá a disposición  de la entidad competente y la DIAN la información que requieran sobre el  particular.    

No obstante lo anterior, durante los tres (3) meses  siguientes al 3 de agosto de 2010, los agentes de la cadena de distribución y  los terceros deberán seguir enviando adicionalmente copia de dicha información  directamente al y la DIAN dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la  terminación del mes.    

Sin perjuicio de la sanción a que haya lugar por no  entregar oportunamente la información señalada en el inciso anterior, El  Ministerio en el siguiente proceso de asignación de los volúmenes máximos de  que trata la presente subsección no tendrá en cuenta la información que sea  presentada extemporáneamente respecto de cualquier periodo.    

A más tardar dentro de los veinte (20) días hábiles  siguientes a la finalización de cada año, el Sistema de Información de la  Cadena de Distribución de Combustibles– Sicom pondrá  a disposición del Ministerio de Minas y Energía y para efectos de la asignación  de los volúmenes máximos, las compras de cada una de las estaciones de servicio  ubicadas en los departamentos considerados como Zonas de Frontera.    

Los Distribuidores Mayoristas, las estaciones de  servicio, los Grandes Consumidores, Terceros y/o los Transportadores que operen  en Zonas de Frontera, deberán conservar en sus archivos las guías únicas de  transporte de que tratan la subsección de distribución de combustibles líquidos  derivados del Petróleo.    

Las plantas de abastecimiento legalmente establecidas,  que se encuentren localizadas en el área de influencia, que abastezcan  estaciones de servicio ubicadas en municipios de Zonas de Frontera, deberán  llevar un registro independiente para cada uno de los combustibles que se  distribuyan en dicha zona, el cual deberá contener, entre otros: nombre de la  estación de servicio, municipio, cupo mensual asignado, volumen retirado  mensual, valor correspondiente a sobretasa. Este registro deberá ser informado  mensualmente al Ministerio de Minas y Energía – Dirección de Hidrocarburos o a  la entidad competente, y a la DIAN, so pena de imposición de las sanciones  contempladas en los artículos la sección “Sanciones” del presente Título o la  norma que lo modifique o sustituya.    

Parágrafo: El Ministerio de Minas y Energía, o la entidad  competente, en los contratos o cesiones que suscriba con distribuidores  Mayoristas, Minoristas y Terceros, podrá exigir las garantías sobre  responsabilidad que considere pertinentes y tomar las demás previsiones a que  haya lugar.    

(Decreto 386 de 2007,  artículo 10, modificado por el Decreto 2776 de 2010,  artículo 9°)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.6.16. Estructura de precios de los combustibles en zonas de frontera. El Ministerio de Minas y Energía definirá la estructura  de precios de los combustibles en las zonas de frontera de acuerdo con los  costos en los que incurra y la cadena de distribución que utilice.    

(Decreto 386 de 2007,  artículo 11)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.6.17. Futuros Establecimientos de Volúmenes Máximos. Los volúmenes máximos señalados en el artículo  2.2.1.1.2.2.6.9., permanecerán vigentes hasta el primer trimestre del año 2013,  año en el cual y en adelante se aplicará el procedimiento señalado en el  artículo 2.2.1.1.2.2.6.10. o en las normas que lo modifiquen o sustituyan.    

(Decreto 2776 de 2010,  artículo 3°)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.6.18. Asignación de Volúmenes Máximos a Nuevas Estaciones de Servicio. Autorízase al Ministerio de Minas y Energía–Dirección de  Hidrocarburos para otorgar en cualquier momento volúmenes máximos a las  estaciones de servicio que hayan quedado por fuera de la asignación general  llevada a cabo en determinado año, incluidas las señaladas en el artículo  2.2.1.1.2.2.6.11 del presente decreto, siempre y cuando obtengan el certificado  de conformidad y hasta tanto se realice la nueva asignación general. Lo  anterior, bajo la metodología general establecida en las normas vigentes y de  ser el caso por encima del tope señalado para el respectivo municipio en el  cual se encuentren las diferentes estaciones.    

(Decreto 2776 de 2010,  artículo 4°)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.6.19. Asignación o Reasignación de Volúmenes Máximos en Condiciones  Especiales. El Ministerio de Minas  y Energía, a través de un acto general y con el debido soporte, podrá señalar medidas  para la asignación o reasignación de volúmenes máximos cuando por condiciones  especiales se requiera trasladar volúmenes entre municipios fronterizos del  mismo departamento, con miras a garantizar el abastecimiento de combustibles,  generar medidas de control a la distribución y corregir fenómenos derivados de  dificultades con países vecinos o de problemas con connotación social en las  regiones fronterizas.    

(Decreto 2776 de 2010,  artículo 6°)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.6.20. Definición de Esquemas Especiales de Abastecimiento de Combustibles. La Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y  Energía, con base en los planes de abastecimiento debidamente aprobados en los  términos señalados en el presente decreto o en las normas que lo modifiquen o  sustituyan, podrá diseñar esquemas especiales de abastecimiento de combustibles  a los departamentos fronterizos.    

(Decreto 2776 de 2010,  artículo 7°)    

Artículo 2.2.1.1.2.2.6.21. Establecimiento de Volúmenes Máximos a Estaciones de Servicio  Vinculadas a Sistemas de Transporte Masivo y/o a Sistemas Estratégicos de  Transporte Público. A las  estaciones de servicio vinculadas a Sistemas de Transporte Masivo o a Sistemas  Estratégicos de Transporte Público ubicadas en municipios considerados zonas de  frontera, el Ministerio de Minas y Energía asignará volúmenes máximos de  combustibles, de acuerdo con el consumo estimado para su parque vehicular y por  fuera de la metodología general de asignación para las estaciones de servicio  del respectivo municipio. En dicho sentido, el volumen se fijará por encima del  tope señalado para el municipio en el cual se encuentren las estaciones y para  el efecto el Ministerio tendrá en cuenta, entre otros, la cantidad de  vehículos, el crecimiento del parque vehicular, periodo de asignación, número  de recorridos y consumo por vehículo, de acuerdo con los promedios eficientes.    

Las estaciones de servicio que cumplan con las  condiciones señaladas en el presente artículo, deberán enviar a la Dirección de  Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía, en el plazo previsto en el  inciso tercero del artículo 2.2.1.1.2.2.6.10., las certificaciones emitidas por  las autoridades competentes, las cuales deberán ser renovadas cada año, so pena  de perder el beneficio.    

Parágrafo. Si en la actualidad existen estaciones de servicio con volúmenes  máximos asignados y pertenecientes a empresas vinculadas a Sistemas de  Transporte Masivo y/o a Sistemas Estratégicos de Transporte Público, estas no  podrán ser objeto de doble beneficio y el Ministerio tendrá en cuenta dicha  condición al momento de asignar los volúmenes máximos.    

(Decreto 2776 de 2010,  artículo 10)    

SUBSECCIÓN  2.7.    

Nota:  Subsección 2.7 adicionada por el Decreto 1648 de 2022,  artículo 1º.    

MEDIDAS  PARA ATENCIÓN DE LAS EMERGENCIAS DE ABASTECIMIENTO DE HIDROCARBUROS Y  COMBUSTIBLES LÍQUIDOS    

Artículo  2.2.1.1.2.2.7.1. Objeto. El objeto de la presente Subsección es  establecer medidas para la atención de emergencias nacionales o internacionales  de abastecimiento de hidrocarburos y combustibles líquidos.    

Artículo  2.2.1.1.2.2.7.2. Priorización de la demanda de los consumidores de  hidrocarburos y sus derivados. El Ministerio de Minas y  Energía podrá priorizar la atención de la demanda de los consumidores de  hidrocarburos, combustibles líquidos y sus mezclas con biocombustibles o  restringir la oferta de estos cuando se configuren emergencias nacionales o  internacionales que pueden afectar la demanda u oferta continua de  hidrocarburos.    

Parágrafo  1°. La priorización requerirá de una recomendación previa de la “Comisión  Intersectorial para las Emergencias Nacionales o Internacionales relacionadas  con el abastecimiento de hidrocarburos”.    

Parágrafo  2°. El Ministerio de Minas y Energía podrá regular las características de las  medidas de que trata el presente artículo, así como las condiciones y lo demás  que se requiera para su implementación.    

Artículo  2.2.1.1.2.2.7.3. Configuración de una emergencia internacional o nacional en  materia de hidrocarburos y combustibles líquidos. Cuando  la Agencia Internacional de Energía comunique a la “Comisión Intersectorial  para las Emergencias Nacionales o Internacionales relacionadas con el  abastecimiento de hidrocarburos” el inicio de una “Acción Colectiva”, de conformidad  con el Acuerdo sobre un Programa Internacional de Energía y una vez este  tratado entre en vigencia en la República de Colombia, se entenderá que existe  una emergencia internacional que puede afectar la demanda u oferta continua de  hidrocarburos.    

Cuando  se adviertan que existen situaciones a nivel nacional que afecten o puedan  afectar la demanda interna u oferta continua de hidrocarburos y sus derivados,  o cuando se presenten insalvables restricciones en la oferta de hidrocarburos,  o, situaciones de graves perturbaciones de orden público que lleven a  interrupciones en el suministro de hidrocarburos y sus derivados, el Ministerio  de Minas y Energía, informará y convocará de inmediato a la “Comisión  Intersectorial para las Emergencias Nacionales o Internacionales relacionadas  con el abastecimiento de hidrocarburos” para advertirle de la existencia de una  emergencia nacional.    

Artículo  2.2.1.1.2.2.7.4. Constitución de reservas de emergencia de petróleo. La  Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), en el marco de sus competencias y con  recursos propios, será la encargada de llevar a cabo todas las acciones  tendientes a la constitución de las reservas de emergencia de petróleo, su  disposición y liberación para responder a: i) una emergencia internacional; o ii) una emergencia nacional, de las que trata el artículo  2.2.1.1.2.2.7.3. del presente decreto. El Ministerio de Minas y Energía podrá  regular lo atinente a la constitución y liberación de reservas.    

La Comisión  Intersectorial para las emergencias nacionales e internacionales relacionadas  con el abastecimiento de hidrocarburos podrá determinar la conveniencia de la  liberación de reservas y recomendarla a la ANH de conformidad con su Manual de  Medidas.    

CAPÍTULO 2.    

ASPECTOS ECONÓMICOS    

Sección 1.    

PROPIEDAD DEL RECURSO    

Artículo 2.2.1.2.1.1. Registro de providencias. Para los efectos del artículo 1° de la Ley 10 de 1961 y sin  perjuicio del Registro de Instrumentos Públicos y Privados establecidos en el Código Civil,  en la Secretaría del Ministerio de Minas y Petróleos se hará el registro de las  sentencias y de todas las providencias administrativas que reconozcan y  declaren definitivamente la propiedad privada del subsuelo petrolífero, y  también de los actos y contratos que con posterioridad a dicho reconocimiento  trasladen o muden el dominio de tal subsuelo, o le impongan gravámenes o  limitaciones de cualquier naturaleza. Este registro se llevará en tres libros,  debidamente foliados y rubricados en cada una de sus páginas con la firma del  Secretario General, libros que tendrán las siguientes destinaciones:    

Libro primero. En él se anotarán, en riguroso orden de  entrada, las sentencias judiciales definitivas que reconozcan y declaren la  propiedad privada del subsuelo petrolífero.    

Libro segundo. En él se anotarán, igualmente en orden de  entrada, los reconocimientos que de la propiedad privada del subsuelo  petrolífero se hagan mediante providencia administrativa.    

Libro tercero. En este libro se inscribirán los actos y  contratos que con posterioridad al reconocimiento de la propiedad privada del  subsuelo petrolífero trasladen o muden el dominio del mismo o le impongan  gravámenes o limitaciones de cualquier naturaleza.    

(Decreto 1348 de 1961,  artículo 1°)    

Artículo 2.2.1.2.1.2. Características del registro. Para efectuar el registro, el propietario o cualquier  persona que tenga interés jurídico en ello, presentará copia auténtica de la  sentencia judicial, de la providencia administrativa o del instrumento en que  consten las mutaciones o gravámenes, según el caso. El registro contendrá los  siguientes datos:    

1. Número y fecha de la inscripción.    

2. Nombre, nacionalidad y vecindad del propietario.    

3. Departamento, intendencia o comisaría y municipio en  donde se halle situado el terreno petrolífero de cuyo registro se trate.    

4. Nombre del terreno, extensión y alinderación  del mismo.    

5. fecha y parte dispositiva de la resolución  administrativa que haya reconocido la propiedad privada del petróleo, fecha y  parte dispositiva de la sentencia de la Corte Suprema de Justicia en que se  haya declarado el derecho o número y fecha del instrumento por medio del cual  se haya efectuado la mutación del dominio o impuesto gravámenes o limitaciones  al mismo.    

Parágrafo. Con  destino al Ministerio de Minas y Energía, el Procurador General de la Nación  solicitará a la Corte Suprema de Justicia copia del papel común de todas las  sentencias que recaigan o hubieren recaído sobre demandas referentes a  propiedad privada del subsuelo petrolífero.    

(Decreto 1348 de 1961,  artículo 2°)    

Artículo 2.2.1.2.1.3. Incumplimiento de la obligación de realizar el registro. Las multas causadas por la renuencia en el cumplimiento  de la obligación del registro, serán impuestas al propietario del subsuelo  petrolífero, por el Ministerio de Minas y Energía a favor del Tesoro Nacional,  mediante resolución motivada.    

(Decreto 1348 de 1961,  artículo 3°)    

Artículo 2.2.1.2.1.4. Deslinde de zonas petrolíferas. Cuando de conformidad con el artículo 2° de la Ley 10 de 1961 se  formalizare pacto para el deslinde de zonas petrolíferas reconocidas  definitivamente como de propiedad privada, se procederá así:    

1. Dentro de los quince días siguientes a la fecha del  pacto, el Ministerio de Minas y Energía señalará día y hora para la diligencia  del deslinde y las partes designarán los peritos que en ella deban intervenir.    

2. Si practicada la diligencia no hubiere discrepancia  sobre ella, el Ministerio la aprobará dentro de los quince (15) días  siguientes, mediante resolución que deberá ser inscrita en el libro de registro  de que trata el artículo 37 del Código de Petróleos.    

3. Si hubiere discrepancia en la diligencia de deslinde,  la parte inconforme deberá acudir dentro de los quince (15) días siguientes al  procedimiento arbitral establecido por el artículo 11 del Código de Petróleos a  cuyo efecto concretará en resolución motivada o en memorial dirigido al Ministerio  de Minas y Energía, los puntos de desacuerdo con la diligencia de deslinde que  han de ser sometidos al arbitraje. Decidido por los peritos el punto  controvertido, el Ministerio aprobará la diligencia como resulte en definitiva  del fallo arbitral mediante resolución especial que dictará dentro de los  quince (15) días siguientes, que deberá registrarse en el libro de que trata el  artículo 37 del Código de Petróleos.    

En este caso, se seguirá el procedimiento establecido en  la Ley 1563 de 2012.    

(Decreto 1348 de 1961,  artículo 4°)    

Artículo 2.2.1.2.1.5. Datos de carácter científico y técnico. El Gobierno previo concepto de los organismos técnicos  del Ministerio de Minas y Energía, señalará, por medio de resolución para cada  rama de la industria petrolera, los datos de carácter científico, técnico,  económico y estadístico que a su juicio deban presentar las personas a que se  refiere el artículo 4° de la Ley 10 de 1961 y la  época en que ha de cumplirse tal obligación. La violación de la reserva que  sobre estos datos está obligado a guardar el Gobierno, será sancionada con la  destitución inmediata del responsable, sin perjuicio de las sanciones penales a  que hubiere lugar.    

(Decreto 1348 de 1961,  artículo 6°)    

Nota, artículo 2.2.1.2.1.5.:  El texto oficialmente publicado de este artículo no corresponde exactamente al  texto del artículo 6º del Decreto 1348 de 1961,  referido.    

Artículo 2.2.1.2.1.6. Cima de la Cordillera Oriental. Se entiende por cima de la Cordillera Oriental, la línea  de puntos más altos de esta cadena de montañas, con rumbo general nordeste, que  va desde el Sur del país hasta el ramal que termina en el punto de Tamá, que coincide con la línea de divorcio de aguas entre  el sistema hidrográfico al Oriente de esa Cordillera y el resto del país.    

(Decreto 1348 de 1961,  artículo 7°)    

Artículo 2.2.1.2.1.7. Mantenimiento de los bienes objeto de reversión. A partir de los 20 años del período de explotación el  concesionario deberá incluir, dentro de las inversiones previstas por el Código  de Petróleos, las partidas necesarias para el mantenimiento de las instalaciones,  equipos, bienes muebles e inmuebles, etc., objeto de reversión al Estado.    

(Decreto 1348 de 1961,  artículo 9°)    

Artículo 2.2.1.2.1.8. Datos y documentos sobre actividades de exploración y explotación. Los datos y documentos sobre actividades de exploración y  explotación de que trata el artículo 28 del Código de Petróleos se entregarán al  Ministerio antes del 1° de marzo siguiente al año calendario o parte del mismo  a que se refieren. La memoria contendrá un informe documentado sobre la  realización del programa de inversiones y actividades, de conformidad con las  normas que dicte el Ministerio.    

(Decreto 1348 de 1961,  artículo 10)    

Artículo 2.2.1.2.1.9. Prórroga del período de explotación. Para que el Gobierno pueda entrar a considerar la  solicitud de prórroga del período de exploración de todo contrato sobre exploración  y explotación de petróleo de propiedad nacional, el respectivo concesionario  deberá presentar al estudio del Ministerio de Minas y Petróleos la siguiente  documentación:    

1. Un plano topográfico o geológico del área contratada,  levantado por sistemas acordes con las técnicas y la ciencia aplicables, a esta  clase de levantamientos, que traduzca fielmente todos los accidentes  geográficos, topográficos y geológicos principales de la zona concedida, y  donde se hayan localizado las manifestaciones de hidrocarburos, aguas saladas,  termales, azufradas o de otra índole, descubiertas por el concesionario.    

2. Una columna estratigráfica que detalle la sucesión  normal de los estratos así como las alteraciones e irregularidades que  presenten y su reunión en conjunto y horizontes.    

3. Uno o más perfiles transversales de cada una de las  estructuras en las cuales el concesionario haya explorado con taladro, basados  en la determinación de alturas hechas sobre el terreno, perfiles que deben ser  claros y suficientemente detallados para poder apreciar cabalmente las  estructuras por ellos representadas.    

4. Un perfil longitudinal tomado por línea axial de la  estructura explorada o por cerca de ella.    

5. La descripción de los métodos topográficos y  geológicos empleados en la confección de los documentos anteriores.    

6. Una descripción general de la topografía con relación  de vías de acceso a la localidad, característica de los ríos, depresiones de  las cordilleras, población establecida, clima, etc.    

7. Un trabajo sobre la estratigrafía y subdivisión de la  formación o formaciones de la zona contratada.    

8. Un muestrario completo, debidamente catalogado, del  material de los estratos constitutivos de cada una de las estructuras en las  cuales el concesionario haya explorado con taladro. Si este ha encontrado  petróleo u otros hidrocarburos, al muestrario de las rocas acompañará, en  cantidad suficiente, muestras de los hidrocarburos sólidos o líquidos encontrados  dentro de la concesión.    

9. Un plan de actividades que el concesionario  desarrollará durante la prórroga solicitada, con inclusión de un programa de  perforación mínima de 4.000 metros en busca de petróleo en uno o varios pozos,  y de las inversiones por realizar durante la prórroga solicitada, todo ello  para la aprobación del Ministerio y concepto del Consejo de Petróleos.    

(Decreto 1348 de 1961,  artículo 14)    

Artículo 2.2.1.2.1.10. Aprobación de los documentos por parte del Ministerio. Aprobados por el Ministerio de Minas y Energía los  documentos anteriores para obtener la prórroga solicitada, el concesionario  deberá demostrar los siguientes hechos:    

1. Que ha cumplido la obligación de que trata el artículo  28 del Código de Petróleos.    

2. Que ha perforado durante el período de exploración  inicial un mínimo de 2.000 metros con equipo completo de perforación en busca  de petróleo, en uno o varios pozos, siendo entendido que estos trabajos deberán  iniciarse por lo menos seis (6) meses antes de vencerse el período inicial de  exploración.    

3. Que habiéndose hallado petróleo en los pozos perforados  durante el período de exploración, la producción obtenida aún no puede  considerarse comercial.    

4. Que tiene cumplidas todas las obligaciones  provenientes del contrato.    

5. Que en el período anterior ha llevado a cabo el plan  de actividades y de inversiones correspondientes.    

La demarcación definitiva de los límites del área  contratada que exige el artículo 29 del Código de Petróleos, se hará por medio  de mojones de concreto, tanto en los vértices como en los alineamientos, de  acuerdo con las normas y especificaciones indicadas en el artículo 161 del  mismo Código y según los dispuesto por el artículo 26 de la Ley 10 de 1961    

(Decreto 1348 de 1961,  artículo 15)    

Artículo  2.2.1.2.1.11. Término para presentar  la solicitud de prórroga. Toda  solicitud de prórroga deberá presentarse al Ministerio de Minas y Petróleos por  lo menos sesenta (60) días antes de la fecha del vencimiento del período  precedente. Si transcurridos sesenta días a partir de esta misma fecha, el  Ministerio no hubiere dictado resolución definitiva al respecto, se considerará  concedida la prórroga. Cuando el Ministerio considere necesario completar la  documentación y pruebas de que tratan los artículos anteriores, este término  solo se contratará a partir de la fecha en que el interesado cumpla lo ordenado  al respecto.    

(Decreto 1348 de 1961  artículo 16)    

Nota, artículo 2.2.1.2.1.11.:  El texto oficialmente publicado de este artículo no corresponde exactamente al  texto del artículo 16 del Decreto 1348 de 1961,  referido.    

Artículo 2.2.1.2.1.12. Disposiciones adicionales. Lo dispuesto en el inciso 4° del artículo 9° de la Ley 10 de 1961 es aplicable  también a todas las concesiones de petróleo vigentes.    

(Decreto 1348 de 1961  artículo 17)    

Artículo 2.2.1.2.1.13. Obligación de suministrar información al Ministerio de Minas y Energía.  Toda persona que explore y explote petróleo  conjuntamente con gas natural o gas únicamente, de propiedad privada o  nacional, está en la obligación de Suministrar al Ministerio de Minas y  Petróleos los datos de carácter científico, técnico y económico que a juicio  del Ministerio sean necesarios para el estudio y control de la explotación  técnica de petróleo y gas en el país, con el fin de evitar el desperdicio de  tales recursos y asegurar su máxima recuperación final.    

(Decreto 1348 de 1961  artículo 27)    

Artículo 2.2.1.2.1.14. Estimación de las reservas. Con el fin de conocer reservas y óptimas condiciones de  producción, el Ministerio de Minas Petróleos podrá ordenar la ejecución de  pruebas o ensayos de producción, presiones de fondo u otros en pozos de  petróleo o gas según prácticas usuales en la industria del petróleo.    

(Decreto 1348 de 1961  artículo 28)    

Artículo 2.2.1.2.1.15. Medición de los hidrocarburos. Los hidrocarburos líquidos y gaseosos deberán separarse y  medirse de acuerdo con los métodos que al efecto prescriba el Ministerio o, en  su defecto, por los de uso corriente en la industria del petróleo.    

(Decreto 1348 de 1961  artículo 29)    

Artículo 2.2.1.2.1.16. Límites de relaciones. La producción de los pozos no podrá efectuarse con  relaciones perjudiciales de gas y petróleo o agua y petróleo. El Ministerio  fijará en cada caso los límites de estas relaciones y, en consecuencia, podrá  restringir la producción de pozos de petróleo y gas u ordenar el cierre de  pozos que sobrepasen dichos límites.    

(Decreto 1348 de 1961  artículo 30)    

Artículo 2.2.1.2.1.17. Clasificación y reclasificación de Yacimientos de Hidrocarburos. El Ministerio podrá clasificar y reclasificar los  yacimientos como de petróleo, gas o condensado, o los pozos como de petróleo,  gas o condensado    

(Decreto 1348 de 1961  artículo 31)    

Artículo 2.2.1.2.1.18. Límite de producción eficiente. La producción de petróleo y de gas no podrá en ningún  caso sobrepasar la rata máxima de producción eficiente según normas que dicte  el Ministerio.    

(Decreto 1348 de 1961  artículo 32)    

Artículo 2.2.1.2.1.19. Participaciones del Estado en la producción. Sobre todo gas producido en una explotación de propiedad  nacional o privada, que se utilice para fines comerciales o industriales,  deberán pagarse al Estado las participaciones o impuestos correspondientes, los  cuales podrán ser reducidos de conformidad con lo establecido en el parágrafo  primero del artículo 15, en concordancia con el artículo 17 de la Ley 10 de 1961.    

Si no se efectuare la utilización industrial o comercial  de que habla el inciso anterior dentro del plazo estipulado en el artículo 14  de la Ley 10 de 1961, el  Gobierno podrá disponer gratuitamente del gas y contratar su aprovechamiento en  cualquier tiempo con el mismo explotador o con terceros.    

(Decreto 1348 de 1961  artículo 33)    

Artículo 2.2.1.2.1.20. Liquidación de participaciones del Estado. La Dirección de Hidrocarburos del Ministerio, al hacer la  liquidación de las participaciones del Estado en las explotaciones  correspondientes a contratos perfeccionados a partir de la vigencia de la Ley 10 de 1961,  determinará el valor a cargo del respectivo explotador para atender al  sostenimiento de becas de que trata el artículo 19 de la misma.    

La suma liquidada se consignará mensualmente por el  concesionario en el Fondo Especial de Becas del Ministerio de Minas y Energía.    

(Decreto 1348 de 1961  artículo 38)    

Artículo 2.2.1.2.1.21. Liquidación de las participaciones y determinación de becas. Las participaciones que en desarrollo del artículo 18 del  Código de Petróleos, se establecen para las concesiones en explotación  anteriores a la vigencia de la Ley 10 de 1961, continuarán  rigiéndose por el Decreto 916 de 1959,  y la determinación del número de becas, así como la liquidación del valor  correspondiente, se hará por la Dirección de Hidrocarburos con destino al Fondo  de que trata el artículo anterior.    

(Decreto 1348 de 1961  artículo 39)    

Artículo 2.2.1.2.1.22. Vigencia de la Ley 10 de 1961. El concesionario que determinare adaptar el contrato  sobre exploración y explotación de petróleo de propiedad nacional,  perfeccionado con anterioridad a la vigencia de la Ley 10 de 1961 a los  términos de esta, lo solicitará al Ministerio de Minas y Petróleos, el cual, si  acepta la adaptación, ordenará suscribir el contrato adicional respectivo  dentro del mes siguiente a la notificación de la providencia que la haya  aceptado.    

Parágrafo. Cuando  contratos perfeccionados con anterioridad a la vigencia de la Ley 10 de 1961, se adapten  a sus disposiciones, los plazos fijados por esta para los períodos de  exploración y explotación, se reducirán en el tiempo corrido para dichos plazos  en el contrato inicial.    

(Decreto 1348 de 1961  artículo 62)    

Artículo 2.2.1.2.1.23. Propiedad de los yacimientos de Hidrocarburos. De acuerdo con el artículo 332 de la Constitución Política y  con los artículos 1° y 13 de la Ley 20 de 1969, todos  los yacimientos de hidrocarburos pertenecen a la Nación. Se exceptúan de esta  regla general los derechos constituidos a favor de terceros.    

Dicha excepción, a partir del 22 de diciembre de 1969,  solo comprende las situaciones jurídicas subjetivas y concretas debidamente  perfeccionadas y vinculadas a uno o varios yacimientos descubiertos Se entiende  que únicamente reúnen tales requisitos las situaciones individuales creadas con  anterioridad a la fecha citada, por un título específico de adjudicación de  hidrocarburos como mina o por una sentencia definitiva, siempre que tales actos  conserven su validez jurídica y que el 22 de diciembre de 1969 esas situaciones  estuvieran vinculadas a uno o varios yacimientos descubiertos.    

(Decreto 1994 de 1989  artículo 1°)    

Artículo 2.2.1.2.1.24. Solicitud para obtener autorización de explotación. Con la solicitud para obtener la autorización de explotación  de petróleo en yacimientos que se pretendan como de propiedad privada, el  peticionario acompañará la prueba necesaria para acreditar:    

a) La existencia de un título específico de adjudicación  de los hidrocarburos como mina, otorgado de conformidad con las disposiciones  vigentes a la época en que tal adjudicación fue posible, siempre que tal título  no hubiere caducado por cualquier causa, o    

b) La existencia de un fallo que conserve su validez  jurídica y reconozca o declare el derecho del interesado a la propiedad de los  hidrocarburos que existan en el predio objeto de la solicitud, y    

c) Que el yacimiento materia de la solicitud fue  descubierto antes del 22 de diciembre de 1969.    

En la tramitación respectiva el procedimiento aplicable  por el Ministerio de Minas y Energía es el consagrado en los artículos 35 y 36  del Código de Petróleos.    

(Decreto 1994 de 1989  artículo 3)    

SECCIÓN 2:    

CONTRIBUCIONES    

Artículo 2.2.1.2.2.1. Exenciones. Para  efectos de las exenciones establecidas en los artículos 2° y 3° de la Ley 681 del 2001,  que modifican el parágrafo 1° del artículo 58 de la Ley 223 de 1995 y  adicionan el artículo 118 de la Ley 488 de 1998, se  entiende por combustibles utilizados en actividades de pesca el diésel marino  utilizado tanto en la acuicultura de acuerdo con los lineamientos establezca el  Ministerio de Agricultura y Desarrollo Rural, como en la pesca marina comercial  definida en el artículo relativo a la clasificación de la pesca, Capítulo  relativo al procedimiento para diferenciar los recursos pesqueros de los  recursos hidrobiológicos y de la clasificación de la pesca del Decreto  Reglamentario Único del Sector Agropecuario, Pesquero y de Desarrollo Rural,, o  las normas que lo modifiquen, adicionen o deroguen; por combustibles utilizados  en actividades de cabotaje, incluidos los remolcadores, el diésel marino  utilizado en el transporte por vía marítima entre puertos localizados en las  costas colombianas; y, por combustible utilizado en actividades marítimas  desarrolladas por la Armada Nacional, el ACPM utilizado en desarrollo de las  actividades expresamente contempladas en el artículo 2° del Decreto 1874 de 1979,  o las normas que lo modifiquen, adicionen o deroguen.    

(Decreto 1505 de 2002,  artículo 1°; modificado por el Decreto 4335 de 2004,  artículo 1°).    

Nota,  artículo 2.2.1.2.2.1: Ver Resolución  4-1309 de 2018. Ver Resolución  4-1551 de 2017. Ver Resolución  4-0525 de 2017, M. de Minas.    

Artículo 2.2.1.2.2.2. Establecimiento de cupos de consumo. La Unidad de Planeación Minero Energética, UPME o quien haga  sus veces, establecerá el cupo de consumo de diésel marino por nave de bandera  colombiana utilizada en las actividades de pesca y/o cabotaje, incluidos los  remolcadores en las costas colombianas y el cupo de consumo de ACPM utilizado  en las actividades marítimas desarrolladas por la Armada Nacional, propias del  cuerpo de guardacostas y para cada empresa dedicada a la acuicultura, los  cuales estarán exentos del impuesto nacional al ACPM y la sobretasa.    

Para efectos del establecimiento de los cupos de las  empresas acuicultoras, estas deberán elevar a la UPME o quien haga sus veces  una solicitud motivada, acompañada de la siguiente información:    

1. Permiso de cultivo vigente expedido por la autoridad  competente, de conformidad con lo dispuesto en el Decreto Reglamentario Único  del Sector Agropecuario, Pesquero y de Desarrollo Rural, en la sección relativa  al permiso de cultivo o las normas que lo modifiquen, adicionen o deroguen.    

2. Indicación del número de galones de combustibles que  solicitan como cupo.    

3. Certificación del distribuidor mayorista sobre el  número de galones de combustibles consumidos en el año inmediatamente anterior.    

4. Certificación expedida por el Ministerio de  Agricultura y Desarrollo Rural o la Entidad que este designe, en donde se  señale que el referido cultivo corresponde a la acuicultura en los términos de  este Decreto.    

5. Extensión del cultivo de que trate, medido en  hectáreas o metros cuadrados de espejo de agua.    

6. Indicación de la especie hidrobiológica cultivada y de  la producción obtenida en el año inmediatamente anterior, expresada en kilos o  toneladas y su proyección para el siguiente o de la expectativa de producción  para las empresas, según sea el caso.    

7. Inventario de los motores que utilizarán el combustible  y el uso de los mismos según sea para generar energía, bombear agua o cualquier  otro propósito propio de la actividad de acuicultura de que se trate.    

8. Descripción de las facilidades de almacenamiento de  combustible con que cuente la empresa solicitante en las instalaciones  acuícolas donde se proyecta el consumo.    

9. Indicación del medio de transporte que se utilice para  llevar el combustible a las fincas acuícolas y si este transporte es  responsabilidad del solicitante o del proveedor.    

10. Razón social del distribuidor mayorista  que proveerá los combustibles.    

11. Proyecto de incrementos de consumo durante el año.    

También serán beneficiarios de los cupos de combustible  de que trata esta sección, las naves de bandera extranjera que cuenten con  permiso vigente de operación en aguas jurisdiccionales colombianas, se  encuentren afiliados a una empresa nacional y que desembarquen producto en  puertos colombianos.    

Para el efecto las empresas deberán presentar ante la  UPME o quien haga sus veces, la solicitud acompañada de la siguiente  información:    

1. Certificado de existencia y representación legal  expedido por la Cámara de Comercio de la empresa, con no menos de un (1) mes de  expedición.    

2. Nombre de la nave de bandera extranjera y copia de la  constancia del registro ante la CIAT de que la embarcación se encuentra  inscrita, si se trata de naves atuneras.    

3. Constancia del ICA o quien haga sus veces, a partir  del procedimiento que expida el Ministerio de Agricultura y Desarrollo Rural,  señalando los volúmenes mínimos de producto pesquero a desembarcar a la  respectiva empresa nacional, para efectos de autorizar el cupo de combustible a  la nave de bandera extranjera.    

4. Garantía bancaria, correspondiente al 10% del valor  del producto pesquero que descargará en aguas colombianas.    

Los cupos de consumo de que trata este artículo se  establecerán anualmente mediante resolución motivada, teniendo en cuenta la  información actualizada de la flota pesquera industrial y las áreas de cultivo  dedicadas a la acuicultura registradas en el Instituto de Desarrollo Rural, Incoder o la entidad que haga sus veces y las actividades  de cabotaje y remolque desarrolladas en las costas colombianas según registros  de la Dirección General Marítima del Ministerio de Defensa Nacional (Dimar).    

El acto administrativo mediante el cual se establezcan  los cupos de combustible exento deberá proferirse a más tardar el 28 de febrero  de cada año. Para efectos de hacer seguimiento y control a los cupos de diésel  marino, la UPME o quien haga sus veces informará inmediatamente a la Dirección  General Marítima (Dimar) los beneficiarios de estos cupos, cada vez que quede  en firme el cupo para cada beneficiario.    

El beneficiario solo puede acceder al cupo y recibir  combustible exento desde el día en que el correspondiente cupo establecido en  el acto administrativo quede en firme y sea comunicado a la Dimar. En ese mes  se entregará el combustible de forma proporcional. Si se trata de la asignación  de nuevos cupos, el beneficiario seguirá consumiendo el cupo de combustible  otorgado el año anterior, hasta tanto el nuevo cupo establecido en el acto  administrativo quede en firme y comunicado a la Dimar.    

La Dirección General Marítima, Dimar, por intermedio de  las Capitanías de Puerto, será la encargada de llevar el control al cupo de consumo  asignado por la UPME a cada nave, el cual se efectuará a través de un sistema  de descuento del cupo mensual asignado, que se registrará cada vez que la  Capitanía de Puerto expide el Zarpe, verifique con el informe del inspector de  contaminación la cantidad de combustible tomada ante el distribuidor mayorista  o minorista, según corresponda y haya otorgado al responsable de la embarcación  un “Certificado de cupo de exención”, que para el efecto haya diseñado.    

Cada vez que se solicite el Zarpe, el responsable de la  embarcación deberá presentar la copia del último “Certificado de cupo de  exención” y deberá solicitar a la Capitanía de Puerto la designación de un  Inspector de Contaminación a costa del beneficiario de la exención, quien  verificará la cantidad tomada de combustible, exento requerido por la  embarcación para su operación, sin que sobrepase la capacidad de carga de  combustible establecido en el “Certificado de capacidad de transporte máximo de  combustible” expedido por la Dimar.    

La entrega física de los combustibles se debe realizar a  través de los distribuidores mayoristas o de las estaciones de servicio  marítimo debidamente habilitadas para el efecto, de acuerdo con lo establecido  en la subsección “Distribución de Combustibles Líquidos Derivados del Petróleo”  del presente decreto    

El cupo anual de consumo se dividirá en doce cuotas, para  determinar el consumo máximo mensual. Los cupos anuales divididos en cuotas  mensuales serán acumulables hasta en forma bimestral, trimestral y cuatrimestral,  para el caso de las empresas acuicultoras, para las naves de 60 a 300 toneladas  de registro bruto de bandera nacional o extranjera y las naves de 301 toneladas  de registro bruto de bandera nacional o extranjera, afiliados a una empresa  nacional, respectivamente.    

En ningún evento podrán acumularse saldos de cupos de  meses anteriores. En el caso de las empresas acuicultoras, las naves de 60 a  300 toneladas de registro bruto de bandera nacional o extranjera y las naves de  301 toneladas de registro bruto de bandera nacional o extranjera, afiliadas a  una empresa nacional, terminado un bimestre, trimestre o cuatrimestre,  respectivamente, contado a partir de que el cupo quede en firme y comunicado a  la Dimar, no podrán solicitar acumulación de combustible dejado de consumir en  el bimestre, trimestre y cuatrimestre, para períodos posteriores.    

En aquellos casos en que la embarcación no tenga  disponible cupo de consumo de combustible exento, la Capitanía de Puerto al  momento de recibir la solicitud de Zarpe informará al responsable de la  embarcación de tal situación y por tanto no expedirá ningún certificado para la  compra de combustible exento. En este caso la embarcación podrá proveerse de  combustible gravado en las condiciones del mercado.    

Parágrafo 1°.  Es responsabilidad de la Dirección General Marítima, Dimar, informar a la  UPME, dentro de los cinco (5) primeros días hábiles de cada mes, el nombre y  las especificaciones de aquellas naves que se registren para el desarrollo de  las actividades de pesca o de cabotaje, así como de aquellas naves que por  alguna razón les sea cancelada la matrícula o el permiso de pesca o de  operación en aguas jurisdiccionales colombianas.    

Lo anterior, con el fin de que la UPME autorice, dentro  del mes calendario en curso, los cupos de consumo de combustible exento  asignado a aquellas naves que apenas ingresan al sistema y para que cancele los  cupos otorgados a las naves a las cuales se les canceló la matrícula o el  permiso. En este mismo sentido, la UPME podrá cancelar los cupos a aquellas  naves que habiéndoseles otorgado cupo, no hagan uso del mismo por más de tres  (3) meses, sin que medie causa justificada y en cualquier momento a partir de  la comunicación motivada que sobre el particular profiera la Dirección General Marítima  -Dimar- el Ministerio de Minas y Energía o cualquier autoridad de control.    

Parágrafo 2°.  La UPME actualizará, mediante actos administrativos, los procedimientos  para la entrega de información a que hace referencia el presente artículo,  advirtiendo que si no presenta la información dentro de los plazos que se  señalen, salvo que exista causa justificada, se perderá el derecho a la  fijación del cupo por parte de la UPME para el año respectivo.    

“Parágrafo transitorio. Para efectos de la  asignación de cupos de diésel marino para el año 2009, la UPME podrá  otorgarlos, a más tardar veinte (20) días después del 22 de mayo de 2009, con  el fin de incluir aquellos actores que no hubieren sido objeto de asignación en  la fecha límite del 28 de febrero del año en curso y que presenten la  respectiva solicitud dentro de los diez (10) días siguientes al 19 de julio de  2002 ante dicha Unidad, con el lleno de los requisitos.    

(Decreto 1505 de 2002  artículo 2°, modificado por el del Decreto 1891 de 2009,  artículo 1°)    

Nota, artículo  2.2.1.2.2.2: Ver Resolución  739 de 2017. Ver Resolución  663 de 2017, UPME.    

Artículo 2.2.1.2.2.3. Exclusiones. Acorde con  lo establecido en los artículos segundo y tercero de la Ley 681 del 2001. que  modifican el parágrafo primero del artículo 58 de la Ley 223 de 1995, y  adicionan el artículo 118 de la Ley 488 de 1998, se  encuentra excluido del impuesto nacional y la sobretasa al ACPM, el electrocombustible utilizado para la generación eléctrica  en zonas no interconectadas, definidas en los artículos 5° y 11 de la Ley 143 de 1994 como  áreas geográficas en donde no se presta el servicio público de electricidad a  través del sistema interconectado nacional. Así mismo están excluidos del  impuesto nacional y la sobretasa el turbocombustible  de aviación, las mezclas de tipo IFO utilizadas para el funcionamiento de  grandes naves marítimas y las gasolinas tipo 100/130 utilizadas en aeronaves.    

(Decreto 1505 de 2002  artículo 3°)    

Artículo 2.2.1.2.2.4. Sobretasa a la gasolina. Para efectos de la liquidación de la sobretasa a la  gasolina generada por el consumo de nafta o cualquier otro combustible o  líquido derivado del petróleo que pueda ser usado como carburante en motores  diseñados para ser utilizados con gasolina, se tomará como base gravable el  precio de referencia por galón publicado mensualmente por la UPME o quien haga  sus veces, para el cálculo de la sobretasa a la gasolina motor extra. La base  gravable para la liquidación de la sobretasa a la gasolina corriente y a la  gasolina extra, será la publicada mensualmente, acorde con lo establecido en el  artículo 121 de la Ley 488 de 1998.    

(Decreto 1505 de 2002  artículo 4°)    

Artículo 2.2.1.2.2.5. Sobretasa al ACPM. Los  responsables de declarar la sobretasa al ACPM deberán declarar tanto el  combustible gravado como el combustible exento en los plazos establecidos en el  artículo cuarto de la Ley 681 de 2001 y al  momento de liquidar el impuesto sólo aplicarán la tarifa establecida en la Ley 488 de 1998 al  volumen de combustible gravado. Para tal efecto la Dirección de Apoyo Fiscal  del Ministerio de Hacienda y Crédito Público o quien haga sus veces ajustará  los formularios existentes de declaración de sobretasa al ACPM de forma que  permita discriminar el combustible gravado y exento enajenado en cada  departamento.    

Parágrafo 1°.  Para efectos de comprobar que el diésel marino declarado como exento ha  sido destinado a las actividades de pesca y/o cabotaje de que trata este  Decreto, el responsable de declarar y pagar la sobretasa al ACPM deberá  solicitar los siguientes documentos al consumidor final, al momento de la venta  y conservarlos como soporte de la respectiva factura:    

1. Si se trata de una nave de pesca fotocopia de la  patente vigente de pesca expedida por el Instituto de Pesca y Acuicultura, INPA  o quien haga sus veces.    

2. Si se trata de una nave de cabotaje fotocopia del  Permiso de operación para rutas de cabotaje, expedido por la Dirección General  Marítima del Ministerio de Defensa Nacional.    

3. Fotocopia del zarpe expedido por la Capitanía de  Puerto.    

4. Fotocopia del certificado de la fecha y volumen del  último desembarque de productos pesqueros, expedido por la planta procesadora  debidamente autorizada por el INPA o quien haga sus veces.    

5. Original del “Certificado de cupo de exención”  expedido por la Capitanía de Puerto en donde conste la disponibilidad de cupo  de consumo de combustible exento, y el volumen de galones exentos a despachar.    

Parágrafo 2°.  Para efectos de comprobar que el ACPM declarado como exento ha sido  destinado a las actividades marítimas desarrolladas por la Armada Nacional el  responsable de declarar y pagar la sobretasa al ACPM deberá mostrar el convenio  o contrato celebrado con dicha institución, en el cual el mayorista se  compromete a abastecer a esa entidad del combustible necesario para desarrollar  las actividades propias del cuerpo de guardacostas. En todo caso el volumen de  combustible exento despachado a la Armada Nacional deberá estar dentro del cupo  de consumo fijado para esta entidad por la UPME.    

Parágrafo 3° Para efectos de comprobar que los  combustibles declarados como exentos han sido destinados a las actividades de  acuicultura de que trata este Decreto, el responsable de declarar la sobretasa  a los combustibles deberá solicitar los siguientes documentos a la empresa  acuicultora al momento de la venta y conservarlos como soporte de la venta  respectiva, junto con la factura:    

1. Permiso de cultivo, vigente a la fecha de entrega del  combustible.    

2. Declaración expresa de la empresa  acuicultora en el sentido de que destinará el combustible única y  exclusivamente a sus actividades de pesca y que todos los consumos anteriores  realizados fueron destinados a actividades de pesca.    

Para efectos de aplicar el precio correspondiente a los  combustibles exentos de sobretasa con destino a las actividades de las empresas  acuicultoras, los distribuidores mayoristas que efectúen dichas ventas, deberán  solicitar al respectivo cliente beneficiario de la exención copia de la  Resolución de la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME o quien haga sus  veces, que la concedió y los documentos a que hace referencia el presente  parágrafo. Asimismo, para efectos de aplicar la exención en el precio del  combustible, el distribuidor mayorista deberá verificar que la empresa  acuicultora haya dado cumplimiento al consumo de cupo mensual, acumulable de  forma trimestral, según la resolución emitida por la UPME. Si la empresa  acuicultora no ha realizado los consumos al finalizar el trimestre, perderá el  derecho al excedente del cupo por dicho trimestre.    

(Decreto 1505 de 2002  artículo 5°,  Parágrafo 3° adicionado por el Decreto 4335 de 2004,  artículo 3°)    

Artículo 2.2.1.2.2.6. Obligación de reportar información. Los responsables de declarar la sobretasa a la gasolina  y/o la sobretasa al ACPM deberán remitir mensualmente dentro de los 20 primeros  días calendario de cada mes a la Dirección de Apoyo Fiscal del Ministerio de  Hacienda y Crédito Público o quien haga sus veces la relación de los galones  facturados durante el mes anterior discriminados por entidad territorial y tipo  de combustible. La Dirección de Apoyo Fiscal determinará el formato a utilizar  para el registro de la información. El incumplimiento de tal obligación dará  lugar a las sanciones establecidas en el artículo 651 del Estatuto Tributario.    

Cuando con ocasión de modificaciones a las declaraciones  de sobretasa a la gasolina y/o sobretasa al ACPM se generen modificaciones a  los reportes de ventas remitidos a la Dirección de Apoyo Fiscal, el responsable  deberá informar de las modificaciones a dicha entidad dentro de los 20 días  calendario del mes siguiente a aquel en el cual se efectuaron las correcciones  a las declaraciones, en el formato diseñado por la Dirección de Apoyo Fiscal.    

(Decreto 1505 de 2002  artículo 6°)    

Artículo 2.2.1.2.2.7. Declaraciones en cero. Para efectos de determinar la obligación que tienen los  productores, importadores y distribuidores mayoristas de presentar declaración  de sobretasa a la gasolina ante las entidades territoriales donde tengan  operación, se entenderá que tienen operación en aquella entidad territorial en  la cual hayan facturado al menos una vez cualquier volumen de combustible  durante los últimos cuatro períodos gravables. Para el caso de aquellas  entidades territoriales que no tienen convenios de recaudo de las sobretasas  con entidades financieras se entenderá que el responsable cumplió con su  obligación si presenta o remite la declaración debidamente diligenciada por  correo certificado dentro del plazo establecido para declarar y pagar a la  entidad territorial. Para efectos de determinar la obligación que tienen los  productores, importadores y distribuidores mayoristas de presentar declaración  de sobretasa al ACPM ante la Nación, se entenderá que tienen operación cuando  hayan facturado al menos una vez cualquier volumen de ACPM o sus homologados en  cualquier entidad territorial durante los últimos cuatro períodos gravables.    

(Decreto 1505 de 2002  artículo 7°)    

Artículo 2.2.1.2.2.8. Compensaciones de sobretasa a la gasolina. Los responsables de declarar y pagar la sobretasa a la gasolina  que realicen pagos de lo no causado a una entidad territorial podrán  descontarlo del valor liquidado como impuesto a pagar en períodos gravables  posteriores. En todo caso la compensación sólo se podrá hacer dentro del año  siguiente al vencimiento del término para declarar el período gravable en el  cual se genero el pago de lo no causado y una vez  presentada la declaración de corrección en la cual se liquida un menor impuesto  a cargo para ese período gravable. El responsable deberá conservar todos los  documentos que soporten tal compensación para ser exhibidos en el momento en  que la autoridad tributaría territorial se lo solicite.    

La Dirección de Apoyo Fiscal del Ministerio de Hacienda y  Crédito Público o quien haga sus veces ajustará los formularios existentes de  declaración de sobretasa a la gasolina ante las entidades territoriales de  forma que permita descontar el valor a compensar del impuesto a cargo.    

Parágrafo. En  todo caso, las compensaciones autorizadas en este artículo se efectuarán de  oficio por parte de los responsables de declarar y pagar la sobretasa.    

(Decreto 1505 de 2002  artículo 8°)    

Artículo 2.2.1.2.2.9. Registro de cuentas para la consignación de las sobretasas. Para efectos de la declaración y pago de la sobretasa a  la gasolina las entidades territoriales deberán informar a los responsables un  único número de cuenta en la cual consignar la respectiva sobretasa y deberá  denominarse “Sobretasa a la Gasolina – seguida del nombre de la entidad  territorial”. Así mismo para la consignación de la participación a la que  tienen derecho por concepto de sobretasa al ACPM los departamentos deberán  informar a la Dirección de Apoyo Fiscal del Ministerio de Hacienda y Crédito  Público o quien haga sus veces un único número de cuenta en la cual consignar  tal participación y deberá denominarse “Sobretasa al ACPM – seguida del nombre  del Departamento”. Cualquier modificación en el número de cuenta informado por  la entidad territorial deberá comunicarse por escrito por el Alcalde,  Gobernador o Secretario de Hacienda Municipal o Departamental o quien haga sus  veces en la entidad territorial, y se tomará en cuenta para la consignación y/o  pago del período gravable en curso. En todo caso, la entidad territorial sólo  podrá efectuar hasta tres cambios de cuenta durante un año calendario.    

(Decreto 1505 de 2002  artículo 9°)    

Artículo 2.2.1.2.2.10. Responsables en zonas de fronteras. Cuando en desarrollo de la función de distribución de  combustible que tiene asignada El Ministerio de Minas y Energía para las zonas  de frontera, esta entidad autorice la distribución por parte de otros no  considerados distribuidores mayoristas del combustible, la responsabilidad por  la declaración y pago de las sobretasas a la gasolina y al ACPM ante los  sujetos activos de la renta, estará a cargo de Ecopetrol S.A. o quien haga sus  veces.    

Impuesto global a la gasolina y al ACPM    

(Decreto 1505 de 2002  artículo 10)    

Artículo 2.2.1.2.2.11. Hecho generador. El  impuesto nacional a la gasolina y al ACPM, se genera por la venta, retiro o  importación de gasolina corriente, extra, ACPM o de cualquiera de los productos  homologados en el artículo segundo de la Ley 681 de 2001.    

(Decreto 1505 de 2002  artículo 11)    

Artículo 2.2.1.2.2.12. Causación. El  impuesto nacional a la gasolina y al ACPM y a los productos asimilados u  homologados a estos, se causa:    

a) En las ventas efectuadas por los productores, en la  fecha de emisión de la factura;    

b) En los retiros para consumo de los productos, en la  fecha del retiro;    

c) En las importaciones, en la fecha en que se  nacionalice la gasolina, el ACPM o de los productos asimilados u homologados.    

(Decreto 1505 de 2002  artículo 12)    

Artículo 2.2.1.2.2.13. Causación en única etapa. El impuesto nacional a la gasolina, al ACPM y los productos  asimilados u homologados a estos se causa en una sola etapa respecto del hecho  generador que ocurra primero, venta, retiro o importación.    

(Decreto 1505 de 2002  artículo 13)    

Artículo 2.2.1.2.2.14. Impuesto nacional a la gasolina. Para efectos de la liquidación del impuesto nacional a la  gasolina generado por el consumo de nafta o cualquier otro combustible o  líquido derivado del petróleo que pueda ser usado como carburante en motores  diseñados para ser utilizados con gasolina, se tomarán como base gravable y  tarifa las establecidas en el artículo sexto de la Ley 681 de 2001 para  la gasolina motor extra. La base gravable para la liquidación del impuesto  global sobre la gasolina corriente y extra, será la establecida en el artículo  sexto de la Ley 681 de 2001, para cada  tipo de combustible.    

(Decreto 1505 de 2002  artículo 14)    

Artículo 2.2.1.2.2.15. Exenciones del Impuesto nacional al ACPM. Para efectos de comprobar que el diésel marino ha sido  destinado a las actividades de pesca y cabotaje y que el ACPM ha sido destinado  a las actividades marítimas desarrolladas por la Armada Nacional, propias del  cuerpo de guardacostas, y obtener la exención del impuesto global al ACPM que  establece el artículo 2° de la Ley 681 de 2001, el distribuidor  mayorista enviará con destino al productor y/o importador, en los plazos que  estos establezcan, una relación del combustible exento enajenado, junto con  copia de los documentos entregados por el consumidor final establecidos en los  parágrafos 1°, 2° y 3° del artículo 2.2.1.2.2.5. de este Decreto, que  comprueban el derecho a la exención.    

Para efectos de aplicar el precio correspondiente a los  combustibles exentos de impuesto global con destino a las actividades de las  empresas acuicultoras, los distribuidores mayoristas que efectúen dichas ventas  deberán solicitar al respectivo cliente beneficiario de la exención copia de la  resolución de la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, que la concedió  y los documentos a que hace referencia el parágrafo 3° del artículo  2.2.1.2.2.5. del presente decreto. Asimismo, para efectos de aplicar la  exención en el precio del combustible, el distribuidor mayorista deberá  verificar que la empresa acuicultora haya dado cumplimiento al consumo de cupo  mensual, acumulable trimestralmente, según la Resolución emitida por la UPME.  Si la empresa acuicultora no ha realizado los consumos al finalizar el  trimestre, perderá el derecho al excedente del cupo por dicho trimestre    

(Decreto 1505 de 2002,  artículo 15, modificado por el Decreto 4335 de 2004,  artículo 4°)    

Artículo 2.2.1.2.2.16. Responsables. Son  responsables del impuesto los productores y los importadores, respecto de los  combustibles sometidos al tributo.    

(Decreto 1505 de 2002,  artículo 16)    

Artículo 2.2.1.2.2.17. Exclusión del impuesto sobre las ventas. El valor del impuesto nacional a la gasolina y el ACPM se  involucrará dentro del valor de venta de los combustibles, pero en ningún caso  se tomará en cuenta para liquidar el impuesto sobre las ventas.    

(Decreto 1505 de 2002,  artículo 17)    

Artículo 2.2.1.2.2.18. Obligaciones tributarias de los importadores. Los importadores de gasolina regular y extra sometidos al  impuesto nacional a la gasolina y el ACPM de que trata la presente sección,  deberán pagar los impuestos de ley.    

El gravamen arancelario será el establecido en el arancel  de aduanas, de acuerdo con las normas vigentes sobre la materia. El impuesto  sobre las ventas se liquidará sobre el valor en aduanas determinado conforme a  las normas que rigen la valoración aduanera incrementada con el valor de los  gravámenes arancelarios, de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 459 del  estatuto tributario.    

Parágrafo. Cuando  el importador efectúe ventas de gasolina motor regular y extra, liquidará el  impuesto sobre las ventas, sobre el monto de su ingreso de acuerdo con lo  señalado en el artículo 466 del estatuto tributario, sin perjuicio de lo  dispuesto en el artículo 465 ibídem, cuando el  Ministerio de Minas y Energía establezca precios para efectos de liquidar el  impuesto sobre las ventas, en los demás productos refinados derivados del  petróleo.    

El impuesto sobre las ventas pagado por el importador  constituye impuesto descontable de acuerdo con lo previsto en el artículo 485  del estatuto tributario y demás disposiciones concordantes.    

(Decreto 1505 de 2002,  artículo 18)    

Artículo 2.2.1.2.2.19. Consignación del impuesto global. Los productores e importadores responsables del impuesto  nacional a la gasolina y al ACPM, deben consignarlo dentro de los 20 primeros  días calendario, del mes siguiente a aquel en que se recaudó el impuesto, a  favor de la Dirección General del Tesoro Nacional del Ministerio de Hacienda y  Crédito Público o quien haga sus veces, en la cuenta abierta para el efecto.    

Parágrafo 1°.  La consignación extemporánea del impuesto global a la gasolina y al ACPM a  la Dirección General del Tesoro Nacional, causará intereses moratorios por mes  o fracción de mes de retardo, a la tasa fijada de acuerdo con lo establecido en  el artículo 635 del Estatuto Tributario.    

Parágrafo 2°.  Los distribuidores mayoristas de gasolina regular, extra, ACPM y productos  homologados, deberán entregar a los productores e importadores de tales  productos el valor del impuesto global, dentro de los quince (15) primeros días  calendario del mes siguiente a aquel en que sea vendido el producto por parte  del productor o importador.    

(Decreto 1505 de 2002,  artículo 19)    

Artículo 2.2.1.2.2.20. Cobro del impuesto. La  no consignación del impuesto nacional a la gasolina y al ACPM a que se refiere  el presente decreto, dará lugar a su cobro coactivo a través del procedimiento  administrativo de cobro, previsto en el Estatuto Tributario, para lo cual la  Dirección General del Tesoro Nacional del Ministerio de Hacienda y Crédito  Público deberá informar a la Subdirección de Cobranzas de la Dirección de  Impuestos y Aduanas Nacionales o quien haga sus veces.    

(Decreto 1505 de 2002,  artículo 20)    

Artículo 2.2.1.2.2.21. Reporte de ventas de combustible exento. Los productores e importadores de combustibles mantendrán  a disposición de la DIAN para cuando lo estime pertinente, la información de  las ventas del producto exento de impuesto global y sobretasa, en el que las  ventas deberán ceñirse a los cupos asignados por la UPME.    

Parágrafo 1°.  Dentro de los diez (10) días hábiles siguientes a la terminación del mes, los  beneficiarios de las exenciones al pago de impuesto global y sobretasa respecto  de los combustibles consumidos en actividades de pesca y cabotaje, deberán  informar a la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, con copia a  Ecopetrol S. A. o quien haga sus veces, el volumen (en galones) de diésel  marino adquirido en el mes calendario inmediatamente anterior. La información  que no se entregue dentro de los términos señalados en el presente numeral, no  será tenida en cuenta por la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, en  el siguiente proceso de asignación de los volúmenes máximos de que trata el  artículo 2.2.1.2.2.2 del presente decreto. Dicha información deberá conservarse  a disposición de la DIAN para cuando lo estime pertinente.    

Parágrafo 2°.  Los distribuidores mayoristas de combustibles líquidos derivados del  petróleo deberán informar a la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME,  dentro de los diez (10) primeros días hábiles siguientes a la terminación del  mes, discriminado por cada beneficiario, la fecha y el volumen (en galones) de  diésel marino vendido en actividades de pesca y cabotaje, so pena de hacerse  acreedores a la imposición de las sanciones contempladas en la sección relativa  a las sanciones del presente Título o la norma que lo modifique, aclare,  adicione o derogue.    

(Decreto 1505 de 2002,  artículo 21. modificado por el Decreto 4335 de 2004,  artículo 5°)    

Nota, artículo  2.2.1.2.2.21: Ver Resolución  663 de 2017, UPME.    

SECCIÓN 3    

PRESTACIÓN DE SERVICIOS Y LABORES PROPIAS DE LA INDUSTRIA    

Artículo 2.2.1.2.3.1. Suministro de informes de nómina de las personas dedicadas a la  industria del petróleo. Toda  persona dedicada a la industria del petróleo en las diversas ramas que la  integran, incluyendo la prestación de servicios técnicos, está en la obligación  de suministrar a los Ministerios de Trabajo y Minas y Petróleos, antes del  primero de marzo siguiente al año calendario, una relación con los siguientes  datos:    

a) Nómina de empleados, con especificación de funciones,  nacionalidad, tiempo de permanencia en Colombia si fueren extranjeros, estado  civil, nombre y nacionalidad del cónyuge, asignación mensual y moneda en que se  paga;    

b) Número de los obreros de la empresa, dividido por  grupos de nacionales y extranjeros, anotándose para los extranjeros su  nacionalidad, tiempo de permanencia en Colombia y demás requisitos mencionados  en el ordinal anterior;    

c) Nómina de los contratistas con las especificaciones  indicadas en los literales a) y b), y una síntesis de las condiciones y  términos de los mismos contratos;    

d) Valor de los honorarios y remuneraciones, que se pagan  a los contratistas, empleados y obreros extranjeros;    

e) Valor de los honorarios y remuneraciones que se pagan  a los contratistas, empleados y obreros colombianos;    

f) Declaración del tipo de cambio utilizado para la  liquidación de los honorarios y remuneraciones que se pagan en monedas  extranjeras.    

Para otorgar la autorización de que trata el inciso  segundo del artículo 18 de la Ley 10 de 1961, y para  la celebración de los convenios allí indicados, se requerirá el concepto previo  del Ministerio de Minas y Energía, el cual calificará, en cada caso, el  personal especializado en la rama o ramas de la industria del petróleo.    

(Decreto 1348 de 1961  artículo 36)    

Artículo 2.2.1.2.3.2. Empresas prestadoras de servicios inherentes al sector Hidrocarburos. Para los efectos relacionados con el artículo 16 de la Ley 9° de 1991, se  consideran como empresas de servicios inherentes al sector de hidrocarburos,  las que con dedicación exclusiva presten uno o varios de los servicios que se  señalan a continuación:    

1. Geología, Geofísica, Geoquímica: comprende la  obtención de información, procesamiento e interpretación de resultados que  conduzcan al descubrimiento de hidrocarburos por medio de técnicas tales como:    

– Sísmica.    

– Estudios de síntesis de cuenca.    

– Magnetometría.    

– Gravimetría.    

– Fotogeología.    

– Posicionamiento por satélite.    

– Sensores remotos.    

– Bioestatigrafía.    

– Adquisición de información de geología de subsuelo.    

– Cartografía.    

2. Perforación de pozos de hidrocarburos: comprende  actividades tales como:    

– Suministro de equipos de perforación y pruebas  correspondientes.    

– Perforación de pozos.    

– Fluidos de perforación.    

– Toma, procesamiento, interpretación de registros.    

– Corazonamiento, cementación,  cañoneo.    

– Servicio de pesca.    

– Servicio de pozos dirigidos.    

– Suministro de equipos de cementación y estimulación de  pozos.    

3. Producción de hidrocarburos: comprende actividades  tales como:    

– Terminación (completamiento) de pozos.    

– Pruebas de presiones y de producción.    

– Reacondicionamiento de pozos, estimulación  (acidificación, fracturamiento de formación,  empaquetamiento).    

– Diseño, montaje y mantenimiento de facilidades  (instalaciones) de producción (tanques separadores, calentadores, líneas de  recolección).    

– Diseño, operación y mantenimiento de producción, como  bombeo mecánico, bombeo hidráulico, bombeo electrosumergible,  gas lift y trabajos realizados a los pozos,  posteriores a su terminación (limpieza, reparaciones).    

– Diseño, construcción, operación y mantenimiento de  oleoductos y gasoductos.    

4. Ingeniería de yacimientos: comprende actividades tales  como:    

– Estudio y evaluación de yacimientos de hidrocarburos.    

– Análisis y control de producción.    

– Recuperación mejorada de hidrocarburos.    

– Tasas máximas de producción.    

– Análisis petrofísicos y petroquímicos de rocas y  fluidos.    

5. Otros: comprende actividades tales como:    

– Administración, operación y mantenimiento de campos  petroleros.    

– Inspección del equipo, tuberías y otros elementos  utilizados en la perforación y en la producción de hidrocarburos.    

– Conservación del medio ambiente y seguridad industrial  en relación con derrames de petróleo, contaminación y contraincendios.    

En relación con los servicios anteriormente señalados, se  podrán prestar los de suministro y mantenimiento de equipos, elementos y  herramientas.    

6. Servicios especiales. Compañías nacionales o  las sucursales en el país de compañías extranjeras, de propósito específico y  exclusivo, que adquieran de las empresas dedicadas a la exploración y  explotación de hidrocarburos, la cesión de derechos sobre producción aleatoria  de los mismos, o que inviertan en infraestructura dedicada exclusivamente a la  exploración y explotación de hidrocarburos, para ponerla a disposición de estas  empresas.    

Parágrafo. En  desarrollo de las actividades señaladas en este artículo, las empresas podrán  ejecutar directamente las necesarias para la prestación del servicio principal,  tales como obras civiles, transporte de equipo y personal, telecomunicaciones,  etc.    

(Decreto 2058 de 1991,  artículo 1°, numeral 6 adicionado por el Decreto 1629 de 1997,  artículo 1°)    

Artículo 2.2.1.2.3.3. Asimilación de servicios. El Ministerio de Minas y Energía, podrá asimilar a los  servicios enumerados en el artículo anterior otros que guarden especial  relación o similitud con los mismos, de acuerdo con la tecnología especializada  y exclusiva que se aplique en el sector de hidrocarburos.    

(Decreto 2058 de 1991,  artículo 2°)    

Artículo 2.2.1.2.3.4. Acreditación de la dedicación exclusiva. Para acreditar la dedicación exclusiva de que trata el  artículo 16 de la Ley 9° de 1991 y  acogerse, por tanto, al tratamiento especial que señala dicho artículo, las  empresas de servicios inherentes al sector de hidrocarburos deberán obtener del  Ministerio de Minas y Energía la certificación sobre el particular, de acuerdo  con la clasificación establecida en el artículo 2.2.1.2.3.2 de este Decreto, la  cual deberá reflejarse en el objeto social respectivo.    

(Decreto 2058 de 1991,  artículo 3°)    

Artículo 2.2.1.2.3.5. Labores propias y esenciales de la industria. Para los efectos del artículo 1° del Decreto 284 de 1957,  constituyen labores propias y esenciales de la industria del petróleo las  siguientes:    

1. Los levantamientos geológicos, geofísicos, geodésicos,  topográficos, destinados a la exploración y evaluación de yacimientos de  hidrocarburos.    

2. La operación de perforar pozos de hidrocarburos desde  el inicio de la perforación hasta la terminación, completamiento o taponamiento  del mismo.    

3. La operación y reacondicionamiento de  pozos de hidrocarburos.    

4. La operación técnica de cerrar y abandonar un pozo que  haya servido para la explotación de hidrocarburos, incluyendo los de inyección  de fluidos para recuperación secundaria, pozos inyectores de aguas residuales u  otro cualquiera requerido para el manejo y desarrollo del campo.    

5. La operación de los sistemas de recolección,  separación, tratamiento, almacenamiento y transferencia de hidrocarburos.    

6. La operación del sistema de bombeo y tuberías que  conducen los hidrocarburos hasta los tanques de almacenamiento, y desde ahí a  los puntos de embarque o de refinación.    

7. La operación de facilidades de levantamiento  artificial y las instalaciones de recuperación secundaria y terciaria de  petróleo.    

8. La operación de los sistemas de tratamiento térmico,  eléctrico y químico que permitan hacer más fácil o económico el bombeo de  petróleo.    

9. La construcción, control, operación y mantenimiento  técnico de los equipos y unidades de procesos propias de la refinación del  petróleo.    

10. La construcción, operación y mantenimiento técnico de  las tuberías, tanques y bombas para transporte de petróleo crudo, productos  intermedios y finales de las refinerías.    

Parágrafo. Es entendido  que las actividades de descontaminación ambiental que tengan que desarrollarse  como consecuencia de daños ocasionados por actos dolosos, no son labores  propias o esenciales de la industria del petróleo.    

(Decreto 2719 de 1993  artículo 1°, modificado por el Decreto 3164 de 2003,  artículo 1°)    

SECCIÓN 4    

Nota:  Sección 4 modificada por el Decreto 1172 de 2016,  artículo 1º.    

SANCIONES    

Artículo 2.2.1.2.4.1. Régimen  sancionatorio en la distribución de combustibles  líquidos y biocombustibles. De  conformidad con lo establecido en el artículo 25 de la Ley 1753 de 2015, los agentes  de la cadena de distribución de combustibles líquidos y biocombustibles  que transgredan las normas sobre el funcionamiento de  ese servicio público o que incumplan las órdenes del Ministerio de Minas y  Energía, serán objeto de imposición de las siguientes sanciones: a) multa entre  diez (10) y dos mil (2.000) salarios mínimos legales mensuales vigentes, b)  suspensión del servicio entre diez (10) y noventa (90) días calendario y  bloqueo del Código Sicom,  c) cancelación de la autorización y bloqueo del Código Sicom, y, d) decomiso administrativo permanente.    

Artículo  2.2.1.2.4.2. Medidas preventivas. El Ministerio de Minas y Energía o la autoridad en quien  se delegue esta función, decretará la medida preventiva de suspensión de la  actividad dentro del proceso sancionatorio mediante  acto administrativo motivado, para lo cual procederá a bloquear el Código Sicom conforme lo dispone el  parágrafo 1 del artículo 25 de la Ley 1753 de 2015.    

Artículo  2.2.1.2.4.3. Procedencia de las  medidas preventivas. La medida preventiva  podrá decretarse cuando pueda derivarse algún daño o peligro, o cuando la  actividad se ejerce sin el lleno de los requisitos, permisos o autorizaciones  para su funcionamiento.    

Esta  medida podrá decretarse en el mismo acto administrativo con el cual se da  inicio a una investigación administrativa o de forma separada en el curso de la  investigación hasta antes de la presentación de los descargos por parte del  agente o actor investigado.    

La medida  preventiva está dirigida a proteger, prevenir o impedir la ocurrencia de un  hecho, actuación y/o daño que atente contra la vida, la integridad de las  personas, la seguridad, el medio ambiente o intereses jurídicos superiores.    

Artículo  2.2.1.2.4.4. Levantamiento de la  medida preventiva. La medida  preventiva se levantará de oficio o a petición de parte cuando se compruebe que  han desaparecido las causas que la originaron. En todo caso, la medida  preventiva se levantará automáticamente si transcurrido un año desde la  apertura del procedimiento sancionatorio, no se  hubiera formulado pliego de cargos o su equivalente.    

Artículo  2.2.1.2.4.5. Decomiso temporal. De conformidad con el parágrafo 2° del artículo 25 de la Ley 1753 de 2015, las  autoridades de policía a nivel municipal podrán realizar los decomisos  temporales de productos, elementos, medios o implementos utilizados para  cometer la infracción a las normas que regulan la cadena de distribución de  combustibles líquidos y biocombustibles.    

El  Ministerio de Minas y Energía a través de la Dirección de Hidrocarburos en  coordinación con el Ministerio de Defensa, desarrollará los mecanismos que se  deben adelantar a efectos de iniciar los trámites administrativos para el  decomiso temporal de productos, elementos, medios o implementos utilizados para  cometer la infracción a las normas que regulan la cadena de distribución de  combustibles líquidos y biocombustibles.    

Artículo  2.2.1.2.4.6. Régimen sancionatorio en el sector hidrocarburos.    

Acorde con  el artículo 26 de la Ley 1753 de 2015, el Ministerio  de Minas y Energía podrá imponer administrativamente multas entre dos mil  (2.000) y cien mil (100.000) salarios mínimos legales mensuales vigentes (smmlv) en cada caso, por el  incumplimiento de las obligaciones que se establecen en el Código de Petróleos  cuando el incumplimiento no deba producir caducidad de contratos o cancelación  de permisos, o cuando se prefiera optar por esta sanción y no declarar la  caducidad.    

Artículo  2.2.1.2.4.7. Procedimiento sancionatorio. El procedimiento sancionatorio,  tanto para el régimen señalado en el artículo 25 como para aquel contenido en  el artículo 26 de la Ley 1753 de 2015,  será el establecido en el Capítulo III del Título III de la Ley 1437 de 2011, en  sus artículos 47, 48 y 49.    

Artículo  2.2.1.2.4.8. Ponderación. El operador jurídico al interior del Ministerio de Minas y  Energía realizará la ponderación respectiva para cada caso concreto.    

Dicha  ponderación debe atender a los criterios establecidos en el Capítulo III del  Título III de la Ley 1437 de 2011, en  su artículo 50.    

Texto inicial de la Sección 4:    

“SANCIONES    

Artículo  2.2.1.2.4.1. Sanciones. Los  agentes de la cadena de distribución de combustibles líquidos derivados del  petróleo que infrinjan el presente decreto y las demás normas sobre el  funcionamiento de los servicios públicos que ejerzan dichos agentes, estarán  sujetos a la imposición de las siguientes sanciones por parte del Ministerio de  Minas y Energía o de la autoridad en quien este delegue, de conformidad con la  naturaleza, efectos, modalidades y gravedad del hecho, así: Amonestación,  multa, suspensión del servicio y cancelación de la autorización para ejercer la  respectiva actividad.    

(Decreto 4299 de 2005,  artículo 32)    

Artículo  2.2.1.2.4.2. Amonestación. Consiste  en el llamado de atención por escrito que se le formulará al infractor, con la  advertencia de que una nueva falta le ocasionará la aplicación de una sanción  de mayor grado. Esta sanción se impondrá cuando no se preste la colaboración  necesaria para el cumplimiento de las funciones por parte del Ministerio de  Minas y Energía o de la autoridad en quien este delegue.    

(Decreto 4299 de 2005,  artículo 33)    

Artículo  2.2.1.2.4.3. Multa. Consiste  en la obligación de pagar al Tesoro Nacional una suma, que en ningún caso podrá  ser superior a diez (10) unidades de salario mínimo legal mensual vigente, por  incumplimiento a las disposiciones referidas a seguridad y protección de  instalaciones, personas y bienes, suministro de información, obtención de  pólizas, prestación del servicio, normas de calidad y precios. Esta sanción  será procedente en los siguientes casos:    

1. Por  no mantener vigentes los permisos, licencias o autorizaciones expedidas por las  alcaldías, las curadurías urbanas y las autoridades ambientales competentes,  así como la póliza de responsabilidad civil extracontractual, de conformidad  con lo establecido en el presente decreto.    

2.  Cuando no se dé cumplimiento en materia de suministro de información,  documentación y no se atiendan las recomendaciones de orden técnico formuladas  por el Ministerio de Minas y Energía o la autoridad en quien este delegue.    

3.  Cuando no se mantengan vigentes los certificados de calibración de las unidades  de medida para la entrega de combustibles.    

4.  Cuando no se entreguen los certificados de calidad y cantidad de los combustibles  líquidos derivados del petróleo despachados.    

5.  Cuando no se disponga de la capacidad de almacenamiento comercial de  conformidad con lo establecido en el presente decreto.    

6. Por  incurrir nuevamente en hechos respecto de los cuales se haya impuesto sanción  de amonestación.    

(Decreto 4299 de 2005  artículo 34)    

Artículo  2.2.1.2.4.4. Suspensión del servicio. Consiste  en la sanción en virtud de la cual los agentes de la cadena de distribución de  combustibles líquidos derivados del petróleo, no podrán ejercer sus actividades  hasta por el término de diez (10) días, como consecuencia de la orden de  suspensión del servicio. Esta sanción se impondrá en los siguientes casos:    

1.  Cuando no se pague la multa dentro de los quince (15) días siguientes a la  fecha de ejecutoria de la resolución que la imponga.    

2.  Cuando no se dé cumplimiento a las exigencias del Ministerio de Minas y Energía  o de la autoridad en quien este delegue, dentro del plazo estipulado.    

3.  Cuando no se suministre la guía única de transporte a cada uno de los agentes  de la cadena autorizados, de conformidad con lo establecido en el presente  decreto.    

4.  Cuando se suministre y/o reciba combustibles en carrotanques que no cumplan con  los requisitos exigidos.    

5. Por  adelantar obras de construcción, ampliación o modificación, sin que el  Ministerio de Minas y Energía o la autoridad en quien este delegue, haya  autorizado o verificado el cumplimiento de los requisitos para tales efectos.    

6.  Cuando no se cumplan las disposiciones en materia de obtención de los  certificados de conformidad con el cumplimiento de los requisitos establecidos  en los reglamentos técnicos.    

7.  Cuando dentro de los términos previstos en el presente decreto cualquier agente  de la cadena de distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo  que se encuentre operando, no tramite la autorización respectiva ante la  entidad de regulación y/o vigilancia y control.    

8. Por  incurrir nuevamente en hechos respecto de los cuales ya se haya impuesto  sanción de multa.    

(Decreto 4299 de 2005,  artículo 35)    

Artículo  2.2.1.2.4.5. Cancelación de la  autorización y cierre del establecimiento. Es la  sanción mediante la cual la entidad competente ordena la cancelación de la  autorización para operar como agente de la cadena de distribución de  combustibles líquidos derivados del petróleo, y como consecuencia de ello, el  cierre definitivo del respectivo establecimiento. Esta sanción es procedente en  los siguientes casos:    

1.  Cuando se proceda contra expresa prohibición señalada en el presente reglamento  y demás normas cuyo cumplimiento sea objeto de verificación por parte del  Ministerio de Minas y Energía o de la autoridad en quien este delegue.    

2.  Cuando el Ministerio de Minas y Energía o la autoridad en quien este delegue  verifique que la documentación presentada por un solicitante para obtener la  autorización para operar como agente de la cadena de combustibles, no  corresponde total o parcialmente a la realidad.    

3.  Cuando un agente de la cadena comercialice combustibles líquidos derivados del  petróleo sin estar autorizado para ejercer dicha actividad.    

4.  Cuando un agente de la cadena suministre combustibles a otro agente no  autorizado para hacerlo de conformidad con lo establecido en el presente  decreto.    

5.  Cuando un agente de la cadena adquiera combustibles de otro agente no  autorizado, de conformidad con lo establecido en el presente decreto.    

6.  Cuando a un agente de la cadena se le haya impuesto como sanción la suspensión  del servicio en dos (2) oportunidades dentro de los dos (2) años inmediatamente  anteriores.    

7. Por  tenencia, tráfico y comercio ilícitos de combustibles.    

8.  Cuando habiendo transcurrido los diez (10) días de suspensión del servicio por sanción,  persista el incumplimiento que dio origen a la misma.    

(Decreto 4299 de 2005,  artículo 36)    

Artículo  2.2.1.2.4.6. Procedimiento.  Recibida la queja o la información respectiva, el Ministerio de Minas y Energía  o la autoridad en quien este delegue procederá de la siguiente manera:    

1.  Informará por escrito al interesado acerca de los cargos que aparecen en su  contra.    

2. El  presunto infractor dispondrá de un plazo de diez (10) a treinta (30) días para  presentar ante el Ministerio de Minas y Energía o la autoridad en quien este  delegue los descargos correspondientes.    

3.  Dentro del plazo que prudencialmente señale el Ministerio de Minas y Energía o  la autoridad en quien este delegue decretará y ordenará la práctica de pruebas,  si lo estima procedente.    

4.  Dentro de los treinta (30) días siguientes, el Ministerio de Minas y Energía o  la autoridad en quien este delegue, emitirá la decisión correspondiente  mediante resolución motivada de conformidad con lo dispuesto en el Código Contencioso  Administrativo, para que frente a ella, si el interesado lo  considera, proceda al agotamiento de la vía gubernativa, conforme a los  términos establecidos en el parágrafo del artículo 28 de la Ley 10 de 1961.    

Parágrafo  1°. La ejecución de las providencias por medio de las cuales el  Ministerio de Minas y Energía o la autoridad en quien este delegue, ordena la  suspensión del servicio o cancelación de la autorización de acuerdo con lo  estipulado en el presente decreto, deberá hacerse efectiva mediante comisión a  la respectiva autoridad de policía, quien se encargará de sellar temporal o  definitivamente el correspondiente establecimiento, según sea el caso.    

Parágrafo  2°. Las sanciones anteriores se aplicarán sin perjuicio de las  acciones civiles, penales, fiscales o administrativas que la infracción  origine, de las medidas policivas que deban tomarse para impedir la infracción  o para restituir la situación legal infringida y de las sanciones cuya  imposición está a cargo de otras autoridades.    

(Decreto 4299 de 2005,  artículo 37)    

Artículo  2.2.1.2.4.7. Infracción a las  obligaciones de marcación y detección de combustibles. Cuando  una estación de servicio, un distribuidor mayorista, un gran consumidor o: un  transportador de combustibles líquidos derivados del petróleo, tenga en su  poder, a cualquier título, gasolina motor o ACPM que no estén marcados  debidamente, estará sujeto, en concordancia con lo establecido en la Ley 26 de 1989 y  con base en los respectivos antecedentes, a las siguientes sanciones de  conformidad con la naturaleza, efectos, modalidades y gravedad del hecho:  multa, suspensión del servicio y cancelación de la autorización para almacenar,  distribuir y transportar combustibles, conforme se establece en los artículos  subsiguientes.    

Parágrafo.  Las sanciones antes mencionadas se aplicarán sin perjuicio de la  investigación que pueda seguirse en contra de los agentes que precedan en la  cadena de distribución, que tengan en su poder el combustible sin marcar.    

(Decreto 1503 de 2002,  artículo 15)    

Artículo 2.2.1.2.4.8. Multa. Consiste  en la obligación de pagar en favor de la entidad que sanciona (Ministerio de  Minas y Energía o Alcaldía según sea el caso) una cantidad no superior a diez  (10) salarios mínimos mensuales legales vigentes a la fecha en que se cometa la  infracción.    

Se impondrá multa siempre que  el hecho no constituya una infracción que, a juicio del ente que sanciona, sea  susceptible de suspensión o cancelación.    

(Decreto 1503 de 2002,  artículo 16)    

Artículo 2.2.1.2.4.9.  Suspensión. Consiste en la prohibición en  virtud de la cual las plantas de abastecimiento o las estaciones de servicio,  no podrán ejercer sus actividades durante determinado período. De igual forma,  dentro de dicho lapso los grandes consumidores no podrán abastecerse de  combustibles, ni los transportadores podrán efectuar actividades de transporte.  El período máximo de suspensión será de diez (10) días. Esta sanción se  impondrá en los siguientes casos:    

a) Cuando no se pague la  multa dentro de los quince (15) días siguientes a la ejecutoria de la Resolución  que la imponga;    

b) Cuando no se dé  cumplimiento a las exigencias del Ministerio de Minas y Energía o de las  Alcaldías dentro del plazo dispuesto;    

c) Por incurrir nuevamente en  hechos respecto de los cuales se haya impuesto con anterioridad, sanción de  multa.    

Parágrafo 1°. En el caso  descrito en el literal a), la suspensión solo cesará cuando se pague la multa.    

Parágrafo 2°. En el caso de  que el infractor sea un Transportador, el Ministerio de Minas y Energía o la  Alcaldía, según el caso, informará a la autoridad que concede la respectiva  autorización, para que imponga la sanción correspondiente.    

(Decreto 1503 de 2002,  art, 17)    

Artículo 2.2.1.2.4.10.  Cancelación. Es la determinación en  virtud de la cual se declara que una autorización para almacenar, manejar,  transportar y/o distribuir combustibles no puede seguir siendo utilizada y,  como consecuencia de ello, se ordena su cancelación. Esta sanción es procedente  en los siguientes casos:    

a) Por la comisión de faltas  graves a juicio de quien sanciona (Ministerio de Minas y Energía o Alcaldía  según sea el caso);    

b) Cuando se proceda contra  expresa prohibición del Ministerio de Minas y Energía o de la Alcaldía;    

c) Cuando la autoridad  competente (Ministerio de Minas y Energía o Alcaldía, según sea el caso)  verifique que cualquier documentación presentada por un solicitante, para la  expedición de una autorización, no corresponde a la realidad;    

d) Por incurrir en faltas de  distinto orden, o por la reiteración de infracciones que han sido objeto de  suspensión.    

Parágrafo 1°. En el caso que  el infractor sea un Transportador, el Ministerio de Minas y Energía o la  Alcaldía, según el caso, informará a la autoridad que concede la respectiva  autorización, para que imponga la sanción correspondiente.    

Parágrafo 2°. En concordancia  con lo establecido en el artículo 4° de la Ley 39 de 1987  ninguna autoridad podrá disponer el cierre definitivo de una estación de  servicio, sin el correspondiente permiso del Ministerio de Minas y Energía,  excepto cuando la determinación se fundamente en decisión judicial, en normas  de desarrollo urbanístico o en normas o situaciones de orden público que así lo  ameriten, en estos dos últimos casos corresponde actuar a la autoridad  municipal respectiva.    

En todo caso el Ministerio de  Minas y Energía no será responsable por dichas determinaciones.    

(Decreto 1503 de 2002,  artículo 18)    

Artículo 2.2.1.2.4.11.  Régimen aplicable a la Empresa Colombiana de Petróleos. De conformidad con la Ley 39 de 1987,  Ecopetrol S. A. será sujeto de las sanciones previstas en la presente Sección.    

(Decreto 1503 de 2002,  artículo 19)    

Artículo 2.2.1.2.4.12.  Procedimiento para la imposición de sanciones por infringir las obligaciones de  marcación de combustibles. El procedimiento para la  imposición de sanciones será el siguiente: Recibida la queja o la información  respectiva, la autoridad competente (Ministerio de Minas y Energía o Alcaldía,  según el caso), procederá de la siguiente manera:    

a) Por escrito hará los  cargos correspondientes, los que serán notificados al interesado para efectos  de que presente los correspondientes descargos;    

b) El presunto infractor, de  conformidad con lo dispuesto por la autoridad competente (Ministerio de Minas y  Energía o Alcaldía, según el caso), dispondrá de un plazo de diez (10) a  treinta (30) días para hacer llegar al funcionario de conocimiento, el escrito  que contenga los descargos correspondientes y aporte las pruebas que pretenda  hacer valer o solicite la práctica de las mismas.    

c) Dentro del plazo de quince  (15) días, el funcionario de conocimiento decretará la práctica de las pruebas  que estime necesarias y conducentes al esclarecimiento de los hechos;    

d) Practicadas y estudiadas  las pruebas, la autoridad competente decidirá lo correspondiente, mediante  resolución motivada que, en la vía gubernativa, sólo admite recurso de  reposición de conformidad con el Código de  Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo.    

Parágrafo. La ejecución de las  providencias por medio de las cuales la autoridad respectiva ordena la  suspensión o cancelación de la autorización o permiso para almacenar, manejar,  transportar y distribuir combustibles, de acuerdo con lo estipulado en el  presente decreto, podrá hacerse efectiva mediante comisión a la respectiva  autoridad de policía.    

(Decreto 1503 de 2002,  artículo 20)    

Artículo 2.2.1.2.4.13.  Sanción por infracción a lo dispuesto por el artículo 18 de la Ley 10 de 1961. Las infracciones a lo  dispuesto en el artículo 18 de la Ley 10 de 1961  serán sancionadas por el Ministerio de Trabajo con multas sucesivas hasta de un  mil pesos ($1.000.00) en cada caso, de acuerdo con la gravedad de la infracción  y sin perjuicio de que la persona interesada dé cumplimiento a la obligación de  que se trate.”.    

(Decreto 1348 de 1961,  artículo 37.)    

TÍTULO II    

DEL SECTOR DE GAS    

CAPÍTULO 1    

GENERALIDADES    

Artículo 2.2.2.1.1. Ámbito de aplicación. El Presente Título aplica a todos los  Agentes e igualmente a todas las instituciones públicas y privadas relacionadas  con el desarrollo de la actividad económica de gas natural.    

(Decreto 2100 de 2011,  artículo 3°)    

Artículo 2.2.2.1.2. Remisión al título de energía  eléctrica. Para  los efectos de este Decreto y en relación con la liquidación, cobro, recaudo y  manejo de las contribuciones de solidaridad y de los subsidios en materia de  servicios públicos de energía eléctrica y gas combustible distribuido por red  física; se aplicarán las disposiciones del Título III del presente decreto.    

Artículo 2.2.2.1.3. Siglas. Para efectos del presente decreto se  tendrán en cuenta las siguientes siglas:    

ANH: Agencia Nacional de Hidrocarburos    

CIDV: Cantidades Importadas Disponibles para la Venta  para el Consumo Interno    

CREG: Comisión de Regulación de Energía y Gas    

GBTUD: Giga BTU -British Thermal  Unit- por día    

GNCV: Gas Natural Comprimido Vehicular    

CNOG: Consejo Nacional de Operación de Gas    

MME: Ministerio de Minas y Energía    

MPCD: Millones de Pies Cúbicos por Día    

PC: Producción Comprometida de un Productor    

PP: Potencial de Producción de gas natural de un campo  determinado    

PTDV: Producción Total Disponible para la Venta    

SNT: Sistema Nacional de Transporte de Gas    

UPME: Unidad de Planeación Minero Energética.    

(Decreto 2100 de 2011,  artículo 1°)    

Artículo 2.2.2.1.4. Definiciones. Para la adecuada interpretación de las  expresiones empleadas en este Decreto se tendrán en cuenta las definiciones de  la Ley 142 de 1994 las de las normas expedidas por la CREG y el MME; y las que  se presentan a continuación: (Nota: El texto oficialmente publicado  de este inciso no corresponde en su totalidad al texto del mismo inciso en el  artículo 1º del Decreto 2100 de 2011,  referido.).    

(Decreto 2100 de 2011,  artículo 2°)    

Acuerdo Operativo: Decisiones sobre los aspectos técnicos del SNT,  tendientes a lograr una operación segura, económica y confiable.    

(Decreto 2100 de 2011,  artículo 2°)    

Agentes: Son los productores de gas, los Agentes Operacionales,  los Agentes Exportadores, los Agentes Importadores, los propietarios y/o  transportadores en las Interconexiones Internacionales de Gas, los propietarios  y/u operadores de la Infraestructura de Regasificación.    

(Decreto 2100 de 2011,  artículo 2°)    

Agente Exportador de Gas: Persona jurídica que exporta gas.    

(Decreto 2100 de 2011,  artículo 2°)    

Agente Importador de Gas: Persona jurídica que importa gas.  Cuando el Agente Importador vende el gas importado para la atención del  servicio público domiciliario de gas combustible, es un comercializador.    

(Decreto 2100 de 2011,  artículo 2°)    

Agentes Operacionales: Personas naturales o jurídicas entre las cuales se dan  las relaciones técnicas y/o comerciales de compra, venta, suministro y/o  transporte de gas natural, comenzando desde la producción y pasando por los  sistemas de transporte hasta alcanzar el punto de salida de un usuario. Son  agentes los productores-comercializadores, los comercializadores, los  distribuidores, los transportadores, los usuarios no regulados y los  almacenadores independientes. Para los efectos de este Decreto el  Comercializador de GNCV es un Agente Operacional.    

(Decreto 2100 de 2011,  artículo 2°)    

Almacenamiento estratégico: Adicionada por el  Decreto 1038 de 2022,  artículo 2º. Infraestructura necesaria como cilindros,  tanques de almacenamiento de gas combustible y sistemas de respaldo de GNL a  pequeña escala, que permitan garantizar la continuidad en la prestación de  servicio frente a situaciones que puedan afectar el suministro del combustible  cuando es abastecido por vías terrestres o fluviales.    

Área de influencia: El área de influencia es aquella que ejerce un Sistema  Troncal perteneciente al Sistema Nacional de Transporte de Gas Natural,  respecto de un grupo de empresas y usuarios del Gas conectados, directa o  indirectamente, a este sistema troncal.    

(Decreto 2225 de 2000,  artículo 1°)    

Campos Menores: Campos productores de hidrocarburos cuyo PP es igual o  inferior a 30 MPCD.    

(Decreto 2100 de 2011,  artículo 2°)    

Cantidades Importadas Disponibles para la Venta-CIDV: Cantidades diarias promedio mes de gas  natural, medidas en GBTUD, que un Agente Importador estima tendrá disponibles  para la venta para consumo interno, en un período determinado, a través de  contratos de suministro.    

(Decreto 2100 de 2011,  artículo 2°)    

Cofinanciación del FECFGN: Modificada por el Decreto 1038 de 2022,  artículo 1º. Aporte de recursos del Fondo Especial Cuota  de Fomento al que se refiere el artículo 15 de la Ley 401 de 1997, o el fondo  que lo reemplace, con el objeto de completar los recursos necesarios para la  ejecución total de proyectos elegibles dirigidos al desarrollo de la  infraestructura, para la prestación efectiva del servicio de gas combustible  por redes.    

Texto inicial :Cofinanciación: Aporte de recursos del  Fondo Especial Cuota de Fomento con el objeto de completar los recursos  necesarios para la ejecución total de proyectos elegibles dirigidos al  desarrollo de la infraestructura para el uso del gas natural, en los términos  del artículo 15 de la Ley 401 de 1997.    

(Decreto 3531 de 2004  artículo 1°)    

Comercialización de Gas Natural Competida. Para efectos del presente decreto, se  considera que la actividad de Comercialización de gas natural desarrollada por  los Productores y los Agentes Importadores es competida, cuando la Comisión de  Regulación de Energía y Gas lo determine a partir de análisis que consideren  índices reconocidos de competencia que involucren el número de  Productores-Comercializadores y Agentes Importadores, la posición de dichos  agentes en el mercado, su nivel de competencia; así como la madurez del mercado  secundario de gas natural, la existencia de sistemas de información a los  usuarios, la disponibilidad de infraestructura de transporte de gas natural y  demás factores que encuentre pertinentes.    

(Decreto 3429 de 2003,  artículo 3°)    

Comercializador de GNCV: Persona natural o jurídica que  suministra GNCV a través de estaciones de servicio automotriz.    

(Decreto 2100 de 2011,  artículo 2°)    

Confiabilidad: Adicionada por el Decreto 2345 de 2015,  artículo 1º. capacidad del sistema de producción, transporte,  almacenamiento y distribución de gas natural de prestar el servicio sin  interrupciones de corta duración ante fallas en la infraestructura.    

Conexión: Adicionada por el Decreto 1038 de 2022,  artículo 2º. Conjunto de bienes que permiten conectar a un  usuario residencial con las redes de distribución de gas combustible. La  conexión se compone de la acometida y el medidor.    

Contrato BOMT: Modalidad de contrato suscrito para construir, operar, mantener  y transferir un gasoducto de transporte de Gas Natural. (Build,  Operate, Maintain and  Transfer, corresponde a las siglas en inglés). Los gasoductos construidos y  operados bajo la modalidad BOMT se consideran parte constitutiva de un sistema  de transporte.    

(Decreto 2225 de 2000,  artículo 1°)    

Contrato Firme o que Garantiza Firmeza: Contrato escrito en el que un Agente  garantiza el servicio de suministro de una cantidad máxima de gas natural y/o  de capacidad máxima de transporte, sin interrupciones, durante un período  determinado, excepto en los días establecidos para mantenimiento y labores  programadas. Esta modalidad de contrato requiere de Respaldo Físico.    

(Decreto 2100 de 2011,  artículo 2°)    

Contrato Interrumpible o que no Garantiza Firmeza: Contrato escrito en el que un Agente no  asume compromiso de continuidad del servicio de suministro de un volumen máximo  de gas natural y/o de capacidad máxima de transporte de gas natural. Este  servicio puede ser interrumpido por cualquiera de las partes, en los términos  definidos en el contrato.    

(Decreto 880 de 2007,  artículo 1°)    

Contrato Mixto: Contrato escrito para prestar el servicio de suministro o  de transporte de gas natural que involucra simultáneamente compromisos en Firme  e Interrumpibles de volúmenes y/o capacidades de transporte de gas natural.    

(Decreto 880 de 2007,  artículo 1°)    

Comercialización de Gas Natural Combustible: Es la actividad complementaria al  servicio público domiciliario de gas natural combustible, que consiste en la  compraventa o suministro de gas natural combustible a título oneroso.    

(Decreto 3429 de 2003,  artículo 1°; en concordancia con el Decreto 847 de 2001,  artículo 1°, adicionado por el Decreto 1590 de 2004,  artículo 1°.)    

Comercializador de Gas Natural: Persona jurídica cuya actividad es la  comercialización de gas natural combustible.    

(Decreto 3429 de 2003,  artículo 1; en concordancia con el Decreto 847 de 2001,  artículo 1°, adicionado por el Decreto 1590 de 2004,  artículo 1°)    

Comercializador Entrante: Es el Comercializador de Gas Natural  diferente del Comercializador Establecido que atenderá usuarios regulados en el  mismo mercado de comercialización.    

(Decreto 3429 de 2003,  artículo 1°)    

Comercializador Establecido: Es el Distribuidor de Gas Natural que desarrolla  simultáneamente la actividad de Comercialización de Gas Natural a usuarios  regulados en un mismo mercado de comercialización.    

(Decreto 3429 de 2003,  artículo 1°)    

Conexión de Usuarios de Menores Ingresos: Es el conjunto de bienes que permiten  conectar a un usuario residencial de los estratos 1 y 2 con las redes de  distribución de gas natural. La conexión se compone básicamente de la  acometida, el medidor y el regulador.    

(Decreto 3531 de 2004  artículo 1°)    

Demanda de Gas Natural por Atender: Es el volumen total de gas natural y/o  capacidad total de transporte nominados por los Agentes para el Día de Gas.    

(Decreto 880 de 2007,  artículo 1°)    

Demanda de Gas Natural Eléctrica: Es el volumen de gas natural y/o  capacidad de transporte nominado por los agentes Termoeléctricos para atender  el despacho económico eléctrico durante el día de Gas.    

(Decreto 880 de 2007,  artículo 1°)    

Demanda de Gas Remanente: Es el volumen de gas natural y/o de capacidad  de transporte que resulta de restar de la Demanda por Atender ya priorizada  conforme al artículo 2.2.2.2.1 del presente decreto, la Demanda de Gas Natural  Eléctrica y los volúmenes considerados en los numerales 1 y 2 de los artículos  2.2.2.2.2 y 2.2.2.2.3 de este Decreto.    

(Decreto 880 de 2007,  artículo 1°)    

Demanda Esencial: Modificada  por el Decreto 2345 de 2015, artículo  2º. Corresponde a i)  la demanda de gas natural para la operación de las estaciones de compresión del  SNT, ii) la demanda de gas natural de usuarios  residenciales y pequeños usuarios comerciales inmersos en la red de  distribución, iii) la demanda de GNCV, y iv) la demanda de gas natural de las refinerías, excluyendo  aquella con destino a autogeneración de energía eléctrica que pueda ser  reemplazada con energía del Sistema Interconectado Nacional.    

Texto  inicial de la definición: “Corresponde a: (i) la demanda  de gas natural de usuarios residenciales y pequeños usuarios comerciales  inmersos en la red de distribución; (ii) la demanda  de GNCV; (iii) la demanda de gas natural para la  operación de las estaciones de compresión del SNT; y, (iv)  la demanda de gas natural de las refinerías.”.    

(Decreto 2100 de 2011,  artículo 2°)    

Demanda total del país: Corresponde al consumo de Gas Natural medido como  promedio anual en el año inmediatamente anterior en Millones de pies cúbicos  diarios correspondiente a un distribuidor, un almacenador, un usuario no  regulado o un usuario regulado (no localizado en áreas de servicio exclusivo)  atendido a través de un comercializador. Dicho consumo será actualizado y  divulgado anualmente por la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, a más  tardar el 1° de marzo de cada año.    

(Decreto 2225 de 2000,  artículo 1°)    

Distribuidor de Gas Natural: Es la empresa de servicios públicos que  desarrolla la actividad de distribución de gas natural.    

(Decreto 3429 de 2003,  artículo 1°)    

Estudios de Preinversión: Son el conjunto de análisis y estudios  necesarios para evaluar, desde el punto de vista técnico y económico, la  viabilidad de emprender un proyecto de infraestructura en los municipios y el  sector rural dentro del área de influencia de los gasoductos troncales.    

(Decreto 3531 de 2002  artículo 1°)    

Evaluador: Es la Unidad de Planeación Minero-Energética, UPME.    

(Decreto 3531 de 2004  artículo 1°)    

Fondo Especial Cuota de Fomento: Es el Fondo Cuenta Especial creado por  el artículo 15 de la Ley 401 de 1997, modificado por las Leyes 887 de 2004,  1151 de 2007 y 1450 de 2011; sin personería jurídica, administrado por el  Ministerio de Minas y Energía, al cual se incorporan los recursos provenientes  de la Cuota de Fomento del tres por ciento (3.0%) sobre el valor de la tarifa  que se cobre por el gas objeto del transporte, efectivamente realizado,  sufragada por todos los Remitentes del Sistema Nacional de Transporte de Gas  Natural.    

Su finalidad es promover y cofinanciar proyectos  dirigidos al desarrollo de infraestructura para el uso de gas natural en los  municipios y el sector rural, prioritariamente dentro del área de influencia de  los gasoductos troncales y que tengan el mayor índice de Necesidades Básicas  Insatisfechas    

(Decreto 3531 de 2004  artículo 1° Definición modificada por el Decreto 1718 de 2008  artículo 1°, porcentaje modificado por el artículo 98 de la Ley 1450 de 2011)    

Gas Natural de Propiedad del Estado proveniente de  Regalías y de las participaciones de la ANH: Es el gas que recibe el Estado a título de regalía y/o  como participación en la propiedad del recurso en los contratos y/o convenios  de exploración y explotación de hidrocarburos suscritos con la ANH.    

(Decreto 2100 de 2011  artículo 2°)    

Gasoducto Ramal: Es el conjunto de tuberías y accesorios de uso público  que permiten la conducción de gas desde un Punto de Salida del Sistema Nacional  de Transporte hasta las Puertas de Ciudad, conexiones a usuarios no regulados y  conexiones a sistemas de almacenamiento.    

(Decreto 3531 de 2004  artículo 1°)    

Gasoducto Troncal: Es el conjunto de tuberías y accesorios de uso público  que permiten la conducción de gas desde los centros de producción hasta las  puertas de ciudad, conexiones a usuarios no regulados y conexiones a sistemas  de almacenamiento.    

(Decreto 3531 de 2004  artículo 1°)    

Infraestructura de Regasificación: Conjunto de instalaciones que permiten transformar  el gas natural de estado líquido a estado gaseoso que incluyen, entre otras  instalaciones complementarias, las requeridas para descargar, transportar,  almacenar, procesar y tratar el gas natural importado.    

(Decreto 2100 de 2011,  artículo 2°)    

Insalvable Restricción en la Oferta de Gas Natural o  Situación de Grave Emergencia, Transitoria: Limitación técnica que es posible solucionar a través de  inmediatas gestiones por parte de un Agente Operacional para continuar con la  prestación del servicio de gas natural y que no genera déficit de gas en un  punto de entrega.    

(Decreto 880 de 2007,  artículo 1°)    

Insalvable Restricción en la Oferta de Gas Natural o  Situación de Grave Emergencia. No Transitoria: Limitación técnica que implica un  déficit de gas en un punto de entrega, al no ser posible atender la demanda de  gas natural en dicho punto, pese a las inmediatas gestiones por parte de un  Agente Operacional para continuar con la prestación normal del servicio.    

(Decreto 880 de 2007,  artículo 1°)    

Intercambios Comerciales Internacionales de Gas Natural: Son las exportaciones e importaciones  de gas natural.    

(Decreto 2100 de 2011,  artículo 2°)    

Interconexión Internacional de Gas Natural: Gasoducto o grupo de gasoductos  dedicados exclusivamente a los Intercambios Comerciales Internacionales de Gas,  que puede estar o no, conectada físicamente al SNT y que no hace parte de dicho  Sistema.    

(Decreto 2100 de 2011,  artículo 2°)    

Limitación Técnica: Reducción o pérdida súbita de la disponibilidad de la  capacidad máxima de producción de un campo o de la capacidad máxima de un  sistema de transporte de gas.    

(Decreto 880 de 2007,  artículo 1°)    

Mercado Secundario: Es el mercado de gas natural y de capacidad de transporte  donde los Remitentes con Capacidad Disponible Secundaria y/o Agentes con  derechos de suministro de gas pueden comercializar libremente sus derechos  contractuales.    

(Decreto 880 de 2007,  artículo 1°)    

Municipios y Sector Rural  dentro del Área de Influencia de los Gasoductos Troncales: Son aquellos municipios que por su condición de  localización respecto del Gasoducto Troncal permiten que un proyecto de  infraestructura sea técnica y económicamente viable, si obtiene cofinanciación  del Fondo Especial Cuota de Fomento.    

(Decreto 3531 de 2004  artículo 1°)    

Parqueo: Modalidad de almacenamiento de gas en la red de  gasoductos, cuyas características y forma de remuneración serán definidas por  la CREG.    

(Decreto 880 de 2007,  artículo 1°)    

Potencial de Producción de gas  natural de un campo determinado-PP: Pronóstico  de las cantidades de gas natural, medidas en GBTUD, que pueden ser producidas  diariamente en promedio mes, en cada campo o puestas en un punto de entrada al  SNT para atender los requerimientos de la demanda, descontando las cantidades  de gas natural requeridas para la operación. Este pronóstico considera el  desarrollo de las Reservas de Gas Natural, la información técnica de los  yacimientos del campo o campos de producción a la tasa máxima eficiente de  recobro y está basado en la capacidad nominal de las instalaciones de  producción existentes y proyectadas. El PP de un campo corresponde a la suma de  la PC, la PTDV y el Gas Natural de Propiedad del Estado.    

(Decreto 2100 de 2011,  artículo 2°)    

Precio de Escasez: De acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 71 de  2006, es el valor definido por la CREG y actualizado mensualmente, que  determina el nivel del precio de bolsa a partir del cual se hacen exigibles las  Obligaciones de Energía Firme, y constituye el precio máximo al que se remunera  esta energía.    

(Decreto 880 de 2007,  artículo 1°)    

Prestador del Servicio de  Transporte o Transportador: De acuerdo  con la Resolución CREG 71 de 1999, se considerarán como tales, las personas de  que trata el Título I de la Ley 142 de 1994 que realicen la actividad de  Transporte de Gas desde un Punto de Entrada hasta un Punto de Salida del  Sistema Nacional de Transporte y que reúnen las siguientes condiciones, de  acuerdo con la Regulación de la CREG:    

a) Capacidad de decisión sobre el libre acceso a un Sistema  de Transporte siempre y cuando dicho acceso sea técnicamente posible; y    

b) Que realice la venta del Servicio de Transporte a  cualquier Agente mediante Contratos de Transporte.    

(Decreto 2225 de 2000,  artículo 1° adicionado por el Decreto 2282 de 2001,  artículo 1°)    

Producción Comprometida de un  Productor-PC: Cantidades diarias  promedio mes de gas natural, medidas en GBTUD, que un productor tiene  comprometidas para la venta mediante contratos de suministro firmes o que  garanticen firmeza, para cada campo o en un punto de entrada al SNT. Incluye,  además, el consumo de gas por productores establecido en el artículo 2.2.2.2.21  de este Decreto.    

(Decreto 2100 de 2011,  artículo 2°)    

Producción de gas del país: Se refiere al volumen total de Gas Natural expresado en Mpc que se haya producido en el respectivo año en los  campos de Gas Natural en explotación y operación ubicados en el territorio  nacional y que se encontraba dentro de las especificaciones exigidas para su  comercialización a través del Sistema Nacional de Transporte. Dicha producción  será actualizada y divulgada anualmente por la Unidad de Planeación Minero  Energética, UPME, a más tardar el 1° de marzo de cada año.    

(Decreto 2225 de 2000,  artículo 1°)    

Producción Total Disponible  para la Venta-PTDV: Totalidad  de las cantidades diarias promedio mes de gas natural, medidas en GBTUD, que un  productor o productor comercializador estima que tendrá disponibles para la  venta bajo cualquier modalidad, en un periodo determinado, a través de  contratos de suministro en cada campo o en un punto de entrada al SNT. Este  pronóstico considera el desarrollo de las Reservas de Gas Natural, la  información técnica de los yacimientos del campo de producción a la tasa máxima  de recobro y está basado en la capacidad nominal de las instalaciones de  producción existentes y proyectadas.    

(Decreto 2100 de 2011,  artículo 2°)    

Productor de Gas Natural: Es quien extrae o produce gas natural conforme con la  legislación vigente. Cuando el Productor vende gas a un agente diferente del  asociado es un Comercializador.    

(Decreto 3429 de 2003,  artículo 1°)    

Protocolo Operativo: Plan escrito y detallado que establece objetivos, guías y  procedimientos de carácter técnico para el desarrollo de un proceso operativo  específico, de acuerdo con las mejores prácticas generalmente aceptadas a nivel  nacional e internacional.    

(Decreto 2100 de 2011,  artículo 2°)    

Proyecto Aprobado: Es aquel proyecto elegible que tiene la aprobación para  ser cofinanciado con recursos del Fondo Especial Cuota de Fomento.    

(Decreto 3531 de 2004,  artículo 1°)    

Proyecto Elegible: Es un proyecto de infraestructura que cumple con los  requisitos establecidos en el artículo 2.2.2.5.12 de este Decreto.    

(Decreto 3531 de 2004,  artículo 1°)    

Proyectos de Infraestructura Cofinanciables: Modificada por el  Decreto 1038 de 2022,  artículo 1º. Proyectos para la construcción, incluido el  suministro de materiales y equipos, así como la puesta en operación de:    

a)  Gasoductos ramales y/o Sistemas Regionales de Transporte de gas natural;    

b) Sistemas  de Distribución de gas combustible por redes;    

c) Conexión de  Usuarios de Menores Ingresos;    

d) Red  Interna de Usuarios de Menores Ingresos;    

e)  Almacenamiento estratégico;    

f) Sistemas  de distribución de Gas Natural Licuado – GNL a pequeña escala.    

Texto inicial: Proyectos de Infraestructura Cofinanciables:  Son proyectos para la construcción, incluido el suministro de materiales y  equipos, y puesta en operación de:    

i)  Gasoductos ramales y/o Sistemas Regionales de Transporte de gas natural;    

ii) Sistemas de Distribución de gas natural en municipios que no pertenezcan  a un Área de Servicio Exclusivo de Distribución gas natural, y    

iii) Conexiones de Usuarios de Menores Ingresos.    

(Decreto 3531 de 2004,  artículo 1°)    

Racionamiento Programado de  Gas Natural: Situación de déficit cuya duración sea  indeterminable, originada en una limitación técnica identificada, incluyendo la  falta de recursos energéticos o una catástrofe natural, que implica que el suministro  o transporte de gas natural es insuficiente para atender la demanda.    

(Decreto 880 de 2007,  artículo 1°)    

Red Física: Es el conjunto de redes o tuberías para gas combustible,  que conforman el sistema de suministro del servicio público cualquiera que sea  el diámetro de la tubería o ducto.    

Para edificios de propiedad horizontal o condominios, la  red física llega hasta el registro de corte general cuando lo hubiere.    

No habrá lugar al pago de contribución de solidaridad ni  al otorgamiento de subsidios, cuando el gas combustible se distribuya a través  de cilindros o de tanques estacionarios.    

(Decreto 847 de 2001,  artículo 1°)    

Red interna: Adicionada por el Decreto 1038 de 2022,  artículo 2º. Conjunto de redes, tuberías, accesorios y  equipos que integran el sistema de suministro del servicio público al inmueble  a partir del medidor. Para edificios de propiedad horizontal o condominios, es  aquel sistema de suministro del servicio al inmueble a partir del registro de  corte general, cuando lo hubiere.    

Remitente: Es la persona natural o jurídica con la cual un  Transportador ha celebrado un Contrato para prestar el Servicio de Transporte  de Gas Natural. Puede ser alguno de los siguientes Agentes: un  Productor-Comercializador, un Comercializador, un Distribuidor, un Almacenador,  un Usuario No Regulado o un Usuario Regulado (no localizado en áreas de  servicio exclusivo) atendido a través de un Comercializador.    

(Decreto 3531 de 2004,  artículo 1°)    

Reservas de Gas Natural: Son las reservas probadas y probables certificadas por  los productores de gas a la ANH.    

(Decreto 2100 de 2011,  artículo 2°)    

Respaldo Físico: Garantía de que un productor cuenta con Reservas de Gas  Natural, o que un comercializador cuenta físicamente con el gas natural, o que  un transportador cuenta físicamente con la capacidad de transporte para asumir  y cumplir compromisos contractuales Firmes o que Garantizan Firmeza desde el  momento en que se inicien las entregas hasta el cese de las mismas.    

(Decreto 2100 de 2011,  artículo 2°)    

Definición adicionada por el Decreto 2345 de 2015,  artículo 1º. Seguridad de  abastecimiento: capacidad del sistema de producción, transporte, almacenamiento  y distribución de gas natural, bajo condiciones normales de operación, para  atender la demanda en el mediano y largo plazo.    

Sistema Nacional de  Transporte de Gas Natural-SNT: Conjunto de gasoductos localizados en el territorio  nacional, excluyendo conexiones y gasoductos dedicados, que vinculan los  centros de producción de gas del país con las puertas de ciudad, con los  sistemas de distribución, con los usuarios no regulados, con las  Interconexiones Internacionales de Gas Natural y sistemas de almacenamiento.    

(Decreto 2100 de 2011,  artículo 2°)    

Solicitante:  Modificada por el Decreto 1038 de 2022,  artículo 1º. Empresa prestadora del servicio público  domiciliario de distribución de gas combustible por redes o de transporte de  gas combustible.    

Texto inicial: Solicitante: Son,  individualmente considerados, las entidades territoriales, las empresas  prestadoras del servicio público domiciliario de distribución de gas natural  por redes o las empresas transportadoras de gas natural o, un grupo de usuarios  de menores ingresos de dicho servicio. Cuando el Solicitante sea un Grupo de  Usuarios de Menores Ingresos, la respectiva solicitud sólo podrá versar sobre  la construcción, incluido el suministro de materiales y equipos, y puesta en  operación de Conexiones y deberá efectuarse a través de las empresas  prestadoras del servicio público de distribución de gas natural por redes.    

(Decreto 3531 de 2004  artículo 1°)    

Transportador en las  Interconexiones Internacionales: El Transportador  en las Interconexiones Internacionales es la persona jurídica nacional o  extranjera, que prestará el servicio de transporte a través de una  Interconexión Internacional de Gas Natural, y para todos los efectos será el  responsable por la construcción, operación, administración y mantenimiento de  la infraestructura, así como de la calidad, confiabilidad y continuidad en la  prestación del servicio.    

(Decreto 2400 de 2006,  artículo 1°)    

Usuarios de Menores Ingresos: Adicionada  por el Decreto 1038 de 2022,  artículo 2º. Usuarios de estrato 1 y  2.    

Usuarios de Menores Ingresos: Son aquellos usuarios residenciales que pertenecen a los estratos  socioeconómicos 1 y 2 de la población.    

(Decreto 3531 de 2004,  artículo 1°)    

Nota,  artículo 2.2.2.1.4: Ver Resolución  4 0671 de 2018, M. Minas. Ver Resolución  155 de 2017, CREG.    

CAPÍTULO 2    

ASEGURAMIENTO DEL ABASTECIMIENTO DE GAS NATURAL    

Artículo  2.2.2.2.1. Modificado por el Decreto 2345 de 2015,  artículo 3º. Prioridad en el abastecimiento de gas natural. Cuando se presenten insalvables restricciones en la  oferta de gas natural o situaciones de grave emergencia, no transitorias,  originadas en la infraestructura de suministro o de transporte, que impidan la  prestación continua del servicio, los productores comercializadores, los  comercializadores y los transportadores atenderán a la demanda en el siguiente  orden de prioridad:    

1. En  primer lugar, será atendida la Demanda Esencial en el orden establecido por el artículo  2.2.2.1.4 del presente decreto.    

2. En  segundo lugar, será atendida la demanda no esencial que cuente con contratos  vigentes con garantía de suministro sin interrupciones establecidos en la  regulación aplicable, en cualquiera de sus modalidades.    

El volumen  será asignado por los productores comercializadores, los comercializadores y  los transportadores conforme a las condiciones de suministro pactadas  contractualmente. En caso de empate deberá dársele la prioridad más alta de  abastecimiento al usuario con el más alto costo de racionamiento y así  sucesivamente.    

3. En  tercer lugar se atenderán las exportaciones pactadas en firme.    

Cuando se  deban suspender compromisos en firme de exportaciones, se aplicará lo  establecido en el artículo 2.2.2.2.38 de este Decreto en cuanto a la  remuneración del costo de oportunidad del gas natural de exportación objeto de  interrupción. La Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, establecerá la  metodología para determinar qué tipo de agentes operacionales deberán pagar el  mencionado costo de oportunidad, así como la forma en la que deberá repartirse  dicho costo entre ellos.    

Parágrafo 1°.  La CREG determinará los protocolos operativos que considere necesarios con el  fin de establecer la forma en que se realizará la entrega física del gas  natural asignado conforme la prioridad señalada en este artículo. Igualmente,  la CREG establecerá los mecanismos para remunerar los servicios de transporte  de gas natural requeridos para abastecer la demanda teniendo en cuenta la  prioridad definida en este artículo.    

Parágrafo  2°. El usuario al que se le asigne gas natural de un productor – comercializador  o de un agente importador de gas con el que no tenga contrato firme no podrá  nominar una cantidad de gas superior a la que requiera. En caso de que tenga  excedentes tras la asignación, no podrá ofrecerlos en el mercado secundario.    

Lo mismo  se predicará del servicio de transporte cuando se asigne a un remitente con el  que un transportador no tiene contrato firme.    

Parágrafo  3°. La declaratoria del periodo de Insalvables Restricciones en la Oferta de  Gas Natural o Situaciones de Grave Emergencia No Transitorias, por la  ocurrencia de un evento propio del ámbito de acción de un productor,  transportador o comercializador, no lo eximirá del cumplimiento de sus  obligaciones contractuales, salvo que dicho suceso obedezca a un evento de  fuerza mayor, caso fortuito, causa extraña o a un evento eximente de  responsabilidad conforme a lo dispuesto en la regulación vigente.    

Parágrafo  4°. El gas natural que se importe para soportar obligaciones de energía firme  de plantas termoeléctricas estará excluido de la aplicación de este artículo,  salvo que (i) el gas natural de las otras fuentes de suministro no permita  cubrir totalmente la demanda de usuarios residenciales y pequeños usuarios  comerciales inmersos en la red de distribución; y siempre y cuando, (ii) no se ponga en riesgo el suministro de gas natural con  destino a las generaciones de seguridad y al cumplimiento de las obligaciones  de energía firme de las plantas que soportan dichas obligaciones con la  mencionada fuente.    

En este  evento, los excedentes del gas natural importado se destinarán prioritariamente  a cubrir el faltante de los usuarios residenciales y pequeños usuarios  comerciales inmersos en la red de distribución.    

Texto inicial del artículo 2.2.2.2.1: “Prioridades frente a restricciones en el suministro  o en el transporte de gas natural. Fíjese el siguiente orden de prioridad de  atención cuando se presenten Insalvables Restricciones en la Oferta de Gas  Natural o Situaciones de Grave Emergencia, No Transitorias, originadas en el  suministro o en el transporte de gas natural, que impidan la prestación del  servicio en condiciones de confiabilidad y continuidad.    

1. En  primer lugar, tendrán prioridad de atención en el punto de entrega en donde se  presente el déficit de gas, aquellos Agentes que tengan, vigentes y debidamente  perfeccionados, Contratos que Garantizan Firmeza de suministro y/o de  transporte de gas natural. En esta categoría no se considerarán los volúmenes  de gas natural y/o capacidad de transporte nominados por los Agentes para  atender el Mercado Secundario.    

2. En segundo lugar, tendrán prioridad de atención en el punto de entrega  en donde se presente el déficit de gas, aquellos Agentes que tengan, vigentes y  debidamente perfeccionados, Contratos que Garantizan Firmeza de suministro y/o  de transporte de gas natural, cuyos volúmenes estén destinados por los Agentes  para atender el Mercado Secundario.    

3. En  tercer lugar, tendrán prioridad de atención en el punto de entrega en donde se  presente el déficit de gas, aquellos Agentes que tengan, vigentes y debidamente  perfeccionados, contratos de “parqueo” de gas natural.    

4. En  cuarto lugar, tendrán prioridad de atención en el punto de entrega donde se  presente el déficit de gas, aquellos Agentes que tengan, vigentes y debidamente  perfeccionados, Contratos que No Garantizan Firmeza de suministro de gas  natural y/o capacidad de transporte.    

Parágrafo  1°. Las ofertas comerciales aceptadas de acuerdo a lo prescrito en el  Código de Comercio  equivalen a contratos para los efectos del presente decreto.    

Parágrafo  2°. En el caso de que existan Contratos Mixtos, para efectos de  determinar el orden de prioridad, se considerará cada volumen de gas natural  y/o capacidad de transporte dentro de la modalidad contractual respectiva.”.    

(Decreto 880 de 2007,  artículo 2°)    

Artículo 2.2.2.2.2. Derogado por el Decreto 2345 de 2015,  artículo 8º. Asignación de los volúmenes y/o capacidad de transporte  de gas natural entre los agentes que tienen el mismo nivel de prioridad. Según  el orden de prioridad dispuesto en el artículo anterior, fíjese el siguiente  orden de atención entre los Agentes que tengan el mismo nivel de prioridad  cuando se presenten Insalvables Restricciones en la Oferta de Gas Natural o  Situaciones de Grave Emergencia, No Transitorias.    

1. En  primer lugar, tendrá prioridad de atención la demanda de los usuarios  residenciales y pequeños usuarios comerciales inmersos en la red de  distribución, declarada por los Distribuidores-Comercializadores y los  Comercializadores al Ministerio de Minas y Energía.    

2. En  segundo lugar, tendrá prioridad de atención la demanda de gas natural para la  operación de las estaciones compresoras del Sistema Nacional de Transporte,  declarada por los Transportadores al Ministerio de Minas y Energía.    

3. Los  volúmenes restantes de gas natural y/o capacidad de transporte, se asignarán a  cada Agente así:    

3.1  Cuando los volúmenes restantes de gas natural y/o capacidad de transporte, sean  suficientes para atender la Demanda de Gas Natural Eléctrica y la Demanda de  Gas Natural Remanente, se asignarán a cada Agente conforme a los volúmenes  nominados.    

3.2  Cuando los volúmenes restantes de gas natural y/o capacidad de transporte no  sean suficientes para atender la Demanda de Gas Natural Eléctrica y la Demanda  de Gas Natural Remanente, se distribuirán a prorrata entre estas y  posteriormente se asignarán a cada Agente conforme a los numerales 3.2.1 y  3.2.2 siguientes:    

3.2.1  De conformidad con la información del Centro Nacional de Despacho, CND, los  Productores-Comercializadores y/o Transportadores de gas natural, asignarán,  entre los Agentes que participan en la Demanda de Gas Natural Eléctrica, el  volumen de gas y/o la capacidad de transporte para las plantas termoeléctricas  que estando en el despacho económico eléctrico se requieran, en su orden, por  razones de seguridad, calidad o confiabilidad del Sistema Interconectado  Nacional. Para este efecto, y en concordancia con lo establecido en el artículo  2.2.2.2.5. del presente decreto, a los Agentes Termoeléctricos se les asignará,  como máximo, el gas natural requerido para atender el despacho económico  eléctrico.    

3.2.2  Se asignará, entre los Agentes que participan en la Demanda de Gas Natural  Remanente, el volumen de gas y/o la capacidad de transporte, a prorrata entre  las nominaciones correspondientes.    

(Decreto 880 de 2007,  artículo 3°)    

Artículo 2.2.2.2.3. Derogado por el Decreto 2345 de 2015,  artículo 8º. Orden de atención para condición crítica en el  mercado mayorista de electricidad. Según  el orden de prioridad dispuesto en el artículo 2.2.2.2.1. del presente decreto,  fíjese el siguiente orden de atención entre los Agentes que tengan el mismo  nivel de prioridad cuando pudiera presentarse una Condición Crítica en el  Mercado Mayorista de Electricidad simultáneamente con una Insalvable  Restricción en la Oferta de Gas Natural o Situación de Grave Emergencia, No  Transitoria.    

1. En  primer lugar, tendrá prioridad de atención la demanda de los usuarios  residenciales y pequeños usuarios comerciales inmersos en la red de  distribución, declarada por los Distribuidores-Comercializadores y los  Comercializadores al Ministerio de Minas y Energía.    

2. En  segundo lugar, tendrá prioridad de atención la demanda de gas natural para la  operación de las estaciones compresoras del Sistema Nacional de Transporte,  declarada por los Transportadores al Ministerio de Minas y Energía.    

3. En tercer  lugar, tendrá prioridad de atención la Demanda de Gas Natural Eléctrica. De  conformidad con la información del Centro Nacional de Despacho, CND, los  Productores-Comercializadores y/o Transportadores de gas natural asignarán,  entre los Agentes que participan en la Demanda de Gas Natural Eléctrica, el  volumen de gas y/o la capacidad de transporte para las plantas termoeléctricas  que estando en el despacho económico eléctrico se requieran, en su orden, por  razones de seguridad, calidad o confiabilidad del Sistema Interconectado  Nacional. Para este efecto, y en concordancia con lo establecido en el artículo  2.2.2.2.5 del presente decreto, a los Agentes Termoeléctricos se les asignará  como máximo el gas natural requerido para atender el despacho económico eléctrico.    

4. En  cuarto lugar, tendrá prioridad de atención la demanda de gas natural de los  usuarios industriales en el volumen que se requiera como materia prima para sus  procesos productivos, declarado por estos al Ministerio de Minas y Energía.    

5. En  quinto lugar, tendrá prioridad de atención la demanda de gas natural de los  comercializadores de GNCV, declarada por estos al Ministerio de Minas y  Energía.    

6. En  sexto lugar, tendrá prioridad de atención la demanda de gas natural de los  usuarios industriales, en el volumen que se requiera como combustible,  declarado por estos al Ministerio de Minas y Energía.    

7. En  último lugar, tendrá prioridad de atención la demanda de gas natural de los  Agentes Exportadores con destino a la exportación, en el volumen declarado por  estos al Ministerio de Minas y Energía.    

Parágrafo  1°. Para la aplicación de lo previsto en este artículo, se entenderá  que pudiera presentarse una Condición Crítica en el Mercado Mayorista de  Electricidad cuando el Precio de Bolsa utilizado para determinar el Precio de  Oferta de Exportación en las Transacciones Internacionales de Electricidad  -TIE- correspondiente al último escalón de oferta es superior al Precio de  Escasez.    

Parágrafo  2°. El Centro Nacional de Despacho, CND, determinará cuándo se pudiera  presentar una Condición Crítica en el Mercado Mayorista de Electricidad e  informará inmediatamente de este evento a los Productores-Comercializado res  y/o Transportadores de gas natural.    

Parágrafo  3°. Cuando la posible Condición Crítica en el Mercado Mayorista de  Electricidad coincida con una Insalvable Restricción en la Oferta de Gas  Natural o Situación de Grave Emergencia, No Transitoria, que implique un  déficit de gas de los campos de Guajira y dicho evento tenga una duración  superior a cinco (5) días consecutivos, se modificará el orden de atención  previsto en este Artículo para incluir, en tercer lugar de prioridad, el volumen  mínimo operativo demandado por la refinería de Barrancabermeja con cargo a esta  fuente de suministro, que corresponde a 28 MPCD.    

(Decreto 880 de 2007,  artículo 4°)    

Artículo 2.2.2.2.4. Orden de atención de la demanda de gas natural entre los agentes  tratándose de Racionamiento programado de Gas Natural o de Energía Eléctrica. Cuando se trate de Racionamiento Programado de Gas Natural  o de Energía Eléctrica, el Ministerio de Minas y Energía fijará el orden de  atención de la demanda de gas natural entre los Agentes que tengan el mismo  nivel de prioridad según lo dispuesto en el artículo 2.2.2.2.1 del presente  decreto, teniendo en cuenta los efectos sobre la población, las necesidades de  generación eléctrica, los contratos debidamente perfeccionados, así como todos  aquellos criterios que permitan una solución equilibrada de las necesidades de  consumo en la región o regiones afectadas.    

Parágrafo. El  Ministro de Minas y Energía declarará el inicio y el cese del Racionamiento  Programado de Gas Natural, mediante acto administrativo.    

(Decreto 880 de 2007,  artículo 5°; modificado por el Decreto 4500 del 2009, artículo 1°)    

Nota,  artículo 2.2.2.2.4: Ver Resolución  4 0671 de 2018, M. Minas.    

Artículo 2.2.2.2.5. Nominaciones y renominaciones de suministro  de gas y/o capacidad de transporte de cada Agente. En orden a garantizar el cumplimento a lo establecido en  este Decreto, a partir del 21 de marzo de 2007, las nominaciones y renominaciones de suministro de gas y/o capacidad de  transporte de cada Agente deberán discriminarse entre eléctrica, no eléctrica y  Mercado Secundario. Así mismo, las nominaciones de Mercado Secundario deberán  identificar el Agente Reemplazante o Remitente Reemplazante, según el caso.    

(Decreto 880 de 2007,  artículo 6°)    

Artículo 2.2.2.2.6. Declaración ante el Ministerio de Minas y Energía de los contratos de suministro  y/o capacidad de transporte entre Distribuidores-Comercializadores y  Productor-Comercializador y/o Transportador de gas natural. Los Distribuidores- Comercializadores que tengan  contratos de suministro y/o capacidad de transporte con un Productor-Comercializador  y/o Transportador de gas natural declararán al Ministerio de Minas y Energía,  con copia a los Productores-Comercializadores con quien tengan suscritos sus  contratos, dentro del primer mes de cada semestre del año, los volúmenes y/o  capacidad de transporte de gas natural destinados a atender la demanda de los  usuarios residenciales y pequeños usuarios comerciales, inmersos en la red de  distribución, así como también los volúmenes de gas natural demandados por los  comercializadores de GNCV que atiendan.    

(Decreto 880 de 2007,  artículo 7°)    

Artículo 2.2.2.2.7. Declaración ante el Ministerio de Minas de los contratos de suministro  de gas natural entre Comercializadores y Productores-Comercializadores. Los Comercializadores que tengan contratos de suministro  de gas natural con Productores-Comercializadores, deberán declarar al Ministerio  de Minas y Energía, con copia a los Productores-Comercializadores con quien  tengan suscritos sus contratos, dentro del primer mes de cada semestre del año,  el volumen destinado a atender la demanda de los usuarios residenciales y  pequeños usuarios comerciales de los Distribuidores – Comercializadores que  atiendan, así como los volúmenes de gas natural demandados por los  comercializadores de GNCV que atiendan.    

(Decreto 880 de 2007,  artículo 8°)    

Artículo 2.2.2.2.8. Recomendación del Consejo Nacional de Operación de Gas -CNO gas en  cuanto a protocolos de procedimiento y de suministro de información en  restricciones en la Oferta de Gas Natural o Situaciones de Grave Emergencia. El Consejo Nacional de Operación de Gas -CNO Gas-  recomendará al Ministerio de Minas y Energía, para su adopción mediante acto  administrativo, los protocolos de procedimiento y de suministro de información  que se requieran para asegurar la coordinación eficiente y efectiva de los  Agentes cuando se presenten Insalvables Restricciones en la Oferta de Gas  Natural o Situaciones de Grave Emergencia, No Transitorias, o Racionamiento  Programado, para el cabal cumplimiento de lo previsto en este Decreto. Estos  protocolos de procedimiento y de suministro de información serán de obligatorio  cumplimiento para todos los Agentes.    

(Decreto 880 de 2007,  artículo 9°)    

Artículo  2.2.2.2.9. Responsabilidad de priorizar  el volumen y/o la capacidad de transporte de gas natural. Es responsabilidad de los Productores-Comercializadores,  Comercializadores y de los transportadores priorizar el volumen y/o la  capacidad de transporte de gas natural, cuando se presenten Insalvables  Restricciones en la Oferta de Gas Natural o Situaciones de Grave Emergencia, No  Transitorias, incluyendo las de Racionamiento Programado que impidan garantizar  el abastecimiento de la demanda, conforme a las disposiciones establecidas en  el presente decreto, en armonía con las disposiciones regulatorias aplicables.    

De igual manera, los Distribuidores-Comercializadores y  los Comercializadores que participan en el Mercado Secundario, serán  responsables de la asignación de los volúmenes de gas natural entre los  usuarios de los mercados relevantes que atiendan, cuando se presenten  Insalvables Restricciones en la Oferta de Gas Natural o Situaciones de Grave  Emergencia, No Transitorias, incluyendo las de Racionamiento Programado.    

(Decreto 880 de 2007,  artículo 10)    

Artículo 2.2.2.2.10. Obligación de suministro de información. Para efectos de la verificación de la adecuada aplicación  de lo previsto en el presente decreto, los Productores- Comercializadores, los  Comercializadores y los Transportadores de gas natural, estarán sujetos a  obligaciones de suministro de información, así:    

1. En situaciones de Insalvables Restricciones en la  Oferta de Gas Natural o Situaciones de Grave Emergencia, No Transitorias:    

1.1. Los Productores-Comercializadores y/o los Transportadores  de gas natural informarán dicha situación, inmediatamente y por escrito, al  Centro Nacional de Despacho, CND, al Ministerio de Minas y Energía y a la  Superintendencia de Servicios Públicos identificando claramente sus causas y  efectos sobre la prestación del servicio.    

1.2. Los Productores-Comercializadores y los  Comercializadores publicarán en la página web de su dominio o donde establezca  la Comisión de Regulación de Energía y Gas, el programa de suministro de gas  definitivo, desagregado por Agentes, para el siguiente Día de Gas,  inmediatamente termine el Ciclo de Nominación de Suministro.    

1.3. Los Transportadores publicarán a través de su  correspondiente Boletín Electrónico de Operaciones – BEO – o donde establezca  la Comisión de Regulación de Energía y Gas, el Programa de Transporte de gas  definitivo, desagregado por Remitentes, para el siguiente Día de Gas,  inmediatamente termine el Ciclo de Nominación de Transporte.    

1.4. Los Productores-Comercializadores, los  Comercializadores y los Transportadores de gas deberán presentar a la  Superintendencia de Servicios Públicos, en los formatos y con la periodicidad  que esta establezca para el efecto, la información sobre la aplicación de lo  dispuesto en este Decreto.    

2. Cuando se presenten situaciones de Racionamiento  Programado:    

2.1. Los Productores-Comercializadores y los  Comercializadores publicarán en la página web de su dominio o donde establezca  la Comisión de Regulación de Energía y Gas, el programa de suministro de gas  definitivo, desagregado por Agentes, para el siguiente Día de Gas,  inmediatamente termine el Ciclo de Nominación de Suministro.    

2.2. Los Transportadores publicarán a través de su  correspondiente Boletín Electrónico de Operaciones – BEO – o donde establezca  la Comisión de Regulación de Energía y Gas, el Programa de Transporte de gas  definitivo, desagregado por Remitentes, para el siguiente Día de Gas,  inmediatamente termine el Ciclo de Nominación de Transporte.    

2.3. Los Productores-Comercializadores, los Comercializadores  y los Transportadores de gas deberán presentar a la Superintendencia de  Servicios Públicos, en los formatos y con la periodicidad que esta establezca  para el efecto, la información sobre la aplicación de lo dispuesto en este  Decreto.    

Parágrafo 1°.  Las publicaciones a que hace referencia este artículo, serán realizadas por  los Productores-Comercializadores, los Comercializadores, los Transportadores  de gas y todos los Agentes que realicen transacciones en el mercado secundario,  independientemente del Agente que haya declarado tal situación.    

(Decreto 880 de 2007,  artículo 11)    

Artículo 2.2.2.2.11. Medidas contractuales y operativas necesarias para atención de usuarios  residenciales. Los  Distribuidores-Comercializadores que atiendan usuarios residenciales tomarán  todas las medidas contractuales y operativas necesarias, para garantizar que  cuando se presenten Insalvables Restricciones en la Oferta de Gas Natural o  Situaciones de Grave Emergencia, No Transitorias, incluyendo las de  Racionamiento Programado de Gas Natural, no se comprometa la seguridad de las  personas, los inmuebles y las instalaciones de dichos usuarios.    

(Decreto 880 de 2007,  artículo 12)    

Medidas para mitigar los efectos sobre la población  cuando se presenten Insalvables Restricciones en la Oferta de Gas Natural o  Situaciones de Grave Emergencia. Para  mitigar los efectos sobre la población cuando se presenten Insalvables  Restricciones en la Oferta de Gas Natural o Situaciones de Grave Emergencia, No  Transitorias, incluyendo las de Racionamiento Programado de Gas Natural, los  Productores-Comercializadores podrán ofrecer gas natural que no cumpla las  especificaciones de calidad definidas por la Comisión de Regulación de Energía  y Gas, siempre y cuando, no se comprometa la seguridad en la prestación del  servicio público domiciliario.    

(Decreto 880 de 2007,  artículo 13)    

Artículo 2.2.2.2.12. Medidas necesarias para que no se generen por negligencia,  Racionamientos de Gas Natural o de Energía Eléctrica. Los Productores-Comercializadores, los Transportadores,  los Comercializadores y los Distribuidores-Comercializadores de gas natural y  las empresas generadoras de electricidad a base de gas natural, en cumplimiento  de las normas vigentes, tomarán todas las medidas necesarias para que, aún  frente a las situaciones a que se refiere el presente decreto, no se generen,  por su negligencia, Racionamientos de Gas Natural o de Energía Eléctrica.    

(Decreto 880 de 2007,  artículo 14)    

Artículo 2.2.2.2.13. Medidas para evitar conductas de los Agentes que puedan producir  Insalvables Restricciones en la Oferta de Gas Natural o Situaciones de Grave  Emergencia. La Comisión de  Regulación de Energía y Gas, CREG, adoptará todas las medidas a que haya lugar  para evitar conductas de los Agentes que puedan producir Insalvables  Restricciones en la Oferta de Gas Natural o Situaciones de Grave Emergencia, No  Transitorias.    

(Decreto 880 de 2007,  artículo 15)    

Artículo 2.2.2.2.14. Restricción de desvíos de gas que modifiquen la asignación del gas  natural. Cuando se trate de  Insalvables Restricciones en la Oferta de Gas Natural, o Situaciones de Grave  Emergencia, No Transitorias, o Racionamiento Programado de Gas Natural, los  Transportadores no autorizarán desvíos de gas que modifiquen la asignación del  gas natural de los Agentes que resulte de la aplicación de este Decreto.    

(Decreto 880 de 2007,  artículo 16)    

Artículo 2.2.2.2.15. Obligación de atención prioritaria. Los productores, los productores comercializadores, los  comercializadores, los transportadores atenderán de manera prioritaria la demanda  de gas para consumo interno. Para este efecto deberán sujetarse a las  disposiciones que expida el MME en aplicación del parágrafo 1° del artículo  2.2.2.2.38. de este Decreto.    

Parágrafo. Los  Agentes Exportadores atenderán prioritariamente la demanda de gas natural para  consumo interno cuando se presenten Insalvables Restricciones en la Oferta de  Gas Natural o Situaciones de Grave Emergencia Transitorias y No Transitorias o  Racionamiento Programado de gas natural de que tratan los artículos precedentes.  Cuando para atender la demanda nacional de gas natural para consumo interno se  deban suspender los compromisos de exportación con Respaldo Físico, las  cantidades de gas objeto de interrupción se reconocerán al costo de oportunidad  de que trata el artículo 2.2.2.2.39 de este Decreto.    

(Decreto 2100 de 2011,  artículo 4°)    

Nota,  artículo 2.2.2.2.15: Ver Resolución  4 0671 de 2018, M. Minas.    

Artículo 2.2.2.2.16. Demanda Esencial. Los  Agentes que atiendan la Demanda Esencial tienen la obligación de contratar el  suministro y el transporte de gas natural para la atención de dicha demanda,  según corresponda, con Agentes que cuenten con Respaldo Físico. Las cantidades  de gas declaradas en virtud del artículo 2.2.2.2.21.de este Decreto y que se  destinen para la atención de la demanda de gas natural para las refinerías  tendrán el tratamiento de contratadas para los efectos de este artículo.    

Parágrafo 1°. Cuando  se presenten Insalvables Restricciones en la Oferta de Gas Natural o  Situaciones de Grave Emergencia Transitorias y No Transitorias o Racionamiento  Programado de gas natural de que tratan los artículos 2.2.2.2.1. a 2.2.2.2.15.  del presente decreto y los Agentes que atiendan la Demanda Esencial no cuenten  con los contratos Firmes o que Garanticen Firmeza asumirán directamente los  costos en que incurran los Agentes que por ello resulten afectados. Lo  anterior, sin perjuicio de las acciones administrativas y sanciones que puedan  derivarse de este incumplimiento.    

Parágrafo 2°. La  CREG, siguiendo los lineamientos establecidos en el artículo 2.2.2.2.26. de este  Decreto, definirá los mecanismos que permitan a los Agentes que atiendan a la  Demanda Esencial tener acceso a los contratos de suministro y/o transporte de  gas natural a que se refiere este artículo.    

Parágrafo 3°. Sin  perjuicio de lo previsto en la Resolución CREG 100 de 2003 o aquella que la  modifique o sustituya, la CREG definirá la metodología para determinar los  costos a los que se refiere este artículo, los Agentes beneficiados y los  mecanismos y procedimientos de pago.    

(Decreto 2100 de 2011,  artículo 5°)    

Nota,  artículo 2.2.2.2.16: Ver Resolución  4 0671 de 2018, M. Minas.    

Artículo 2.2.2.2.17. Administración del Gas Natural de propiedad del Estado y de las  participaciones de la ANH. En  la celebración de los contratos y operaciones de cualquier naturaleza que la  ANH celebre para la administración del gas natural de propiedad del Estado y de  las participaciones de la ANH, se tendrá como destino de este gas la  exportación con el objeto de abrir nuevos mercados, siempre y cuando la demanda  interna de este combustible se encuentre abastecida. Para tales efectos, el  Ministerio de Minas y Energía deberá señalar los parámetros y mecanismos,  debiendo igualmente verificar el cumplimiento de dichas condiciones, en  particular la obligación de atención prioritaria, acorde a los términos del  presente decreto.    

Si este gas natural se destina para el consumo interno,  se tendrán en cuenta los siguientes lineamientos:    

1. Que los contratos u operaciones que se suscriban no  tengan por objeto aumentar la concentración en la oferta de gas natural en el  mercado. Para este efecto la ANH podrá, entre otros, acordar con cada productor  en los contratos de explotación de hidrocarburos el recaudo y la  comercialización de Gas Natural de Propiedad del Estado y de las  Participaciones de la ANH, en proporción a la participación que le corresponda.    

2. Que dichos contratos u operaciones no tengan por  objeto privilegiar el suministro del Gas Natural de propiedad del Estado y de  las participaciones de la ANH a ningún Agente.    

3. Que el comercializador del Gas Natural de propiedad  del Estado y de las participaciones de la ANH se ajuste a lo dispuesto por la  CREG para esta actividad.    

(Decreto 2100 de 2011,  artículo 6°, modificado por el artículo 1° del Decreto 1372 de 2014)    

Artículo 2.2.2.2.18. Vigencia contractual.  Los contratos u operaciones de cualquier naturaleza a los que se refiere el  artículo anterior y que se encontraban vigentes al 22 de julio de 2014, se  seguirán ejecutando en los términos inicialmente acordados, pero en el evento  de que se prorrogue su vigencia, dicha prórroga deberá sujetarse a lo previsto  en este Decreto.    

(Decreto 1372 de 2014  artículo 2°)    

Artículo  2.2.2.2.19. Certificación y  publicación de las reservas. Los productores continuarán  presentando a la ANH la certificación de sus Reservas de Gas Natural expedida por un organismo especializado y reconocido en la  prestación de este servicio, conforme a los criterios y procedimientos  expedidos por la ANH para el efecto.    

La ANH deberá publicar la información consolidada de  Reservas de Gas Natural y de petróleo y desagregadas por campo y ubicación  geográfica, dentro de los ciento cincuenta (150) días calendario siguientes al  inicio de cada año, con corte a 31 de diciembre del año anterior.    

(Decreto 2100 de 2011,  artículo 7°)    

Artículo 2.2.2.2.20. Consumo de gas natural por productores. El productor o productor-comercializador declarará en los  términos previstos en el artículo siguiente las cantidades diarias promedio mes  de gas natural, medidas en GBTUD, de las que sea propietario y que sean  destinadas para su propio consumo.    

Parágrafo. Si  las cantidades de gas natural declaradas en este artículo llegaran a ser  ofrecidas para la venta por el productor o por el productor-comercializador,  total o parcialmente, estas se someterán a los mecanismos y procedimientos de  comercialización de que trata el artículo 2.2.2.2.24 de este Decreto.    

(Decreto 2100 de 2011,  artículo 8°)    

Artículo 2.2.2.2.21. Declaración de producción. Los productores y los productores-comercializadores de  gas natural declararán al MME o a quien este determine y con base en toda la  información disponible al momento de calcularla: (i) la PTDV; (ii) la PC debidamente discriminada conforme a lo indicado  en los artículos 2.2.2.1.4. y 2.2.2.2.21. del presente decreto. Así mismo, el  productor que sea el operador del campo declarará: (i) el PP de cada campo, y (ii) el porcentaje de participación de los productores y el  Estado en la producción de hidrocarburos de dicho campo o de aquellos de  explotación integrada.    

Tal declaración deberá presentarse desagregada  mensualmente, a más tardar, el 31 de marzo de cada año o cuando así lo  determine el MME para un periodo de diez (10) años contados a partir de la  fecha en el cual se elabora.    

En el caso de que un productor no cuente con PTDV, así  deberá declararlo, motivando y documentando suficientemente esta condición.    

El productor-comercializador o comercializador que, de  conformidad con lo señalado del artículo 2.2.2.2.18. del presente decreto,  comercialice el Gas Natural de Propiedad del Estado proveniente de Regalías y/o  de las Participaciones de la ANH deberá declararlo en los términos del presente  artículo.    

Parágrafo 1°. Toda  la información declarada al MME o a quien este determine conforme a lo previsto  en el presente decreto será analizada, ajustada, consolidada y publicada por el  MME mediante acto administrativo, dentro de los quince (15) días siguientes a  la fecha máxima de recibo de la misma y solo podrá ser modificada cuando las  circunstancias así lo ameriten. El MME verificará que la PP sea equivalente a  la suma de: (i) PTDV de cada productor de gas de dicho campo; (ii) la PC de cada productor de gas de dicho campo; y (iii) las cantidades de Gas Natural de Propiedad del Estado  y Participaciones de la ANH. Cuando el PP difiera de dicha suma, el MME  ajustará la diferencia en la PDTV de cada productor en proporción a su  participación en la producción de hidrocarburos en dicho campo.    

Parágrafo 2°. La  declaración de producción respecto de los campos que se encuentren en pruebas  extensas o sobre los cuales no se haya declarado su comercialidad versará  respecto de la PTDV para el período sobre el cual se cuente con información  disponible.    

Parágrafo 3°. Los  comercializadores de gas importado declararán las CIDV en los términos  previstos en este artículo.    

(Decreto 2100 de 2011,  artículo 9°)    

Nota 1. artículo 2.2.2.2.21: El texto oficialmente publicado de este artículo,  no corresponde en su totalidad al texto del artículo 9º del Decreto 2100 de 2011.    

Nota 2,  artículo 2.2.2.2.21: Ver Resolución  31175 de 2019. Ver Resolución  31146 de 2019. Ver Resolución  31526 de 2018. Ver Resolución  31158 de 2017. Ver Resolución  31132 de 2016, M. de Minas y Energía.    

Artículo 2.2.2.2.22. Actualización de la declaración de producción. Todos los productores, los productores-comercializadores  de gas natural y los comercializadores de gas importado obligados a declarar  conforme a lo previsto en el presente decreto, deberán actualizar su  declaración exponiendo y documentando las razones que la justifican, por  variación en la información disponible al momento de la declaración y/o  inmediatamente se surta un procedimiento de comercialización, conforme a lo  previsto en este Decreto.    

(Decreto 2100 de 2011,  artículo 10)    

Artículo 2.2.2.2.23. Mecanismos y procedimientos de comercialización de la PTDV y de las  CIDV. La comercialización, total o parcial, de la PTDV y de las  CIDV declaradas conforme a lo previsto en el artículo 2.2.2.2.22. del presente  decreto para la atención de la demanda de gas natural para consumo interno, se  deberá realizar siguiendo los mecanismos y procedimientos de comercialización  que establecerá la CREG en concordancia con los lineamientos previstos en este  Decreto.    

(Decreto 2100 de 2011,  artículo 11)    

Artículo 2.2.2.2.24. Excepciones a los mecanismos y procedimientos de Comercialización de la  PTDV. Los mecanismos y procedimientos de comercialización  de que trata el artículo 2.2.2.2.24. de este decreto no se aplicarán a las  actividades que se relacionan a continuación:    

1. La comercialización de gas en Campos Menores.    

2. La comercialización de gas en campos de hidrocarburos  que se encuentren en pruebas extensas o sobre los cuales no se haya declarado  su comercialidad.    

3. La comercialización de gas en yacimientos no  convencionales.    

Parágrafo. Los  Agentes que realicen las actividades mencionadas en este artículo  comercializarán el gas en las condiciones que ellos definan, pero deberán  sujetarse a las modalidades de contratos de suministro previstos en la  regulación. No obstante, estos Agentes podrán aplicar los mecanismos y  procedimientos de comercialización que establezca la CREG.    

(Decreto 2100 de 2011,  artículo 12)    

Artículo 2.2.2.2.25. Lineamientos para la expedición de los mecanismos y procedimientos de  comercialización. La CREG,  en los mecanismos y procedimientos de comercialización que expida con base en  lo previsto en el artículo 2.2.2.2.24. de este Decreto deberá promover la  competencia, propiciar la formación de precios eficientes a través de procesos  que reflejen el costo de oportunidad del recurso, considerando las diferentes  variables que inciden en su formación, así como mitigar los efectos de la  concentración del mercado y generar información oportuna y suficiente para los  Agentes.    

(Decreto 2100 de 2011,  artículo 13)    

Artículo 2.2.2.2.26. Condiciones mínimas de los contratos de suministro y de transporte. Con el fin de propender por el equilibrio de las  relaciones contractuales entre los Agentes Operacionales, la CREG establecerá  los requisitos mínimos para cada una de las modalidades de contratos previstos  en la regulación.    

Parágrafo. Los  contratos de suministro y/o transporte que a 15 de junio de 2011 se encuentren  en ejecución no serán modificados por efectos de esta disposición, pero en el  evento de que se prorrogue su vigencia, dicha prórroga deberá sujetarse a las  condiciones mínimas que establezca la CREG.    

(Decreto 2100 de 2011,  artículo 14)    

Artículo 2.2.2.2.27. Incentivos a la producción de gas proveniente de yacimientos no  convencionales. Los  productores o productores-comercializadores de gas de yacimientos no  convencionales podrán desarrollar directamente la actividad de generación  termoeléctrica que utilice como fuente primaria el gas que produzcan,  sujetándose íntegramente a la regulación vigente sobre esta actividad.    

Parágrafo 1°.El MME, la ANH y la CREG, dentro de la  órbita de sus competencias, podrán implementar incentivos adicionales a los  previstos en este artículo para promover la explotación y comercialización de  gas proveniente de yacimientos no convencionales.    

(Decreto 2100 de 2011,  artículo 15)    

Artículo  2.2.2.2.28. Modificado por el Decreto 2345 de 2015,  artículo 4º. Plan de Abastecimiento de Gas Natural. Con el objeto de identificar los proyectos necesarios para  garantizar la seguridad de abastecimiento y la confiabilidad del servicio de  gas natural, el Ministerio de Minas y Energía adoptará un Plan de  Abastecimiento de Gas Natural para un período de diez (10) años, el cual tendrá  en cuenta, entre otros, la información de que tratan los artículos 2.2.2.2.19,  2.2.2.2.20 y 2.2.2.2.21 y el parágrafo 1 del artículo 2.2.2.2.37 de este  Decreto, los costos de racionamiento y la información de las cantidades de gas  importadas y/o exportadas. Este plan será adoptado a la brevedad y actualizado  anualmente.    

Parágrafo  1°. El Plan de Abastecimiento de Gas Natural busca asegurar que las obras  requeridas para garantizar la confiabilidad y seguridad de abastecimiento se  ejecuten y entren en operación de manera oportuna. Este Plan no restringe la  libertad que tienen los agentes transportadores de realizar ampliaciones o  expansiones en el SNT previo cumplimiento de la normatividad vigente.    

Parágrafo  2°. El Ministerio de Minas y Energía establecerá los lineamientos que deberá  contener el Plan de Abastecimiento de Gas Natural.    

Parágrafo  transitorio. En el lapso comprendido entre la expedición del presente decreto y  la expedición del Plan de Abastecimiento de Gas Natural, el Ministerio de Minas  y Energía podrá adoptar un Plan Transitorio de Abastecimiento, en el cual se  incluyan los proyectos necesarios para garantizar la seguridad de  abastecimiento y la confiabilidad del servicio de gas natural en el corto  plazo.    

Nota 1, artículo  2.2.2.2.28: Artículo desarrollado por la Resolución  4-0052 de 2016, M. de Minas y Energía.    

Nota 2,  artículo 2.2.2.2.28: Ver Resolución  155 de 2017, CREG.    

Texto inicial del artículo 2.2.2.2.28: “Plan indicativo de abastecimiento. Con el  objeto de orientar las decisiones de los Agentes y que las autoridades  competentes cuenten con mejores elementos para la adopción oportuna de las  decisiones necesarias para el asegurar (sic) el abastecimiento nacional de gas  natural en el corto, mediano y largo plazo, el MME adoptará un plan indicativo  de abastecimiento de gas natural para un período de diez (10) años, el cual  tendrá en cuenta, entre otros, la información de que tratan los artículos  2.2.2.2.20., 2.2.2.2.21., 2.2.2.2.22. y el parágrafo 1° del artículo  2.2.2.2.38. de este Decreto, así como la información de las cantidades de gas  importadas y/o exportadas y será actualizado anualmente o cuando el MME así lo  determine.    

Parágrafo.  El plan indicativo a que se refiere este artículo será elaborado por la  UPME con base en los lineamientos que, para el efecto, determine el MME.”.    

(Decreto 2100 de 2011,  artículo 17)    

Artículo  2.2.2.2.29. Modificado por el Decreto 2345 de 2015,  artículo 5º. Inversiones del Plan de Abastecimiento de Gas Natural. La CREG deberá expedir la siguiente regulación  aplicable a los proyectos incluidos en el Plan de Abastecimiento de Gas  Natural:    

1.  Criterios para definir cuáles proyectos del Plan de Abastecimiento de Gas  Natural podrán ser desarrollados, en primera instancia, por un agente como  complemento de su infraestructura existente y cuáles se realizarán  exclusivamente mediante mecanismos abiertos y competitivos. En caso de que los  primeros de los proyectos mencionados no sean desarrollados por el agente, los  mismos deberán ser desarrollados como resultado de la aplicación de mecanismos  abiertos y competitivos.    

2.  Condiciones para la aplicación de mecanismos abiertos y competitivos. En el  caso de los proyectos que no sean de confiabilidad y/o seguridad de  abastecimiento, los mecanismos abiertos y competitivos que diseñe la CREG  deberán revelar la disposición de la demanda a contratar dichas expansiones  tras la aplicación de los referidos mecanismos.    

3.  Obligaciones de los agentes que, en primera instancia, pueden desarrollar  proyectos del Plan de Abastecimiento de Gas Natural como complemento de su  infraestructura existente para garantizar su entrada en operación oportuna.  Estas obligaciones contemplarán, entre otros, mecanismos para manifestar su  interés y los mecanismos de cubrimiento y de auditoría a que haya lugar.    

4. Obligaciones de los agentes a los que se les asigne la  construcción y operación de los proyectos mediante mecanismos abiertos y  competitivos, para garantizar su entrada en operación oportuna. Estas  obligaciones contemplarán, entre otros, los mecanismos de cubrimiento y de  auditoría a que haya lugar.    

5.  Metodologías de remuneración. En el caso de proyectos de confiabilidad y/o  seguridad de abastecimiento, estas metodologías tendrán en cuenta el costo de  racionamiento de cada uno de ellos, así como otras variables técnicas que  determine la CREG en el ejercicio de sus funciones. La mencionada metodología  podrá considerar la remuneración de los activos de confiabilidad mediante  cargos fijos y variables.    

Todos los  usuarios, incluyendo los de la Demanda Esencial, deberán ser sujetos de cobro  para remunerar los proyectos de confiabilidad y seguridad de abastecimiento de  los que son beneficiarios. Ningún usuario deberá pagar un costo superior a su  costo de racionamiento.    

Parágrafo.  La UPME será responsable de la aplicación de los mecanismos abiertos y  competitivos a los que se refiere este artículo.    

Nota,  artículo 2.2.2.2.29: Ver Resolución  113 de 2018. Ver Resolución  155 de 2017, CREG.    

Texto inicial del artículo  2.2.2.2.29: “Inversiones  para asegurar la confiabilidad del servicio. Los  Agentes Operacionales podrán incluir dentro de su plan de inversiones aquellas  que se requieran para asegurar la confiabilidad en la prestación del servicio  público de gas natural.”.    

(Decreto 2100 de 2011,  artículo 18)    

Nota, texto inicial del artículo: El texto oficialmente publicado de la  versión inicial de este artículo, no corresponde exactamente al artículo 18 del  Decreto 2100 de 2011,  referido.    

Artículo 2.2.2.2.30. Almacenamiento subterráneo en campos de hidrocarburos. El MME y la ANH evaluarán conjuntamente la viabilidad de  la utilización de campos de hidrocarburos con fines de almacenamiento de gas  natural como alternativa para asegurar la confiabilidad del servicio público    

(Decreto 2100 de 2011,  artículo 19)    

Artículo 2.2.2.2.31. Alcance de los servicios que prestará un gestor de los mecanismos de  comercialización y de la información. La CREG, en desarrollo de su función de expedir el  reglamento de operación del mercado mayorista de gas natural de que trata el  literal c) del artículo 74.1 de la Ley 142 de 1994, establecerá  el alcance de los servicios que prestará un gestor de los mecanismos de  comercialización y de la información, las reglas para la selección de este  gestor y las condiciones de prestación de sus servicios. Estas reglas y  condiciones deberán asegurar la neutralidad, transparencia, objetividad e  independencia del gestor, así como su experiencia comprobada en las actividades  a desarrollar. Así mismo, la CREG determinará la forma y remuneración de los  servicios del gestor.    

Parágrafo. La  CREG seleccionará al gestor del mercado mediante un concurso sujeto a los  principios de transparencia y selección objetiva que garanticen la libre  concurrencia.    

(Decreto 2100 de 2011  artículo 20, modificado por el artículo 2° del Decreto 1710 de 2013)    

Artículo 2.2.2.2.32. Protocolos y Acuerdos Operativos. Cuando la CREG lo solicite, el CNOG expedirá los Acuerdos  y Protocolos Operativos que se requieran con el fin de establecer los  procedimientos, definiciones y parámetros básicos que deben regir para: (i) la  operación del SNT; (ii) la programación de  mantenimientos y/o intervenciones a la infraestructura de suministro y  transporte de gas natural, que impliquen suspensión o pongan en riesgo la continuidad  del servicio público; y, (iii) la coordinación de los  Agentes que utilicen el SNT cuando se presenten Insalvables Restricciones en la  Oferta de Gas Natural o Situaciones de Grave Emergencia Transitorias y No  Transitorias o Racionamiento Programado de gas natural de que tratan los  artículos 2.2.2.2.1. a 2.2.2.2.15.    

El CNOG, por su propia iniciativa, podrá someter a  consideración de la CREG los Protocolos y Acuerdos operativos que considere  necesarios para lograr una operación segura, confiable y económica del SNT. La  CREG contará con noventa (90) días para pronunciarse y, si es pertinente,  adoptarlo mediante acto administrativo.    

(Decreto 2100 de 2011,  artículo 21)    

Artículo 2.2.2.2.33. Naturaleza de las exportaciones e  importaciones de gas. Las  actividades de exportación de gas, la importación de gas para usos distintos al  servicio público domiciliario y la importación de gas en tránsito no  constituyen actividades complementarias al servicio público domiciliario de gas  combustible.    

Los mecanismos y procedimientos de comercialización de que  trata el artículo 2.2.2.2.11. de este Decreto, no se aplican a las actividades  aquí señaladas.    

Parágrafo. La  comercialización del gas importado con destino al servicio público domiciliario  deberá someterse a las mismas disposiciones expedidas por la CREG para la  actividad de comercialización del gas de producción nacional.    

(Decreto 2100 de 2011,  artículo 22)    

Artículo 2.2.2.2.34. Libertad de precios. El  precio del gas natural destinado a la importación o exportación será pactado  libremente entre las partes: no obstante, si para realizar los respectivos  suministros se utilizan tramos de gasoducto o gasoductos que hagan parte del  SNT, este servicio se remunerará de acuerdo con los cargos aprobados por la  CREG.    

(Decreto 2100 de 2011,  artículo 23)    

Artículo 2.2.2.2.35. De las Interconexiones Internacionales de Gas Natural. Los Agentes Exportadores o Importadores podrán construir,  administrar, operar y mantener las Interconexiones Internacionales de Gas  Natural que se requieran para transportar el gas natural destinado a la  exportación o importación; así mismo, podrán disponer de la capacidad de  transporte de las Interconexiones Internacionales de Gas Natural.    

Parágrafo. Si  para realizar la exportación o importación de gas natural se utilizan tramos de  gasoducto o gasoductos que hagan parte del SNT, deberá cumplirse respecto de  dichos tramos de gasoductos o gasoductos con lo previsto en el Reglamento Único  de Transporte – RUT.    

(Decreto 2100 de 2011,  artículo 24)    

Artículo 2.2.2.2.36. Acceso a las Interconexiones Internacionales de Gas Natural. Los propietarios y/o transportadores en las  Interconexiones Internacionales de Gas Natural están en la obligación de dar acceso  a otros Agentes que requieran de dicha infraestructura para efectuar  Intercambios Comerciales Internacionales de Gas, siempre y cuando, ello sea  técnica y económicamente viable.    

Parágrafo 1°. Las condiciones técnicas y económicas para  el acceso a la Interconexión Internacional de Gas Natural serán acordadas  libremente entre las partes.    

Parágrafo 2°. Cuando las partes no lleguen a un acuerdo  sobre el acceso a dicha infraestructura el asunto se someterá a la decisión del  MME o de la CREG, según sus competencias.    

(Decreto 2100 de 2011,  artículo 25)    

Artículo 2.2.2.2.37. Libertad de Exportaciones de Gas. Los Agentes Exportadores podrán asumir libremente  compromisos de exportación de gas natural sin sujeción a lo previsto en los  artículos 2.2.2.2.24. y 2.2.2.2.27. de este Decreto.    

Parágrafo 1°. Modificado por el Decreto 2345 de 2015,  artículo 6º. El Ministerio de Minas y Energía limitará la libre disposición  del gas para efectos de exportación a los productores, los  productores-comercializadores y a los agentes exportadores cuando se pueda ver  comprometido el abastecimiento de la demanda nacional de gas combustible para  consumo interno, de acuerdo con la metodología que para el efecto expedirá  mediante resolución. Para este efecto tendrá en cuenta, entre otros aspectos,  la producción nacional, el comportamiento de la demanda, las exportaciones y  las importaciones de gas.    

Texto inicial del parágrafo 1º: “El MME limitará la libre disposición del gas  para efectos de exportación a los productores, los  productores-comercializadores y a los Agentes Exportadores cuando se pueda ver  comprometido el abastecimiento de la demanda nacional de gas combustible para  consumo interno. Para este efecto, diseñará un indicador que considere, entre  otros aspectos, las Reservas de Gas Natural, el comportamiento de la demanda,  las exportaciones y las importaciones de gas. Dicho indicador será calculado y  publicado por el MME en julio 30 de cada año.”.    

Parágrafo 2°. Mientras  se mantengan las condiciones que den lugar a la limitación prevista en el  parágrafo 1° de este artículo, los productores, los  productores-comercializadores o los Agentes exportadores no podrán suscribir o  perfeccionar compromisos de cantidades de gas natural relacionados con nuevos  contratos de exportación o incrementar las cantidades de gas natural  inicialmente acordadas en los contratos de exportación ya existentes.    

(Decreto 2100 de 2011,  artículo 26)    

Nota,  artículo 2.2.2.2.37: Ver Resolución  4 0671 de 2018, M. Minas.    

Artículo 2.2.2.2.38. Costo de oportunidad del gas natural de exportación objeto de  interrupción. Cuando para  atender la demanda nacional de gas natural para consumo interno se deban  suspender los compromisos en firme de exportación, a los productores y/o  productores comercializadores se les reconocerá el costo de oportunidad del gas  natural dejado de exportar. Las cantidades de gas natural de exportación que  sean objeto de interrupción deberán ser adquiridas por los Agentes  Operacionales que no hayan podido cumplir sus contratos de suministro y/o no  cuenten con contratos Firmes o que Garantizan Firmeza y las requieran para la  atención de su demanda. La anterior obligación no aplicará para los Agentes  Operacionales que cuenten con contratos de suministro con firmeza condicionada  a interrupción de exportaciones.    

El costo de oportunidad del gas natural dejado de  exportar será asumido por los Agentes Operacionales a quienes se les hayan  suplido sus faltantes de suministro. El reconocimiento del costo de oportunidad  de dicho gas será determinado por la CREG según metodología que incluya, entre  otros: (i) el precio del gas natural que deja de percibir el productor y/o  productor-comercializador por no vender su gas en el exterior; y (ii) las compensaciones que deba pagar el productor y/o  productor-comercializador por no honrar su Contrato Firme de Exportación. La CREG  adicionalmente, determinará el mecanismo mediante el cual se realizará el pago  de este costo al Agente Exportador por parte de los Agentes Operacionales a  quienes se les haya suplido sus faltantes de suministro y la forma en que dicho  costo será asumido por el Agente.    

(Decreto 2100 de 2011,  artículo 27)    

Artículo 2.2.2.2.39. Obligación de información de exportaciones y de importaciones de gas  natural. Una vez perfeccionados  los contratos de exportación y de importación, los Agentes respectivos enviarán  copia al MME para su información. Cada vez que los contratos de exportación y/o  de importación sean modificados se informará al MME adjuntando los documentos  que den cuenta de tal modificación. Respecto de la información a que se refiere  este artículo, el MME guardará la debida reserva sobre aquellos datos que,  atendida su naturaleza, la requieran en defensa de los legítimos intereses de  las partes en dichos contratos.    

(Decreto 2100 de 2011,  artículo 28)    

Artículo 2.2.2.2.40. Acceso a la capacidad de la Infraestructura de Regasificación. Los Agentes propietarios y/u operadores de la  Infraestructura de Regasificación deberán permitir el acceso a la capacidad no  utilizada y/o no comprometida a los Agentes que la requieran, siempre y cuando,  se cumplan las siguientes condiciones: (i) se cuente con capacidad disponible  para ser contratada, y (ii) no se interfiera ni se  ponga en riesgo el cumplimiento de los contratos vigentes por asumir nuevos  compromisos contractuales.    

Parágrafo 1°. Los  Agentes solo podrán ejercer el derecho de acceso a la capacidad de la  infraestructura de regasificación mediante la celebración del contrato  respectivo con el propietario y/u operador.    

Parágrafo 2°. Cuando  las partes no lleguen a un acuerdo sobre el acceso, el asunto se someterá a la  decisión del MME. Para este efecto, el Ministerio podrá solicitar concepto a la  CREG.    

(Decreto 2100 de 2011,  artículo 29)    

Artículo 2.2.2.2.41. Incentivos para la importación de gas natural. La CREG podrá implementar mecanismos para incentivar la  importación de gas natural con el fin de promover el abastecimiento de este  energético.    

(Decreto 2100 de 2011,  artículo 30)    

Artículo 2.2.2.2.42. Funcionamiento del mercado mayorista. Al expedir el reglamento de operación mediante el cual se  regula el funcionamiento del mercado mayorista de gas natural, la Comisión de  Regulación de Energía y Gas podrá:    

a) Establecer los lineamientos y las condiciones de  participación en el mercado mayorista, las modalidades y requisitos mínimos de  ofertas y contratos, los procedimientos y los demás aspectos que requieran los  mecanismos de comercialización de gas natural y de su transporte en el mercado  mayorista.    

b) Señalar la información que será declarada por los  participantes del mercado y establecer los mecanismos y procedimientos para  obtener, organizar, revisar y divulgar dicha información en forma oportuna para  el funcionamiento del mercado mayorista de gas natural.    

(Decreto 1710 de 2013,  artículo 1°)    

Artículo  2.2.2.2.43. Adicionado por el Decreto 2345 de 2015,  artículo 7º. Cálculo de los costos de  racionamiento.  Únicamente para fines estadísticos y de planeación del sector, la Unidad de  Planeación Minero Energética, Upme, establecerá los  costos de racionamiento, los cuales se calcularán por clase de usuario y varios  períodos de duración. Estos cálculos se actualizarán anualmente y se mantendrán  publicados en la página web de la mencionada entidad.    

Artículo  2.2.2.2.44. Adicionado por el Decreto 2345 de 2015,  artículo 7º. Transparencia. La CREG expedirá la reglamentación necesaria para que  la información de las asignaciones de gas natural y de capacidad de transporte  a las que se refieren los parágrafos 1° y 2° del artículo 2.2.2.2.43 de este  Decreto se hagan públicas, de manera oportuna.    

CAPÍTULO 3    

TRANSPORTE DE GAS NATURAL    

Artículo 2.2.2.3.1. Conformación del Consejo Nacional de Operación de Gas Natural, CNO. El Consejo Nacional de Operación de Gas Natural, CNO,  estará conformado por:    

1. Un (1) representante del Ministro de Minas y Energía  con voz y voto, quien lo preside.    

2. Cuatro (4) representantes de los productores con voz y  voto a razón de 1 por cada 25% de la producción total de gas del país.    

3. Cuatro (4) representantes de los remitentes con voz y  voto a razón de 1 por cada 25% de la demanda total de gas del país. (2 de estos  deberán representar el sector termoeléctrico).    

4. Un (1) representante del Centro Nacional de Despacho  Eléctrico con voz y voto.    

5. Los representantes de los Sistemas de Transporte de  Gas Natural con voz y voto que tengan capacidad superior a 50 Mpcd.    

Parágrafo 1°.  Los representantes de los productores a razón de uno (1) por cada 25% de la  producción total de gas del país, serán seleccionados de la siguiente manera:    

1. Los productores podrán ser asociados y/o operadores.    

2. Se tomará en cuenta la producción total de Gas  Natural, tal y como se definió en el Capítulo I del presente Título.    

3. Se contabilizarán las participaciones de cada  productor en la producción total así especificada, independientemente de quien  haya comercializado la producción respectiva y se ordenará el porcentaje de  mayor a menor.    

4. Una vez ordenados, serán representantes los cuatro (4)  primeros productores.    

Parágrafo 3°.  Los cuatro (4) representantes de los remitentes, a razón de uno (1) por cada  25% de la demanda total del país, dos (2) de ellos representantes del sector  termoeléctrico, serán seleccionados de la siguiente manera:    

1. Se tomará en cuenta la demanda total de cada  remitente, definida de acuerdo con el Capítulo I del presente Título y se  ordenará de mayor a menor.    

2. Una vez ordenados, los dos primeros remitentes que  sean simultáneamente generadores térmicos serán los representantes del sector térmico.  Si el segundo generador en este orden pertenece a la misma área de influencia  del primero, se tomará al siguiente mayor generador en la lista perteneciente a  un área de influencia diferente a la del primer representante del sector  termoeléctrico.    

3. Los dos representantes de los remitentes restantes  corresponderán a los dos primeros remitentes que no son a su vez generadores  térmicos, ordenados de acuerdo con el numeral 1 de este artículo. Si el segundo  remitente pertenece a la misma área de influencia del primero, se tomará el  siguiente mayor remitente perteneciente a otra área de influencia.    

Parágrafo 4°.  El Representante del Centro Nacional de Despacho Eléctrico, o la entidad  equivalente, será el Director de dicha entidad o quien haga sus veces.    

Parágrafo 5°. Los representantes del Sistema Nacional de  Transporte serán seleccionados de la siguiente forma:    

1. Participarán todos aquellos representantes del Sistema  Nacional de Transporte que tengan capacidad superior a 50 millones de pies cúbicos  diarios.    

2. Únicamente serán representantes de los sistemas de  transporte los Prestadores del Servicio de Transporte o Transportadores,  definidos en Capítulo I del presente Título.    

3. La Unidad de Planeación Minero Energética, UPME,  certificará, a más tardar el 1° de marzo de cada año, cuáles sistemas de  transporte tienen capacidad superior a 50 millones de pies cúbicos diarios.    

Parágrafo 7°.  Ningún agente podrá representar simultáneamente a varias actividades en el  Consejo Nacional de Operación de Gas Natural, CNO.    

Parágrafo 8°.  Una vez notificados los representantes seleccionados, deben expresar  mediante comunicación escrita a la UPME, dentro de los 5 días calendario  posteriores, su aceptación o rechazo a la participación en el CNO para el  período correspondiente. En caso de no haber aceptación, la UPME procederá a  nombrar un reemplazo, conforme al orden de la lista.    

Parágrafo 9°.  En caso de que alguno de los representantes de los productores o de los  remitentes en el Consejo Nacional de Operación de Gas Natural-CNO comunique por  escrito a la Secretaría Técnica que no desea continuar participando en el CNO,  esta Secretaría notificará a la UPME, con el fin de que proceda a señalar su  reemplazo conforme al orden de la lista, dentro de los siguientes quince (15)  días calendario.    

(Decreto 2225 de 2000,  artículo 2°; parágrafo 5 ° Modificado por el Decreto 2282 De 2001,  artículo 2°; parágrafos 8° y 9° adicionados por el Decreto 2282 de 2001,  artículo 3°)    

Artículo 2.2.2.3.2. Funciones del Consejo Nacional de Operación de Gas Natural, CNO. Serán funciones del Consejo Nacional de Operación de Gas  Natural, CNO, las contenidas en la Ley 401 de 1997, en el  Decreto 1175 de 1999,  la Resolución 071 del 3 de diciembre de 1999 de la CREG y demás normas que  regulen la materia.    

(Decreto 2225 de 2000,  artículo 3°)    

Artículo 2.2.2.3.3. Quórum deliberatorio y decisorio. El CON podrá  deliberar con las dos terceras partes de sus miembros y sus decisiones deberán  ser tomadas por mayoría que incluya el voto favorable de por lo menos dos (2)  de los representantes de los productores, dos (2) de los representantes de los  remitentes y dos (2) de los representantes de los transportadores. En caso de  empate, el voto del representante del Ministro de Minas y Energía se contará  doblemente.    

(Decreto 2225 de 2000,  artículo 4°; modificado por el Decreto 2282 de 2001,  artículo 4°)    

Artículo 2.2.2.3.4. Secretaría Técnica. La  Secretaría Técnica del Consejo Nacional de Operación de Gas Natural, CNO, y su  financiamiento, serán establecidos en el estatuto interno de funcionamiento del  mismo.    

Parágrafo. El  Ministerio de Minas y Energía no participará en la financiación del Consejo  Nacional de Operación de Gas Natural, CNO.    

(Decreto 2225 de 2000,  artículo 6°)    

Artículo 2.2.2.3.5. Definición de las participaciones. La UPME con base en las cifras de producción, demanda, y  capacidad del año inmediatamente anterior comprendido entre el 1° de enero y el  31 de diciembre, determinará la participación de los miembros representantes  ante el Consejo Nacional de Operación de Gas Natural, CNO. Dicho estudio debe  ser publicado antes del 1° de marzo del año en consideración. La nueva  conformación del CNO iniciará sus atribuciones a partir del 30 de abril del año  en consideración.    

(Decreto 2225 de 2000,  artículo 7°)    

Nota, artículo 2.2.2.3.5.: El texto oficialmente publicado de este  artículo, no corresponde exactamente al artículo 7º del Decreto 2225 de 2000,  referido.    

Artículo 2.2.2.3.6. Requisito para personas jurídicas extranjeras para la celebración de contratos  de transporte de importación o exportación de hidrocarburos. Si el Transportador en las Interconexiones  Internacionales es una persona jurídica extranjera con asiento principal de  negocios en algún país extranjero, para establecerse en Colombia y celebrar  contratos de transporte para la importación o exportación de hidrocarburos,  deberá constituir y domiciliar en el país una casa o sucursal, llenando las  formalidades del Código  de Comercio, casa que será considerada como colombiana para los efectos  nacionales e internacionales, en relación con los contratos y los bienes,  derechos y acciones que sobre ellos recaen.    

Corresponde al Ministerio de Minas y Energía, antes de la  autorización del inicio de la construcción de la Interconexión Internacional de  Gas Natural, declarar cumplidos por las personas jurídicas extranjeras los  requisitos de que trata esta disposición, previa solicitud del Transportador en  las Interconexiones Internacionales, acompañada de los documentos  correspondientes de acuerdo con lo señalado en el artículo 3° de la Ley 10 de 1961, en  concordancia con el artículo 76 de la Ley 962 de 2005.    

Parágrafo. Si  el Transportador en las Interconexiones Internacionales decidiere encomendar la  construcción, operación, administración y/o mantenimiento de dicha  infraestructura a terceros que sean personas jurídicas extranjeras, a estas  también les obliga lo previsto en este artículo.    

(Decreto 2400 de 2006,  artículo 2°)    

Artículo 2.2.2.3.7. Autorización del Ministerio de Minas y Energía para el Transportador en  las Interconexiones Internacionales. El Transportador en las Interconexiones Internacionales  deberá obtener, previamente al inicio de la construcción de esta  infraestructura, autorización del Ministerio de Minas y Energía. Para este  efecto deberá presentar la solicitud por escrito, acompañada de los siguientes  documentos y/o estudios:    

1 Certificado de existencia y representación legal expedido  por la Cámara de Comercio respectiva, con una vigencia no superior a tres meses  en el que conste que dentro de su objeto social se encuentra la actividad de  transporte de Gas Natural.    

2 Documentos y/o certificaciones que acrediten  suficientemente lo previsto en el artículo siguiente para ser considerado  operador idóneo.    

3 Descripción detallada del proyecto que incluya, por lo  menos su justificación, sus especificaciones técnicas, costo estimado de  inversión y proyección de los gastos de operación, administración y  mantenimiento.    

4 Plano general de la ruta definitiva en base  cartográfica del Instituto Geográfico Agustín Codazzi, IGAC, en escala uno a  cien mil (1:100.000).    

5 Plano de perfil ecotopográfico  en base cartográfica del Instituto Geográfico Agustín Codazzi, IGAC, en escala  horizontal uno a diez mil (1:10.000) y en escala vertical uno a mil (1:1.000).    

6 Memoria descriptiva en la cual se demuestre la  justificación de la ruta elegida.    

7 Licencia ambiental expedida por la autoridad ambiental  competente.    

8 Cronograma de ejecución de la construcción del  proyecto.    

Parágrafo. El  Ministerio de Minas y Energía sólo expedirá la resolución de autorización de  construcción de la Interconexión Internacional de Gas Natural, cuando se allegue  copia de la licencia ambiental de que trata el numeral 7 del presente artículo;  sin embargo, en el evento en que el Transportador no cuente con dicha licencia,  podrá radicar la solicitud para obtener la autorización de construcción,  presentando copia de la solicitud de la licencia ambiental correspondiente. En  caso de que no le fuere otorgada la licencia, el Ministerio de Minas y Energía  negará la autorización de construcción.    

(Decreto 2400 de 2006,  artículo 3°)    

Artículo 2.2.2.3.8. Acreditación del Transportador de Interconexiones Internacionales como  Operador Idóneo. El  Transportador en Interconexiones Internacionales será considerado por el  Ministerio de Minas y Energía como Operador Idóneo cuando acredite  suficientemente: (i) su capacidad técnica en construcción, operación,  administración y mantenimiento de infraestructura energética, principalmente en  sistemas de transporte de hidrocarburos por ductos, así como, (ii) su capacidad financiera para adelantar el proyecto.    

Parágrafo 1°.  Para acreditar la capacidad técnica el Transportador en Interconexiones  Internacionales podrá invocar no sólo sus propios méritos, sino también los de  (i) las sociedades controladas por él, y/o (ii) las  Sociedades que lo controlen.    

La capacidad financiera deberá estar soportada en los  estados financieros correspondientes al último ejercicio anual auditado.    

Para efectos del presente parágrafo se entenderá que el  Transportador en Interconexiones Internacionales es controlado por aquel que,  junto con sus controlados o controlantes, (i) sea el mayor accionista  individual de la misma, y (ii) tenga una  participación en el capital de la misma no menor de treinta y cinco por ciento  (35%).    

Parágrafo 2°.  Para acreditar la capacidad técnica, el Transportador en las  interconexiones Internacionales deberá presentar las certificaciones expedidas  por los auditores externos de todas y cada una de las sociedades respecto de  las cuales invoque méritos. En estos certificados se deberá demostrar no sólo  la capacidad técnica en construcción, operación, administración y mantenimiento  de infraestructura energética, principalmente en sistemas de transporte de  hidrocarburos por ductos, sino también que se presenta la situación de control  en los términos anteriormente definidos.    

(Decreto 2400 de 2006,  artículo 4°)    

Artículo 2.2.2.3.9. Término para expedir autorización. El Ministerio de Minas y Energía tendrá un término de  treinta (30) días para dictar la resolución de autorización del inicio de  construcción de la Interconexión Internacional de Gas Natural, y podrá exigir  la información adicional o solicitar las aclaraciones que juzgue convenientes  para otorgar la autorización respectiva.    

Es entendido que cuando se exija información adicional o  se soliciten aclaraciones, el término de que trata este artículo sólo se  contará a partir del momento en que el Transportador en las Interconexiones  Internacionales, cumpla los requerimientos del Ministerio de Minas y Energía.    

Parágrafo 1°.  El Ministerio de Minas y Energía podrá negar la autorización de  Construcción de la Interconexión Internacional de Gas Natural cuando no se  cumplan los requisitos aquí establecidos, así como por razones de orden  técnico, de orden público o de seguridad nacional.    

Parágrafo 2°.  El Transportador en Interconexiones Internacionales es responsable por el  diseño, construcción y puesta en operación de esta infraestructura. Para este  efecto, deberán tenerse en cuenta los estándares, normas técnicas y de  seguridad reconocidas internacionalmente así como las buenas prácticas de  ingeniería, para garantizar la seguridad, la confiabilidad y la calidad técnica  de la infraestructura.    

Si el Transportador en la Interconexión Internacional de  Gas Natural decidiere encomendar estas tareas a terceros, deberá suscribir los  subcontratos requeridos para asegurar que el diseño, construcción y puesta en  operación de la Interconexión Internacional cumpla con lo aquí exigido.    

(Decreto 2400 de 2006,  artículo 5°)    

Artículo 2.2.2.3.10. Oportunidad para acogerse a los beneficios de utilidad pública. Sólo cuando el Ministerio de Minas y Energía autorice la  construcción de la Interconexión Internacional de Gas Natural, el Transportador  podrá acogerse a los beneficios de utilidad pública, de conformidad con lo  dispuesto en el artículo 4° del Decreto 1056 de 1953,  Código de Petróleos.    

(Decreto 2400 de 2006,  artículo 6°)    

Artículo  2.2.2.3.11. Inoponibilidad e Indemnización  para propietarios de terrenos. Ningún propietario de terrenos podrá oponerse a que se  lleven a cabo en su propiedad los estudios a que haya lugar para la  construcción de una Interconexión Internacional de Gas Natural, pero los  Transportadores en dicha infraestructura deberán indemnizarlos de todos los  perjuicios que puedan causarles con tales estudios.    

(Decreto 2400 de 2006,  artículo 7°)    

Artículo 2.2.2.3.12. Construcción de Interconexiones Internacionales que se requieran para  transportar gas natural con destino a la exportación o importación. Los productores nacionales que comercialicen Gas Natural  podrán construir Interconexiones Internacionales que se requieran para  transportar el gas natural con destino a la exportación o importación, sin la  autorización previa del Ministerio de Minas y Energía para la construcción de  dicha infraestructura. En todo caso deberán cumplir lo exigido en el parágrafo  2° del artículo 2.2.2.3.9 del presente decreto.    

Antes de la fecha prevista para el inicio de la construcción  de la Interconexión Internacional de Gas Natural, los Productores de que trata  este artículo deberán dar aviso del inicio de la misma al Ministerio de Minas y  Energía, presentando los documentos y/o estudios que se relacionan en los  numerales 3.3 al 3.8 del artículo 2.2.2.3.7 del presente decreto.    

(Decreto 2400 de 2006,  artículo 8°)    

Artículo 2.2.2.3.13. Término de presentación de planos definitivos de ruta construcción de  la Interconexión Internacional de Gas Natural. Dentro de los tres (3) meses siguientes a la terminación de  la construcción de la Interconexión Internacional de Gas Natural el  Transportador y/o Productor deberá presentar al Ministerio de Minas y Energía,  los planos definitivos de la ruta de que tratan los numerales 3.4 y 3.5 del  artículo 2.2.2.3.7. de este Decreto, con la correspondiente memoria técnica del  proyecto, la cual debe incluir las especificaciones técnicas de la  infraestructura, las aprobaciones de modificación de las licencias ambientales,  cuando haya lugar a ello, así como la inversión efectivamente realizada para la  ejecución del proyecto.    

(Decreto 2400 de 2006,  artículo 9°)    

Artículo 2.2.2.3.14. Obligaciones de los Transportadores y/o Productores. En todo momento, desde que se inicia la construcción de  Interconexiones Internacionales de Gas Natural los Transportadores y/o  Productores a los que se refiere este Decreto, deberán cumplir con las  siguientes obligaciones:    

1. Mantener vigentes las licencias, permisos o  autorizaciones expedidas por las autoridades ambientales competentes.    

2. Adquirir y mantener vigente una póliza de  Responsabilidad Civil Extracontractual, para asegurar los perjuicios  patrimoniales que se causen a terceras personas en desarrollo de las  actividades normales por daños a bienes, lesiones o muerte de personas. De  acuerdo con las condiciones generales de la póliza y la ley colombiana, esta  deberá incluir una cláusula de restablecimiento automático del valor asegurado,  cuando quiera que por ocurrencia de siniestros, el valor asegurado mínimo  disminuya. El valor asegurado no será inferior a siete mil quinientos (7.500)  salarios mínimos legales mensuales vigentes. Se deberá enviar copia de esta  Póliza al Ministerio de Minas y Energía y anexar copia del recibo de pago de  prima sobre los montos establecidos.    

3. Suministrar toda la información que exija el  Ministerio de Minas y Energía, en el momento, con la oportunidad y el detalle  que sea requerida.    

(Decreto 2400 de 2006,  artículo 10°)    

CAPÍTULO 4    

DISTRIBUCIÓN    

Artículo 2.2.2.4.1. Procedencia de la contratación. Por motivos de interés social y con el propósito de que  la cobertura del servicio público domiciliario de distribución de gas  combustible por red se pueda extender a las personas de menores ingresos, el  Ministerio de Minas y Energía, de conformidad con los artículos 40 y 174 de la Ley 142 de 1994, podrá  contratar mediante invitación pública la distribución domiciliaria de gas  combustible por red de tubería en un área geográfica, incorporando cláusulas de  exclusividad, en la cual ninguna persona podrá prestar los mismos servicios, conforme  con los criterios que por vía general adopte la Comisión de Regulación de  Energía y Gas.    

(Decreto 1359 de 1996,  artículo 1°)    

Artículo 2.2.2.4.2. Objeto del contrato. El  contrato tiene por objeto asegurar que un concesionario por su cuenta y riesgo preste  el servicio público domiciliario de distribución de algún tipo de gas  combustible por red de tubería, en condiciones de exclusividad en el área  concedida, incluyendo dentro de sus usuarios un número considerable y creciente  de personas de menores ingresos.    

(Decreto 1359 de 1996,  artículo 2°)    

Artículo 2.2.2.4.3. Procesos previos al trámite. Cuando el Ministerio de Minas y Energía considere que es  procedente la celebración de contratos de concesión para la prestación del  servicio público de distribución de gas combustible por red de tubería con  exclusividad, solicitará el pronunciamiento de la Comisión de Regulación de  Energía y Gas de acuerdo con el parágrafo 1° del artículo 40 de la Ley 142 de 1994.    

Una vez obtenido el pronunciamiento favorable de la  Comisión de Regulación de Energía y Gas, el Ministerio de Minas y Energía  ordenará la apertura del proceso para la contratación de las áreas exclusivas  de gas mediante resolución, e invitará públicamente a participar a quienes  cumplan con los requisitos y condiciones establecidos en los términos de  referencia, mediante la publicación de dos avisos en fechas diferentes en un  diario de amplia circulación nacional, tomando como fecha límite para la última  publicación quince días calendario anteriores a la fecha de inicio de venta de  los términos de referencia fijada en los mismos.    

(Decreto 1359 de 1996,  artículo 3°)    

Artículo 2.2.2.4.4. Contenido de los avisos. El aviso contendrá como mínimo: el área geográfica en la  cual se concederá la prestación exclusiva del servicio, la duración de la  exclusividad; la fecha y sitio donde se podrán adquirir los términos de  referencia, su valor y el plazo para presentar las propuestas.    

(Decreto 1359 de 1996,  artículo 4°)    

Artículo 2.2.2.4.5. Contenido de los términos de referencia. El Ministerio de Minas y Energía elaborará los términos  de referencia para la presentación de propuestas, los cuales contendrán como  mínimo la información general sobre el área geográfica que se va a otorgar en  concesión y, en forma clara, expresa y detallada, las condiciones técnicas  mínimas que deberá reunir la prestación del servicio; la duración de la  exclusividad; la obligación de los proponentes de incluir programas de  masificación y extensión del servicio; los requisitos de elegibilidad de los  proponentes relacionados con la capacidad legal financiera y de experiencia  para la correspondiente actividad; la idoneidad de los proponentes para la  celebración y ejecución del contrato y demás factores objetivos de evaluación  de las propuestas; la minuta del contrato; las garantías y cauciones que habrán  de presentarse con la oferta, señalando las bases y los porcentajes de las  mismas; las inhabilidades se incompatibilidad es a que se refieren la Ley 80 de 1993 y la Ley 142 de 1994; la  fecha límite para compra de los términos de referencia, y todas las demás  circunstancias de tiempo, modo y lugar que se consideren indispensables para  que el Ministerio de Minas y Energía realice la selección objetiva del contratista.    

(Decreto 1359 de 1996,  artículo 5°)    

Artículo 2.2.2.4.6. Audiencia de aclaración de los términos de referencia. En los términos de referencia se fijará la fecha y hora  de la audiencia para que los futuros proponentes puedan solicitar las  aclaraciones sobre los términos de referencia. Si el Ministerio de Minas y Energía  lo considera conveniente o necesario podrá, mediante adendo,  determinar la realización de otra audiencia.    

De cada una de estas audiencias se levantará un acta  sucinta en que conste quiénes asistieron, tanto por parte de quienes compraron  términos de referencia, como por parte de los funcionarios del Ministerio, las  aclaraciones solicitadas y las respuestas que el Ministerio haya dado  verbalmente a las mismas. El Ministerio podrá reservarse el derecho de dar  posteriormente respuesta por escrito a las preguntas formuladas.    

Si de estas reuniones se estima necesario por parte del  Ministerio aclarar los términos de referencia, procederá a hacerlo mediante adendos, enviando por escrito las modificaciones a quienes  hayan comprado términos de referencia y si lo considera necesario ampliará el  término para la presentación de las propuestas.    

(Decreto 1359 de 1996,  artículo 6°)    

Artículo 2.2.2.4.7. Del contenido y presentación de las propuestas. Dentro del plazo señalado en los términos de referencia, que  se iniciará a partir de la realización de la última audiencia programada, los  interesados en la celebración de los contratos, deberán presentar  personalmente, o a través de su representante legal o apoderado, en la  dependencia del Ministerio de Minas y Energía que se señale en los términos de  referencia su propuesta, con sujeción a las siguientes reglas:    

1. Manifestación expresa del compromiso de constituirse  en Empresa de Servicios Públicos o de tener tal calidad, en el evento de  resultar favorecida su propuesta.    

Las compañías extranjeras, además, deberán someterse a  cumplir con los requisitos exigidos por el Código  de Comercio.    

2. Las propuestas deberán sujetarse a todos y cada uno de  los puntos contenidos en los términos de referencia, incluyendo los formatos de  presentación, cuando ello sea necesario para la selección objetiva del  contratista.    

3. Con la sola presentación y firma de la propuesta se  entenderá prestado el juramento del proponente de no hallarse incurso en las  inhabilidades e incompatibilidades contempladas en la Constitución y en las  Leyes 80 de 1993 y 142 de 1994.    

4. El proponente deberá acreditar la capacidad económica,  financiera y técnica para la ejecución del contrato de acuerdo con lo que se  defina en los términos de referencia.    

5. El proponente deberá acreditar la experiencia en la  prestación del servicio según se defina en los términos de referencia.    

6. El proponente deberá presentar garantía de seriedad de  la propuesta en las condiciones que se definan en los términos de referencia.    

(Decreto 1359 de 1996,  artículo 7°)    

Artículo 2.2.2.4.8. Término del proceso precontractual. El Ministerio de Minas y Energía fijará en los términos  de referencia los plazos para la presentación y evaluación de las propuestas.  Estos términos podrán prorrogarse hasta por la mitad del inicialmente fijado,  en el primer caso cuando lo soliciten más de la mitad de los proponentes y en  ambos casos cuando a juicio del Ministerio de Minas y Energía sea necesario o  conveniente.    

(Decreto 1359 de 1996,  artículo 8°)    

Artículo 2.2.2.4.9. Apertura de las propuestas. La urna se abrirá el día y hora indicados en los términos  de referencia, en acto público que será presidido por el Secretario General del  Ministerio o su delegado, y contará con la participación del jefe de la Oficina  Jurídica y el Director General de Hidrocarburos.    

De dicha diligencia se levantará un acta que será  suscrita por quienes intervinieron en la misma, en la que deberá constar como  mínimo el número de propuestas y la identificación de quienes las presenten.    

(Decreto 1359 de 1996,  artículo 9°)    

Artículo 2.2.2.4.10. Aclaraciones a las propuestas. El Ministerio de Minas y Energía, podrá solicitar por escrito  las aclaraciones o explicaciones que estime convenientes sobre las propuestas  presentadas y para su respuesta fijará un plazo prudencial que se incluirá en  los términos de referencia.    

Las respuestas a las aclaraciones y  explicaciones no podrán contener adiciones o modificaciones a la propuesta. En  el evento en que se presenten adiciones o modificaciones a  la propuesta o no se dé respuesta a las aclaraciones o explicaciones  solicitadas por el Ministerio y estas fueren indispensables para determinar la  elegibilidad del proponente o la calificación de la propuesta, la oferta no  será tenida en cuenta.    

(Decreto 1359 de 1996,  artículo 10)    

Artículo 2.2.2.4.11. Comités evaluadores. Las propuestas serán evaluadas por los comités  evaluadores técnico, jurídico y económico que integre, mediante resolución el  Ministro de Minas y Energía y tendrán a su cargo la evaluación económica,  técnica y jurídica de las propuestas de acuerdo con la metodología establecida  en los términos de referencia. Estos comités podrán contar con la asesoría  externa de expertos en el objeto de la contratación. El comité podrá contar con  la asesoría de los demás comités la presentación de un informe final, que  contengan los fundamentos y resultados de la evaluación y las recomendaciones  pertinentes.    

(Decreto 1359 de 1996,  artículo 11)    

Artículo 2.2.2.4.12. Factores de evaluación. La elegibilidad de los proponentes y  la evaluación de las propuestas se basarán en los elementos objetivos que se  terminen en los términos de referencia y de acuerdo con la metodología que se  fije en los mismos.    

(Decreto 1359 de 1996,  artículo 12)    

Artículo 2.2.2.4.13. Término para la evaluación. En los términos de referencia se fijará  el plazo para la evaluación. Este término podrá prorrogarse hasta por la mitad  del inicialmente establecido, siempre que las necesidades así lo exijan.    

Vencido el término de evaluación, el informe final que  contiene los fundamentos y resultado de la evaluación y la recomendación de  adjudicación pertinente, permanecerá por espacio de cinco (5) días hábiles en  la Secretaria General del Ministerio de Minas y Energía, para que los  interesados lo conozcan y expongan sus observaciones si lo consideran  necesario, las cuales serán analizadas y acogidas a criterio del Ministerio,  teniendo en cuenta los factores de elegibilidad, evaluación, la metodología y  demás requisitos exigidos en los términos del referencia. Dichas observaciones  serán resueltas en la correspondiente resolución de adjudicación.    

(Decreto 1359 de 1996,  artículo 13)    

Artículo 2.2.2.4.14. Empate en el proceso de  calificación. Se  entenderá que hay empate total en el proceso de calificación cuando dos o más  ofertas presenten un margen de diferencia que será definido en los términos de  referencia. En caso de empate, este será dirimido con la metodología que se  fije en los términos de referencia.    

(Decreto 1359 de 1996,  artículo 14)    

Artículo 2.2.2.4.15. Adjudicación del contrato. El Ministro de Minas y Energía dentro de  los quince (15) días siguientes a la terminación del plazo a que se refiere el  artículo 2.2.2.4.13. escogerá la mejor propuesta, sin tener en consideración  factores de afecto o de interés y, en general, cualquier clase de motivación  subjetiva. La adjudicación se hará por resolución motivada contra la cual no  procede ningún recurso y se notificará personalmente al proponente favorecido,  en la forma y términos establecidos en el Código de  Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo y se  comunicará a los no favorecidos dentro de los cinco (5) días siguientes de  surtida esta notificación.    

Parágrafo 1°. El plazo de adjudicación anteriormente establecido podrá  ampliarse por un término no mayor al de la mitad del inicialmente señalado,  siempre que las necesidades de la administración lo requieran, para lo cual se  expedirá resolución motivada.    

Parágrafo 2°. En el evento de no presentarse propuestas, o si ninguna  propuesta reúne los requisitos establecidos en los términos de referencia, o si  ocurren causales similares que impidan la evaluación objetiva de las  propuestas, el Ministro de Minas y Energía declarará desierta la invitación, mediante  resolución motivada detallando en forma precisa los motivos de esta  declaratoria.    

De la misma forma la invitación será declarada desierta  cuando se demuestre colusión o fraude de todos los proponentes o cuando se  establezca que las propuestas son artificialmente altas o bajas.    

En la eventualidad en que se presente solamente una  propuesta, para efectos de su evaluación se tomará información sobre el  servicio público de distribución domiciliaria de gas combustible por red en  distintas regiones del país, y las propuestas presentadas en otras invitaciones  para la adjudicación de contratos de la misma clase abiertas por el Ministerio  de Minas y Energía. Si a juicio del Ministerio de Minas y Energía, no es  posible llevar a cabo la evaluación, la invitación se declarará desierta.    

(Decreto 1359 de 1996,  artículo 15)    

Artículo 2.2.2.4.16. Cláusulas del contrato. Además de las estipulaciones  relativas a la identificación de las partes, objeto, duración, en él se pactará  como mínimo de manera clara y precisa las estipulaciones necesarias acerca de  los siguientes puntos: determinación geográfica del área; obligaciones del  concesionario y su remuneración; término de duración de la exclusividad  compromisos de precios y ajustes de los mismos, estableciendo claramente las  fórmulas tarifarias generales; cobertura; manejo de contribuciones y subsidios  dentro del área; interventorías; restablecimiento del equilibrio contractual;  plazos; aspectos sobre el régimen de ejecución del contrato referente a normas  ambientales y permisos municipales; protección de personas y bienes; condiciones  de extensión del servicio; planes de expansión; mantenimiento y renovación de  obras y bienes; condiciones de prestación del servicio; indicadores de gestión;  contratos con terceros; informes; garantías y, en general, las previsiones  contractuales necesarias para garantizar la calidad de la prestación oportuna y  eficiente del servicio.    

No se incluirán en estos contratos las cláusulas  excepcionales de modificación e interpretación unilaterales, pero deberán  incluirse las cláusulas determinación unilateral y cláusula de caducidad que en  su aplicación se regirán por las normas de la Ley 80 de 1993, sin perjuicio  de pactar causales de terminación anticipada por las partes.    

Cuando por causa imputable al proponente favorecido el  contrato no pueda suscribirse, el Ministerio de Minas y Energía podrá celebrar  el contrato con el proponente que quedó en segundo lugar o con el proponente  siguiente, según el orden de elegibilidad y siempre que cumpla con las  condiciones de los términos de referencia.    

(Decreto 1359 de 1996,  artículo 16)    

Artículo 2.2.2.4.17. Perfeccionamiento y ejecución. El contrato se entenderá perfeccionado  con la firma del Ministro de Minas y Energía en nombre de la Nación y del concesionario  y podrá comenzar su ejecución una vez se hayan pagado los derechos de  publicación en el Diario Oficial, el impuesto de timbre y se encuentren  aprobadas las garantías del contrato por parte del Ministerio de Minas y  Energía.    

(Decreto 1359 de 1996,  artículo 17)    

Artículo 2.2.2.4.18. Garantías. El Ministerio de Minas y Energía  determinará lo relativo a las garantías del contrato en los términos de  referencia.    

(Decreto 1359 de 1996,  artículo 18)    

Artículo 2.2.2.4.19. Duración del contrato. El término del contrato para prestar el  servicio con exclusividad será el que se determine en cada caso particular en  los términos de referencia y en el contrato, de conformidad con la ley.    

(Decreto 1359 de 1996,  artículo 19)    

Artículo 2.2.2.4.20. Iniciación de la prestación del  servicio. El  contrato señalará la fecha de iniciación de la prestación del servicio. El  Ministerio de Minas Energía y el concesionario podrán modificar la fecha de  iniciación cuando se presenten hechos o circunstancias que impidan iniciar la  prestación del servicio en la fecha prevista.    

(Decreto 1359 de 1996,  artículo 20)    

Artículo 2.2.2.4.21. Expiración de la exclusividad. Al expirar el término de exclusividad por  la finalización del plazo contractual, el contratista podrá seguir prestando el  servicio público de distribución domiciliaria de gas combustible sin  exclusividad o podrá disponer de la infraestructura montada para el efecto.    

(Decreto 1359 de 1996,  artículo 21)    

Artículo 2.2.2.4.22. Vigilancia y control del contrato. El Ministerio de Minas y Energía  ejercerá la vigilancia y el control del desarrollo del contrato, sin perjuicio  de las atribuciones conferidas por la ley a otras autoridades sobre el  concesionario.    

(Decreto 1359 de 1996,  artículo 22)    

Artículo 2.2.2.4.23. Regulaciones proferidas en el  proceso de selección del contratista. Cuando en el curso del proceso de selección de  contratista y antes del vencimiento del plazo para presentar ofertas el  Congreso, el Gobierno o la Comisión de Regulación de Energía y Gas profieran  regulaciones que modifiquen o alteren las condiciones para contratar, el  Ministerio de Minas y Energía, ajustará los términos de referencia, y si fuere  del caso concederá a los proponentes un término prudencial adicional para  presentar propuestas.    

Si el anterior evento ocurre después de presentadas las  propuestas, el Ministerio de Minas y Energía podrá declarar desierta la  invitación.    

(Decreto 1359 de 1996,  artículo 23)    

Artículo 2.2.2.4.24. Demanda en las áreas de servicio  exclusivo. Para  mantener el equilibrio económico contractual, los contratos de distribución en  las áreas de servicio exclusivo podrán incluir acuerdos sobre demanda en  volumen de gas. Los acuerdos no excederán el estimativo del consumo de los  usuarios residenciales del área sobre los cuales se pacte la expansión del  servicio y su vigencia estará condicionada al cumplimiento de lo pactado en el  contrato en materia de expansión, precios y prestación del servicio.    

(Decreto 1359 de 1996,  artículo 24)    

CAPÍTULO 5    

Nota: Capítulo 5 derogado por el Decreto 1580 de 2022,  artículo 2º, con la entrada en operación del FONENERGÍA, en los términos  descritos en el artículo 2.2.8.1.2 del DUR. Minas y Energía.    

FONDO ESPECIAL CUOTA DE FOMENTO DE GAS NATURAL    

Artículo 2.2.2.5.1. Naturaleza del Fondo Especial Cuota  de Fomento de Gas Natural. El Fondo Especial Cuota de Fomento de Gas Natural creado  por el artículo 15 de la Ley 401 de 1997, modificado  por las Leyes 887 de 2004, 1151 de 2007 y la Ley 1450 de 2011., es  un fondo especial, sin personería jurídica, administrado y manejado por el  Ministerio de Minas y Energía, el cual para efectos de dicha administración  hace parte del Presupuesto de Ingresos y Gastos de la Nación – Ministerio de  Minas y Energía con destinación específica de acuerdo con la ley, sujeto a las  normas vigentes aplicables.    

(Decreto 3531 de 2004,  artículo 2°; modificado por el Decreto 1718 de 2008,  artículo 2°)    

Artículo 2.2.2.5.2. Recursos que conforman el Fondo  Especial Cuota de Fomento. Ingresarán al Fondo los siguientes recursos:    

a) El valor de la Cuota de Fomento, la cual es del 3.0%  sobre el valor de la tarifa que se cobre por el gas objeto del transporte,  efectivamente realizado.    

b) Los rendimientos que se originen en razón de las  operaciones financieras que se realicen con los recursos del Fondo Especial  Cuota de Fomento; así como los excedentes financieros que resulten al cierre de  cada ejercicio contable;    

c) Los intereses de mora que se generen por  incumplimiento en el pago o giro de la Cuota de Fomento;    

d) Los recursos provenientes de la remuneración vía  tarifaria de la proporción de la inversión realizada con recursos de  cofinanciación del Fondo respecto de los usuarios no subsidiables, derivados  del cumplimiento de las obligaciones emanadas de los contratos suscritos para  la cofinanciación de proyectos antes de la modificación del Numeral 87.9 del  artículo 87 de la Ley 142 de 1994 en  virtud de la expedición de la Ley 1151 de 2007.    

(Decreto 3531 de 2004  artículo 3°; literales a) y d) modificados por el Decreto 1718 de 2008,  artículo 3°)    

Artículo 2.2.2.5.3. Naturaleza de los Recursos del Fondo Especial Cuota de Fomento. Los recursos del Fondo Especial Cuota de Fomento son  públicos, por lo tanto, quienes estén a cargo de su administración y/o recaudo  serán patrimonialmente responsables por los mismos.    

(Decreto 3531 de 2004  artículo 4°)    

Artículo 2.2.2.5.4. Recaudo de la Cuota de Fomento. Las empresas prestadoras del servicio público de  transporte de gas natural por red recaudarán la Cuota de Fomento pagada por los  Remitentes y la consignarán mensualmente al Fondo Especial Cuota de Fomento de  Gas Natural, dentro de los 5 primeros días del mes siguiente a aquél en que se  efectúe el recaudo, en la cuenta bancaria indicada para el efecto por el  Ministerio de Minas y Energía.    

Parágrafo 1°. Los  recursos recaudados por las empresas prestadoras del servicio público de  transporte de gas natural por red por concepto de la Cuota de Fomento serán  registrados en cuentas separadas y no harán parte de sus Balances Contables.    

Parágrafo 2°. Si  realizada la debida gestión de facturación y cobro de la Cuota de Fomento existieran  sumas pendientes de recaudo, las empresas transportadoras de gas deberán  reportar al Administrador del Fondo dicha información en forma detallada,  indicando el Remitente y el valor pendiente de pago, sin perjuicio de su  obligación de recaudo.    

(Decreto 3531 de 2004,  artículo 5°; modificado por el Decreto 1718 de 2008,  artículo 4°)    

Artículo 2.2.2.5.5. Presentación de Informes de Recaudo. Es deber de los recaudadores informar mensualmente al  Administrador del Fondo Especial Cuota de Fomento acerca de los recaudos  efectuados.    

(Decreto 3531 de 2004,  artículo 6°)    

Artículo 2.2.2.5.6. Administración del Fondo Especial Cuota de Fomento de Gas Natural. El Fondo Especial Cuota de Fomento de Gas Natural será administrado  por el Ministerio de Minas y Energía en el Presupuesto de Ingresos y Gastos del  Ministerio, con plena observancia de lo previsto en este Decreto y en el  numeral 87.9 del artículo 87 de la Ley 142 de 1994 o las  normas que lo modifiquen, sustituyan o adicionen, teniendo en cuenta su  destinación específica.    

Parágrafo 1°. Corresponde  al Ministerio de Minas y Energía definir el reglamento interno para la  aprobación, ejecución y giro de los recursos del Fondo.    

Parágrafo 2°. La  inversión temporal de los recursos y rendimientos provenientes del Fondo  Especial Cuota de Fomento de Gas Natural estará a cargo de la Dirección General  de Crédito Público y del Tesoro Nacional del Ministerio de Hacienda y Crédito  Público. Para tales efectos, los recursos del Fondo deberán ser girados por el  Ministerio de Minas y Energía a la cuenta que determine la mencionada  dirección.    

Los recursos y rendimientos provenientes del Fondo  Especial Cuota de Fomento de Gas Natural serán manejados por la Dirección  General de Crédito Público y del Tesoro Nacional del Ministerio de Hacienda y  Crédito Público en cuentas independientes de los demás recursos que administre  la Dirección, teniendo en cuenta la normatividad aplicable para la inversión de  dichos recursos.    

Parágrafo 3°. De  conformidad con lo establecido en la Ley 887 de 2004 y en  la Ley 1151 de 2007, el  Ministerio de Minas y Energía recibirá como contraprestación por la  administración del Fondo Especial Cuota de Fomento de Gas Natural un dos por  ciento (2%) calculado sobre el recaudo de la cuota de fomento del año  inmediatamente anterior, el cual se destinará a cubrir los gastos que genere la  administración de dicho Fondo.    

(Decreto 3531 de 2004,  artículo 7°; modificado por el Decreto 1718 de 2008,  artículo 5°)    

Artículo  2.2.2.5.7. Modificado por el Decreto 1038 de 2022,  artículo 3º. Formulación de los proyectos. Las solicitudes de cofinanciación de proyectos de  infraestructura deberán ser presentadas por el Solicitante a la Unidad de  Planeación Minero Energética – UPME la cual verificará el cumplimiento de lo  establecido en el artículo 2.2.2.5.12. de este decreto.    

Parágrafo  1°. El Ministerio de Minas y Energía podrá realizar convocatorias y definir las  condiciones para cofinanciar proyectos para la expansión del servicio de gas  combustible domiciliario con recursos del Fondo Especial Cuota de Fomento de  Gas Natural – FECFGN.    

Parágrafo  2°. En la formulación de los proyectos de infraestructura que se presenten a  consideración de la Unidad de Planeación Minero Energética – UPME el  Solicitante deberá tener en cuenta la metodología de presentación de proyectos  definida por el Departamento Nacional de Planeación.    

Texto inicial del artículo 2.2.2.5.7:Formulación de los  proyectos. Las solicitudes de cofinanciación de proyectos de infraestructura deberán  ser presentadas por el Solicitante a la Unidad de Planeación Minero-Energética,  UPME, la cual verificará el cumplimiento de lo establecido en el artículo  2.2.2.5.12. de este Decreto.    

Parágrafo  1°. En la formulación de los proyectos de infraestructura que se  presenten a consideración de la Unidad de Planeación Minero-Energética, UPME,  el solicitante deberá tener en cuenta la metodología de presentación de  proyectos definida por el Departamento Nacional de Planeación.    

Parágrafo  2°. Cuando el Solicitante sea un Grupo de Usuarios de Menores  Ingresos, la solicitud deberá presentarse por intermedio de la empresa  prestadora del servicio de distribución de gas natural por redes que, en caso  de realizarse el proyecto, le prestaría el servicio.    

Parágrafo  3°. No se cofinanciarán con recursos del Fondo Especial Cuota de  Fomento de Gas Natural:    

a)  Estudios de Preinversión, salvo aquellos de que trata  el Parágrafo 2° del artículo 2.2.2.5.14. de este Decreto;    

b)  Proyectos de infraestructura para Compresión de Gas Natural, Vehículos ni Cilindros  para transporte de Gas Natural Comprimido – GNC;    

c) Las  ampliaciones de Sistemas de Distribución de Gas Natural existentes y  efectivamente en servicio;    

d)  Nuevos Sistemas de Distribución en poblaciones para las cuales exista la  intención de prestación del servicio por parte de una Empresa de Servicios  Públicos, manifiesta en una solicitud tarifaria para Distribución de Gas  Natural formulada ante la Comisión de Regulación de Energía y Gas – CREG;    

e)  Nuevos Sistemas de Distribución en poblaciones que se encuentren incluidas en  un Mercado Relevante de Distribución de Gas Natural con tarifas aprobadas por  la Comisión de Regulación de Energía y Gas – CREG y que se encuentren incluidas  dentro del plan de expansión de una empresa prestadora del servicio;    

f)  Proyectos que se encuentren en un Área de Servicio Exclusivo de Gas Natural,  excepción hecha de las solicitudes para Conexiones de Usuarios de Menores  Ingresos;    

g) Pagos  de tierras, ni bienes inmuebles, ni de servidumbres, ni ningún otro bien que  pueda generar responsabilidades fiscales o de otra índole.    

(Decreto 3531 de 2004,  artículo 8°; parágrafo 3° modificado por el Decreto 1718 de 2008,  artículo 6°)    

Artículo 2.2.2.5.7.1. Adicionado por el Decreto 1038 de 2022,  artículo 4º. Proyectos no Cofinanciables.  No se cofinanciarán con recursos del Fondo  Especial Cuota de Fomento de Gas Natural:    

a) Estudios de Preinversión o de Prefactibilidad;    

b)  Proyectos de infraestructura para compresión de gas natural, plantas de  licuefacción, o vehículos para transporte de gas natural comprimido – GNC o gas  natural licuado – GNL;    

c)  Las ampliaciones de sistemas de distribución de gas combustible existentes y  efectivamente en servicio;    

d) Nuevos sistemas de distribución en poblaciones para  las cuales exista, al momento de solicitar la certificación de la CREG de que  trata este literal, la intención de prestar el servicio por parte de una  empresa de servicios públicos reflejada en: i) una solicitud tarifaria para  distribución de gas combustible que haya sido radicada ante la CREG, o ii) una resolución tarifaria de  distribución de gas expedida por la CREG.    

No  obstante lo anterior se podrán cofinanciar aquellos proyectos que alleguen  certificación expedida por la CREG, con vigencia no mayor a un (1) mes a la de  la fecha de radicación ante la UPME, en la que conste la inexistencia de alguna  de estas dos situaciones.    

e)  Nuevos sistemas de distribución destinados a atender poblaciones que se  encuentren incluidas dentro del plan de expansión de empresas prestadoras de  servicios públicos.    

No obstante lo anterior,  se podrán cofinanciar:    

(i) Proyectos que alleguen declaración juramentada suscrita  por el representante legal del Solicitante, con vigencia no mayor a un (1) mes  a la fecha de radicación ante la UPME, donde certifique que consultada la  documentación pública a la que se refiere el parágrafo de este artículo, o  información pública o privada de las empresas, la población a beneficiar no se  encuentra dentro de su plan de expansión.    

(ii)  Proyectos que beneficien poblaciones que se encuentren incluidas dentro del  plan de expansión de empresas prestadoras de servicios públicos, pero que  transcurridos veinticuatro (24) meses, no exista evidencia de la prestación  efectiva del servicio de acuerdo con certificación expedida por el incumbente.    

f)  Pagos para la adquisición de tierras, lotes, inmuebles o para la imposición de  servidumbres.    

Parágrafo.  La CREG, en un lapso no mayor a seis (6) meses a la entrada en vigencia del  presente artículo, deberá publicar los planes de expansión de las empresas en  un portal de información de libre acceso para cualquier interesado. Las  empresas prestadoras de servicio público de distribución de gas combustible  tendrán la obligación de mantener actualizados y hacer públicos sus planes de  expansión, según los lineamientos que establezca la CREG.    

Mientras  la CREG establece el mecanismo a través del cual se deben publicar los planes  de expansión, la declaración juramentada a la que se refiere el numeral (i),  del literal e), del artículo 2.2.2.5.7.1. de este Decreto, podrá indicar que,  si bien se solicitó la información, esta no se recibió, para lo cual se deberá’  adjuntar prueba de la radicación ante la empresa.    

Artículo 2.2.2.5.8. Evaluación de los Proyectos. La Unidad de Planeación Minero- Energética, UPME,  evaluará los proyectos de infraestructura sometidos a su consideración y  emitirá concepto debidamente motivado sobre la elegibilidad de los mismos,  teniendo en cuenta lo establecido en este Decreto.    

(Decreto 3531 de 2004,  artículo 9°)    

Artículo  2.2.2.5.9. Modificado por el Decreto 1038 de 2022,  artículo 5º. Priorización de Proyectos Elegibles. La Unidad de Planeación Minero Energética – UPME  establecerá el orden de prioridad de los proyectos elegibles para que estos  puedan acceder a la cofinanciación con recursos provenientes del FECFGN, con  base en lo establecido en el artículo 2.2.2.5.13. del presente decreto y  conforme a los siguientes lineamientos:    

a) El Solicitante presentará el proyecto para la  evaluación de la Unidad de Planeación Minero Energética – UPME, a más tardar el  30 de septiembre del año anterior a aquel en que se ejecutaría el proyecto, de  conformidad con los términos del artículo 2.2.2.5.12. de este decreto.    

b) Los proyectos evaluados se  clasificarán, una vez al año, por la Unidad de Planeación Minero Energética –  UPME según el indicador de priorización establecido en el parágrafo del  artículo 2.2.2.5.13 del presente decreto. El listado de proyectos será radicado  ante el Ministerio de Minas y Energía antes del 10 de diciembre de cada año.    

c) Posteriormente, el Ministerio de  Minas y Energía aplicará el artículo 2.2.2.5.14. durante los primeros 2 meses  del año siguiente para la aprobación de la cofinanciación de los proyectos  radicados como priorizados por la Unidad de Planeación Minero Energética – UPME  el año anterior.    

d) El Ministerio de Minas y Energía ajustará los  proyectos remitidos por la Unidad de Planeación Minero Energética – UPME  mediante la actualización de las Unidades Constructivas presentadas en el  proyecto con el Índice de Precios al Productor (IPP) de los últimos 12 meses.    

e) De acuerdo con lo anterior, los Solicitantes recibirán  un comunicado con la actualización del presupuesto, sobre el cual deberán pronunciarse  dentro de los siguientes 5 días hábiles. En caso de que el Solicitante esté de  acuerdo con el presupuesto actualizado, el Ministerio de Minas y Energía  iniciará el proceso de aprobación del proyecto. De lo contrario, si el  Solicitante presenta modificación al presupuesto actualizado, deberá justificar  técnicamente la causa y adjuntar los soportes correspondientes. En este evento,  el Ministerio de Minas y Energía realizará el análisis de la información  remitida y comunicará al interesado el resultado de su solicitud. De  considerarlo necesario, podrá requerir nuevamente.    

Texto inicial del artículo 2.2.2.5.9: Priorización de  Proyectos Elegibles. La Unidad de Planeación Minero-Energética,  UPME, establecerá el orden de prioridad de los proyectos elegibles para que  estos puedan acceder a la cofinanciación con recursos provenientes del Fondo  Especial Cuota de Fomento, con base en lo establecido en el artículo 2.2.2.5.13.  del presente decreto.    

Parágrafo.  La Unidad de Planeación Minero-Energética, UPME, realizará trimestralmente  la priorización de proyectos elegibles y los presentará al Ministerio de Minas  y Energía para su visto bueno.    

(Decreto 3531 de 2004,  artículo 10)    

Artículo 2.2.2.5.10. Obligaciones del Evaluador. La Unidad de Planeación Minero- Energética, UPME, deberá:    

a) Adoptar todas las medidas y procedimientos necesarios para  que los recursos del Fondo Especial Cuota de Fomento se asignen para los fines  y en los términos legalmente previstos;    

b) Establecer y adoptar todos los procedimientos y  metodologías necesarios para el cabal cumplimiento de sus obligaciones;    

c) Evaluar y rendir al Administrador del Fondo concepto  debidamente motivado sobre los proyectos sometidos a su evaluación;    

d) Recomendar el orden de prioridad de los proyectos  elegibles de acuerdo con el ar-tículo 2.2.2.5.13 del  presente decreto;    

e) Enviar debidamente motivados al Ministerio de Minas y  Energía, para su visto bueno, los proyectos priorizados que se someterán a la  aprobación del Administrador del Fondo.    

(Decreto 3531 de 2004,  artículo 11)    

Artículo 2.2.2.5.11. Aprobación de la Cofinanciación de Proyectos. El Administrador del Fondo Especial Cuota de Fomento, con  base en el orden de prioridad de los proyectos elegibles establecido por la  Unidad de Planeación Minero-Energética, UPME, aprobará las solicitudes de  cofinanciación con sujeción a los parámetros establecidos en el artículo  2.2.2.5.14. del presente decreto y ordenará el giro de los recursos.    

(Decreto 3531 de 2004,  artículo 12)    

Artículo  2.2.2.5.12. Modificado por el Decreto 1038 de 2022,  artículo 6º. Requisitos de Elegibilidad de  Proyectos de Infraestructura. Para ser elegibles, los proyectos de infraestructura para cofinanciación  deben cumplir con los siguientes requisitos:    

a) Ser presentado por el Solicitante a la Unidad de  Planeación Minero Energética – UPME, de acuerdo con la metodología definida por  el Departamento Nacional de Planeación, y con la totalidad de requisitos que  establezca la UPME.    

b) Contar con estudios de preinversión que soporten su viabilidad técnica y  económica. Este estudio debe incluir un análisis que justifique la viabilidad  del modelo de negocio frente a otros sustitutos energéticos.    

c) Contar con los indicadores financieros determinados  por la UPME, que permitan garantizar la capacidad financiera del Solicitante,  para garantizar la ejecución del proyecto y su posterior operación.    

d) Contar con un esquema cierto y  definido de financiación total del proyecto, identificando debidamente todas  las fuentes de recursos, y cuyo alcance abarque la duración de la construcción  y la puesta a punto del sistema y su posterior operación.    

e) El valor de la solicitud de  cofinanciación no deberá exceder de 25.000 salarios mínimos legales mensuales  vigentes, monto máximo a cofinanciar por el Fondo para cualquier proyecto de infraestructura;  ni superar el 70% del valor total del proyecto a cofinanciar. El Solicitante  deberá financiar, al menos el 30% del costo de inversión de las redes de  distribución, con recursos provenientes de financiación propia.    

f) El Solicitante debe contar con los requisitos mínimos  de experiencia determinados por la UPME, que permitan garantizar la capacidad  técnica y operativa de la empresa de servicios públicos, y por ende pueda  adelantar la ejecución del proyecto y su posterior operación.    

g) El solicitante debe tener  suficiente solvencia y liquidez, para lo cual se verificará su situación  financiera y operativa integral, considerada con y sin el portafolio de  proyectos presentados y aprobados previamente, o proyectos que de forma  simultánea sean presentados en la misma vigencia.    

h) Contar con un esquema de interventoría para la  ejecución del proyecto.    

i) Contar con un estudio de continuidad  del servicio que determine el Almacenamiento Estratégico mínimo con el que debe  contar el proyecto, para garantizar la continuidad en la prestación del  servicio, ante situaciones de interrupción en el abastecimiento terrestre o  fluvial. El proyecto debe incluir este almacenamiento.    

Parágrafo 1°. El Ministerio de Minas y  Energía podrá definir las condiciones que se deben cumplir por parte del Solicitante  para garantizar la prestación efectiva del servicio público de distribución de  gas combustible posterior a la finalización de la construcción de la red de  distribución.    

Parágrafo 2°. El monto máximo que se cofinanciará para  cada conexión de usuarios de menores ingresos corresponderá al 70% del cargo  por conexión establecido por la Comisión de Regulación de Energía y Gas – CREG.  Para la Red Interna, se cofinanciará también como máximo el 70% del valor de la  misma, la valoración de esta no podrá ser mayor al cargo por conexión regulado  por la CREG.”    

Texto inicial del artículo 2.2.2.5.12: Requisitos de  Elegibilidad de Proyectos de Infraestructura. Para  ser elegibles, los proyectos de infraestructura deben cumplir con los  siguientes requisitos:    

a) Ser  presentado por el Solicitante a la Unidad de Planeación Minero-Energética,  UPME, de acuerdo con la metodología definida por el Departamento Nacional de  Planeación para la presentación de proyectos;    

b)  Contar con Estudios de Preinversión que soporten su  viabilidad técnica y económica;    

c)  Cuando el Solicitante sea una Entidad Territorial, el proyecto de  infraestructura debe contar con Estudios de Preinversión  realizados directamente por la Entidad Territorial o por la Empresa de  Servicios Públicos que avale el proyecto y se comprometa por escrito a prestar  el servicio de transporte o de distribución de gas, según sea el caso;    

d)  Cuando se trate de Conexiones a Usuarios de Menores Ingresos el aval debe  corresponder al de la empresa prestadora del servicio de distribución de gas  natural por redes que le prestaría el servicio en caso de realizarse el  proyecto;    

e)  Contar con un esquema cierto y definido de financiación total del mismo,  identificando debidamente todas las fuentes de recursos;    

f) El  valor de la solicitud de cofinanciación no deberá exceder de 25.000 salarios  mínimos legales mensuales vigentes, monto máximo a cofinanciar por el Fondo  para cualquier proyecto de infraestructura; ni superar el 70% del valor total  del proyecto a cofinanciar;    

g)  Contar con un esquema de interventoría para la correcta ejecución del proyecto.    

Parágrafo  1°. El proyecto no será elegible a pesar de cumplir con los  requisitos establecidos en este artículo si, en el proceso de evaluación, la  UPME determina que el costo de prestación del servicio de distribución de gas  natural por red al usuario final, calculado de acuerdo con las metodologías  tarifarias vigentes establecidas por la CREG, en cada municipio en donde no se  haya iniciado la prestación del servicio, es igual o superior al costo de  prestación del servicio público domiciliario de Gas Licuado del Petróleo en  cilindros portátiles al usuario final, calculado de acuerdo con las  metodologías tarifarias vigentes establecidas por la CREG. Para efectos de  comparación, en ambos casos, el costo de prestación del servicio se estimará en  su equivalente de unidades de energía.    

Parágrafo  2°. El monto máximo que se cofinanciará para cada conexión de usuarios  residenciales de estratos 1 y 2 corresponderá, respectivamente, al 30 y 20% del  Cargo por Conexión establecido por la Comisión de Regulación de Energía y Gas,  CREG.    

(Decreto 3531 de 2004,  artículo 13)    

Artículo  2.2.2.5.13. Modificado por el Decreto 1038 de 2022,  artículo 7º. Orden de Prioridad de los Proyectos de Infraestructura  Elegibles. La Unidad de Planeación Minero Energética –  UPME, establecerá un orden de prioridad de los proyectos de infraestructura  elegibles, teniendo en cuenta los siguientes criterios:    

a) Ubicación del proyecto dentro del área de influencia  del gasoducto troncal o fuente de abastecimiento de gas combustible que  corresponda;    

b) Número de usuarios directamente beneficiados con el  proyecto;    

c) Mayor índice de Necesidades Básicas Insatisfechas  (NBI) definido por el Departamento Administrativo Nacional de Estadística,  DANE, para el municipio, sector rural o para la población objeto del proyecto.  En este último caso, el Solicitante deberá adjuntar, a su costo, la  certificación de dicho índice;    

d) Cofinanciación, distinta de la que se solicita al  Fondo, respecto del valor total del proyecto de infraestructura;    

e) Demanda de gas combustible esperada por el proyecto.    

Parágrafo.  La Unidad de Planeación Minero Energética – UPME, definirá y adoptará la  metodología de cálculo de un indicador de prioridad que involucre los criterios  definidos en este artículo.    

Texto  inicial del artículo 2.2.2.5.13: Orden de Prioridad  de los Proyectos de Infraestructura Elegibles. La  Unidad de Planeación Minero-Energética, UPME, establecerá un orden de prioridad de los proyectos de infraestructura elegibles,  teniendo en cuenta los siguientes criterios:    

a) Ubicación del proyecto  dentro del área de influencia del gasoducto troncal;    

b) Número de usuarios  directamente beneficiados con el proyecto;    

c) Mayor índice de  Necesidades Básicas Insatisfechas (NBI) definido por el Departamento  Administrativo Nacional de Estadística, DANE, para la entidad territorial o  para la población objeto del proyecto. En este último caso, el Solicitante  deberá adjuntar, a su costo, la certificación de dicho índice;    

d) Cofinanciación, distinta  de la que se solicita al Fondo, respecto del valor total del proyecto de  infraestructura;    

e) Demanda de gas natural  esperada por el proyecto.    

Parágrafo. La Unidad de Planeación  Minero-Energética, UPME, definirá y adoptará la metodología de cálculo de un  indicador de prioridad que involucre los criterios definidos en este artículo.    

(Decreto 3531 de 2004,  artículo 14)    

Artículo 2.2.2.5.14. Modificado por el Decreto 1038 de 2022,  artículo 8º. Criterios para la Aprobación de Cofinanciación de  Proyectos Elegibles. Una vez sea  presentado el orden de prioridad de proyectos elegibles por parte de la Unidad  de Planeación Minero Energética – UPME, el administrador del Fondo aprobará las  solicitudes de cofinanciación, teniendo en cuenta los siguientes criterios:    

a)  Disponibilidad de recursos en la fecha de aprobación;    

b) Se asignarán, con base en el orden de priorización,  los recursos disponibles a los proyectos de gas combustible por redes, a un  proyecto a la vez por cada departamento de la división política del país, sin  considerar el monto solicitado, hasta cofinanciar todos los proyectos  presentados, o agotar la disponibilidad de recursos. Si un proyecto cubre más  de un departamento, será considerado el departamento con mayor número de  usuarios beneficiados.    

Parágrafo 1°. Aquellos proyectos a los que no se les  apruebe la cofinanciación por falta de disponibilidad de recursos en  determinada vigencia podrán ser actualizados por parte del Solicitante y  presentados a la Unidad de Planeación Minero Energética – UPME para la  siguiente vigencia. Para lo anterior, el Solicitante deberá remitir la  información necesaria de la actualización, de acuerdo con lo establecido por  dicha entidad.    

Para tal  efecto, la Unidad de Planeación Minero Energética – UPME deberá remitir al  Ministerio de Minas y Energía la información de los proyectos elegibles  actualizados, los cuales formarán parte del listado de priorización que se  tenga para el siguiente período de asignación.    

Parágrafo  2°. En el evento en que dos o más proyectos tengan como resultado el mismo  nivel de priorización, tendrá prelación aquel que atienda el mayor número de  municipios con Niveles Altos o Intermedios de Necesidades Básicas Insatisfechas.  Si persiste el empate se deberá priorizar aquel proyecto que atienda el mayor  número de usuarios en municipios rurales o en zonas de difícil acceso.    

Texto inicial del artículo 2.2.2.5.14.: Parámetros para la  Aprobación de Cofinanciación de Proyectos Elegibles. Una vez le sea presentado  el orden de prioridad de proyectos elegibles por parte de la Unidad de  Planeación Minero Energética -UPME-, el Administrador del Fondo aprobará las  solicitudes de cofinanciación, teniendo en cuenta los siguientes parámetros:    

a) Disponibilidad de recursos  en la fecha de aprobación;    

b) Se asignarán los recursos  disponibles con base en el orden de priorización, a un proyecto a la vez por  cada departamento de la división política del país, sin considerar el monto  solicitado y siguiendo el orden de prioridad de los proyectos hasta agotar esta  disponibilidad.    

Parágrafo 1°. Aquellos  proyectos a los que no se les apruebe la cofinanciación por falta de  disponibilidad de recursos serán tenidos en cuenta por la Unidad de Planeación  Minero Energética -UPME- para los siguientes procesos de priorización.    

Parágrafo 2°. Cuando la  cofinanciación de un proyecto de infraestructura sea aprobada con base en un estudio  de preinversión pagado directamente por una Entidad  Territorial, se reembolsará con cargo a los recursos del Fondo hasta el 50% del  valor del mismo, sin que en ningún caso la suma a reembolsar supere el  equivalente a 60 salarios mínimos legales mensuales vigentes.    

(Decreto 3531 de 2004,  artículo 15°, modificado por el Decreto 1718 de 2008,  artículo 7°)    

Artículo 2.2.2.5.15. Obligaciones de los Solicitantes. Los Solicitantes tendrán las siguientes  obligaciones:    

1. Son responsables de la ejecución, supervisión y  control de la utilización de los recursos del Fondo Especial Cuota de Fomento  aprobados para la cofinanciación de los proyectos de infraestructura.    

2. Los recursos del Fondo Especial Cuota de Fomento en  ningún caso podrán destinarse a cubrir, directa o indirectamente, gastos  ordinarios de funcionamiento de cualquier entidad vinculada al desarrollo del  proyecto o a la interventoría del mismo.    

3. Las empresas prestadoras del servicio de transporte o  de distribución de gas natural por redes, según sea el caso, deberán reflejar  en la facturación a sus usuarios el valor no cobrado en las tarifas por  concepto de los aportes con recursos de cofinanciación del Fondo para efectos  de lo previsto en el numeral 87.9 del artículo 87 de la Ley 142 de 1994,  modificado por el artículo 143 de la Ley 1151 de 2007.    

4. Las empresas prestadoras del servicio de transporte o  de distribución de gas natural por redes, según corresponda, deberán suministrar  al Administrador del Fondo la información que este requiera para efectos de lo  previsto en el Literal d) del artículo 2.2.2.5.2. de este Decreto.    

Parágrafo 1°. Cuando el Solicitante sea un Grupo de Usuarios  de Menores Ingresos, las obligaciones previstas en este artículo serán asumidas  por la empresa prestadora del servicio de distribución de gas natural por redes  que, en caso de realizarse el proyecto, le prestaría el servicio.    

Parágrafo 2°. Cuando el Administrador del Fondo tenga conocimiento  de algún incumplimiento de las obligaciones aquí previstas ordenará suspender  los giros de recursos pendientes, si es el caso, y exigirá la restitución de  los recursos girados con los rendimientos respectivos.    

(Decreto 3531 de 2004,  artículo 16°; numerales 3 y 4 modificados por el Decreto 1718 de 2008,  artículo 8°)    

Artículo 2.2.2.5.16. Modificado por el Decreto 1038 de 2022,  artículo 9º. Aporte de los Recursos a la Prestación del Servicio  Público. Los recursos aprobados para cofinanciar los proyectos  de infraestructura serán aportados a la empresa de servicios públicos  comprometida con el proyecto en los términos establecidos en el numeral 87.9  del artículo 87 de la Ley 142 de 1994  modificado por el artículo 143 de la Ley 1151 de 2007.    

En  todo caso, los recursos que se aprueben para los diferentes proyectos deben estar  sujetos a las disponibilidades presupuestales existentes y deben estar  priorizados tanto en el Marco Fiscal de Mediano Plazo como en el Marco de Gasto  de Mediano Plazo del sector.    

Texto inicial del artículo 2.2.2.5.16: Aporte de los Recursos a  la Prestación del Servicio Público. Los recursos aprobados para  cofinanciar los proyectos de infraestructura serán aportados a la Empresa de  Servicios Públicos comprometida con el proyecto en los términos establecidos en  el numeral 87.9 del artículo 87 de la Ley 142 de 1994  modificado por el artículo 143 de la Ley 1151 de 2007  y, con sujeción a dicha norma, el aporte deberá figurar en el presupuesto de la  Nación – Ministerio de Minas y Energía – Fondo Especial Cuota de Fomento de Gas  Natural, si así lo establece el Estatuto Orgánico de Presupuesto.    

(Decreto 3531 de 2004,  artículo 17; modificado por el Decreto 1718 de 2008,  artículo 9°)    

Artículo 2.2.2.5.17. Propiedad de la infraestructura. La propiedad de la infraestructura  cofinanciada con recursos del Fondo estará en cabeza de la Nación – Ministerio  de Minas y Energía en proporción directa al aporte de recursos de  cofinanciación del Fondo, mientras no se efectúe la reposición de dicha  infraestructura por parte de la empresa prestadora del servicio público de  transporte o de distribución de gas natural por redes, según corresponda. No  será objeto de remuneración vía tarifaria la proporción de la inversión  realizada con recursos de cofinanciación del Fondo respecto de los usuarios, con  sujeción a lo previsto en el numeral 87.9 del artículo 87 de la Ley 142 de 1994,  modificado por el artículo 143 de la Ley 1151 de 2007.    

(Decreto 3531 de 2004,  artículo 18; modificado por el Decreto 1718 de 2008,  artículo 10)    

Artículo 2.2.2.5.18.  Adicionado por el Decreto 1038 de 2022,  articulo 10. Régimen de Transición.    

a) Presentación y orden  de prioridad para el año 2022    

Los  proyectos que pretendan ser ejecutados con recursos de la vigencia 2022  únicamente podrán ser presentados hasta el 20 de julio del 2022. El trámite para  su presentación, evaluación y asignación de recursos se regirá de acuerdo con  las disposiciones vigentes al momento de la solicitud así como por lo  establecido en la Resolución UPME 417 de 2010 y en la Resolución 9-0325 de 2013  del Ministerio de Minas y Energía; normas que les serán aplicables hasta la  terminación del proyecto cofinanciado.    

Para  los proyectos a ser cofinanciados con recursos presupuestales del año 2022, de  acuerdo con lo establecido en el artículo 2.2.2.5.13. del Decreto 1073 de 2015,  la Unidad de Planeación Minero Energética – UPME, remitirá al Ministerio de  Minas y Energía el orden de prioridad de los proyectos de infraestructura  elegibles, a más tardar el 20 de agosto de 2022.    

b)  Presentación y orden de prioridad para el año 2023.    

Para  ser cofinanciados con recursos presupuestales del año 2023, los Solicitantes  podrán presentar proyectos a partir de la modificación que efectúe la UPME de  la forma de presentación de los proyectos, y hasta el último día hábil del mes  de febrero de 2023.    

La  Unidad de Planeación Minero Energética – UPME, remitirá al Ministerio de Minas  y Energía el orden de prioridad de los proyectos de infraestructura elegibles,  a más tardar el 30 de marzo de 2023.    

El  Ministerio de Minas y Energía aplicará lo establecido en el artículo  2.2.2.5.14. durante los 2 meses siguientes a la fecha de presentación del  listado de proyectos elegidos y priorizados por la UPME para la aprobación de  cofinanciación de proyectos elegibles.    

CAPÍTULO 6    

COMERCIALIZACIÓN DE GAS NATURAL    

Artículo 2.2.2.6.1. Incorporación de Usuarios. Una vez se determine  que la actividad de Comercialización de Gas Natural desarrollada por los  Productores y los Agentes Importadores es competida, los Comercializadores  Entrantes a los mercados de comercialización deberán incorporar a su base de  clientes un número mínimo de usuarios residenciales de forma tal que,  anualmente, se equilibren en un 90%, los subsidios a los usuarios de los  estratos socioeconómicos 1. 2 y 3 con las contribuciones de los Usuarios  Regulados que serán atendidos por estos. Lo anterior, sin perjuicio de lo  establecido en la sección correspondiente a la “Liquidación, cobro, recaudo y  manejo de las contribuciones de solidaridad y de los subsidios en materia de  servicios públicos de energía eléctrica y gas combustible distribuido por red  física.”, del Título III del presente decreto.    

(Decreto 3429 de 2003,  artículo 4°)    

Artículo 2.2.2.6.2. Vigilancia y Control. La Superintendencia de Servicios Públicos  Domiciliarios vigilará y controlará el cumplimiento de lo dispuesto en el  artículo anterior.    

(Decreto 3429 de 2003,  artículo 5°)    

SECCIÓN 1°    

COMERCIALIZACIÓN GAS NATURAL COMPRIMIDO VEHICULAR    

SUBSECCIÓN 1.1    

GENERALIDADES    

Artículo 2.2.2.6.1.1.1.1. Objeto. La presente sección tiene por objeto  definir el esquema de vigilancia y control al que están sometidas las  actividades relacionadas con el Gas Natural Comprimido para uso vehicular,  GNCV.    

(Decreto 1605 de 2002,  artículo 1°)    

Artículo 2.2.2.6.1.1.1.2. Campo de Aplicación. El presente decreto se aplica a las  actividades que a continuación se relacionan:    

1. Montaje y operación de estaciones de servicio de GNCV  o mixtas, caso en el cual el presente decreto se aplica únicamente a las  instalaciones relacionadas con el suministro de GNCV.    

2. Montaje y operación de talleres para conversión de  vehículos automotores a GNCV.    

3. Instalación de componentes del sistema de combustible  para vehículos que funcionan con GNCV.    

4. Fabricación, importación y suministro de equipos  completos para conversión a GNCV, o sus componentes.    

5. Fabricación, importación y suministro de equipos para  estaciones de servicio de GNCV, o sus componentes.    

6. Fabricación e importación de vehículos impulsados con  GNCV.    

(Decreto 1605 de 2002,  artículo 2°)    

Artículo 2.2.2.6.1.1.1.3. Definiciones. Se deberán tener en cuenta las  definiciones establecidas en el presente decreto así como en las Resoluciones  de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, y aquellas que las  adicionen o modifiquen y además las siguientes:    

Acreditación: Será la definición contenida en la sección  “Organización Del Subsistema De La Calidad” del Decreto Reglamentario Único del  Sector Comercio, Industria y Turismo o aquella que la modifique sustituya o  adicione.    

(Decreto 1471 de 2014;  artículo 7° numeral 2°)    

Nota, definición: El texto oficialmente publicado de este  artículo no corresponde al texto del numeral 2 del artículo 7º del Decreto 1471 de 2014,  referido.    

Autoridad Ambiental Competente: De acuerdo con la Ley 99 de 1993 y el  Decreto Reglamentario Único del Sector Ambiente, son el Ministerio del Medio  Ambiente, las Corporaciones Autónomas Regionales y, en los Distritos y  Municipios con una población superior a un (1) millón de habitantes, los  Alcaldes o dependencias de la Administración Distrital o Municipal dotadas de  esa atribución.    

(Decreto 1605 de 2002  artículo 3°)    

Certificación. Será la definición contenida en la sección  “Organización Del Subsistema De La Calidad” del Decreto Reglamentario Único del  Sector Comercio, Industria y Turismo o aquella que la modifique sustituya o  adicione.    

(Decreto 1471 de 2014,  artículo 7° numeral 13)    

Nota, definición: El texto oficialmente publicado de este  artículo no corresponde al texto del numeral 13 del artículo 7º del Decreto 1471 de 2014,  referido.    

Certificado de conformidad. Será la definición contenida en la  sección “Organización Del Subsistema de la Calidad” del Decreto Reglamentario  Único del Sector Comercio, Industria y Turismo o aquella que la modifique  sustituya o adicione.    

(Decreto 1472 de 2014,  artículo 7°, numeral 15) (Nota: Debe ser Decreto 1471 de 2014.).    

Nota, definición: El texto oficialmente publicado de este  artículo no corresponde al texto del numeral 15 del artículo 7º del Decreto 1471 de 2014,  referido.    

Comercializador de Gas Natural. Persona jurídica cuya actividad es la  comercialización de gas natural;    

(Decreto 802 de 2004,  artículo 1°)    

Comercializador de GNCV. Persona natural o jurídica que suministra  Gas Natural Comprimido para uso Vehicular, GNCV, a través de estaciones de  servicio. Para todos los efectos, en donde la reglamentación vigente se refiera  a distribuidor de combustibles gaseosos a través de estaciones de servicio,  deberá entenderse este como comercializador de GNCV;    

(Decreto 802 de 2004,  artículo 1°)    

Condiciones Comerciales  Especiales. Son aquellas diseñadas para incentivar el  consumo del Gas Natural Comprimido para uso Vehicular, GNCV;    

(Decreto 802 de 2004,  artículo 1°)    

Estación de Servicio Mixta: Es la Estación de Servicio destinada a la distribución tanto  de combustibles líquidos derivados del petróleo como de combustibles gaseosos.    

(Decreto 1605 de 2002,  artículo 3)    

Evaluación de la conformidad: Será la definición contenida en la sección “Organización  del Subsistema de la Calidad” del Decreto Reglamentario Único del Sector  Comercio, Industria y Turismo o aquella que la modifique sustituya o adicione.    

(Decreto 1471 de 2014,  artículo 7° numeral 32)    

Nota, definición: El texto oficialmente publicado de este  artículo no corresponde al texto del numeral 32 del artículo 7º del Decreto 1471 de 2014,  referido.    

Expendedor: Persona natural o jurídica que suministra o provee  bienes para los distintos agentes a los que se refiere el presente decreto.    

(Decreto 1605 de 2002  artículo 3°)    

Fabricantes de vehículos para  GNCV: Persona Natural o Jurídica que produce  vehículos destinados a utilizar gas natural comprimido GNC como combustible de  su motor, ya sea para uso dedicado, para uso dual o para uso biocombustible  -combustible líquido y GNC-. Para todos los efectos, se reputan fabricantes los  ensambladores.    

(Decreto 1605 de 2002  artículo 3°)    

Gas Natural Comprimido para  uso vehicular (GNCV): Es una  mezcla de hidrocarburos, principalmente metano, cuya presión se aumenta a  través de un proceso de compresión y se almacena en recipientes cilíndricos de  alta resistencia, para ser utilizados en vehículos automotores.    

(Decreto 1605 de 2002  artículo 3°, definición subrogada por el Decreto 802 de 2004,  artículo 1°)    

Ministerio Competente: Es el Ministerio de Minas y Energía o quien haga sus  veces, para el montaje y operación de las Estaciones de Servicio que  suministran Gas Natural Comprimido para uso vehicular; y, el Ministerio de  Desarrollo Económico o quien haga sus veces, para las demás actividades  referidas en el artículo 2.2.2.6.1.1.1.2 del presente decreto.    

(Decreto 1605 de 2002  artículo 3°)    

Organismo de acreditación: Será la definición contenida en la sección “Organización  Del Subsistema De La Calidad” del Decreto Reglamentario Único del Sector  Comercio, Industria y Turismo o aquella que la modifique sustituya o adicione.    

(Decreto 1471 de 2014  artículo 7°, numeral 74) (Nota: Debe ser numeral 64.).    

Nota, definición: El texto oficialmente publicado de este  artículo no corresponde al texto del numeral 64 del artículo 7º del Decreto 1471 de 2014,  referido.    

Organismo de Inspección  Acreditado: De conformidad con los literales o) y p)  del Decreto 2269 de 1993,  es un organismo que ejecuta servicios de inspección a nombre de un Organismo de  Certificación y que ha sido reconocido por el Organismo de Acreditación.    

(Decreto 1605 de 2002  artículo 3°)    

Productor de equipos completos  de GNCV y partes para equipos completos de GNCV: Toda persona natural o jurídica que elabore, procese,  transforme o utilice equipos y partes con el propósito de obtener equipos  completos de GNCV para ser instalados en vehículos automotores por talleres de conversión.  Los importadores se reputan productores respecto de los equipos completos de  GNCV y sus partes que introduzcan al mercado nacional.    

(Decreto 1605 de 2002  artículo 3°)    

Productor de equipos y partes  para la instalación de Estaciones de Servicio de GNCV: Toda persona natural o jurídica que elabore, procese,  transforme o utilice bienes con el propósito de obtener equipos y partes para  la instalación de estaciones de servicio de GNCV. Los importadores se reputan  productores respecto de los equipos y partes que para tal fin introduzcan al  mercado nacional.    

Taller de Conversión de Vehículos  a GNCV: Toda persona natural o jurídica que realiza  la instalación y/o mantenimiento de equipos completos de GNCV y/o sus partes.    

(Decreto 1605 de 2002  artículo 3°)    

Sistema de Transporte  Terrestre Masivo de Pasajeros, STTMP: Conjunto de infraestructura, equipos, sistemas, señales,  paraderos, vehículos, estaciones e infraestructura vial destinadas y utilizadas  para la eficiente y continua prestación del servicio público de transporte de  pasajeros en un área específica.    

(Decreto 802 de 2004,  artículo 1°, Definición de Sistema de Transporte Terrestre Masivo de Pasajeros  adicionada por el Decreto 1008 de 2006,  artículo 1°)    

Usuario Final de Gas Natural Comprimido Vehicular. Persona que utiliza gas natural comprimido como  combustible en vehículos automotores.    

(Decreto 802 de 2004,  artículo 1°)    

Vehículo Automotor: Es todo vehículo provisto de un dispositivo mecánico de  autopropulsión, utilizado normalmente para el transporte de personas o  mercancías por vía terrestre y que no marche sobre rieles o conectado a un  conductor eléctrico. Se consideran vehículos automotores los montacargas y  vehículos similares en el sector transporte.    

(Decreto 1605 de 2002  artículo 3°)    

Artículo 2.2.2.6.1.1.1.4. Incentivos Comerciales para el Uso Del Gas Natural Comprimido  Vehicular. Los productores, transportadores,  distribuidores, comercializadores de gas natural y comercializadores de GNCV  ofrecerán Condiciones Comerciales Especiales para beneficio de las personas que  utilizan gas natural comprimido como combustible en vehículos automotores,  absteniéndose de ejecutar cualquier actuación que pueda conducir a  discriminación indebida o a trato preferente en perjuicio de otros.    

Los comercializadores de GNCV velarán porque los  incentivos obtenidos de los diferentes agentes de la cadena de gas lleguen hasta  los usuarios finales del servicio.    

(Decreto 802 de 2004,  artículo 2°)    

Artículo 2.2.2.6.1.1.1.5. Incentivo tarifario en la regulación de la actividad de Distribución de  gas natural por redes. En orden a  impulsar la utilización del GNCV en los Sistemas de Transporte Terrestre Masivo  de Pasajeros se requiere la introducción de un incentivo tarifario en la  regulación de la actividad de Distribución de gas natural por redes.    

(Decreto 1008 de 2006  artículo 2°)    

SUBSECCIÓN 1.2    

REQUISITOS PARA INICIAR LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO    

Artículo 2.2.2.6.1.1.2.1. Autorizaciones y Licencias. Las estaciones de servicio y talleres de conversión  interesados en iniciar operaciones deberán haber tramitado las correspondientes  licencias ante las autoridades que a continuación se mencionan, so pena de las  sanciones previstas en la subsección 6.1 de la presente Sección.    

•Autoridad Distrital, Municipal, o del Departamento  Especial de San Andrés, Providencia y Santa Catalina.    

• Curador Urbano.    

• Autoridad Ambiental Competente.    

(Decreto 1605 de 2002  artículo 4°)    

Artículo 2.2.2.6.1.1.2.2. Aviso a las diferentes autoridades. Los interesados en iniciar la operación de estaciones de  servicio y/o talleres de conversión deberán informarlo previamente al  Ministerio competente y a la Superintendencia de Industria y Comercio, mediante  comunicación escrita en la que indique localización, dirección y fecha a partir  de la cual entrará en operación, anexando copia simple de las pólizas de  seguros establecidas en el numeral 2 del artículo siguiente, según corresponda.    

(Decreto 1605 de 2002  artículo 5°)    

SUBSECCIÓN 1.3    

OBLIGACIONES    

Artículo 2.2.2.6.1.1.3.1. Obligaciones de las Estaciones de Servicio y los Talleres de  Conversión. En todo momento, desde  que inician operaciones las estaciones de servicio y los talleres de  conversión, deberán cumplir con las siguientes obligaciones:    

1 Mantener vigentes las licencias, permisos o  autorizaciones expedidas por las Alcaldías, las Curadurías Urbanas y las Autoridades  Ambientales Competentes.    

2 Adquirir con posterioridad a la obtención de la  totalidad de las licencias, en un término no superior a treinta (30) días y  mantener vigentes dos Pólizas de Seguros, a saber:    

(i) Responsabilidad Civil Extracontractual, RCE, para  asegurar los perjuicios patrimoniales que cause a terceras personas en  desarrollo de sus, actividades normales por daños a bienes, lesiones o muerte  de personas, de acuerdo con las condiciones generales de la póliza y la ley  colombiana; la póliza deberá incluir una cláusula de restablecimiento  automático del valor asegurado a cargo de la estación de servicio o el taller  de conversión cuando quiera que, por ocurrencia de siniestros, el valor  asegurado mínimo disminuya. Mientras el Ministerio competente señala las  condiciones particulares de la póliza, se seguirán aplicando las previstas en  la Resolución 8 0582 de 1996, modificada por la Resolución 18 1386 de 2005 del  Ministerio de Minas y Energía para las estaciones de servicio de GNCV y talleres  de conversión.    

(ii) Cumplimiento de  Disposiciones Legales, en la que figure como beneficiario el Ministerio  competente, para amparar el incumplimiento de las normas y reglamentaciones que  deben observar en el ejercicio de su actividad, cuyo valor asegurado no podrá  ser inferior al 5% del valor de la inversión, actualizado anualmente por el  Índice de Precios al Consumidor -IPC- para el año siguiente, de acuerdo a los  cálculos del Banco de la República.    

3 Obtener, y mantener los Certificados de Conformidad de  que trata la siguiente subsección, expedidos por un Organismo de Certificación  Acreditado, sobre el cumplimiento de los requisitos técnicos contemplados en la  reglamentación vigente o aquella que la modifique.    

(Decreto 1605 de 2002  artículo 6°,)    

Nota, artículo  2.2.2.6.1.1.3.1.: El texto oficialmente publicado de este artículo no contempla  un parágrafo que sí trae el texto del artículo 6º del Decreto 1605 de 2002,  referido.    

SUBSECCIÓN 1.4    

REQUISITOS TÉCNICOS Y VERIFICACIÓN DE LA CONFORMIDAD    

Artículo 2.2.2.6.1.1.4.1. Expedición de Reglamentos Técnicos. Los Ministerios competentes para reglamentar las  diferentes actividades relacionadas con el gas natural comprimido para uso  vehicular, expedirán los Reglamentos Técnicos respectivos y determinarán los  requisitos obligatorios que deben cumplirse en cada una de ellas.    

Parágrafo. Hasta  tanto no se expidan los Reglamentos Técnicos pertinentes, seguirá vigente la  Resolución (8 0582 de 1996 modificada por la Resolución 18 1386 de 2005)  expedida por el Ministerio de Minas y Energía, en aquellas partes que no sean  contrarias a las disposiciones contenidas en este Decreto.    

(Decreto 1605 de 2002  artículo 7°, parágrafo ha perdido vigencia)    

Artículo 2.2.2.6.1.1.4.2. Procedimiento para verificar el cumplimiento de los requisitos  técnicos. Los oferentes de  servicios y productos de GNCV deberán asegurar el cumplimiento de los  requisitos, procedimientos, pruebas y ensayos establecidos en los Reglamentos  Técnicos y deberán obtener los Certificados de Conformidad a que haya lugar,  debidamente expedidos por un Organismo de Certificación Acreditado, conforme a  lo dispuesto en los Títulos IV y V de la Circular Única de la Superintendencia  de Industria y Comercio – Circular Externa 10 de 2001.    

(Decreto 1605 de 2002  artículo 8°)    

Artículo  2.2.2.6.1.1.4.3. Organismos de  Certificación Acreditados. Los  Organismos de Certificación Acreditados expedirán los certificados de  conformidad a que hace referencia el presente decreto. En lo pertinente, se aplicarán  a estos organismos las disposiciones contenidas en el Decreto 2269 de 1993,  el Decreto Reglamentario Único del Sector Comercio Industria y Turismo, en los  Títulos IV y V de la Circular Única de la Superintendencia de Industria y  Comercio -Circular Externa 10 de 2001- y las normas que deroguen, modifiquen,  aclaren, adicionen o reglamenten estas disposiciones.    

(Decreto 1605 de 2002  artículo 9°)    

Artículo 2.2.2.6.1.1.4.4. Organismos de Inspección. Los Organismos de Inspección Acreditados por la  Superintendencia de Industria y Comercio o quien haga sus veces ejecutarán los  servicios de inspección a nombre del Organismo de Certificación Acreditado que  los solicite, quien será el único responsable ante la Superintendencia de  Industria y Comercio. En lo pertinente, se aplicarán a estos organismos las  disposiciones contenidas en el Decreto 2269 de 1993,  el Decreto Reglamentario Único del Sector Comercio Industria y Turismo, en el Título  V de la Circular única de la Superintendencia de Industria y Comercio -Circular  Externa 10 de 2001- y las normas que modifiquen, aclaren, adicionen o  reglamenten estas disposiciones.    

(Decreto 1605 de 2002  artículo 10)    

Artículo 2.2.2.6.1.1.4.5. Vigilancia y Control de los Reglamentos Técnicos. Se asigna a la Superintendencia de Industria y Comercio  el control del cumplimiento de los Reglamentos Técnicos para garantizar la  seguridad y calidad en el ejercicio de las actividades relacionadas con el uso  del Gas Natural Comprimido para uso Vehicular, GNCV.    

(Decreto 1605 de 2002  artículo 11)    

SUBSECCIÓN 1.5    

REGLAS SOBRE LIBRE COMPETENCIA    

Artículo 2.2.2.6.1.1.5.1. Funciones de la Superintendencia de Industria y Comercio. La Superintendencia de Industria y Comercio vigilará a  las empresas con el fin de investigar y sancionar, si fuere del caso, las  prácticas que puedan constituir restricciones indebidas a la libre competencia  en los términos del Decreto 2153 de 1992,  en particular los artículos 46 a 52, y las normas que lo complementen,  modifiquen o adicionen. De conformidad con lo dispuesto en dicho Decreto los  productores, transportadores, distribuidores y comercializadores de gas natural  se abstendrán de cualquier actuación que pueda conducir a discriminar  indebidamente o dar trato preferente a algunos comercializadores de gas natural  comprimido vehicular en perjuicio de otros.    

(Decreto 1605 de 2002  artículo 12)    

Artículo 2.2.2.6.1.1.5.2. Publicidad de los precios del GNCV. Con el propósito de asegurar que los precios reflejen las  condiciones de un mercado competitivo, las estaciones de servicio para suministro  de gas natural comprimido vehicular divulgarán sus precios al público en aviso  ubicado en un sitio claramente visible de la estación de servicio, sin  perjuicio de las facultades atribuidas en esta materia a la Superintendencia de  Industria y Comercio en el la Ley 1480 de 2011 y  demás normas concordantes.    

(Decreto 1605 de 2002  artículo 13)    

SUBSECCIÓN 1.6    

RÉGIMEN SANCIONATORIO    

Artículo 2.2.2.6.1.1.6.1. Sanciones. En el  evento en que las estaciones de servicio y los talleres de conversión incumplan  las obligaciones previstas en el artículo 2.2.2.6.1.1.3.1.del presente decreto,  les serán impuestas por las autoridades competentes para el efecto las  sanciones previstas en los artículos subsiguientes.    

(Decreto 1605 de 2002  artículo 14)    

Artículo 2.2.2.6.1.1.6.2. Sanciones Urbanísticas. Las Autoridades Distritales o Municipales aplicarán las  sanciones establecidas en la Ley 388 de 1997 y en  las normas que la modifiquen, aclaren, adicionen o reglamenten, en lo que se  refiere al incumplimiento de normas urbanísticas en cada Distrito o Municipio.    

(Decreto 1605 de 2002  artículo 15)    

Artículo 2.2.2.6.1.1.6.3. Sanciones Ambientales. Las Autoridades Ambientales aplicarán las sanciones  establecidas en la Ley 99 de 1993 y en las  normas que la modifiquen, aclaren, adicionen o reglamenten, en lo que se  refiere al incumplimiento de normas de protección ambiental.    

(Decreto 1605 de 2002  artículo 16)    

Artículo 2.2.2.6.1.1.6.4. Sanciones por incumplimiento de los reglamentos técnicos. El incumplimiento de las disposiciones contenidas en los  Reglamentos Técnicos será sancionado por la Superintendencia de Industria y  Comercio de conformidad con lo previsto la Ley 1480 de 2011 y  demás normas concordantes.    

(Decreto 1605 de 2002  artículo 17)    

Nota, artículo 2.2.2.6.1.1.6.4.:  El texto oficialmente publicado de este artículo no corresponde al texto del  artículo 17 del Decreto 1605 de 2002,  referido.    

CAPÍTULO 7    

Nota: Capítulo 7  adicionado por el Decreto 2251 de 2015,  artículo 1º.    

DEL ABASTECIMIENTO  DE GAS LICUADO DEL PETRÓLEO (GLP)    

Artículo 2.2.2.7.1. Del abastecimiento de  GLP y la declaratoria de un racionamiento programado. Con el fin de gestionar y priorizar la asignación del GLP en  períodos de escasez, el Ministerio de Minas y Energía declarará el inicio de un  periodo de Racionamiento Programado cuando se prevea que en el futuro la oferta  del producto va a ser inferior a la demanda. En dicha declaración señalará la  situación que la origina y el período de duración esperado.    

Parágrafo. La  declaratoria del periodo de Racionamiento Programado por la ocurrencia de un  evento propio del ámbito de acción de un productor, de un transportador o de un  comercializador mayorista, no los eximirá del cumplimiento de sus obligaciones  contractuales, salvo que el racionamiento obedezca a un evento de fuerza mayor,  caso fortuito, causa extraña o a un evento eximente de responsabilidad conforme  a lo dispuesto en la regulación vigente.    

Los incumplimientos en que incurran los productores, los  transportadores o los comercializadores mayoristas que lleven a la declaratoria  de un Racionamiento Programado darán lugar al inicio de las investigaciones y  posible imposición de sanciones, si hubiere lugar a ello.    

Artículo 2.2.2.7.2. Prioridad en el  abastecimiento de GLP. Una vez  descontadas las cantidades mínimas de GLP requeridas para garantizar la  continuidad operativa de las refinerías cuando se presente un Racionamiento  Programado de GLP, los productores, los comercializadores y los transportadores  asignarán el GLP, en el siguiente orden de prioridad:    

1. En primer lugar, los usuarios residenciales, pequeños  usuarios comerciales y pequeños usuarios industriales.    

2. En segundo lugar, la demanda que cuente con contratos  vigentes con garantía de suministro sin interrupciones establecidos en la  regulación aplicable, en cualquiera de sus modalidades.    

El volumen de GLP será asignado por el productor, el  transportador o el comercializador mayorista, conforme a las condiciones de  suministro pactadas contractualmente. En caso de empate, deberá dársele la  prioridad más alta de abastecimiento al usuario con el más alto costo de  racionamiento y así sucesivamente.    

3. Exportaciones pactadas en firme. Cuando para atender la  demanda nacional de GLP para consumo interno se deban suspender los compromisos  en firme de exportación, a los productores y/o comercializadores mayoristas se  les reconocerá el costo de oportunidad del GLP dejado de exportar, el cual se  calculará conforme a la metodología definida por la Comisión de Regulación de  Energía y Gas (CREG).    

Artículo 2.2.2.7.3. Cálculo de los costos  de racionamiento. Únicamente para fines estadísticos y de  planeación del sector, la UPME establecerá los costos de racionamiento, los  cuales se calcularán por clase de usuario y varios períodos de duración. Estos  cálculos se actualizarán anualmente y se mantendrán publicados en la página web  de la mencionada entidad.    

Artículo 2.2.2.7.4. Remuneración a la  producción de GLP. Para garantizar la atención de la  demanda nacional de GLP, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG),  promoverá el desarrollo de mecanismos que permitan la formación de precios  eficientes de este energético.    

La CREG realizará los ajustes necesarios en la regulación  vigente para aplicar lo dispuesto en este artículo.    

Artículo 2.2.2.7.5. Declaraciones de  producción. Los productores e importadores de GLP  deberán declarar los valores históricos y esperados de su producción,  importación, ventas, consumos propios y demás variables que señale el  Ministerio de Minas y Energía mediante resolución, en los plazos y condiciones  que este establezca.    

Nota, artículo  2.2.2.7.5: Ver Resolución  4-1248 de 2018. Ver Resolución  31158 de 2017, M. de Minas.    

Artículo 2.2.2.7.6. Plan de Continuidad. La infraestructura para garantizar la seguridad de abastecimiento  del GLP deberá ser contemplada en el Plan de Continuidad de Combustibles  Líquidos. La CREG deberá definir los mecanismos que remuneren dicha  infraestructura, incluyendo aquella que de acuerdo con el Plan sea necesaria  para importar.    

CAPÍTULO 8    

Nota: Capítulo 8 adicionado por el Decreto 2140 de 2016,  artículo 1º.    

Costos de las redes internas y otros gastos asociados a  la conexión del servicio de gas combustible por redes    

Artículo  2.2.2.8.1. Objeto. Reglamentar el artículo 211 de la Ley 1753 de 2015, en  relación con la financiación con recursos del Sistema General de Regalías, de  proyectos de masificación del uso del gas combustible, mediante el otorgamiento  de subsidios a los costos de conexión domiciliaria a las redes internas y a  otros gastos asociados a la conexión del servicio a cargo de los usuarios de  los estratos 1 y 2, y de la población del sector rural que cumpla con las  condiciones para recibir el subsidio de vivienda de interés social rural.    

Artículo  2.2.2.8.2. Costo de las instalaciones  o redes internas de gas combustible por redes. Para efectos del subsidio a que se refiere el presente capítulo,  el costo de la instalación interna o red interna corresponde al definido en el  numeral 14.16 del artículo 14 de la Ley 142 de 1994, el  cual no incluye artefactos y no podrá exceder el costo del cargo por conexión  regulado por la CREG, para el año que corresponda.    

Artículo  2.2.2.8.3. Otros gastos asociados a la  conexión al servicio público de gas combustible por redes a cargo del usuario. Para efectos del subsidio a que se refiere el presente  capítulo, se entiende por “otros gastos asociados a la conexión del servicio  público de gas combustible por red a cargo del usuario” el valor a pagar por la  revisión previa de la instalación interna de gas, que corresponderá al valor  incluido dentro del cargo máximo por conexión a usuarios residenciales regulado  por la Comisión de Regulación de Energía y Gas. CREG.    

Artículo  2.2.2.8.4. Condición para otorgamiento  del subsidio. Para  otorgar el subsidio a los costos de conexión de redes internas y otros gastos  asociados a la conexión del servicio de gas combustible por redes, las  entidades territoriales que presenten proyectos de inversión para aprobación de  los órganos colegiados de administración y decisión, OCAD, deben acreditar que  las viviendas no han sido beneficiarías con otros subsidios, en los cuales se  haya incluido el servicio de gas combustible por red.”    

Capítulo 9        

Nota: Capítulo 9  adicionado por el Decreto 1704 de 2021,  artículo 1º.    

GESTIÓN DE LOS RECURSOS  QUE LAS EMPRESAS PÚBLICAS, PRIVADAS O MIXTAS, DECIDAN APORTAR PARA EXTENDER EL  USO DE GAS COMBUSTIBLE DISTRIBUIDO POR REDES A ZONAS QUE NO CUENTEN CON EL  SERVICIO        

Artículo 2.2.2.9.1. Objeto.  Establecer los lineamientos generales para que el Ministerio de Minas y Energía  dirija la forma en que se efectuarán los proyectos que tienen como fin extender  el uso de gas combustible distribuido por redes a cabeceras municipales y/o  centros poblados como veredas, corregimientos, caseríos y/o inspecciones de  policía, que no cuenten con el respectivo servicio, con recursos que las  empresas decidan aportar de manera voluntaria y gratuita.    

Parágrafo. Podrá  ser aportante una empresa de economía mixta, privada o pública, o un grupo de  empresas organizadas mediante alguna de las figuras asociativas de la Ley 80 de 1993.    

Artículo 2.2.2.9.2. Requisitos  y documentación para la presentación de la intención de financiar proyectos de  infraestructura. El Ministerio de Minas y Energía expedirá el acto  administrativo que definirá los requisitos que deberán cumplir y los documentos  que deberán presentar las empresas aportantes interesadas en destinar recursos  para extender el uso de gas combustible distribuido por redes.    

La empresa aportante interesada  en destinar recursos para ampliar la cobertura del uso de gas combustible  distribuido por redes, deberá informarlo y acreditar ante la Unidad de  Planeación Minero Energética (UPME) los requisitos y la documentación exigida  para ello. Presentada la documentación, la UPME verificará la observancia de  los requisitos exigidos y dará inicio a la siguiente etapa del proceso.    

Parágrafo. La Unidad de  Planeación Minero Energética (UPME) podrá solicitar al interesado, las  aclaraciones y justificaciones necesarias respecto de los documentos y la  información presentada.    

Artículo 2.2.2.9.3. Selección y  valoración técnica y económica de la empresa de servicios públicos  domiciliarios que ejecutará y operará los proyectos de infraestructura.        

1. El Ministerio de Minas y  Energía definirá mediante acto administrativo, los requisitos mínimos que  deberán cumplir las empresas de servicios públicos domiciliarios receptoras de  los aportes, y que pretendan estructurar, construir y operar las redes.    

2. El Ministerio de Minas y Energía  definirá mediante acto administrativo, los trámites y mecanismos de evaluación  para que la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) desarrolle el proceso  de invitación y recepción de las propuestas.    

3. La Unidad de Planeación  Minero Energética (UPME) desarrollará el proceso de invitación y recepción de  las propuestas y determinará la lista de empresas de servicios públicos  domiciliarios que cumplen con la documentación y los requisitos mínimos  establecidos por el Ministerio de Minas y Energía.    

4. La lista de empresas de  servicios públicos domiciliarios que cumplan con la documentación y los requisitos  mínimos exigidos por el Ministerio de Minas y Energía, será definida y  entregada por parte de la UPME a la empresa aportante, quien determinará, en el  plazo que disponga el Ministerio, con qué empresa de servicios públicos  domiciliarios suscribirá, bajo su cuenta y riesgo, el contrato para la  construcción y operación de la red para la distribución de gas combustible  objeto del aporte.    

Una vez se cuente con esta  información o a más tardar el día siguiente a aquel en que termine el plazo de  la empresa aportante para seleccionar a la empresa de servicios públicos  domiciliarios con quien suscribirá el contrato, la empresa aportante dará la  orden correspondiente a la fiduciaria para iniciar los trámites contractuales.    

Parágrafo. Solo  cuando se haya seleccionado la empresa de servicios públicos domiciliarios que  construirá y operará la infraestructura de distribución de gas combustible  objeto del proyecto, la empresa aportante trasladará los recursos a la  correspondiente fiducia.    

Artículo 2.2.2.9.4. Del  contrato de fiducia mercantil. La empresa aportante deberá  depositar los recursos en un patrimonio autónomo administrado por una sociedad  fiduciaria, para lo cual deberá suscribir un contrato de fiducia mercantil que  tendrá, por lo menos, las siguientes obligaciones:    

1. La contratación y el pago de  la empresa que realizará la gerencia del proyecto, si aplica. El costo de la  gerencia deberá cubrirse con los recursos específicamente destinados para ello  en la fiducia.    

2. Celebrar un contrato de  construcción y compromiso de operación de la infraestructura de las redes de  distribución de gas combustible con la empresa de servicios públicos  domiciliarios seleccionada.    

3. La contratación y el pago de  la empresa que realizará la interventoría del proyecto. El costo de la  interventoría deberá cubrirse con los recursos específicamente destinados para  ello en la fiducia.    

4. La administración y los  giros de recursos que le sean instruidos, con los cuales se financiará la  construcción de la infraestructura para la extensión del servicio público  domiciliario de gas combustible distribuido por redes.    

5. En cumplimiento de las  instrucciones de la empresa aportante, quien deberá decidir si la propiedad de  la infraestructura será cedida a la empresa de servicios públicos domiciliarios  que la operará o a la entidad territorial, la fiduciaria efectuará dicha cesión  y hará entrega de la infraestructura a quien corresponda. En todo caso, la  cesión deberá ser a título gratuito en observancia del artículo 294 de la Ley 1955 de 2019.    

Parágrafo 1°. El  fideicomitente será la empresa aportante y el fideicomisario será la empresa de  servicios públicos domiciliarios seleccionada para construir la infraestructura  y operarla.    

Parágrafo 2°. La  gerencia del proyecto también podrá ser desarrollada de manera directa por la  empresa aportante.    

Parágrafo 3°. La  infraestructura resultante del contrato de construcción será propiedad del  patrimonio autónomo hasta que, por instrucciones de la empresa aportante, ceda  su dominio a la empresa de servicios públicos seleccionada o a la entidad  territorial.    

Parágrafo 4°. La empresa  aportante cederá, de manera preferente, la propiedad de la infraestructura a la  empresa de servicios públicos domiciliarios que la operará.    

Sin embargo, si no es posible  ceder la propiedad a la empresa de servicios públicos, la cederá a la entidad  territorial. Si el proyecto beneficia cabeceras municipales y/o centros  poblados del mismo municipio, la cesión del dominio de la infraestructura  deberá hacerse en favor del municipio. Si el proyecto beneficia cabeceras  municipales y/o centros poblados de distintos municipios, la cesión del dominio  de la infraestructura deberá hacerse en favor de los municipios respectivos, de  manera proporcional.    

Artículo 2.2.2.9.5. Del  contrato de gerencia del proyecto. En el contrato suscrito entre  la sociedad fiduciaria, en calidad de vocera y administradora del fideicomiso o  patrimonio autónomo, y la gerencia del proyecto que seleccione la empresa  aportante o la sociedad fiduciaria, la gerencia tendrá, por lo menos, las  siguientes obligaciones:    

1. Administrar la ejecución y  construcción de la obra, de acuerdo con las instrucciones del fideicomitente.    

2. Realizar la gestión  precontractual y contractual necesaria para el desarrollo del proyecto.    

3. Realizar la selección de la  empresa que realizará la interventoría del proyecto.    

4. Realizar las actividades que  permitan el cierre y liquidación del proyecto a satisfacción.    

Artículo 2.2.2.9.6.  Obligaciones de la empresa de servicios públicos domiciliarios seleccionada. En el  contrato de construcción y compromiso de operación de la infraestructura de las  redes de distribución de gas combustible, se deberán incluir, como mínimo, las  siguientes obligaciones a cargo de la empresa de servicios públicos  domiciliarios seleccionada para construir y operar la infraestructura:    

1. Estructurar y construir la  red de distribución de gas combustible y las conexiones y redes internas, según  se disponga en el contrato; así como realizar la administración, operación y  mantenimiento de la red de distribución de gas combustible objeto del aporte  por un término de 20 años. Para los efectos de este decreto, el compromiso de  operar la infraestructura implica la prestación continua e ininterrumpida del  servicio público de gas domiciliario por redes.    

2. Ejecutar de manera correcta  los recursos aportados para la construcción de la red de distribución de gas  combustible y las conexiones y redes internas, en caso de que tales conexiones  y redes internas se incluyan en el proyecto.    

3. Constituir la garantía que  ampare el cumplimiento del contrato de construcción. El beneficiario de dicha  garantía será el patrimonio autónomo.    

4. Luego de la entrega a  satisfacción de la infraestructura y previo a la liquidación del contrato de  construcción y compromiso de operación de la infraestructura, constituir la  garantía de cumplimiento de la prestación del servicio en favor de la entidad  territorial donde se construyó el sistema de distribución de gas combustible.    

5. Concurrir al pago de una cláusula  penal por los eventuales incumplimientos parciales del contrato.    

6. Comprometerse al  cumplimiento de la ley, los reglamentos y la regulación aplicable para la  prestación del servicio público de gas combustible distribuido por redes.    

7. Suscribir el contrato cesión  para recibir la infraestructura construida, cuando aplique.    

8. Como requisito para liquidar  el contrato de construcción y compromiso de operación de la infraestructura,  debe efectuar:    

(i) La entrega a satisfacción  del proyecto;    

(ii) La efectiva constitución de la garantía de  cumplimiento de la prestación del servicio; y    

(iii) Si fuera el caso, la suscripción del convenio  con la entidad territorial, en el que la empresa de servicios públicos  domiciliarios seleccionada se comprometa a operar y prestar de forma continua e  ininterrumpida el servicio a los usuarios beneficiados por el proyecto, por un  término mínimo de veinte (20) años, contados a partir de la entrega a  satisfacción de la infraestructura.    

Parágrafo 1°. En el  convenio suscrito con la entidad territorial, la empresa de servicios públicos  domiciliarios seleccionada debe encargarse del mantenimiento de la infraestructura,  y en general de todos los gastos de administración, operación y mantenimiento  que se causen durante la operación.    

De conformidad con el artículo  294 de la Ley 1955 de 2019, el  convenio con la entidad territorial también debe incluir la obligación de  reflejar en la facturación de los usuarios de las redes construidas, el valor  no cobrado en las tarifas, por concepto de los aportes efectuados por la  empresa aportante a título gratuito.    

Parágrafo 2°. Todos  los gastos de inversión que se deban efectuar en la construcción o la operación  de la infraestructura, que superen los recursos destinados por la empresa  aportante, estarán a cargo de la empresa de servicios públicos domiciliarios  que la opere y serán aportados a título oneroso; y por ende, remunerados de  acuerdo con lo dispuesto por la Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG  para la remuneración de la actividad de distribución de gas combustible por  redes de tubería.    

Parágrafo 3°. En el  caso de que la empresa aportante haya decidido no incluir los costos de  conexión a los usuarios en el aporte, corresponderá a la empresa de servicios  públicos domiciliarios que opere la infraestructura conectar a los usuarios  usando financiación propia y acordar con ellos el mecanismo de pago de tales  conexiones.    

Parágrafo 4°. Ni el  Ministerio de Minas y Energía ni la Unidad de Planeación Minero Energética  (UPME) serán parte del contrato, ni asumirán ningún compromiso o  responsabilidad frente a la empresa aportante o frente a la empresa que ejecute  el proyecto o la entidad territorial que lo reciba, ni respecto de las  obligaciones derivadas de la ejecución del proyecto.    

Artículo 2.2.2.9.7. Gestión  predial. Los trámites correspondientes a la gestión predial para la  expansión del servicio público de gas combustible por redes serán  responsabilidad de la empresa de servicios públicos domiciliarios seleccionada,  ya sea con recursos propios o con cargo a los recursos aportados para el  proyecto, según la voluntad de la empresa aportante.    

Artículo 2.2.2.9.8. Permisos y  licencias. Los trámites de permisos, licencias, certificaciones y demás  autorizaciones que deban expedir las autoridades ambientales, municipales u  otras entidades, estarán a cargo de la empresa de servicios públicos  domiciliarios seleccionada, ya sea con recursos propios o con cargo a los  recursos aportados para el proyecto, según la voluntad de la empresa aportante.    

Artículo 2.2.2.9.9. Aprobación  de la tarifa por parte de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG). En  virtud del inciso segundo del artículo 294 de la Ley 1955 de 2019, una  vez presentada la solicitud tarifaria por parte de la empresa de servicios  públicos domiciliarios seleccionada, la CREG iniciará una actuación  administrativa para la aprobación de la tarifa.    

Con todo, acorde al mismo  artículo de la Ley 1955 de 2019, la  Comisión establecerá los mecanismos para que los valores de los recursos de que  trata este artículo, y que sean entregados a título de aporte a las empresas  seleccionadas, no se incluyan en el cálculo de las tarifas correspondientes.    

TÍTULO III    

SECTOR DE ENERGÍA ELÉCTRICA    

CAPÍTULO 1    

GENERALIDADES    

Artículo 2.2.3.1.1. Ámbito de Aplicación. Este  Título aplica a las actividades propias del servicio público domiciliario de  energía eléctrica, así como a las actividades complementarias del mismo.    

(Decreto 387 de 2007  artículo 2°)    

Artículo 2.2.3.1.2. Definiciones. Para  efectos de la interpretación y aplicación del presente Título, se tendrán en  cuenta las siguientes definiciones:    

Actividad de Comercialización Minorista: Actividad que consiste en la intermediación comercial  entre los agentes que prestan los servicios de generación, transmisión y  distribución de energía eléctrica y los usuarios finales de dichos servicios,  bien sea que esa actividad se desarrolle o no en forma combinada con otras  actividades del sector eléctrico, según lo dispuesto por la regulación y la  ley.    

(Decreto 387 de 2007  artículo 1°)    

Áreas de Distribución (ADD). Conjunto de Redes de Transmisión Regional y/o  Distribución Local destinado a la prestación del servicio en zonas urbanas y  rurales, que son operadas por uno o más Operadores de Red y que se conforman  teniendo en cuenta la cercanía geográfica de los mercados atendidos y el  principio de neutralidad establecido en la ley.    

(Decreto 1111 de 2008,  artículo 1°).    

Áreas Especiales: Para efectos del presente decreto, entiéndase por Áreas  Especiales a las Áreas Rurales de Menor Desarrollo, Zonas de Difícil Gestión y  Barrios Subnormales, respecto de los cuales los usuarios de los estratos 1 y 2  ubicados en las mismas, son beneficiarios del Fondo de Energía Social de que  trata el artículo 103 de la Ley 1450 de 2011, de conformidad  con las definiciones que se establecen para cada una de ellas en el presente  acto.    

(Decreto 111 de 2012,  artículo 2°).    

Área Rural de Menor Desarrollo: Es el área perteneciente al sector rural de un municipio o  distrito que reúne las siguientes características: (i) presenta un índice  superior a cincuenta y cuatro punto cuatro (54.4), conforme con el indicador de  las Necesidades Básicas Insatisfechas publicado por el Departamento  Administrativo Nacional de Estadística y (ii) está  conectada al circuito de alimentación por medio del cual se le suministra el  servicio público de energía eléctrica.    

Corresponde al Alcalde Municipal o Distrital o a la autoridad  competente, conforme con la Ley 388 de 1997,  clasificar y certificar la existencia de las Áreas Rurales de Menor Desarrollo.  Las áreas rurales que pertenezcan a municipios que no se encuentran  clasificados en la metodología de las Necesidades Básicas Insatisfechas del  Departamento Administrativo Nacional de Estadística, se considerarán Áreas Rurales  de Menor Desarrollo.    

(Decreto 111 de 2012,  artículo 2°).    

Definición  adicionada por el Decreto 1623 de 2015,  artículo 1º.AOM: Administración, operación y mantenimiento.    

Definición  adicionada por el Decreto 1623 de 2015,  artículo 1º. ASE: Áreas de servicio exclusivo.    

Barrio Subnormal: Es el asentamiento humano ubicado en las cabeceras de  municipios o distritos que reúne los siguientes requisitos: (i) que no tenga  servicio público domiciliario de energía eléctrica o que este se obtenga a  través de derivaciones del Sistema de Distribución Local o de una Acometida,  efectuadas sin aprobación del respectivo Operador de Red; (ii)  que no se trate de zonas donde se deba suspender el servicio público  domiciliario de electricidad, de conformidad con el artículo 139.2 de la Ley 142 de 1994, las  normas de la Ley 388 de 1997 y en  general en aquellas zonas en las que esté prohibido prestar el servicio y, iii) Certificación del Alcalde Municipal o Distrital o de  la autoridad competente en la cual conste la clasificación y existencia de los  Barrios Subnormales, la cual deberá ser expedida dentro de los quince (15) días  siguientes a la fecha de la respectiva solicitud efectuada por el Operador de  Red.    

(Decreto 111 de 2012,  artículo 2°)    

Barrios normalizados: Entiéndase como tales, aquellos que han sido objeto de  inversión con recursos PRONE y que como resultado de la misma, han superado las  condiciones que los catalogaban como Zona Subnormal Urbana o Barrio Subnormal.    

(Decreto 111 de 2012,  artículo 2°)    

Base de inversiones. Es el conjunto de Unidades Constructivas que un Operador  de Red requiere para prestar el servicio con una cobertura y calidad  determinadas.    

(Decreto 388 de 2007,  artículo 1°)    

Cargos por uso regionales. Son los Cargos por Uso que define la CREG para cada ADD.    

(Decreto 388 de 2007,  artículo 1°)    

Cogeneración: Es  el proceso mediante el cual a partir de una misma fuente energética se produce  en forma combinada energía térmica y eléctrica, en procesos productivos  industriales y/o comerciales para el consumo propio o de terceros y cuyos  excedentes pueden ser vendidos o entregados en la red.    

(Decreto 3683 de 2003,  artículo 2°)    

Cogenerador: Es  la persona natural o jurídica que produce y aprovecha la energía térmica y la  eléctrica resultante del proceso de cogeneración, quien puede además vender sus  excedentes energéticos o comprarlos en caso de faltantes, y que puede o no ser  el p propietario del sistema de cogeneración.    

(Decreto 3683 de 2003,  artículo 2°)    

Comercializador Minorista: Generador-Comercializador, Distribuidor-Comercializador o  Comercializador que desarrolla la Actividad de Comercialización Minorista.    

(Decreto 387 de 200, artículo  1°)  (Nota: Debe ser Decreto 387 de 2007)    

Comercialización de Energía Eléctrica: Es la actividad de compra de energía eléctrica en el  mercado mayorista y su venta a los usuarios finales o a otros agentes del mismo  mercado.    

(Decreto 1590 de 2004,  artículo 1°)    

Comercializador de Energía Eléctrica: Es la empresa de servicios públicos que desarrolla la  actividad de comercialización de energía eléctrica.    

(Decreto 1590 de 2004,  artículo 1°)    

Comercializador  incumbente: Es el comercializador que atiende el mayor número de usuarios  subsidiados en un mercado de comercialización, según definiciones de Mercado de  Comercialización para el servicio público de electricidad, Mercado de  Comercialización para el servicio público de gas combustible distribuido por  red física y Mercado de Comercialización en las Zonas no Interconectadas del  presente decreto. El comercializador incumbente por mercado de  comercialización, será definido por el Ministerio de Minas y Energía, teniendo en cuenta el número de usuarios  reportados por los comercializadores en sus conciliaciones, para ser aplicado  con vigencia semestral.    

(Decreto 847 de 2001,  artículo 1°. adicionado por el artículo 1°, decreto  nacional 201 de 2004)    

Parágrafo. Se  aclara que las definiciones de mercado de comercialización consignadas en las  definiciones de Mercado de Comercialización para el servicio público de  electricidad, Mercado de Comercialización para el servicio público de gas  combustible distribuido por red física y Mercado de Comercialización en las  Zonas no Interconectadas del presente decreto, se aplican solo para efectos de  subsidios y contribuciones y no para efectos regulatorios.    

(Decreto  nacional 201 de 2004, artículo 1°)    

Conexión y acceso a redes. Es el derecho que tiene todo usuario o empresa del sector  a utilizar las redes del Sistema de Transmisión Nacional, de un Sistema de  Transmisión Regional y/o un Sistema de Distribución Local, previo el  cumplimiento de las normas que rijan el servicio, el pago de las retribuciones  que correspondan y el principio de eficiencia consignado en la ley.    

(Decreto 388 de 2007,  artículo 1°)    

Consejo Nacional: Se entenderá el Consejo Profesional Nacional de  Ingeniarías eléctrica, mecánica y profesiones afines.    

(Decreto 1873 de 1996,  artículo 1°)    

Consejos Seccionales: Se entenderán los consejos profesionales seccionales de  ingenierías eléctrica, mecánica y profesiones afines.    

(Decreto 1873 de 1996,  artículo 1°)    

Consumo básico o de subsistencia. Es aquel que se destina a satisfacer las necesidades  básicas de los usuarios de menores ingresos. Para los servicios públicos  domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible distribuido por red  física, el consumo de subsistencia será el que de acuerdo con la ley establezca  el Ministerio de Minas y Energía, por intermedio de la Unidad de Planeación  Minero Energética, UPME.    

(Decreto 847 de 2001,  artículo 1°)    

Contribución de Solidaridad. Es un recurso público nacional, su valor resulta de  aplicar el factor de contribución que determina la ley y la regulación, a los  usuarios pertenecientes a los estratos 5 y 6 y a los industriales y  comerciales, sobre el valor del servicio.    

(Decreto 847 de 2001,  artículo 1°)    

Costo Base de Comercialización: Componente de la Fórmula Tarifaria que remunera los  costos fijos de las actividades desarrolladas por los Comercializadores  Minoristas de energía eléctrica que actúan en el Mercado Regulado y que se  causan por usuario atendido en un Mercado de Comercialización.    

(Decreto 387 de 2007  artículo 1°)    

Costos medios del operador de red. Son los costos unitarios de inversión, administración, operación  y mantenimiento aprobados por la CREG para cada operador de red conforme a la  metodología que esta defina.    

(Decreto 388 de 2007,  artículo 1°)    

Definición  adicionada por el Decreto 1623 de 2015,  artículo 1º. CONVOCATORIAS PARA LA CONSTRUCCIÓN DE PROYECTOS PARA AMPLIACIÓN DE  COBERTURA: Concurso público y abierto, reglamentado por el MME, para  acceder a los recursos del FAER o del FAZNI para los fines establecidos en el  presente decreto.    

Definición  adicionada por el Decreto 1623 de 2015,  artículo 1º. CNM: Centro Nacional de Monitoreo.    

Definición  adicionada por el Decreto 1623 de 2015,  artículo 1º. CREG: Comisión de Regulación de Energía y Gas.    

Definición adicionada por el Decreto 943 de 2018,  artículo 2º. Desarrollos tecnológicos asociados al servicio de alumbrado  público: Se entienden  como aquellas nuevas tecnologías, desarrollos y avances tecnológicos para el  sistema de alumbrado público, como luminarias, nuevas fuentes de alimentación  eléctrica, tecnologías de la información y las comunicaciones, que permitan  entre otros una operación más eficiente, detección de fallas, medición de  consumo energético, georreferenciación, atenuación  lumínica, interoperabilidad y ciberseguridad.    

Estudios de Inversión. Son el conjunto de análisis y estudios necesarios para  evaluar desde el punto de vista técnico y económico, la viabilidad de emprender  un proyecto de construcción de la nueva infraestructura en las zonas rurales  que se pueden conectar al Sistema Interconectado Nacional, SIN.    

(Decreto 1122 de 2008,  artículo 2°)    

Definición  adicionada por el Decreto 1623 de 2015,  artículo 1º. FAER: Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las  Zonas Rurales Interconectadas.    

Definición  adicionada por el Decreto 1623 de 2015,  artículo 1º. FAZNI: Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las  Zonas No Interconectadas.    

Fondo de Energía Social (FOES): Es el sistema especial de cuentas a que hace referencia  el artículo 103 de la Ley 1450 de 2011,  financiado con recursos provenientes del ochenta por ciento (80%) de las rentas  de congestión producto de las exportaciones de energía eléctrica y del  Presupuesto General de la Nación, cuyo objeto consiste en cubrir un valor  variable de hasta cuarenta y seis pesos ($46) por kilovatio hora del valor de  la energía eléctrica destinada al consumo de subsistencia de los usuarios  residenciales de estratos 1 y 2 de las Áreas Rurales de Menor Desarrollo, Zonas  de Difícil Gestión y Barrios Subnormales, que se asigna de acuerdo a la  disponibilidad de recursos y que se considera inversión social en los términos  de la Constitución Política y normas orgánicas de presupuesto, el cual es  administrado por el Ministerio de Minas y Energía. Bajo ninguna circunstancia,  constituirá un pasivo a cargo de la Nación y a favor de las Empresas  Prestadoras de Servicios Públicos, los valores que por concepto de FOES no  hayan alcanzado a cubrir la suma de cuarenta y seis pesos ($46) por kilovatio  hora, desde la fecha de creación de este sistema, toda vez que esta cifra  máxima de cuarenta y seis pesos ($46) por kilovatio hora, constituye un límite  máximo dependiendo de la disponibilidad de recursos.    

(Decreto 111 de 2012,  artículo 2°)    

Fuentes No Convencionales de Energía (FNCE). Son aquellos recursos de energía disponibles a nivel  mundial que son ambientalmente sostenibles, pero que en el país no son  empleadas o son utilizados de manera marginal y no se comercializan  ampliamente. Se considera (FNCE) la energía nuclear o atómica y las FNCER.  Otras fuentes podrán ser consideradas como FNCE según lo determine la UPME.    

(Ley 1715 de 2014,  artículo 5°)    

Definición  adicionada por el Decreto 1623 de 2015,  artículo 1º. IPSE: Instituto de Planificación y Promoción de  Soluciones Energéticas para las Zonas No Interconectadas.    

Definición  adicionada por el Decreto 1623 de 2015,  artículo 1º. MME: Ministerio de Minas y Energía.    

Margen de Comercialización: Margen a reconocer a los Comercializadores Minoristas que  atienden Usuarios Regulados, que refleja los costos variables de la actividad.    

(Decreto 387 de 2007  artículo 1°)    

Mercado de Comercialización: Conjunto de Usuarios Regulados y No Regulados conectados  a un mismo Sistema de Transmisión Regional y/o Distribución Local, servido por  un mismo Operador de Red (OR), y los conectados al STN del área de influencia  del respectivo OR.    

(Decreto 387 de 2007  artículo 1°)    

Mercado de Comercialización para el servicio público de  electricidad. Es el conjunto de  usuarios finales conectados directamente al sistema de un mismo operador de  red, para el cual la Comisión de Regulación de Energía y Gas le ha aprobado  cargos por uso del Sistema de Transmisión Regional y/o Sistema de Distribución  Local. Esta definición aplica solo para efectos de subsidios y contribuciones y  no para efectos regulatorios.    

(Decreto 847 de 2001,  artículo 1°;  adicionado por el parágrafo del artículo 1° del Decreto 201 de 2004)    

Mercado de Comercialización para el servicio público de  gas combustible distribuido por red física. Es el conjunto de usuarios finales conectados  directamente a una misma red de distribución, para la cual la Comisión de  Regulación de Energía y Gas ha aprobado el cargo respectivo. Esta definición  aplica solo para efectos de subsidios y contribuciones y no para efectos  regulatorios.    

(Decreto 847 de 2001,  artículo 1°;  adicionado por el parágrafo del artículo 1º del Decreto 201 de 2004)    

Mercado de Comercialización en las Zonas no  Interconectadas. Es el conjunto de  usuarios finales conectados directamente a un mismo sistema eléctrico que no  hace parte del Sistema Interconectado Nacional. Esta definición aplica solo  para efectos de subsidios y contribuciones y no para efectos regulatorios    

(Decreto 847 de 2001,  artículo 1°,  adicionado por el parágrafo del artículo 1 del Decreto 201 de 2004)    

Definición  adicionada por el Decreto 1623 de 2015,  artículo 1º. OR: Operador de Red en los términos del presente  Decreto Único Reglamentario.    

Período de Continuidad: Es aquel periodo de tiempo acordado entre la Empresa de Servicio  Público y el Suscriptor Comunitario, en el cual se prestará el servicio público  de energía eléctrica de forma horaria en un solo día, o diaria en una semana, o  cualquier combinación. En todo caso el Período de Continuidad estará en función  del pago que efectivamente realice el Suscriptor Comunitario.    

(Decreto 111 de 2012,  artículo 2°)    

Definición  adicionada por el Decreto 1623 de 2015,  artículo 1º. PIEC: Plan Indicativo de Expansión de Cobertura de  Energía Eléctrica.    

Profesiones afines: Se consideran como ramas o profesiones afines de las  ingenierías eléctrica y mecánica las siguientes profesiones: ingeniería  nuclear, ingeniería metalúrgica, ingeniería de telecomunicaciones, ingeniería  aeronáutica, ingeniería electrónica, ingeniería electromecánica, ingeniería  naval.    

(Decreto 1873 de 1996,  artículo 1°)    

Operador de Red de Sistemas de Transmisión Regional (STR)  y los Sistemas de Distribución Local (SDL) – (OR). Es la persona encargada de la planeación de la expansión  y de las inversiones, operación y mantenimiento de todo o parte de un STR o  SDL; los activos pueden ser de su propiedad o de terceros. Para todos los  propósitos son las empresas que tienen Cargos por Uso de los STR y/o SDL  aprobados por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG). El OR siempre  debe ser una Empresa de Servicios Públicos.    

(Decreto 1122 de 2008,  artículo 2°;  concordante con el artículo 1° del  Decreto 847 de 2001)    

Definición adicionada por el Decreto 99 de 2021,  artículo 1º. Red Física: Conjunto de redes eléctricas, subestaciones  y equipos complementarios, destinados a la prestación del servicio público de  energía eléctrica.    

Definición adicionada por el Decreto 99 de 2021,  artículo 1º. Red Logística y de Servicio: Conjunto de activos,  procesos y actividades logísticas, técnicas y económicas, destinadas a la  prestación del servicio público de energía eléctrica a Usuarios Aislados. Esta  definición no aplica para soluciones de autogeneración, en los términos de este  Decreto.    

Rentas de Congestión: Rentas económicas que se originan como efecto de la congestión  de un Enlace Internacional, son efecto de las diferencias de precios que se  tienen en los Nodos Frontera congestionados.    

(Decreto 111 de 2012,  artículo 2°)    

Definición  adicionada por el Decreto 1623 de 2015,  artículo 1º. SDL: Sistema de Distribución Local.    

Definición  adicionada por el Decreto 1623 de 2015,  artículo 1º. SIN: Sistema Interconectado Nacional.    

Definición  adicionada por el Decreto 1623 de 2015,  artículo 1º. SSPD: Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.    

Definición  adicionada por el Decreto 1623 de 2015,  artículo 1º. STR: Sistema de Transmisión Regional.    

Definición  adicionada por el Decreto 1623 de 2015,  artículo 1º. SUI: Sistema Único de Información en los términos del presente  Decreto Único Reglamentario.    

Definición modificada por el Decreto 943 de 2018,  artículo 1º. Servicio de alumbrado público: Servicio público no domiciliario  de iluminación, inherente al servicio de energía eléctrica, que se presta con  el fin de dar visibilidad al espacio público, bienes de uso público y demás  espacios de libre circulación, con tránsito vehicular o peatonal, dentro del  perímetro urbano y rural de un municipio o distrito, para el normal desarrollo  de las actividades.    

El servicio de alumbrado público comprende las actividades de  suministro de energía eléctrica al sistema de alumbrado público, la  administración, operación, mantenimiento, modernización, reposición y expansión  de dicho sistema, el desarrollo tecnológico asociado a él, y la interventoría en los casos que aplique.    

Parágrafo. No se considera servicio de  alumbrado público la semaforización, los relojes  digitales y la iluminación de las zonas comunes en las unidades inmobiliarias  cerradas o en los edificios o conjuntos de uso residencial, comercial,  industrial o mixto, sometidos al régimen de propiedad horizontal, la cual  estará a cargo de la copropiedad.    

Se excluyen del servicio de alumbrado público la iluminación de  carreteras que no se encuentren a cargo del municipio o distrito, con excepción  de aquellos municipios y distritos que presten el servicio de alumbrado público  en corredores viales nacionales o departamentales que se encuentren dentro su  perímetro urbano y rural, para garantizar la seguridad y mejorar el nivel de  servicio a la población en el uso de la infraestructura de transporte, previa  autorización de la entidad titular del respectivo corredor vial, acorde a lo dispuesto  por el artículo 68 de la Ley 1682 de 2013.    

Tampoco se considera servicio de alumbrado público la iluminación  ornamental y navideña en los espacios públicos, pese a que las Entidades  Territoriales en virtud de su autonomía, podrán complementar la destinación del  impuesto a dichas actividades, de conformidad con el parágrafo del artículo 350  de la Ley 1819 de 2016.    

Texto inicial de la definición: “Servicio  de Alumbrado Público. Es el servicio público no domiciliario que se  presta con el objeto de proporcionar exclusivamente la iluminación de los  bienes de uso público y demás espacios de libre circulación con tránsito  vehicular o peatonal, dentro del perímetro urbano y rural de un municipio o  Distrito. El servicio de alumbrado público comprende las actividades de  suministro de energía al sistema de alumbrado público, la administración, la  operación, el mantenimiento, la modernización, la reposición y la expansión del  sistema de alumbrado público.    

Parágrafo.  La iluminación de las zonas comunes en las unidades inmobiliarias cerradas  o en los edificios o conjuntos residenciales, comerciales o mixtos, sometidos  al régimen de propiedad respectivo, no hace parte del servicio de alumbrado  público y estará a cargo de la copropiedad o propiedad horizontal. También se  excluyen del servicio de alumbrado público la iluminación de carreteras que no  estén a cargo del municipio o Distrito.”.    

(Decreto 2424 de 2006,  artículo 2°)    

Servicios energéticos: Es una gama de servicios técnicos y comerciales que  buscan optimizar y/o reducir el consumo de toda forma de energía por parte de  los usuarios finales. Para el caso del servicio público de energía eléctrica y  gas es un servicio inherente.    

(Decreto 3683 de 2003,  artículo 2°)    

Definición modificada por el Decreto 943 de 2018,  artículo 1º: Sistema de Alumbrado Público: Comprende el conjunto de  luminarias, redes eléctricas, transformadores y postes de uso exclusivo, los  desarrollos tecnológicos asociados al servicio de alumbrado público, y en  general todos los equipos necesarios para la prestación del servicio de  alumbrado público que no forman parte del sistema de distribución de energía  eléctrica.    

Texto inicial de la definición: “Sistema de Alumbrado Público. Comprende  el conjunto de luminarias, redes, transformadores de uso exclusivo y en  general, todos los equipos necesarios para la prestación del servicio de  alumbrado público, que no formen parte del sistema de distribución.”.    

(Decreto 2424 de 2006,  artículo 3°)    

Sistema Único de Información -SUI: Es el sistema de información a que hace referencia el  artículo 14 de la Ley 689 de 2001 y que  es administrado, mantenido y operado por la Superintendencia de Servicios  Públicos Domiciliarios.    

(Decreto 111 de 2012,  artículo 2°)    

Definición adicionada por el Decreto 99 de 2021,  artículo 1º. Solución Individual: Sistema de activos eléctricos para  la prestación del servicio público de energía eléctrica mediante el cual se  atiende a un usuario de manera individual.    

Definición adicionada por el Decreto 99 de 2021,  artículo 1º. Solución Centralizada: Sistema de activos eléctricos  para la prestación del servicio público de energía eléctrica que contiene una  Red física mediante la que se atiende a Usuarios Aislados.    

Subsidio. Es la  diferencia entre lo que se paga por un bien o servicio, y el costo de este,  cuando tal costo es mayor al pago que se recibe, y se refleja como el descuento  en el valor de la factura a los usuarios de menores ingresos.    

(Decreto 847 de 2001,  artículo 1°)    

Suscriptor Comunitario: Es el grupo de usuarios ubicados en un Área Especial de  Prestación del Servicio, representados por:    

i) Un miembro de la comunidad o una persona jurídica que es  elegida o designada por ella misma y ha obtenido el reconocimiento del Alcalde  Municipal o Distrital, según sea el caso, pudiendo ser reemplazado sólo por  aquel que lo eligió.    

ii) La junta o juntas de acción comunal de la respectiva  Área Especial, en los términos de la Ley 743 de 2002,  reglamentada por el Decreto 2350 de 2003  y que ha suscrito un acuerdo en las condiciones del artículo 15 del presente  decreto.    

(Decreto 111 de 2012,  artículo 2°)    

Universalización del servicio. Objetivo consistente en ampliar la cobertura del  servicio eléctrico a toda la población, así como, garantizar el sostenimiento  de dicho servicio a la población ya cubierta por el mismo, teniendo en cuenta  criterios técnicos y económicos    

(Decreto 388 de 2007,  artículo 1°)    

Usuario. Persona  natural o jurídica que se beneficia con la prestación de un servicio público,  bien como propietario del inmueble en donde este se presta, o como receptor  directo del servicio. A este último usuario se denomina también consumidor.    

(Decreto 1122 de 2008,  artículo 2°)    

Definición  adicionada por el Decreto 99 de 2021,  artículo 1º. Usuario Aislado: Usuario al que, con base en las  herramientas regulatorias vigentes, no es eficiente conectar mediante Red  Física al Sistema Interconectado Nacional (SIN), o a un sistema de distribución  de las Zonas No Interconectadas (ZNI), que podrá ser atendido mediante una  Solución Centralizada o una Solución Individual y que podrá ser conectado  mediante una Red Logística y de Servicio.    

Usuarios de menores ingresos. Son las personas naturales que se benefician de un  servicio público y que pertenecen a los estratos 1 y 2; la Comisión de  Regulación de Energía y Gas definirá las condiciones para que los usuarios del  estrato 3, de las zonas urbanas y rurales sean considerados como usuarios de  menores ingresos. Para ser beneficiario del subsidio es requisito que al  usuario se le facture el respectivo servicio público de energía o gas  combustible distribuido por red física.    

(Decreto 847 de 2001,  artículo 1°)    

Definición  adicionada por el Decreto 1623 de 2015,  artículo 1º. UPME: Unidad de Planeación Minero Energética.    

Ventas de los Comercializadores Minoristas: Corresponde a la energía eléctrica facturada por los  Comercializadores Minoristas a los usuarios finales que sirven en un Mercado de  Comercialización.    

(Decreto 387 de 2007  artículo 1°)    

Valor del Servicio. Es el resultante de aplicar las tarifas de energía  eléctrica o de gas combustible distribuido por red física, según la fórmula tarifaria  establecida por la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, a las  cantidades de electricidad o gas consumidas por el usuario durante un período  de tiempo. Este valor incluye el cargo fijo, si hay lugar a ello en la  estructura tarifaria.    

Para los usuarios de que trata el artículo 89.5 de la Ley 142 de 1994, el  valor del servicio será igual al costo económico de suministro en puerta de  ciudad.    

(Decreto 847 de 2001,  artículo 1°)    

Zonas de Difícil Gestión: Conjunto de usuarios ubicados en una misma zona  geográfica conectada al Sistema Interconectado Nacional, susceptible de ser  aislado eléctricamente por el mismo circuito alimentador de Nivel II, que  presenta durante el último año en forma continua, una de las siguientes  características:    

(i) Cartera vencida mayor a noventa días por parte del  cincuenta por ciento (50%) o más de los usuarios de estratos 1 y 2  pertenecientes a la zona, o (ii) Niveles de pérdidas  de energía superiores al cuarenta por ciento (40%) respecto a la energía de  entrada al Sistema de Distribución Local que atiende exclusivamente a dicha  zona.    

Para ambos eventos los indicadores serán medidos como el  promedio de los últimos 12 meses. Así mismo el Comercializador de Energía  Eléctrica, debe demostrar que los resultados de la gestión en cartera y  pérdidas han sido negativos por causas no imputables a la propia empresa.    

Para el registro y certificación de nuevas Áreas de  Difícil Gestión el conjunto de usuarios deberá corresponder como máximo a la  delimitación geográfica de un barrio.    

Para acreditar lo anterior, la empresa deberá presentar  ante la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, certificación  suscrita por la Auditoría Externa de Gestión y Resultados o por su  Representante Legal, de conformidad con lo dispuesto en el artículo 51 de la Ley 142 de 1994 y  demás normas que la modifiquen y/o adicionen. Dicha certificación, debe ir  acompañada con la memoria de cálculo respectiva para cada una de las Áreas  reportadas al Sistema Único de Información (SUI).    

(Decreto 111 de 2012,  artículo 2°;  modificado por el artículo 1° del  Decreto 1144 de 2013)    

Definición  adicionada por el Decreto 1623 de 2015,  artículo 1º. WACC: Costo promedio ponderado del capital.    

Definición  eliminada por el Decreto 99 de 2021,  artículo 2º. Definición adicionada por el Decreto 1623 de 2015,  artículo 1º. ZONAS AISLADAS:  ZNI a las que no es  eficiente económicamente conectar al SIN.    

Definición  adicionada por el Decreto 1623 de 2015,  artículo 1º. ZONAS INTERCONECTABLES: ZNI a las que es  eficiente económicamente conectar al SIN.    

Definición  adicionada por el Decreto 1623 de 2015,  artículo 1º. ZNI: Zonas No Interconectadas.    

Zonas Rurales Interconectadas. Se considerará como la zona rural donde se podrá  construir la nueva infraestructura eléctrica que permitirá ampliar la cobertura  y procurar la satisfacción de la demanda de energía, mediante la extensión de  redes provenientes del Sistema Interconectado Nacional, SIN. La zona rural como  tal, deberá ser certificada por escrito por el Representante Legal del ente  territorial, conforme a los términos establecidos en las Leyes 388 de 1997, 732 de 2002 y las  normas que la modifiquen o sustituyan.    

(Decreto 1122 de 2008,  artículo 2°)    

Zona Territorial. Corresponde a la zona del Mercado de  Comercialización atendido por la empresa prestadora del servicio público de  energía eléctrica o de gas combustible distribuido por red física.    

(Decreto 847 de 2001,  artículo 1°)    

CAPÍTULO 2    

ACTIVIDADES PRINCIPALES Y COMPLEMENTARIAS DEL SECTOR  ELÉCTRICO    

SECCIÓN 1    

GENERACIÓN, TRANSMISIÓN, DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN    

Artículo 2.2.3.2.1.1. Funciones de la Comisión de Regulación de Energía y Gas. La Comisión de Regulación de Energía y Gas ejercerá las  funciones que señala el artículo 23 de la Ley 143 de 1994, en los  términos previstos en dicha Ley y demás disposiciones concordantes.    

(Decreto 1524 de 1994,  artículo 2°)    

Artículo 2.2.3.2.1.2. Delegación de funciones. Sin perjuicio de lo dispuesto en el artículo anterior,  delegase en la Comisión de Regulación de Energía y Gas las funciones  presidenciales a las que se refiere el artículo 68, y las disposiciones  concordantes de la Ley 142 de 1994, “por la  cual se establece el régimen de los servicios públicos domiciliarios y se  dictan otras disposiciones”, para que las ejerza en la forma prevista en esta  Ley, en relación con los servicios públicos respectivos.    

(Decreto 2253 de 1994,  artículo 1°)    

Artículo 2.2.3.2.1.3. Eximente de Responsabilidad. La delegación de funciones a que se refiere esta sección  exime de responsabilidad al Presidente de la República, la cual corresponderá  exclusivamente a las Comisiones delegatarias, cuyos actos o resoluciones podrá  siempre reformar o revocar el Presidente, reasumiendo la responsabilidad  consiguiente.    

(Decreto 2253 de 1994,  artículo 2°)    

Artículo 2.2.3.2.1.4. Adicionado por el Decreto 2108 de 2015,  artículo 1º. Adopción de medidas en situaciones extraordinarias. La Comisión de Regulación de  Energía y Gas (CREG), ante la presencia de circunstancias extraordinarias que  afecten o amenacen afectar la prestación del servicio público domiciliario de  energía eléctrica y sus actividades complementarias, adoptará las medidas necesarias  para garantizar la continuidad y confiabilidad en la prestación del servicio  público domiciliario de energía eléctrica y sus actividades complementarias.    

Inciso adicionado por el Decreto 388 de 2016,  artículo 1º. En desarrollo de lo anterior, la CREG podrá ajustar  las fórmulas tarifarias para establecer un esquema diferencial que promueva el  ahorro en el consumo de energía por parte de los usuarios.    

Parágrafo. Las medidas que adopte la Comisión de Regulación de Energía y Gas  (CREG) en desarrollo de lo dispuesto en el presente artículo, tendrán vigencia  hasta por seis (6) meses prorrogables. La Comisión de Regulación de Energía y  Gas (CREG), estará obligada a levantar las medidas adoptadas, una vez se  restablezca la normalidad.    

Artículo  2.2.3.2.1.5 Adicionado por el Decreto 929 de 2023,  artículo 1º. Promoción de la participación ciudadana en los procesos de  regulación y formulación de política pública. De  acuerdo con lo establecido en el artículo 32 de la Ley 489 de 1998, el  Ministerio de Minas y Energía y la Comisión de Regulación de Energía y Gas, desarrollarán  y ejecutarán las acciones necesarias para promover la participación de  asociaciones de usuarios, vocales de control, ligas de usuarios, grupos de  valor y de la ciudadanía en general, en los procesos de regulación y  formulación de política pública del sector.    

SECCIÓN 2    

POLÍTICAS Y DIRECTRICES RELACIONADAS CON EL ASEGURAMIENTO  DE LA COBERTURA DEL SERVICIO DE ELECTRICIDAD    

Artículo 2.2.3.2.2.1. Conformación de Áreas de Distribución. El Ministerio de Minas y Energía conformará Áreas de  Distribución (ADD), sin perjuicio de que en ellas preste el servicio uno o más  Operadores de Red. Para cada ADD, la CREG definirá Cargos por Uso únicos por  Nivel de Tensión de suministro y hora del día. Adicionalmente la CREG podrá  implementar diferentes opciones tarifarias para la remuneración de las redes de  distribución, las cuales serán aplicables a todos los usuarios de cada ADD.    

La conformación de las ADD buscará aproximar, hasta donde  ello sea factible, los Cargos por Uso que enfrenten los usuarios finales del  Sistema Interconectado Nacional.    

La CREG determinará los procedimientos aplicables para  que se realice la asignación y distribución de recursos a que haya lugar entre  los diferentes Operadores de Red, con mecanismos que incentiven la eficiencia  de los OR en cada ADD. De igual manera, para la conformación de las ADD, la  CREG podrá hacer uso de las disposiciones establecidas en el inciso 73.14 del  artículo 73 de la Ley 142.    

(Decreto 388 de 2007, artículo 3° modificado por  el Decreto 2492 de 2014,  artículo 4°)    

Artículo 2.2.3.2.2.2. Políticas para la Remuneración de los Sistemas de Transmisión Regional  (STR) y los Sistemas de Distribución Local (SDL). Para definir la base de las inversiones que será  reconocida por el regulador a los Operadores de Red (OR), para efectos de la  fijación de los cargos por uso, se incluirá la totalidad de la red que se  encuentre en operación a la fecha que establezca la CREG. La CREG podrá  excepcionalmente, reconocer activos por menor valor, si encuentra que no  cumplen con criterios de eficiencia técnica. En estos casos, deberá exponer las  razones para el reconocimiento del menor valor del activo. En todo caso la  remuneración que apruebe la CREG deberá garantizar los requerimientos de  reposición del activo, asegurando la continuidad en la prestación del servicio.  Una vez se reconozca un activo en la base de inversiones, su inclusión se  mantendrá en las revisiones tarifarías sucesivas, en tanto el activo continúe  en servicio. En la definición de la base de las inversiones, la CREG tendrá en  cuenta las disposiciones establecidas en el artículo 2.2.3.2.2.3.6. del  presente decreto. (Modificado por el  artículo 1 Decreto 3451 de 2008).    

(Decreto 388 de 2007,  artículo 4°)    

Artículo 2.2.3.2.2.3. Derogado por el Decreto 1623 de 2015,  artículo 8º. Políticas para la Expansión de los Sistemas de  Transmisión Regional (STR) y los Sistemas de Distribución Local (SDL). Con el  fin de propender por alcanzar la Universalización del Servicio, los Cargos por  Uso Regionales y los Costos Medios de los Operadores de Red deberán considerar  la Base de Inversiones de los Operadores de Red del ADD y los gastos eficientes  de administración, operación y mantenimiento.    

La  CREG definirá la metodología de remuneración para aquellos proyectos de  expansión cuyo costo sea inferior al costo medio vigente aprobado para el  respectivo Sistema. Para los proyectos de expansión restantes se aplicará lo  siguiente:    

Para  la expansión de los STR el Ministerio de Minas y Energía o la entidad que este  delegue podrá realizar convocatorias públicas, teniendo en cuenta los criterios  económicos definidos por la CREG, para la construcción y/o  operación del activo. En este caso la remuneración se determinará según el resultado  de la convocatoria.    

En  caso de no utilizarse convocatorias y durante la vigencia del período  tarifario, en el evento en que entren en operación Unidades Constructivas cuyo  costo de inversión, administración, operación y/o mantenimiento por kWh resulte  superior al Costo Medio vigente aprobado por la CREG para el OR a cuyas redes  se conecte el proyecto, tanto los Cargos por Uso como los Costos Medios del  Operador de Red serán actualizados a más tardar a partir de los tres meses  inmediatamente siguientes a la entrada en operación del activo correspondiente,  considerando la inversión y la demanda asociada al proyecto. Lo anterior  siempre y cuando dichos activos cumplan con los criterios de eficiencia y de  expansión definidos previamente por la CREG y la UPME, teniendo en cuenta las  siguientes consideraciones:    

a) Se  deberá cumplir con los criterios de eficiencia referidos. Para la incorporación  de proyectos en la Base de Inversiones, estos deberán ser aprobados por la  UPME, para lo cual, el OR al que se conectará el proyecto, deberá presentarlo  ante esta entidad previamente a su ejecución.    

b) Los  proyectos de inversión en expansión de cobertura y cuya ejecución sea del  interés del Gobierno Nacional y/o los entes territoriales, deberán ser presentados  a través de los Operadores de Red ante la UPME para su evaluación y concepto.    

c) Para los SOL, el Operador de Red al cual se  conecta un proyecto, sujeto al cumplimiento de los criterios de eficiencia  citados, será el encargado de operario. Si no existe interés por parte del OR  en la construcción de dicho proyecto, el Ministerio de Minas y Energía, o la  entidad que este designe, a través de convocatoria pública podrá adjudicar la  construcción del mismo. (Modificado por el artículo 2° del Decreto 3451 de 2008).    

(Decreto 388 de 2007,  artículo 5°)    

Artículo 2.2.3.2.2.4. Determinación de Áreas de Distribución. El Ministerio de Minas y Energía determinará las Áreas de  Distribución, una vez la Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG defina la  nueva metodología de remuneración de la actividad de distribución incluyendo  las fórmulas de cálculo de los cargos únicos por niveles de tensión y fije el  procedimiento de distribución de los ingresos provenientes del recaudo del  cargo único de los OR que operan en dichas Áreas y determine para los  operadores de Red los cargos por uso.    

Artículo 2.2.3.2.2.5. Derogado por el Decreto 1623 de 2015,  artículo 8º. Cambio de Conexión entre Niveles de Tensión y  Conexión y Acceso a Redes. Con el fin de no afectar las condiciones de  Conexión y Acceso de todos los usuarios que hacen uso del Sistema de  Transmisión Nacional, los Sistemas de Transmisión Regional y/o los Sistemas de  Distribución Local, la CREG definirá las condiciones técnicas objetivas que  deberán cumplirse para que el cambio de conexión de un usuario a un nivel de  tensión superior, sea posible y recomendable.    

(Decreto 388 de 2007,  artículo 6°)    

Artículo 2.2.3.2.2.6. Tratamiento de los activos de distribución financiados a través de  recursos públicos. Los  activos de distribución financiados con recursos provenientes del presupuesto  nacional, territorial o municipal serán operados por el OR al cual se conectan.  De ser necesario, la CREG definirá la remuneración adicional que requiere el OR  para cubrir los gastos de administración, operación y mantenimiento de los  respectivos activos. Estos proyectos deberán cumplir con lo establecido en el  artículo 5° del presente decreto en lo relacionado con criterios de eficiencia  y expansión.    

El valor de la inversión asociada con los activos así  financiados, hará parte de la Base de Inversiones del OR una vez termine su  vida útil normativa, según definición de la CREG. Con este fin, la CREG exigirá  la información a que haya lugar.    

Parágrafo 1°.  En los casos en que el OR realice reposición de Unidades Constructivas asociadas  con estos activos, podrá solicitar la inclusión de dichas Unidades en la Base  de Inversiones, de acuerdo con la regulación vigente. El tratamiento aplicable  a los activos de nivel de tensión 1. será definido por la CREG.    

Parágrafo 2°.  En aquellos casos en los cuales los OR, previa la expedición de este  decreto, hayan recibido recursos de los entes territoriales para financiar  gastos de administración, operación y mantenimiento que vayan a ser remunerados  según lo dispuesto en este artículo, deberán acordar con el ente territorial la  devolución de dichos recursos.    

(Decreto 388 de 2007,  artículo 7º)    

Artículo 2.2.3.2.2.7. Barrios subnormales. Los  municipios son los responsables de la prestación directa del servicio público  de energía eléctrica en los casos previstos en el artículo 6° de la Ley 142 de 1994. En  consecuencia, previa solicitud de la alcaldía respectiva, los Operadores de Red  deberán desarrollar los proyectos relacionados con la normalización del  servicio en estos barrios, siempre que sea técnica, económica y financieramente  factible.    

Si la respectiva alcaldía municipal o distrital, no  manifiesta en forma expresa su solicitud para que el OR proceda a normalizar  las redes de un barrio subnormal, o habiéndolo hecho, no ejecuta las acciones  necesarias para que la normalización sea posible, la alcaldía municipal o  distrital, será el prestador del servicio según lo dispone la ley.    

(Decreto 388 de 2007,  artículo 8º)    

Artículo 2.2.3.2.2.8. Adicionado por el Decreto 1513 de 2016,  artículo 7º. Esquemas diferenciales de  Prestación del Servicio. “El MME podrá  promover, establecer o acordar, de manera directa o a través de sus entidades  adscritas delegadas para ello, esquemas diferenciales de prestación del  servicio público domiciliario de energía eléctrica, para las zonas en las que  se pretenda expandir la cobertura del servicio tanto en el SIN como en las ZNI,  con el fin de reducir los costos en dicha prestación, los cuales podrán cobijar  adicionalmente a los planes, programas y proyectos actualmente en operación.    

Artículo 2.2.3.2.2.9. Adicionado  por el Decreto 929 de 2023,  artículo 2º. Lineamientos para el aseguramiento de la prestación del servicio. En  desarrollo de los principios de eficiencia, continuidad, neutralidad y equidad  consagrados en el artículo 6° de la Ley 143 de 1994, se  deberán implementar medidas para el aseguramiento de la prestación del servicio  bajo condiciones diferenciales, para usuarios en áreas especiales y situaciones  de retiro del mercado de agentes comercializadores. En consecuencia, la CREG en  un término no mayor a 12 meses posteriores a la fecha de entrada en vigencia  del presente artículo deberá reglamentar el esquema de Prestador de Última  Instancia (PUI), conforme al concepto que ha sido definido en la misma  regulación y teniendo en cuenta los siguientes criterios:    

a) Considerar esquemas  competitivos para la selección del PUI.    

b) Considerar de manera  diferencial el riesgo de cartera para agentes que atienden usuarios de áreas  especiales.    

e) Incorporar incentivos que  promuevan la gestión eficiente en la prestación del servicio a los usuarios  atendidos por el PUI.    

Sección 2.1    

Nota: Sección 2.1 adicionada por el Decreto 1645 de 2019,  artículo 1º.    

RÉGIMEN TRANSITORIO ESPECIAL EN MATERIA TARIFARIA PARA LA  PRESTACIÓN DEL SERVICIO PÚBLICO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN LA REGIÓN CARIBE    

Artículo  2.2.3.2.2.1.1. Delegación del  establecimiento de un régimen transitorio especial en materia tarifaria para la  prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica en la costa  Caribe. Deléguese en la  Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), la función de establecer el  régimen transitorio especial en materia tarifaria para asegurar la  sostenibilidad de la prestación eficiente del servicio público domiciliario de  energía eléctrica en la región Caribe, de que trata el artículo 318 de la Ley 1955 de 2019.    

La CREG, para  el ejercicio de la función delegada, deberá seguir los lineamientos dispuestos  por el Gobierno nacional en la presente Sección.    

Parágrafo.  En todo caso, el régimen transitorio especial  de que trata esta Sección, tendrá una duración máxima de hasta cinco (5) años,  contados a partir de la firmeza de la o las resoluciones particulares a través  de las cuales la CREG apruebe cargos tarifarios particulares.    

Artículo  2.2.3.2.2.1.2. Lineamientos de  aplicación transitoria para la definición del régimen tarifario de la actividad  de distribución de energía eléctrica. La metodología y fórmulas transitorias para la actividad  de distribución de energía eléctrica, aplicables al mercado atendido por la  Electrificadora del Caribe S.A. E.S.P. a la fecha de expedición de la Ley 1955 de 2019, tendrán  como base las establecidas en la Resolución CREG 015 de 2018, con las  particularidades que se deriven de los siguientes lineamientos:    

1.  Fecha de corte. Será el 31 de  diciembre del año inmediatamente anterior al de presentación de la solicitud de  aprobación del ingreso por parte de cada uno de los operadores de red bajo este  régimen especial.    

Adicionalmente,  para el cálculo de los indicadores de referencia de calidad media y calidad  mínima garantizada, se utilizará la información del año que finaliza en la  fecha de corte.    

Para el  cálculo de la remuneración del AOM se utilizará la información de AOM  demostrado por Electrificadora del Caribe S.A. E.S.P, de los cinco (5) años  consecutivos anteriores que finalizan en la fecha de corte y, de cualquier  forma, el ingreso anual por concepto de AOM, incluyendo el valor del AOM  destinado a los programas de reducción o mantenimiento de pérdidas, en ningún  caso será inferior al 3% de la base regulatoria de activos del año anterior.    

2.  Pérdidas eficientes. Los  índices de pérdidas eficientes calculados para el mercado atendido por la  Electrificadora del Caribe S.A. E.S.P. a la fecha de expedición de la Ley 1955 de 2019, se  mantendrán igual, independientemente de cuántos operadores atiendan dicho  mercado, o de si el mismo es dividido en dos o más mercados.    

A partir del  sexto año de vigencia de la resolución de carácter particular que apruebe  cargos con base en el régimen transitorio especial, se aplicarán los índices  eficientes de pérdidas técnicas y no técnicas que correspondan a cada uno de  los prestadores que atiendan el mercado atendido por la Electrificadora del  Caribe S.A. E.S.P. a la fecha de expedición de la Ley 1955 de 2019, de  acuerdo con la Resolución CREG 015 de 2018 o aquella que se encuentre vigente  para tal momento.    

3.  Metas de calidad del servicio. Las metas  de calidad media del servicio para cada uno de los operadores que atiendan el  mercado que Electrificadora del Caribe S.A. E.S.P. atiende a la fecha de  expedición de la Ley 1955 de 2019, o  para cada mercado en los que se divida este, tendrán como punto de referencia  inicial el obtenido con base en la fecha de corte definida en la presente  Sección y como punto final el obtenido con base en la Resolución CREG 015 de  2018.    

4.  Vigencia de los ingresos aprobados. Los  ingresos que apruebe la CREG en desarrollo de lo previsto en esta Sección,  estarán vigentes por cinco (5) años a partir de la firmeza de la resolución  particular que los apruebe. Vencido el período de vigencia de los cargos por  uso que apruebe la CREG, estos continuarán rigiendo hasta que la CREG apruebe  los nuevos de acuerdo con la metodología de remuneración de la actividad de  distribución vigente en ese momento.    

Los cargos  e ingresos que le sean aplicables a Electrificadora del Caribe S.A. E.S.P., le  serán aplicables a él o los operadores del mercado que atiende dicha empresa,  hasta tanto sean aprobados los ingresos y cargos que dicho o dichos operadores  le deban presentar a la CREG, siguiendo lo dispuesto en esta Sección y la regulación  que expida dicha Comisión en desarrollo de lo acá dispuesto.    

5.  Tarifas aplicables. El  operador o los operadores que atiendan el mercado de Electrificadora del Caribe  S.A. E.S.P. a la fecha de expedición de la Ley 1955 de 2019,  podrán presentar a la CREG para su aprobación, una opción tarifaria para  permitir aplicación gradual de variaciones de tarifas al usuario final, para lo  cual, en todo caso, se deberá tener en cuenta lo dispuesto por el inciso  segundo del artículo 318 de la Ley 1955 de 2019.    

Artículo  2.2.3.2.2.1.3. Modificado por el Decreto 1231 de 2020,  artículo 1º. Lineamientos de aplicación transitoria para la definición del  régimen tarifario de la actividad de comercialización de energía eléctrica        

1. Respecto del Ministerio de  Minas y Energía, en coordinación con sus entidades adscritas:        

1.1. Con independencia del número  de prestadores del servicio de energía eléctrica, el Ministerio de Minas y  Energía deberá establecer reglas para los cargos de comercialización aplicables  al mercado atendido por la Electrificadora del Caribe S.A. E.S.P. a la fecha de  expedición de la Ley 1955 de 2019, en relación  con los componentes a los que se refiere el siguiente numeral.    

1.2. La Comisión de Regulación de  Energía y Gas (CREG) actualizará los cargos particulares de comercialización en  relación con lo dispuesto en este artículo, considerando las modificaciones que  correspondan en: (i) el costo base de comercialización y; (ii) el cálculo del componente de riesgo de cartera  del costo variable de comercialización, según lo que establezca la resolución  que expida el Ministerio de Minas y Energía respecto de estos dos componentes,  atendiendo a las necesidades que se requieren para viabilizar a futuro,  financiera y operativamente, la prestación del servicio público de energía  eléctrica en la región Caribe en los nuevos mercados de comercialización.    

2. Opción tarifaria. El  Ministerio de Minas y Energía deberá establecer la posibilidad de que el  operador o los operadores que atiendan o entren a atender el mercado de. la  Electrificadora del Caribe S. A. E.S.P., a la fecha de expedición de la Ley 1955 de 2019,  puedan presentar a la Comisión .de Regulación de Energía y Gas (CREG) para su  aprobación, una opción tarifaria para permitir la aplicación gradual de  variaciones de tarifas al usuario final, para lo cual, en todo caso, se deberá  tener en cuenta lo dispuesto por el inciso segundo del artículo 318 de la Ley 1955 de 2019.    

3. Señalamiento de cargos para  los prestadores. Con base en la resolución que expida el Ministerio de Minas y  Energía en desarrollo de lo dispuesto en el presente artículo, la Comisión de  Regulación de Energía y Gas (CREG) deberá actualizar dentro del plazo máximo  que fije dicho ministerio, los cargos particulares en materia de  comercialización para él o los prestadores que atiendan o entren a atender el  mercado de Electrificadora del Caribe S. A. E.S.P., a la fecha de expedición de  la Ley 1955 de 2019, los  cuales deberán corresponder a los cargos de comercialización aplicables al  mercado existente a la fecha de expedición de la Ley 1955 de 2019, con  las modificaciones específicas relativas a los dos factores a los que se  refiere el numeral 1.2. de este artículo.    

4. Vigencia. Sin  perjuicio de lo establecido para efectos del régimen transitorio especial en  materia tarifaria de la actividad de distribución de energía eléctrica por el  parágrafo del artículo 2.2.3.2.2.1.1. del Decreto número  1073 de 2015, los ingresos que actualice la Comisión de Regulación de  Energía y Gas (CREG) en desarrollo de lo previsto en este artículo y en la  resolución que expida el Ministerio de Minas y Energía, estarán vigentes por  cinco (5) años o hasta que se expida una nueva metodología de comercialización,  lo que primero ocurra. En todo caso, los cargos que apruebe la CREG continuarán  rigiendo hasta que esta apruebe los nuevos cargos de acuerdo con la metodología  de remuneración de la actividad de comercialización vigente en ese momento.    

Nota, artículo 2.2.3.2.2.1.3:  Artículo desarrollado por la Resolución 4-0272  de 2020, M. Minas    

Texto  inicial del artículo 2.2.3.2.2.1.3: “Lineamientos de aplicación transitoria para la  definición del régimen tarifario de la actividad de comercialización de energía  eléctrica. Con independencia del número de prestadores del servicio de energía  eléctrica en el mercado atendido por la Electrificadora del Caribe S.A. E.S.P.  a la fecha de expedición de la Ley 1955 de 2019,  los cargos de comercialización aplicables a cada uno de los prestadores serán  los correspondientes a los del mercado existente a la fecha de expedición de  dicha ley.    

Estos cargos se aplicarán hasta que se  aprueben nuevos cargos de comercialización, con base en la metodología que  remplace a la que se encuentra vigente.”.    

Artículo  2.2.3.2.2.1.4. Programa de gestión con  la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios para la prestación del  servicio público domiciliario de energía en la región Caribe. De acuerdo con el numeral 11 del artículo 79 de la Ley 142 de 1994, la  Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios acordará un programa de gestión  con Electrificadora del Caribe S.A. E.S.P. y/o con cualquier sociedad que se  constituya en el marco de una solución empresarial que se adopte para  garantizar la prestación del servicio público de energía en la región Caribe,  con el fin de establecer la posibilidad de adelantar auditorías especiales, en  particular, respecto del cumplimiento de las obligaciones de inversión, mejora  de calidad del servicio y reducción de pérdidas de energía que le corresponden  a él o los operadores.    

Parágrafo.  En desarrollo del programa de gestión del  que trata este artículo, la Superintendencia de Servicios Públicos  Domiciliarios, entre otras, podrá:    

1.  Solicitar información detallada sobre los planes de inversión y avance en  ejecución de inversiones de acuerdo con lo planteado en el programa de gestión.    

2.  Solicitar informes sobre actividades de inversión que tengan la potencialidad  de impactar la prestación del servicio y que no estén expresamente contempladas  en el programa de gestión.    

3.  Solicitar información a terceros sobre los numerales 1 y 2 anteriores para  validar la información suministrada por Electrificadora del Caribe S.A. E.S.P.  o por cualquier sociedad que se constituya en el marco de una solución  empresarial que se adopte para garantizar la prestación del servicio público de  energía en la Costa Atlántica.    

4.  Desarrollar auditorías especiales con el fin de modificar oportunamente lo  necesario en el programa de gestión para asegurar el cumplimiento de las metas  propuestas en el citado plan respecto a la calidad del servicio.    

5. Hacer  un seguimiento anual al cumplimiento del régimen transitorio especial en materia  tarifaria, en términos de, entre otros, la mejora en la prestación del  servicio, la satisfacción al cliente y la realización de inversiones, con el  fin de efectuar las recomendaciones y evaluaciones a que hubiera lugar.    

Artículo  2.2.3.2.2.1.5. Publicidad del proyecto  y participación ciudadana. Para  la expedición del régimen transitorio especial de que trata el artículo 318 de  la Ley 1955 de 2019, el  cual deberá tener como base las condiciones establecidas en la Resolución CREG  015 de 2018, con las particularidades que se deriven de la aplicación de los  lineamientos establecidos en el presente decreto, la CREG deberá observar las  siguientes reglas especiales:    

1.  Publicar en su página web el proyecto de resolución, con una antelación de treinta  (30) días calendario a su expedición. El término para presentar observaciones,  reparos o sugerencias no podrá ser menor a quince (15) días calendario, contado  a partir de la publicación en la página web de la CREG.    

2. Dentro  del término de treinta (30) días calendario de que trata el numeral anterior,  la CREG organizará mínimo una (1) consulta pública en la región Caribe para  efectos de socializar el proyecto de régimen transitorio especial.    

Parágrafo.  Las reglas de publicidad para proyectos de  resolución de carácter general dispuestas en los artículos 2.2.13.1.1 y  siguientes del Título 13, Parte 2, Libro 2 del Decreto 1078 de 2015,  se continuarán aplicando, siempre y cuando no pugnen con las reglas especiales  previstas en el presente artículo.    

SECCIÓN 3    

PROCEDIMIENTO PARA LA CONTRATACIÓN DE ÁREAS DE SERVICIO  EXCLUSIVO PARA LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO PÚBLICO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN LAS  ZONAS NO INTERCONECTADAS    

Artículo 2.2.3.2.3.1. Proceso de selección. Para  efectuar la selección del contratista, el Ministerio de Minas y Energía dará  aplicación al procedimiento establecido en el Capítulo 4. Distribución del  Título de Gas Natural. Los demás aspectos para el establecimiento de cada área  de servicio exclusivo de energía eléctrica en las Zonas No Interconectadas,  serán establecidos por el Ministerio de Minas y Energía.    

(Decreto 2220 de 2008,  artículo 1°)    

Artículo 2.2.3.2.3.2. Asunción de competencias. Una vez el Ministerio de Minas y Energía obtenga el  pronunciamiento favorable de la Comisión de Regulación de Energía y Gas,  asumirá las competencias a que aluden los artículos 5o y 7o de la Ley 142 de 1994 y 57  de la Ley 143 de 1994, para  asignar la prestación de todas las actividades involucradas en el servicio público  de energía eléctrica en las Zonas No Interconectadas.    

(Decreto 2220 de 2008,  artículo 2°)    

Artículo 2.2.3.2.3.3. Lineamientos tendientes a promover la gestión eficiente de la energía. La Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, deberá  incluir en el diseño de los cargos que remuneran las actividades de transmisión  y distribución, tarifas horarias y/o canasta de tarifas de forma tal que  permitan incentivar económicamente el uso más eficiente de la infraestructura y  la Reducción de costos de prestación del servicio.    

De igual forma, la Comisión de Regulación de Energía y  Gas, CREG, deberá diseñar mecanismos en la fórmula tarifaria que permitan que  al usuario final lleguen señales horarias.    

Parágrafo. Las  tarifas horarias y demás opciones tarifarias solo aplicarán a los usuarios que  cuenten con el equipo de medida necesario para su implementación.    

(Decreto 2492 de 2014,  artículo 1°)    

Artículo 2.2.3.2.3.4. Planes de Expansión. En  la elaboración del Plan Energético Nacional, el Plan de Expansión de Referencia  y el Plan Indicativo de Expansión de Cobertura de Energía Eléctrica, la Unidad  de Planeación Minero Energética, UPME, deberá considerar criterios de respuesta  de la demanda.    

(Decreto 2492 de 2014,  artículo 2°)    

Artículo  2.2.3.2.3.5. Modificado por el Decreto 929 de 2023,  artículo 3º. Participación en el Mercado Mayorista. La  CREG diseñará los mecanismos necesarios para que los usuarios y los agregadores  de demanda puedan ofertar reducciones, desconexiones de demanda u otros  esquemas de participación en el Mercado de Energía Mayorista con el objetivo de  dar confiabilidad al Sistema Interconectado Nacional, respaldar Obligaciones de  Energía Firme, reducir los precios en la Bolsa de Energía o aliviar los costos  de las restricciones.    

La remuneración de esta  participación deberá realizarse cumpliendo con el criterio de eficiencia  económica.    

Parágrafo 1°. La  CREG, en un plazo no mayor a 3 meses contados a partir de la entrada en  vigencia de la modificación al presente artículo, desarrollará estos mecanismos  en línea con los lineamientos previstos para los recursos energéticos  distribuidos (DER) previstos en la Resolución 40283 de 2022 o aquellos que la  complementen, modifiquen o sustituyan.    

Parágrafo 2°. En atención a lo previsto en el  artículo 2.2.3.2.1.4 del Decreto Único Reglamentario del Sector Minas y  Energía, la CREG conforme a los análisis que realice podrá incorporar los  mecanismos de participación en el mercado mayorista de los que trata el  presente artículo y ajustar las fórmulas tarifarias para establecer esquemas  diferenciales que remuneren su participación.    

Texto inicial del artículo 2.2.3.2.3.5: Participación en el Mercado Mayorista. La  CREG diseñará los mecanismos necesarios para que los usuarios, voluntariamente,  puedan ofertar reducciones o desconexiones de demanda en el mercado mayorista  con el objetivo de dar confiabilidad al Sistema Interconectado Nacional,  respaldar Obligaciones de Energía Firme, reducir los precios en la Bolsa de  Energía y los costos de restricciones.    

La  remuneración de los agentes que reduzcan o desconecten su demanda deberá  cumplir el criterio de eficiencia económica.    

Parágrafo  1°. La CREG adoptará dicho mecanismo en un plazo de doce (12) meses contados a  partir del 3 de diciembre de 2014.    

Parágrafo  2°. La CREG establecerá las condiciones necesarias para que los usuarios  participen en este esquema.    

(Decreto 2492 de 2014,  artículo 3°)    

SECCIÓN 4    

LINEAMIENTOS DE POLÍTICA ENERGÉTICA EN MATERIA DE ENTREGA  DE EXCEDENTES DE AUTOGENERACIÓN    

Artículo 2.2.3.2.4.1. Simetría en las condiciones de participación en el mercado mayorista  entre los generadores y autogeneradores a gran  escala. Al expedir la  regulación para la entrega de excedentes de los autogeneradores,  la CREG tendrá en cuenta que estos tengan las mismas aplicables a una planta de  generación con condiciones similares en cuanto a la cantidad de energía que  entrega a la red. Esto incluye los derechos, costos y responsabilidades  asignados en el reglamento de operación, reportes de información, condiciones de  participación en el mercado mayorista, en el despacho central y en el esquema  de Cargo por Confiabilidad, entre otros.    

(Decreto 2469 de 2014,  artículo 1°)    

Artículo 2.2.3.2.4.2. Contrato de respaldo. Los  autogeneradores a gran escala estarán obligados a  suscribir un contrato de respaldo con el operador de red o transportador al  cual se conecten. Los operadores de red o transportadores según sea el caso,  diseñarán estos contratos, los cuales serán estándar y deberán estar publicados  en las páginas web de la respectiva empresa.    

La CREG dará los lineamientos y contenido mínimo de estos  contratos y establecerá la metodología para calcular los valores máximos  permitidos en metodologías tarifarias para remunerar la actividad de  distribución y transmisión.    

(Decreto 2469 de 2014,  artículo 2°)    

Artículo 2.2.3.2.4.3. Límite mínimo de la autogeneración a gran escala. La UPME establecerá, en un período de seis (6) meses,  el límite máximo de potencia de la autogeneración a pequeña escala, el cual se  podrá actualizar si las variables que se tuvieran en cuenta para su  determinación cambian significativamente. Este tendrá en cuenta criterios  técnicos y económicos y no podrá ser superior al límite mínimo de potencia  establecido por regulación para que una planta de generación pueda ser  despachada centralmente.    

Parágrafo Transitorio: Hasta tanto la UPME no determine este valor y se expida  por el Ministerio de Minas y Energía la política aplicable para la  autogeneración a pequeña escala, así como por la CREG la reglamentación  correspondiente, todos los autogeneradores serán  considerados como autogenerador a gran escala.    

(Decreto 2469 de 2014,  artículo 3°)    

Artículo 2.2.3.2.4.4. Parámetros  para ser considerado autogenerador. El autogenerador de energía eléctrica deberá cumplir cada uno  de los siguientes parámetros:    

1. La energía eléctrica producida por la persona natural  o jurídica se entrega para su propio consumo, sin necesidad de utilizar activos  de uso del Sistema de Transmisión Nacional y/o sistemas de distribución.    

2. La cantidad de energía sobrante o excedente puede ser  superior en cualquier porcentaje al valor de su consumo propio.    

3. El autogenerador deberá  someterse a las regulaciones establecidas por la CREG para la entrega de los  excedentes de energía a la red. Para lo anterior el autogenerador  a gran escala deberá ser representado ante el mercado mayorista por un agente  comercializador o por un agente generador.    

4. Los activos de generación pueden ser de propiedad de  la persona natural o jurídica o de terceros y la operación de dichos activos  puede ser desarrollada por la misma persona natural o jurídica o por terceros.    

(Decreto 2469 de 2014,  artículo 4°)    

SECCIÓN 4A    

Nota: Sección 4A adicionada por el Decreto 348 de 2017,  artículo 1º.    

LINEAMIENTOS DE POLÍTICA  ENERGÉTICA EN MATERIA DE GESTIÓN EFICIENTE DE LA ENERGÍA Y ENTREGA DE  EXCEDENTES DE AUTOGENERACIÓN A PEQUEÑA ESCALA    

Artículo 2.2.3.2.4.5. Ámbito de  aplicación. Esta sección aplica al  Sistema Energético Nacional y a las áreas de servicio exclusivo. Para las áreas  de servicio exclusivo que se encuentren constituidas, será aplicable cuando las  partes lo acuerden expresamente.    

Artículo 2.2.3.2.4.6. Gestión eficiente de la energía. Con el fin de promover la  gestión eficiente de la energía, el Ministerio de Minas y Energía establecerá e  implementará los lineamientos de política energética en materia de sistemas de  medición así como la gradualidad con la que se deberán poner en funcionamiento;  todo lo cual se llevará a cabo con fundamento en los estudios técnicos que sus  entidades adscritas elaboren.    

Artículo 2.2.3.2.4.7. Parámetros para ser considerado autogenerador a pequeña escala. El autogenerador  de energía eléctrica a pequeña escala deberá cumplir con los siguientes  parámetros:    

1. La potencia instalada debe ser igual o inferior al límite máximo  determinado por la UPME para la autogeneración a pequeña escala.    

2. La energía eléctrica producida por la persona natural o jurídica se  entrega para su propio consumo, sin necesidad de utilizar activos de uso del  Sistema de Transmisión Regional y/o Sistemas de Distribución Local.    

3. La cantidad de energía sobrante o excedente podrá ser cualquier  porcentaje del valor de su consumo propio.    

4. Los activos de generación pueden ser de propiedad de la persona  natural o jurídica o de terceros y la operación de dichos activos puede ser  desarrollada por los propietarios o por terceros.    

Artículo 2.2.3.2.4.8. Condiciones para la conexión y entrega de excedentes de autogeneradores a pequeña escala. La CREG debe  establecer un trámite simplificado para la conexión y entrega de excedentes de  los autogeneradores a pequeña escala al Sistema de  Transmisión Regional o al Sistema de Distribución Local, el cual se expedirá  conforme a los principios establecidos en las Leyes 142 y 143 de 1994 y  los lineamientos de política energética adoptados por el Ministerio de Minas y  Energía para tal fin, conteniendo, entre otros aspectos:    

i) Los tiempos máximos que deberá cumplir tanto el autogenerador  como el operador de red en las diferentes etapas del proceso de conexión para  la entrega de excedentes.    

ii) Los requisitos técnicos  mínimos necesarios para salvaguardar la correcta operación de la red. Lo  anterior, sin detrimento del cumplimiento de lo establecido en el Reglamento  Técnico de Instalaciones Eléctricas (RETIE).    

Parágrafo. Los Operadores de Red solo podrán negar la conexión de autogeneradores a pequeña escala por razones de carácter  técnico debidamente sustentadas.    

Artículo 2.2.3.2.4.8. Contrato de respaldo. Los autogeneradores  a pequeña escala con capacidad instalada menor o igual a 0,1 MW (100 kW) no  tienen la obligación de suscribir un contrato de respaldo de disponibilidad de  capacidad de red.    

Artículo 2.2.3.2.4.9. Modificado por el Decreto 929 de 2023,  artículo 4º. Remuneración de excedentes de energía. La CREG definirá el  mecanismo de remuneración de los excedentes de autogeneración a pequeña escala  y el responsable de su liquidación y medición. Dicho mecanismo  deberá: i) facilitar la liquidación periódica de los excedentes de energía y  definir las condiciones para que los saldos monetarios a favor del autogenerador sean remunerados de  forma expedita y ii) tener  en cuenta las características técnicas de la medida y la capacidad instalada  del usuario.    

Los esquemas de generación que  utilicen Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER), en áreas  especiales, y que tengan como objetivo la reducción de pérdidas, serán  considerados como Autogeneración a Pequeña Escala (AGPE), para efectos de la  liquidación de los excedentes de energía. Dichos excedentes serán descontados  de la facturación del área especial.    

En estos casos la capacidad  instalada podrá ser mayor a 5MW, siempre y cuando exista capacidad para  conexión al respectivo circuito. La representación del AGPE la hará el  comercializador.    

Parágrafo 1°. Para el  caso de los AGPE que utilicen Fuentes No Convencionales de Energía Renovable  (FNCER), los excedentes que entreguen a la red de distribución se reconocerán  mediante un esquema de medición bidireccional, como créditos de energía, según  las normas que la CREG establezca para tal fin, en aplicación de lo dispuesto  en el artículo 2.2.3.2.4.8 de este decreto.    

Parágrafo 2°. Los usuarios  que cuenten con sistemas de autogeneración a pequeña escala a partir de FNCER  están exentos del cobro de energía reactiva.    

Texto inicial del artículo 2.2.3.2.4.9: Remuneración de excedentes de energía. La CREG definirá el mecanismo de remuneración de  los excedentes de autogeneración a pequeña escala y el responsable de su  liquidación y medición. Dicho mecanismo deberá: i) facilitar la liquidación  periódica de los excedentes de energía y definir las condiciones para que los  saldos monetarios a favor del autogenerador sean  remunerados de forma expedita y ii) tener en cuenta  las características técnicas de la medida y la capacidad instalada del usuario.    

Parágrafo. Para el caso de los autogeneradores  a pequeña escala que utilicen Fuentes No Convencionales de Energía Renovable  (FNCER) los excedentes que entreguen a la red de distribución se reconocerán  mediante un esquema de medición bidireccional, como créditos de energía, según  las normas que la CREG establezca para tal fin en aplicación de lo dispuesto en  el artículo 2.2.3.2.4.8 de este decreto.    

Parágrafo  transitorio. Hasta tanto se regule lo dispuesto en este  artículo se aplicarán las reglas vigentes para la entrega de excedentes de  autogeneración a gran escala.    

Artículo 2.2.3.2.4.10. Reportes de información a la UPME. En cumplimiento del artículo  45 de la Ley 1715 de 2014, la  UPME establecerá los términos y condiciones para el reporte de la capacidad  instalada y producción de energía por parte de los autogeneradores  a pequeña y gran escala.    

SECCIÓN 5    

POLÍTICAS GENERALES EN RELACIÓN CON LA ACTIVIDAD DE  COMERCIALIZACIÓN DEL SERVICIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA    

Artículo 2.2.3.2.5.1. Políticas para el desarrollo de la Actividad de Comercialización  Minorista. Con el fin de asegurar  que los beneficios derivados de la competencia se extiendan a todos los  usuarios del servicio de energía eléctrica, la CREG deberá adoptar normas que  garanticen el tratamiento simétrico en la asignación de derechos y obligaciones  entre los agentes Comercializadores Minoristas que operan en el Sistema  Interconectado Nacional.    

En desarrollo de lo anterior, la CREG aplicará los  siguientes criterios:    

a) Se reconocerá el costo de la energía  adquirida por los Comercializadores Minoristas que atienden Usuarios Regulados.  Dicha energía deberá ser adquirida a través de los mecanismos de mercado  establecidos por la CREG;    

b) La regulación creará los mecanismos para incentivar la  implantación de planes de reducción de pérdidas de energía eléctrica de corto, mediano  y largo plazo para llegar a niveles eficientes en cada Mercado de  Comercialización;    

c) El Operador de Red será el responsable por la gestión  integral de las pérdidas de energía en el Mercado de Comercialización asociado  a sus redes;    

d) La CREG le reconocerá al OR el costo eficiente del  plan de reducción de Pérdidas No Técnicas, el cual será trasladado a todos los  Usuarios Regulados y No Regulados conectados al respectivo Mercado;    

e) Todos los Comercializadores Minoristas que participen  en un Mercado de Comercialización tendrán la obligación de suministrar la  información pertinente sobre consumo y medición para el logro de los objetivos  planteados en el presente artículo.    

Parágrafo. Los  planes de reducción de pérdidas ordenados por los literales b), c) y d) del  presente artículo entrarán en aplicación una vez entren en vigencia los cargos  de distribución aprobados mediante la metodología de remuneración de la  actividad de distribución que reemplace la establecida en la Resolución CREG  097 de 2008.    

Artículo  2.2.3.2.5.2. Modificado por el Decreto 929 de 2023,  artículo 5º. Adecuación de los mecanismos de medición a los usuarios  residenciales, industriales y comerciales. La CREG analizará la  factibilidad y la conveniencia de flexibilizar los requisitos de medida de los  consumos de los usuarios.    

En el marco de lo anterior, en  el caso de los sistemas de medida que registren energía activa y reactiva, la  CREG deberá actualizar la regulación vigente frente a su cobro con el fin de  evitar lesiones injustas a los usuarios. Para ello deberá revisar, entre otros,  el cobro asimétrico de energía reactiva capacitiva e inductiva y las  penalizaciones por flujo reincidente de energía reactiva.    

Texto inicial del artículo 2.2.3.2.5.2: Adecuación de los mecanismos de medición a los  usuarios residenciales industriales y comerciales regulados. La  CREG analizará la factibilidad y la conveniencia de flexibilizar los requisitos  de medida de los consumos de los Usuarios Regulados.    

(Decreto 387 de 2007  artículo 4°)    

Artículo  2.2.3.2.5.3. Modificado por el Decreto 929 de 2023,  artículo 6º. Compras de Energía para el Mercado Regulado. La CREG  regulará el marco aplicable a las compras de energía con destino al Mercado  Regulado, con el objeto de que todos los usuarios obtengan los beneficios de la  competencia en el Mercado Mayorista de Energía y disminuya su exposición a los  precios de la bolsa.    

En todo caso, para los  mecanismos de compras de energía mediante convocatorias públicas, la regulación  deberá atender las siguientes directrices:    

a) Propiciar la participación  de los agentes generadores en las convocatorias públicas de compra de energía  que realicen los agentes comercializadores para la atención de la demanda  regulada.    

b) Promover el tratamiento  equitativo entre agentes integrados y no integrados, de manera que mantengan  las mismas condiciones de participación en las convocatorias.    

c) Velar por la celeridad en  los procesos de convocatorias públicas. Para lo cual, entre otras medidas, deberán  ajustar los plazos vigentes en el mecanismo de convocatorias de la Resolución  CREG 130 de 2019.    

Parágrafo 1°. Dentro  de los 2 meses posteriores a la fecha de entrada en vigencia de la modificación  al presente artículo, la CREG deberá ajustar la regulación existente con el fin  de incorporar los criterios aquí mencionados.    

Parágrafo 2°. Frente  a pronósticos de hidrología crítica y de acuerdo con los lineamientos que  defina la CREG, los agentes que tengan demanda regulada expuesta a la bolsa  deberán acoger las convocatorias públicas para la compra de energía.    

Texto inicial del artículo 2.2.3.2.5.3: Compras de Energía  para el Mercado Regulado. La CREG regulará el nuevo marco aplicable a  las compras de electricidad con destino al Mercado Regulado con el objeto de  que todos los usuarios obtengan los beneficios de la competencia en el Mercado  Mayorista de Energía.    

(Decreto 387 de 2007  artículo 5°)    

SECCIÓN 6    

DE LOS SUBSIDIOS Y CONTRIBUCIONES    

Artículo 2.2.3.2.6.1. Giros. El  Ministerio de Minas y Energía con cargo a los recursos disponibles apropiados  para el pago de los subsidios a los servicios públicos de energía eléctrica y  gas, podrá efectuar giros y/o pagos parciales con base en los valores históricos  reportados por los prestadores del servicio y correspondientes al trimestre  anterior en firme. Para estos efectos, los giros y/o pagos parciales en ningún  caso podrán superar el ochenta (80%) del valor reportado en el trimestre  anterior en firme. No obstante, el primer giro o pago que se realice en cada  periodo podrá ser cómo máximo por una suma equivalente al cincuenta por ciento  (50%) del valor reportado en el trimestre anterior en firme.    

(Decreto 731 de 2014  artículo 1°)    

Artículo 2.2.3.2.6.2. Procedimiento. Para los  efectos de lo establecido en el artículo anterior y en lo que fuere aplicable,  los prestadores del servicio de energía eléctrica y gas darán cumplimiento a lo  señalado en el artículo 2.2.3.2.6.1.4. del Título de Energía Eléctrica del  presente decreto.    

(Decreto 731 de 2014  artículo 2°)    

Artículo 2.2.3.2.6.3. Tarifas. La  Comisión de Regulación de Energía y Gas reconocerá, mediante los mecanismos que  estime pertinentes, en las tarifas resultantes de los procesos de revisión  tarifaria de que trata el artículo 126 de la Ley 142 de 1994, los  efectos económicos causados a partir de la fecha de la respectiva petición de revisión,  siempre que sean derivados de las características especiales de prestación del  servicio público domiciliario de energía eléctrica o de gas de cada región y  que hayan sido reconocidas por la misma Comisión.    

(Decreto 3860 de 2005  artículo 1°)    

Artículo 2.2.3.2.6.4. Gradualidad de la Tarifa. Para evitar el inmediato y directo impacto en las  tarifas, el efecto tarifario que resulte de la aplicación del artículo anterior  se realizará en forma gradual, comenzando a partir del primer día calendario  que corresponda al mes inmediatamente siguiente a aquel en que quede en firme  la resolución que modifique las tarifas y hasta la fecha de vencimiento del  período de vigencia de las fórmulas tarifarias o el momento que determine la  propia Comisión.    

(Decreto 3860 de 2005  artículo 2°)    

SUBSECCIÓN 6.1    

LIQUIDACIÓN, COBRO, RECAUDO Y MANEJO DE LAS CONTRIBUCIONES  DE SOLIDARIDAD Y DE LOS SUBSIDIOS EN MATERIA DE SERVICIOS PÚBLICOS DE ENERGÍA  ELÉCTRICA Y GAS COMBUSTIBLE DISTRIBUIDO POR RED FÍSICA    

Artículo 2.2.3.2.6.1.1. Naturaleza  del Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos para los  servicios de energía eléctrica y gas combustible distribuido por red física. El  Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos de la Nación –  Ministerio de Minas y Energía, de que trata el artículo 89.3 de la Ley 142 de 1994 y el  artículo 4° de la Ley 632 de 2000 es un  fondo cuenta especial de manejo de recursos públicos, sin personería jurídica,  sujeto a las normas y procedimientos establecidos en la Constitución Nacional,  el Estatuto Orgánico del Presupuesto General de la Nación y las demás normas  legales vigentes; cuenta en la cual se incorporarán en forma separada y  claramente identificable para cada uno de los servicios públicos domiciliarios  de energía eléctrica y gas combustible distribuido por red física, los recursos  provenientes de los excedentes de la contribución de solidaridad una vez se  apliquen para el pago de la totalidad de los subsidios requeridos en las  respectivas zonas territoriales.    

(Decreto 847 de 2001,  artículo 2°)    

Artículo 2.2.3.2.6.1.2. Funciones del Ministerio de Minas y Energía en relación con el Fondo de  Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos. Corresponde al Ministerio de Minas y Energía en relación  con el Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos, además  de desarrollar las funciones establecidas en las leyes, las siguientes:    

1. Presentar el anteproyecto de presupuesto relacionado  con los montos de los recursos que se asignarán para el pago de subsidios con  cargo al Presupuesto General de la Nación y con recursos del Fondo.    

2. Determinar el monto de las contribuciones facturadas y  los subsidios aplicados que se reconocerán trimestralmente a las empresas que los  facturen, en el proceso de conciliación de subsidios y contribuciones de  solidaridad.    

3. Administrar y distribuir los recursos del Fondo de  Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos y/o del Presupuesto  Nacional, de conformidad con las leyes vigentes.    

(Decreto 847 de 2001,  artículo 3°)    

Artículo 2.2.3.2.6.1.3. Contabilidad interna. Las  entidades prestadoras de los servicios públicos domiciliarios deberán, en  contabilidad separada, llevar las cuentas detalladas de los subsidios y las  contribuciones de solidaridad facturadas y de las rentas recibidas por concepto  de contribución o por transferencias de otras entidades para sufragar  subsidios, así como de su aplicación.    

Cuando una misma empresa de servicios públicos tenga por  objeto la prestación de dos o más servicios públicos domiciliados, las cuentas  de que trata el presente artículo deberán llevarse de manera independiente para  cada u no de los servicios que presten y los recursos no podrán destinarse para  otorgar subsidios a usuarios de un servicio público diferente de aquel del cual  se percibió la respectiva contribución.    

(Decreto 847 de 2001,  artículo 4°)    

Artículo 2.2.3.2.6.1.4. Procedimiento interno. Las entidades prestadoras de servicios públicos,  efectuarán y enviarán trimestralmente al Ministerio de Minas y Energía, la  conciliación de sus cuentas de subsidios y contribuciones de solidaridad, de  conformidad con lo dispuesto en este artículo y la metodología establecida por  el Ministerio de Minas y Energía. (modificado  por el artículo 2° Decreto 201 de 2004).    

a) Liquidación, reportes y validación. Los comercializadores, autogeneradores  y transportadores de energía eléctrica y de gas combustible distribuido por red  física, efectuarán liquidación trimestral de subsidios y contribuciones por  mercado de comercialización, según definiciones de Mercado de Comercialización  para el servicio público de electricidad, Mercado de Comercialización para el  servicio público de gas combustible distribuido por red física y Mercado de Comercialización  en las Zonas no Interconectadas del presente decreto, con corte al último día  de cada trimestre calendario, teniendo en cuenta los subsidios otorgados, las  contribuciones facturadas, los giros recibidos de los comercializadores no  incumbentes, incluyendo los rendimientos o intereses de mora, las  transferencias del Presupuesto de la Nación y/o Entidades Territoriales por  pagos por menores tarifas y los giros del Fondo de Solidaridad para Subsidios y  Redistribución de Ingresos.    

Los comercializadores, autogeneradores  y transportadores de energía eléctrica y de gas combustible distribuido por red  física, deberán reportar al Fondo de Solidaridad – Ministerio de Minas y  Energía, la conciliación trimestral de sus cuentas de subsidios y contribuciones,  dentro de treinta (30) días calendario siguientes al cierre del respectivo  trimestre, de conformidad con la metodología establecida por este Ministerio,  anexando todos la información soporte requerida, para su validación.    

El Ministerio emitirá su validación mediante comunicación  escrita en el evento de no encontrar ninguna objeción. En caso contrario, los  comercializadores podrán justificar las diferencias remitiendo al Ministerio la  información aclaratoria dentro del mes siguiente a la fecha en la que reciba la  comunicación escrita sobre el particular. Si transcurrido este plazo el Fondo  de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos no recibe las  aclaraciones que justifiquen la diferencia, la validación final se hará con  base en la validación inicial realizada por el Ministerio de Minas y Energía,  la cual quedará en firme. Este Ministerio se reserva el derecho de efectuar las  auditorías respectivas cuando lo estime necesario.    

En el caso de empresas que presenten un mayor superávit  con la validación final, la diferencia entre el valor validado por el  Ministerio de Minas y Energía y el reportado por la empresa deberá ser girada,  junto con sus rendimientos, calculados de acuerdo con la tasa de corrección  monetaria a partir del día siguiente del cierre del trimestre calendario  respectivo, al comercializador incumbente o al Fondo de Solidaridad para  Subsidios y Redistribución de Ingresos, según sea el caso, de acuerdo con las  instrucciones establecidas por el Ministerio de Minas y Energía.    

b) Giros. Los  comercializadores de energía eléctrica y de gas combustible distribuido por red  física, que al efectuar la liquidación trimestral por mercado de  comercialización, presenten superávit, lo girarán de la siguiente manera:    

i) Los  comercializadores no incumbentes por mercado de comercialización, girarán al  comercializador incumbente el respectivo superávit, dentro de los cuarenta y  cinco (45) días calendario siguientes al cierre del trimestre respectivo.    

ii) Los  comercializadores incumbentes girarán al Fondo de Solidaridad para Subsidios y  Redistribución de Ingresos dentro de los cuarenta y cinco (45) días calendario  siguientes al cierre del trimestre respectivo.    

iii) Los  comercializadores no incumbentes que facturen contribuciones y no atiendan  usuarios subsidiados deberán girar dicha contribución, dentro de los veinte  (20) días calendario siguientes a la fecha de facturación, al comercializador  incumbente por mercado de comercialización en el cual se encuentren los  usuarios aportantes.    

Parágrafo 1°. En caso de presentarse algún conflicto, el  Ministerio de Minas y Energía, definirá los criterios para hacer la  transferencia de los excedentes de las contribuciones de solidaridad y para la  realización de los giros declarados no es necesario que medie comunicación  alguna.    

Parágrafo  2°. El  incumplimiento de envío de la información dentro del plazo establecido de la liquidación  trimestral, será reportado por el Fondo de Solidaridad para Subsidios y  Redistribución de Ingresos a la Superintendencia de Servicios Públicos  Domiciliarios para lo pertinente a su función de vigilancia y control.    

Parágrafo 3°. Los recursos que por mandato de la ley son  propiedad del Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos,  deberán ser consignados en los plazos y cuentas definidos por el Ministerio de  Minas y Energía o por quien este designe como administrador del Fondo. Dichas  cuentas deberán contar con la aprobación de la Dirección del Tesoro Nacional  del Ministerio de Hacienda y Crédito Público.    

Parágrafo 4°. Excepto para el inciso iii)  del literal b) del presente artículo, la totalidad de los rendimientos financieros  generados por los superávit declarados, deberán ser girados a las empresas  incumbentes o al Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de  Ingresos, calculados de acuerdo con la tasa de corrección monetaria a partir  del día siguiente del cierre del trimestre calendario respectivo.    

Se causarán intereses moratorios de la legislación  tributaria cuando los comercializadores, autogeneradores  o transportadores de energía eléctrica y de gas combustible distribuido por red  física, no hayan realizado los giros al comercializador incumbente o al Fondo  de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos después de  transcurridos los plazos establecidos en el literal b) de este artículo, para  cada uno de los casos.    

Parágrafo 5°. Conforme a lo previsto en el numeral 89.6 del  artículo 89 de la Ley 142 de 1994, los  incumplimientos derivados del recaudo de los recursos legalmente asignados al  Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos serán  sancionados, en lo pertinente, en los términos previstos en el Título III  “Sanciones” del Libro Quinto del Decreto 624 de 1989,  por el cual se expide el Estatuto Tributario de los impuestos administrados por  la Dirección General de Impuestos Nacionales.    

(Decreto 847 de 2001,  artículo 5°, modificado por el artículo 2° Decreto 201 de 2004  y por el artículo 1º, Decreto 4272 de 2004)    

Artículo 2.2.3.2.6.1.5. Sujetos responsables de la  facturación y recaudo de la contribución de solidaridad. Son responsables de la facturación y  recaudo de la contribución de solidaridad, las siguientes personas:    

1. Las empresas prestadoras de los servicios públicos de  energía eléctrica y gas combustible distribuido por red física.    

2. Las personas autorizadas conforme a la ley y a la  regulación para comercializar energía eléctrica o gas combustible distribuido  por red física.    

3. Las personas que generen su propia energía, la  enajenen a terceros y tengan una capacidad instalada superior a los 25.000  kilovatios, de acuerdo con lo dispuesto por el artículo 89.4 de la Ley 142 de 1994.    

4. Las personas que suministren o comercialicen gas  combustible por red física con terceros en forma independiente, de acuerdo con  lo dispuesto por el artículo 89.5 de la Ley 142 de 1994.    

Parágrafo 1°. Las personas de que trata este artículo deberán  transferir los superávits del valor de la contribución con sujeción a las  instrucciones que para el efecto le indique el Ministerio de Minas y Energía –  Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos.    

Parágrafo 2°. Las personas que de acuerdo con el presente  artículo recauden contribuciones de solidaridad, deberán hacer devoluciones a  los usuarios de sumas cobradas por tal concepto, cuando estos demuestren que  tienen derecho a ello, según la ley, utilizando para ello el mecanismo que para  tal fin prevé el artículo 154 de la Ley 142 de 1994 y  harán los débitos correspondientes.    

(Decreto 847 de 2001,  artículo 6°)    

Artículo 2.2.3.2.6.1.6. Factor con el cual se determina  la contribución de solidaridad. Los límites de la contribución de solidaridad en  electricidad y gas combustible distribuido por red física, serán los fijados  por la ley. Dentro de estos límites y de acuerdo con las necesidades de  subsidio, la Comisión de Regulación de Energía y Gas por resolución podrá  variar la contribución de solidaridad.    

Parágrafo. La contribución de solidaridad de energía eléctrica a que  están sujetas las entidades prestadoras de los servicios públicos domiciliarios  de acueducto y alcantarillado, por consumo de energía eléctrica que sea  utilizado específicamente en las actividades operativas inherentes a la propia  prestación del servicio público a su cargo, se aplicará en forma gradual, de  manera que dichas empresas pagarán, a partir de la entrada en vigencia del  presente decreto, el 80% del total de la contribución para el año 2004, el 70%  para el año 2005, el 60% para el año 2006 y el 50% para el año 2007 en  adelante.    

Las empresas de acueducto y alcantarillado deberán  solicitar y facilitar las condiciones necesarias a la empresa que preste el  respectivo servicio público de energía para separar los consumos. Al  facturarles se distinguirán de los demás consumos, aquellos utilizados  específicamente en las actividades operativas inherentes a la propia prestación  del servicio público a su cargo. (Adicionado por el artículo 1° del Decreto 2287 de 2004)    

(Decreto 847 de 2001,  artículo 7°)    

Artículo 2.2.3.2.6.1.7. Responsabilidad de los  prestadores de servicios públicos. Todo recaudador de contribuciones de solidaridad será  patrimonialmente responsable y deberá efectuar el traslado oportuno de las  sumas facturadas.    

Es deber de los recaudadores de la contribución de  solidaridad, informar trimestralmente al Ministerio de Minas y Energía- Fondo  de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos, acerca de los  valores facturados y recaudados de la contribución de solidaridad, así como de  los valores que, de acuerdo con lo dispuesto en las normas presupuestales y en  las Leyes 142 y 143 de 1994, y 286 de  1996, asignen los prestadores del servicio.    

Los montos facturados de la contribución de solidaridad  que se apliquen al pago de subsidios y no puedan ser recaudados, podrán ser  conciliados contra nuevas contribuciones seis (6) meses después de facturadas.  Si posteriormente se produce su recaudo, deberán contabilizarse como nueva  contribución.    

(Decreto 847 de 2001,  artículo 8°)    

Artículo 2.2.3.2.6.1.8. Criterios de asignación. El Ministerio de Minas y Energía  definirá los criterios con los cuales el Gobierno Nacional asignará los  recursos del presupuesto nacional y del Fondo de Solidaridad destinados a  sufragar los subsidios, teniendo en cuenta que también los Municipios,  Departamentos y Distritos podrán incluir apropiaciones presupuestales para este  fin. Al definir los criterios de asignación, siempre se deberá tener en cuenta  preferentemente, a los usuarios que residan en aquellos municipios que tengan  menor capacidad para otorgar subsidios con sus propios recursos.    

Parágrafo 1°. No se podrán pagar subsidios con recursos  provenientes del Presupuesto Nacional o del Fondo de Solidaridad para Subsidios  y Redistribución de Ingresos a aquellas empresas que no entreguen la  información en la oportunidad y de acuerdo con la metodología que establezca el  Ministerio de Minas y Energía.    

Parágrafo 2°. Cuando la entidad prestadora que se ha ceñido a  las exigencias legales y regulatorias, estime que el monto de las  contribuciones, de los recursos del Fondo de Solidaridad para Subsidios y  Redistribución de Ingresos y las apropiaciones del presupuesto de la Nación, de  los Departamentos, de los Distritos y de los Municipios, no sean suficientes  para cubrir la totalidad de los subsidios previstos, podrá tomar medidas  necesarias para que los usuarios cubran los costos de prestación del servicio.    

(Decreto 847 de 2001,  artículo 10)    

Artículo 2.2.3.2.6.1.9. Informe de las asambleas  departamentales y de los concejos municipales y distritales de la asignación de  subsidios. Corresponde  a las asambleas departamentales y a los concejos municipales y distritales,  informar al Ministerio de Minas y Energía – Fondo de Solidaridad para Subsidios  y Redistribución de Ingresos, acerca de las apropiaciones que efectúen para  atender subsidios en los servicios públicos de energía eléctrica y gas  combustible distribuido por red física.    

Parágrafo. Las decisiones que tomen Asambleas y los Concejos sobre  cuáles servicios o cuáles estratos subsidiar, o sobre el monto de las partidas  para los subsidios, en ningún caso impedirán que se cobre la contribución de  solidaridad a los usuarios que, según la ley, están sujetos a ella.    

(Decreto 847 de 2001,  artículo 11)    

Artículo 2.2.3.2.6.1.10. Transferencias efectivas de las  entidades prestadoras de los servicios públicos. Sin perjuicio del cumplimiento de las normas  presupuestales sobre apropiaciones y ordenación del gasto, las transferencias  efectivas de dinero de las entidades prestadoras de servicios públicos al Fondo  de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos por concepto de  contribuciones de solidaridad sólo ocurrirán cuando se presente superávit,  después de compensar internamente los recursos necesarios para otorgar  subsidios, las contribuciones facturadas en su Mercado de Comercialización y  las recibidas de otros comercializadores, del Presupuesto Nacional, de los  presupuestos departamentales, distritales o municipales y/o del Fondo de  Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos con el monto de los  subsidios facturados en un trimestre.    

(Decreto 847 de 2001,  artículo 12)    

Artículo 2.2.3.2.6.1.11. Obligación de los prestadores de  servicios públicos de energía eléctrica y gas combustible distribuido por red  física de estimar las contribuciones y de informar a la Nación y demás  autoridades competentes para decretar subsidios. Los prestadores de servicios públicos  de energía eléctrica y gas combustible distribuido por red física, tienen la  obligación de estimar el producto de las contribuciones de solidaridad que  razonablemente esperan facturar en la vigencia fiscal inmediatamente siguiente  y suministrar tal información a más tardar la última semana del mes de abril  del año anterior a que se inicie dicha vigencia fiscal al Fondo de Solidaridad  para Subsidios y Redistribución de Ingresos, y a las autoridades  departamentales, distritales y municipales y que, según el artículo 368 de la Constitución Política,  pueden decretar subsidios, con el fin de que estas las tengan en cuenta al  preparar sus presupuestos para la asignación de recursos para subsidiar tales  servicios.    

(Decreto 847 de 2001,  artículo 13)    

Artículo 2.2.3.2.6.1.12. Informes. Las entidades prestadoras de los  servicios públicos domiciliarios deberán informar a la comunidad, a través de  medios de información masiva y por lo menos una vez al año, la utilización de  manera precisa que dieron de los subsidios y será función de la  Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios verificar el cumplimiento  de dicha obligación.    

(Decreto 847 de 2001,  artículo 14)    

Artículo 2.2.3.2.6.1.13. Aplicación a los distritos,  municipios y departamentos. Los departamentos, distritos y municipios aplicarán, en  sus territorios, normas iguales, en lo pertinente, a las de este decreto,  cuando haya situaciones relacionadas con subsidios que deban aplicar y que no  hayan sido objeto de reglamentación especial.    

(Decreto 847 de 2001,  artículo 15)    

Artículo 2.2.3.2.6.1.14. Asimilación entre municipios y  distritos. Salvo  en cuanto haya legislación expresa que disponga otra cosa, siempre que en este  decreto se mencionen los municipios o las autoridades, se entenderán incluidos  también los distritos, los territorios indígenas que se constituyan como  entidades territoriales, y el Departamento de San Andrés y Providencia; y  aquellas autoridades que puedan asimilarse con más facilidad a las  correspondientes autoridades municipales.    

(Decreto 847 de 2001,  artículo 16)    

Artículo 2.2.3.2.6.1.15.  Adicionado por el Decreto 399 de 2020,  artículo 1º. Cesión de los derechos de  los subsidios causados. Los comercializadores de  energía eléctrica a los que hace referencia esta Subsección 6.1, podrán ceder a  favor de entidades vigiladas por la Superintendencia Financiera, u organismos  estatales, bilaterales y multilaterales de crédito que no se encuentren en las  listas de sanciones, y/o vehículos fiduciarios administrados por cualquiera de  los anteriores, el derecho a recibir los recursos por los subsidios causados y  liquidados en los términos previstos en el presente artículo, que deban  girárseles a través del Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de  Ingresos, únicamente en los casos en que dichas entidades prestadoras de  servicios públicos domiciliarios ya hayan reconocido, en las respectivas  facturas de servicios, los subsidios correspondientes a los usuarios que atienden.  Para que la cesión produzca efectos ante el Ministerio de Minas y Energía se  necesitará de la aceptación de la cesión por parte de dicha entidad.    

Para efectos de lo previsto en este artículo, el  ordenador del gasto del Ministerio de Minas y Energía, a solicitud del  comercializador de energía interesado, definirá el monto de subsidios que será  reconocido por la Nación – Ministerio de Minas y Energía para el respectivo  periodo de reporte de información, a través de una certificación la cual deberá  contener como mínimo:    

a) El valor a reconocer en pesos corrientes;    

b) El plazo máximo en el cual el Ministerio de Minas y  Energía girará dicho valor    

Para ello, el Ministerio de Minas y Energía solicitará  al Ministerio de Hacienda y Crédito Público concepto indicando la existencia de  los mecanismos provistos en la Ley Anual de Presupuesto para atender el giro de  los subsidios, el cual será emitido por dicho Ministerio en quince (15) días  calendario. Este concepto será suficiente para que el Ministerio de Minas y  Energía emita la certificación del monto del subsidio.    

Parágrafo 1°. Los comercializadores de energía eléctrica a los que hace  referencia esta Subsección 6.1, que quieran hacer uso del presente mecanismo,  deberán enviar la información indicada en el artículo 2.2.3.2.6.1.4 del  presente decreto de forma mensual, o en función de los periodos de facturación  de las empresas comercializadoras, en caso de que este sea superior a un mes.    

Parágrafo 2°. La certificación de la que  trata el presente artículo, se expedirá dentro de los  45 días calendario siguientes a la recepción por parte del Ministerio de Minas  y Energía, de la información indicada en el artículo 2.2.3.2.6.1.4, enviada por  los comercializadores de energía eléctrica, e incorporará un derecho cierto a  favor de las empresas prestadoras de servicios públicos domiciliarios, que  podrá ser cedido por estos. Dentro de los 45 días de los que trata este  parágrafo, se incluyen los 15 días calendario que tiene el Ministerio de  Hacienda y Crédito Público para emitir el concepto previo al que hace  referencia este artículo. En caso de que la certificación no se emita por parte  del Ministerio de Minas y Energía en el citado término, se aplicará lo  dispuesto por la ley en relación con el ejercicio del derecho de petición.    

Las certificaciones solicitadas por los  comercializadores en los términos de este artículo se emitirán por el monto de  recursos de subsidios causados, correspondiente al déficit que se genere  posterior a la respectiva conciliación, según el literal a) del artículo  2.2.3.2.6.1.4 de este decreto.    

Para la aceptación de la cesión, el Ministerio de Minas  y Energía solo deberá verificar: (i) que el cesionario sea una de las entidades  señaladas en el primer inciso del presente artículo y; (ii) que no se hayan girado los recursos por  subsidios causados a los que haga referencia la respectiva certificación.    

El plazo para el giro de los recursos por subsidios  causados por parte del Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de  Ingresos será de hasta (1) año calendario, contado a partir de la expedición de  la certificación prevista en este artículo, siempre cuando el comercializador de  energía eléctrica ceda el derecho incorporado en la certificación que emita el  Ministerio de Minas y Energía.    

Una vez vencido este plazo, sin que se hayan girado los recursos  por subsidios causados contenidos en la certificación que emita el Ministerio  de Minas y Energía, iniciará una prórroga automática por un periodo adicional  de un (1) año, durante el cual se causarán intereses a la IBR mensual más 200  puntos básicos o su equivalente efectiva anual y serán  asumidos con cargo al Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de  Ingresos. Vencido este plazo adicional, las sumas liquidadas devengarán  intereses a la tasa de interés bancario corriente definida por la  Superintendencia Financiera, y serán asumidos con cargo al Fondo de Solidaridad  para Subsidios y Redistribución de Ingresos.    

En caso de que el comercializador de energía no ceda el  derecho incorporado en la certificación expedida por el Ministerio de Minas y  Energía, no procederá la causación  de intereses prevista en este parágrafo, y se seguirá el procedimiento  dispuesto por el artículo 2.2.3.2.6.1.4 del presente decreto.    

Parágrafo 3°. Los costos financieros  en que efectivamente incurran las empresas de servicios públicos domiciliarios  por las operaciones de cesión que celebren con las entidades cesionarias  conforme este artículo, se podrán trasladar al costo unitario del servicio de  energía, de acuerdo con la regulación CREG aplicable.    

Parágrafo 4°. En el momento en que los  recursos por los subsidios causados se giren a la entidad cesionaria, cesará la  inclusión de los costos financieros en el costo unitario del servicio indicado  en el parágrafo 3°.    

Parágrafo 5°. La CREG, en caso de que  resulte necesario, podrá adoptar las medidas necesarias para ajustar la  regulación correspondiente, de acuerdo con lo dispuesto en este artículo,  particularmente lo descrito en el parágrafo 3°.    

Parágrafo 6°. El Ministerio de Minas y  Energía regulará lo necesario para viabilizar la aplicación del presente  mecanismo para el caso de prestadores del servicio en Zonas no Interconectadas.    

SUBSECCIÓN 6.2    

MANEJO Y ASIGNACIÓN DE RECURSOS PROVENIENTES DE LA  CONTRIBUCIÓN DE LOS USUARIOS NO REGULADOS DEL SERVICIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA    

Artículo 2.2.3.2.6.2.1. Mecanismo especial. La  presente Subsección establece el mecanismo especial a través del cual se manejarán  y asignarán los recursos provenientes de la contribución de los usuarios no  regulados del servicio de energía eléctrica, que compren energía a empresas  oficiales, mixtas o privadas, teniendo en cuenta los criterios señalados en las  Leyes 142 y 143 de 1994.    

(Decreto 1596 de 1995,  artículo 1°)    

Artículo 2.2.3.2.6.2.2. Usuarios no regulados del servicio de energía eléctrica. Para estos efectos son usuarios no regulados cualquier  persona natural o jurídica que tenga una demanda máxima superior a 2 MW por  instalación legalizada, cuyas compras de electricidad se realizan a precios  acordados libremente.    

(Decreto 1596 de 1995,  artículo 2°)    

Artículo 2.2.3.2.6.2.3. Manejo de las contribuciones. Las contribuciones que, en cumplimiento de lo estatuido  en el artículo 47, incisos 1° y 5° de la ley 143 de 1994,  recauden las empresas generadoras de energía eléctrica que vendan energía a  usuarios no regulados, serán manejadas por las mismas empresas en cuenta  separada.    

(Decreto 1596 de 1995,  artículo 3°)    

Artículo 2.2.3.2.6.2.4. Traslado de contribuciones. Con sujeción a las leyes 142 y 143 de 1994 y a las  disposiciones reglamentarias pertinentes, los recursos provenientes de la  contribución serán transferidos por las empresas recaudadoras, dentro de los  diez (10) días siguientes a su recibo, a las empresas distribuidoras de energía  que cumplan sus actividades en la misma jurisdicción territorial a la del  usuario aportante. Estos recursos tienen el carácter de subsidio y se aplicarán  como tal a los usuarios del servicio público de electricidad de los estratos  socioeconómicos I, II y III.    

(Decreto 1596 de 1995,  artículo 4°)    

Artículo 2.2.3.2.6.2.5. Traslado de Superávit. Si después de aplicar la contribución para subsidios hubiere  superávit, estos se transferirán a la Dirección del Tesoro Nacional, con el fin  de participar en los desembolsos que debe efectuar el fondo de solidaridad para  subsidios y redistribución de ingresos de la Nación (Ministerio de Minas y  Energía) y su destinación se hará de conformidad con lo establecido por el  artículo 89.3 de la Ley 142 de 1994.    

(Decreto 1596 de 1995,  artículo 5°)    

Artículo 2.2.3.2.6.2.6. Contribución de solidaridad por Autogeneradores  de Energía Eléctrica. La  contribución de solidaridad que aplica a los usuarios del sector eléctrico, no  se causará sobre la energía eléctrica producida por un autogenerador  para la atención de sus propias necesidades.    

(Decreto 549 de 2007,  artículo 1°)    

SECCIÓN 7.        

Nota: Sección 7  adicionada por el Decreto 929 de 2023,  artículo 8º.    

Políticas para la  Formación Eficiente de Precios en el Mercado Mayorista        

Artículo 2.2.3.2.7.1.  Lineamientos para la valoración de los recursos de generación de corto plazo. En  desarrollo del principio de eficiencia consagrado en el artículo 6 de la Ley 143 de 1994, con  el fin de fomentar el uso eficiente de los recursos energéticos del país, así  como velar por su aprovechamiento económico y sostenible, dentro de los 3 meses  posteriores a la expedición del presente decreto la CREG ajustará la regulación  existente con el fin de incorporar los siguientes criterios:    

a) Remuneración de costos de  arranque y parada en los que efectivamente se incurra durante la operación  real.    

b) Permitir ofertas  independientes para la generación que corresponda al cumplimiento de caudales  mínimos ambientales o fitosanitarios.    

c) Valoración económica de los  vertimientos de acuerdo con las condiciones técnicas o ambientales que los  sustenten.    

d) Condiciones simétricas para  la liquidación de las generaciones de seguridad de recursos hídricos y  térmicos.    

e) Definición de las variables  técnicas y ambientales que deben ser consideradas en las ofertas de precio en  bolsa por agentes generadores.    

f) Condición de tomadores de  precio para los recursos con baja capacidad de regulación.    

Parágrafo 1°. Dentro  de los 3 meses posteriores a la expedición del presente decreto, el Consejo  Nacional de Operación (CNO) deberá definir la metodología técnica para  determinar la capacidad de regulación de una planta de generación y la  calculará para todas las plantas hídricas. Con base en esta información, el  Ministerio de Minas y Energía establecerá el umbral de baja capacidad de  regulación.    

Artículo 2.2.3.2.7.2. Medidas  para el seguimiento y monitoreo del poder de mercado en las ofertas de precio  en bolsa. Como parte del reglamento de operación del Mercado de Energía  Mayorista se deberán implementar procedimientos técnicos que permitan detectar,  en tiempo real, el ejercicio del poder mercado de los agentes en las ofertas de  energía en bolsa que presenten al Centro Nacional de Despacho (CND), así como  mitigar su incidencia en el precio de bolsa. La SSPD, en el ámbito de su  competencia, hará seguimiento a esta información.    

Para ello, dentro de los 2  meses posteriores a la expedición del presente decreto, la CREG establecerá una  metodología con los procedimientos, controles y herramientas de mitigación, la  cual deberá basarse en referentes técnicos, y además deberá considerar como  mínimo los siguientes criterios: i) la incidencia de las ofertas agregadas de  un mismo agente para la atención de la demanda, ii) el comportamiento histórico de oferta de las  unidades de cada uno de los agentes que tienen incidencia en la atención de la  demanda y iii) las  condiciones de restricciones del sistema que influyan en la necesidad de un  recurso de generación.    

Parágrafo 1°. La CREG  deberá evaluar con análisis ex post los resultados de la implementación de la metodología  de control del posible abuso de posición dominante máximo cada dos años. Como  resultado de dicho análisis, la metodología deberá actualizarse o modificarse  conforme los cambios del mercado y las técnicas de evaluación de poder de  mercado.    

Artículo 2.2.3.2.7.3. Políticas  para la disminución de los costos de transacción de las coberturas en el  mercado mayorista. En función del principio de eficiencia económica de que tratan  el artículo 87 de la Ley 142 de 1994, la  CREG revisará y ajustará, dentro de los 6 meses posteriores a la expedición del  presente decreto, el esquema regulatorio de garantías y de limitación de  suministro, con el fin de optimizar las coberturas exigidas para las  transacciones en el Mercado Mayorista de Energía, para lo cual tendrá en cuenta  los siguientes criterios:    

a) Reducción de los costos de  garantías por las transacciones, sin que con ello se generen riesgos de cartera  o sistémicos.    

b) Inclusión de mecanismos  existentes en los mercados financieros para garantizar las transacciones en el  mercado de energía.    

c) Flexibilización de los  montos a garantizar y su periodicidad ante variaciones en las liquidaciones de  las transacciones del mercado.    

CAPÍTULO 3    

DE LOS FONDOS ELÉCTRICOS    

SECCIÓN 1    

Nota: Sección 1 derogada por el Decreto 1580 de 2022, artículo 2º, con la entrada en operación del FONENERGÍA, en los términos  descritos en el artículo 2.2.8.1.2 del DUR. Minas y Energía,  excepto los artículos 2.2.3.3.1.7, 2.2.3.3.1.8 y 2.2.3.3.1.9.    

FAER    

Artículo 2.2.3.3.1.1. Naturaleza del Fondo de Apoyo Financiero  para la Energización de las Zonas Rurales Interconectadas, FAER. El Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las  Zonas Rurales Interconectadas, FAER, creado por el artículo 105 de la Ley 788 de 2002, es un  fondo cuenta especial sin personería jurídica, sujeto a las normas y  procedimientos establecidos en la Constitución Política de Colombia, el  Estatuto Orgánico del Presupuesto Nacional y demás normas vigentes aplicables,  administrado por Ministerio de Minas y Energía o por quien él delegue.    

De conformidad con la ley, a este Fondo ingresarán los  recursos a que se refiere el artículo 105 de la Ley 788 de 2002, para  la energización de las Zonas Rurales Interconectadas y, de acuerdo con el  artículo 1 de la Ley 1117 de 2006  llevará a cabo el programa de normalización de redes eléctricas.    

(Decreto 1122 de 2008,  artículo 1°)    

Artículo 2.2.3.3.1.2. Recaudo de los recursos. La liquidación y el recaudo de los recursos a que se  refiere el artículo 105 de la Ley 788 de 2002, con  los ajustes establecidos en la Resolución CREG-068-2003 y de aquellas que la  modifiquen o sustituyan, estarán a cargo del Administrador del Sistema de  Intercambios Comerciales -ASIC-, quien recaudará de los dueños de los activos  del Sistema de Transmisión Nacional -STN- el valor correspondiente y entregará  las sumas recaudadas, dentro de los tres (3) días siguientes a su recibo, en la  cuenta que para tal propósito determine el Ministerio de Hacienda y Crédito  Público.    

Parágrafo. El  Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales. ASIC, presentará  mensualmente al Ministerio de Minas y Energía una relación de las sumas  liquidadas y las recaudadas, en la forma que determine este Ministerio, con el  fin de verificar el cumplimiento de las obligaciones de los sujetos pasivos de  la contribución y de su recaudador.    

(Decreto 1122 de 2008,  artículo 3°)    

Artículo  2.2.3.3.1.3. Modificado por el Decreto 99 de 2021,  artículo 3º. Destinación de los recursos. Los recursos a que se  refiere el artículo 105 de la Ley 788 de 2002, así  como los rendimientos generados en su inversión temporal, se utilizarán para  financiar planes, programas o proyectos de inversión priorizados para la  construcción e instalación de nueva infraestructura eléctrica en las zonas  rurales interconectadas, que permita ampliar la cobertura y procurar la  satisfacción de la demanda de energía. La ampliación de cobertura podrá  realizarse a través de i) Redes Físicas o ii) Redes Logísticas y de Servicio.    

Parágrafo 1°. Hasta  el veinte por ciento (20%) de los recursos recaudados antes mencionados se  destinarán para financiar el Programa de Normalización de Redes Eléctricas  (PRONE), de conformidad con lo dispuesto en el artículo 1° de la Ley 1117 de 2006.    

Parágrafo 2°. Dentro  de los recursos financieros a solicitar para la implementación de los proyectos  de inversión se incluirán: i) construcción, ii) instalación, iii) acometidas, iv) medidores, v) interventorías a que haya lugar,  vi) costos de administración por la ejecución de los proyectos, vii) compra de predios  (construcción y/o ampliación de subestaciones), viii) requerimientos de servidumbres y; ix) ejecución de planes de manejo  ambiental necesarios para el desarrollo de los planes, programas o proyectos a  ser financiados.    

Asimismo, estos recursos podrán  destinarse a la implementación de proyectos de infraestructura eléctrica para  la atención de Usuarios Aislados mediante Redes Logísticas y de Servicio, cuya  administración, operación y mantenimiento corra por cuenta de los Operadores de  Red del Sistema Interconectado Nacional (SIN).    

Los bienes y servicios que sean  sufragados con los recursos correspondientes a costos de administración sólo se  podrán destinar al cumplimiento de actividades directamente relacionadas con la  ejecución, supervisión y seguimiento de los planes, programas y proyectos a ser  financiados.    

En la correspondiente convocatoria  o en la aprobación directa por parte del Ministerio de Minas y Energía, se  determinarán cuáles de los componentes referidos en los numerales vii) a ix) se aprobarán para cada proyecto.    

Texto inicial del artículo 2.2.3.3.1.3: “Destinación de los recursos. Los  recursos a que se refiere el artículo 105 de la Ley 788 de 2002,  así como los rendimientos generados en su inversión temporal, se utilizarán  para financiar planes, programas o proyectos de inversión priorizados para la  construcción e instalación de nueva infraestructura eléctrica en las zonas  rurales interconectadas, que permita ampliar la cobertura y procurar la  satisfacción de la demanda de energía.    

Parágrafo  1°. Hasta el veinte por ciento (20%) de los recursos recaudados antes  mencionados se destinarán para financiar el Programa de Normalización de Redes  Eléctricas, PRONE, de conformidad con lo dispuesto en el artículo 1° de la Ley 1117 de 2006.    

Parágrafo 2°. Modificado por el Decreto 1513 de 2016,  artículo 1º. Dentro de los recursos financieros a solicitar para la implementación de  los proyectos de inversión se incluirán:    

i) Construcción;    

ii)  Instalación;    

iii)  Acometidas;    

iv)  Medidores;    

v) Interventorías a que haya lugar;    

vi) Costos de administración por la ejecución  de los proyectos;    

vii)  Compra de predios (construcción y/o ampliación de subestaciones);    

viii)  Requerimientos de servidumbres, y    

ix)  Ejecución de planes de manejo ambiental necesarios para el desarrollo de los  planes, programas o proyectos a ser financiados.    

Los bienes y servicios que sean sufragados con  los recursos correspondientes a costos de administración solo se podrán  destinar al cumplimiento de actividades directamente relacionadas con la  ejecución, supervisión y seguimiento de los planes, programas y proyectos a ser  financiados.    

En la correspondiente convocatoria o en la  aprobación directa por parte del MME, se determinarán cuáles de los componentes  referidos en los numerales vii) a ix)  se aprobarán para cada proyecto.    

Texto anterior del parágrafo 2º.  Modificado por el Decreto 1623 de 2015,  artículo 3º. “Dentro de los  recursos financieros a solicitar para la implementación de los proyectos de  inversión se incluirán la construcción, instalación, las acometidas y los  medidores, así como las interventorías a que haya lugar. También podrá  comprender el valor de compra de predios, los requerimientos de servidumbres y  la ejecución de los planes de mitigación ambiental necesarios para el  desarrollo de los planes, programas o proyectos a ser financiados. En la  correspondiente convocatoria, el Ministerio de Minas y Energía determinará si  se reconocerán dichos costos, así como su valor máximo.”.    

Texto inicial del parágrafo 2º: “Dentro de los recursos financieros a solicitar  para la implementación de los proyectos de inversión se incluirán la  construcción, instalación, así como las interventorías a que haya lugar y los  costos de administración de los recursos en que incurran aquellas entidades  seleccionadas cuando se implementen los proyectos por medio de administraciones  delegadas. Estos costos podrán tener un tope, el cual se consignará en las  correspondientes invitaciones públicas.”.    

Parágrafo  3°. Las zonas rurales que pueden beneficiarse con los recursos del Fondo de  Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas Rurales Interconectadas,  FAER, deben pertenecer a áreas geográficas atendidas por Operadores de Red del  Sistema Interconectado Nacional.    

Parágrafo  4°. Derogado por el Decreto 1623 de 2015,  artículo 8º. No  serán asumidos con recursos del FAER la compra de predios, los requerimientos  de servidumbres y la ejecución de los planes de mitigación ambiental necesarios  para el desarrollo de los planes, programas o proyectos de electrificación  rural.”.    

(Decreto 1122 de 2008,  artículo 4°)    

Artículo 2.2.3.3.1.4. Comité de administración. El Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las  Zonas Rurales Interconectadas, FAER, tendrá un Comité de Administración, cuya  sigla será CAFAER, integrado de la siguiente manera:    

1. Por el Ministro de Minas y Energía, quien lo presidirá  o su delegado.    

2. Por el Viceministro de Energía o su delegado.    

3. Por el Director de Energía del Ministerio de Minas y  Energía.    

En caso de delegación por parte del Ministro el comité  será presidido por el Viceministro.    

El Comité de Administración aprobará, objetará e  impartirá instrucciones y recomendaciones sobre los planes, programas o  proyectos que hayan sido presentados para financiación con cargo a los recursos  del Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas Rurales  Interconectadas, FAER.    

Parágrafo. El  CAFAER podrá invitar a sus reuniones a funcionarios de la Comisión de  Regulación de Energía y Gas – CREG, de la Unidad de Planeación Minero Energética  – UPME o de cualquier entidad que considere pertinente.    

(Decreto 1122 de 2008,  artículo 5°)    

Artículo 2.2.3.3.1.5. Apoyo técnico. El  Ministerio de Minas y Energía integrará un grupo de apoyo técnico y operativo,  que adelantará las siguientes funciones:    

1. Proveer la Secretaría Técnica del CAFAER, quien  tendrá, entre otras, las siguientes funciones:    

(i) Organizar los documentos que se presenten al Comité;    

(ii) Convocar las reuniones  programadas por el Presidente del Comité;    

(iii) Organizar y actualizar el  registro de proyectos a ser financiados con recursos del FAER;    

(iv) Elaborar las memorias de  las reuniones del Comité e informar al mismo sobre los conceptos rendidos por  el Grupo de Apoyo Técnico.    

2. Realizar las siguientes labores técnicas:    

(i) Elaborar los reglamentos para la asignación de  recursos del FAER dentro de los planes, programas o proyectos de expansión.  Estos deberán contener entre otros aspectos: los plazos y condiciones para la  entrega de los planes de expansión de cobertura por parte de los OR y las  prioridades de asignación de los recursos del FAER;    

(ii) Revisar y validar el  cumplimiento de los requisitos sobre los planes, programas o proyectos que sean  recibidos para ser financiados con recursos del FAER;    

(iii) Presentar al Comité de Administración  del FAER un informe para la revisión y consideración sobre los planes,  programas o proyectos que sean viables técnica y financieramente;    

(iv) Asesorar en la elaboración  de los contratos con los ejecutores de los planes, programas o proyectos que  les sea aprobada la asignación de recursos del FAER;    

(v) Las demás que les sean asignadas.    

3. Llevar a cabo el seguimiento al cumplimiento de las actividades  por parte de la interventoría técnica que haya contratado o dispuesto la  empresa distribuidora de energía eléctrica, para los proyectos correspondientes  y mantener los informes de gestión de las entidades ejecutoras de los proyectos  aprobados.    

(Decreto 1122 de 2008,  artículo 6°)    

Artículo 2.2.3.3.1.6. Inversión temporal. La  administración e inversión temporal de los recursos y rendimientos provenientes  del Fondo de Apoyo Financiero para Energización de Zonas Rurales  Interconectadas FAER, estará a cargo de la Dirección General de Crédito Público  y del Tesoro Nacional del Ministerio de Hacienda y Crédito Público. Para tales  efectos, la mencionada Dirección determinará la cuenta a la que deberán ser  girados los recursos del mencionado Programa. Para la administración e  inversión de los recursos, la Dirección General de Crédito Público y del Tesoro  Nacional los manejará en cuentas independientes de los demás recursos que  administre la Dirección, teniendo en cuenta la normatividad que aplique para la  inversión de dichos recursos.    

(Decreto 1122 de 2008,  artículo 7°)    

Artículo 2.2.3.3.1.7. Modificado por el Decreto 1623 de 2015,  artículo 2º. Definición de las  necesidades y prioridades del Plan Indicativo de Expansión de Cobertura de  Energía Eléctrica (PIEC). El PIEC seguirá siendo elaborado por la UPME y será la  base para que el MME determine las necesidades y prioridades de desarrollo de  infraestructura para extender la cobertura del servicio público domiciliario de  energía eléctrica en el STR y el SDL, así como en las ZNI.    

El  PIEC tendrá los siguientes objetivos:    

a)  Determinar las zonas geográficas que cuentan con el servicio público  domiciliario de energía eléctrica y aquellas zonas que carecen de dicho  servicio;    

b)  Determinar el número de usuarios, por zona geográfica, que cuentan con el  servicio público domiciliario de energía eléctrica lo mismo que aquellos  usuarios que carecen del servicio;    

c)  Estimar el costo para atender el déficit de cobertura en cada sitio, localidad  o centro poblado y el agregado nacional para lograr la universalización del  servicio de energía eléctrica;    

d)  Plantear de forma indicativa diferentes soluciones energéticas en función de la  disponibilidad de recursos, costos y calidad en la prestación del servicio,  para aquellas zonas que no cuentan con el servicio público domiciliario de  energía eléctrica, como pueden ser la interconexión al SIN y soluciones  aisladas centralizadas o individuales.    

Parágrafo  1°. La UPME publicará la metodología para elaborar el PIEC, el cual deberá ser  expedido a más tardar un año después de la publicación del presente decreto y actualizado  cada dos años. El MME para sus análisis, tendrá en cuenta el PIEC vigente  mientras se hace pública la actualización.    

Parágrafo  2°. La información utilizada por la UPME para elaborar el PIEC, así como sus  resultados, deberán ser publicados en la página web de dicha entidad, excepto  aquella información que, en los términos legales, resulte confidencial o sujeta  a reserva.    

Parágrafo  3°. Las entidades del orden nacional y territorial y los OR, prestarán  colaboración con el objeto de entregar a la UPME la información que sea  requerida por dicha entidad, para elaborar el PIEC. Para lo anterior, la UPME  desarrollará una herramienta en línea para que se realice el reporte de  información.    

Nota,  artículo 2.2.3.3.1.7: Ver Resolución  416 de 2018, UPME.    

Texto inicial del artículo 2.2.3.3.1.7: “Información por parte de los operadores de red (OR) y las entidades  territoriales (ET) para actualización y seguimiento del plan indicativo de  expansión de cobertura. Los operadores de red y las entidades Territoriales deberán  presentar la información conforme a lo dispuesto en el presente artículo, para la  actualización y seguimiento del Plan Indicativo de Expansión y cobertura.    

1. De  conformidad con lo establecido en la Sección 2. Políticas y directrices  relacionadas con el aseguramiento de la cobertura del servicio de electricidad,  Título de Energía Eléctrica del presente decreto y las normas que la  modifiquen, complementen o sustituyan, los OR deberán suministrar a la UPME la  información requerida para la actualización y seguimiento del Plan de Expansión  de Cobertura en la fecha estipulada por el Ministerio de Minas y Energía, y  deberá contener, entre otras:    

a)  Coordenadas de subestaciones de transformación con niveles de tensión menores o  iguales a 115 kV, capacidad de transformación y cargabilidad  máxima registrada en el año inmediatamente anterior;    

b)  Coordenadas de las plantas de generación y/o pequeñas centrales de generación  de propiedad del OR y/o de los Entes Territoriales;    

c) Lo  estipulado en el Anexo RD-1 de la Resolución CREG 70/98 o la norma que la  modifique o sustituya;    

d)  Coordenadas de los centros poblados interconectables que carecen del servicio  de energía eléctrica, y carga estimada tanto en potencia como en energía.    

2. Los  OR deberán validar con la UPME las cifras del porcentaje de cobertura departamental  (rural y urbana) del año base por el Pan Indicativo de Expansión de Cobertura  (PIEC). Mientras se determina este indicador se utilizarán los indicadores de  cobertura establecidos por el Ministerio de Minas y Energía.    

3. Los  OR deberán presentar a la UPME sus planes de expansión de cobertura, para  niveles de tensión nominal mayor o igual a 13.2 kV, tendientes a alcanzar las  metas de cobertura establecidas en el PIEC, concertadas con los demás OR del  Área de Distribución (ADD) y atendiendo las necesidades de ampliación de  cobertura de los centros poblados reportados por las Entidades Territoriales,  aquellos identificados por el propio OR y/o los indicados por el Ministerio de  Minas y Energía y/o la UPME en el reglamento para la presentación del Plan de  Expansión de Cobertura.    

4. Los  Entes Territoriales (ET) deberán reportar tanto al OR como a la UPME, los  requerimientos de cobertura del servicio de electricidad de sus centros  poblados, indicando el número de usuarios sin servicio de energía eléctrica.  Esta información deberá ser presentada por los ET conforme a los plazos y  condiciones establecidos por la UPME y/o el Ministerio de Minas y Energía.”.    

(Decreto 1122 de 2008,  artículo 8°)    

Artículo 2.2.3.3.1.8. Modificado por el Decreto 1623 de 2015,  artículo 4º. Expansión de la cobertura  del servicio de energía eléctrica en el SIN. La expansión del STR y del SDL se hará  por parte de los OR y se remunerará, principalmente, a través de la metodología  tarifaria para remunerar la actividad de distribución, a cargo de la CREG.    

Adicionalmente,  el MME podrá asignar la construcción de infraestructura en el STR y SDL para  conectar zonas que no cuenten con el servicio, la cual podrá ser financiada con  recursos del FAER, u otras fuentes de financiación.    

La  CREG establecerá criterios específicos para la remuneración de los proyectos  destinados para ampliación de cobertura del servicio de energía eléctrica de  tal forma que se incentive a los OR a aumentar dicha cobertura y se recuperen  los costos eficientes de prestar el servicio en las zonas determinadas en la  normatividad legal.    

Inciso final  suprimido por el Decreto 1513 de 2016,  artículo 2º.  Así mismo, la  CREG deberá establecer esquemas diferenciales de prestación del servicio público  domiciliario de energía eléctrica aplicables en las zonas en donde se expanda  el servicio de energía eléctrica, con el fin de reducir los costos de  prestación del servicio. Estos esquemas también podrán aplicarse a aquellos  proyectos que no han entrado en operación a la fecha de la entrada en vigencia  del presente decreto.    

Texto inicial del artículo  2.2.3.3.1.8: “Criterios para la elaboración de planes de expansión.  Los Operadores de Red deberán presentar a la UPME su plan de expansión de  cobertura considerando un horizonte de tres (3) años, el cual deberá contener un  capítulo en el que se presenten los proyectos relacionados con expansión de  cobertura, indicando las necesidades de ampliación de redes con niveles de  tensión entre 13.2 kV Y 115 kV y subestaciones asociadas, considerando los  criterios enunciados a continuación:    

1. Los  planes de Expansión de Cobertura deberán cumplir con los reglamentos técnicos  vigentes, en especial con: El Código de Redes, el Reglamento de Distribución y  el Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas RETIE.    

2. Los  proyectos propuestos en el Plan de Expansión de Cobertura, deben permitir la  conformación de un Plan de Expansión de Costo Mínimo y deberán estar orientados  a satisfacer las necesidades de expansión manifestadas por los Entes  Territoriales (ET) considerando los Planes de Ordenamiento de los Municipios,  así como las necesidades identificadas por el propio OR y las que el Ministerio  de Minas y Energía establezca en el reglamento para el Plan de Expansión de  Cobertura.    

3. Los  Planes de Expansión y Cobertura deberán tener en cuenta las metas de cobertura  establecidas en el PIEC.”.    

(Decreto 1122 de 2008,  artículo 9°)    

Artículo 2.2.3.3.1.9. Reglamentado  parcialmente por la Resolución  4-0172 de 2021, M. Minas. Modificado por el Decreto 1623 de 2015,  artículo 5º. Expansión del servicio  mediante proyectos remunerados con el cargo de distribución. Para la remuneración  de los proyectos para ampliación de cobertura con el cargo de distribución se  tendrá en cuenta lo siguiente:    

1.  El MME establecerá el máximo incremento tarifario para cada OR por efecto de la  remuneración de los proyectos para ampliación de cobertura y los criterios de  priorización que deberá aplicar la CREG para incluirlos en el respectivo cargo  de distribución.    

2.  Los OR deberán presentar, en la solicitud de cargos que remuneran la actividad  de distribución y anualmente en las fechas que determine la CREG, proyectos  para ampliación de cobertura en las zonas interconectables en su área de  influencia.    

3.  La CREG deberá, en ejercicio de sus funciones:    

3.1.  Establecer las fechas y los requisitos que los OR deberán tener en cuenta para  la presentación de los planes y/o proyectos para ampliación de cobertura de  energía eléctrica.    

3.2.  Establecer el valor de cada proyecto para ampliación de cobertura, según la metodología  tarifaria para la remuneración de la actividad de distribución de energía  eléctrica.    

3.3.  Incluir en la remuneración del OR respectivo el costo de los proyectos para  ampliación de cobertura, teniendo en cuenta el máximo incremento tarifario y  los criterios de priorización establecidos por el MME, de que trata el numeral  1 del presente artículo.    

3.4.  Establecer las obligaciones del OR frente a los proyectos para ampliación de  cobertura que sean incluidos en su remuneración, tales como el reporte de  información frente a la ejecución de los mismos y las consecuencias de no  hacerlo.    

4.  Numeral modificado por el Decreto 1513 de 2016,  artículo 3º. Los proyectos no incluidos para ser  remunerados mediante el cargo de distribución de los OR, serán enviados por la  CREG a la UPME para su evaluación técnica y financiera, luego de la cual podrán  ser financiados mediante recursos del FAER, así como por otras fuentes de  financiación, según criterios definidos por el MME.    

Texto  anterior del numeral 4:  “Los proyectos no incluidos en la remuneración de la actividad de  distribución de los OR serán enviados por la CREG al MME, los cuales podrán ser  financiados mediante recursos del FAER, según los criterios definidos por el  MME, así como por otras fuentes de financiación.    

Parágrafo. Los  trámites para llevar a cabo lo establecido en el presente artículo deberán ser  incluidos en la metodología tarifaria para remunerar la actividad de  distribución de energía eléctrica.”.    

Texto inicial del artículo  2.2.3.3.1.9: “Contenido  del plan de expansión. El Plan de Expansión deberá incluir:    

1.  Para los proyectos cuyo costo de inversión por kWh no supere el costo medio  aprobado para el OR a cuyas redes se conecten, deben contener una información  básica de los mismos en los formatos establecidos en los reglamentos para los  Planes de Expansión de Cobertura. Esta información deberá indicar la  contribución del proyecto al aumento de cobertura y el cronograma de ejecución.  En todos los casos, estos proyectos deberán ser desarrollados y operados por  los OR que los presentan.    

2.  Para los proyectos cuyo costo de inversión por kWh supere al costo medio  aprobado para el OR a cuyas redes se conecte, se deberá incluir la información  detallada de los mismos en los formatos establecidos en los reglamentos para  los Planes de Expansión de Cobertura. Estos deberán contar con diseños, pólizas  de calidad de dichos diseños, análisis de costos unitarios y presupuestos,  incluidos costos de administración, operación y mantenimiento, la cobertura  alcanzable y el análisis del impacto sobre la tarifa existente. Para estos  proyectos los OR deberán expresar si tienen interés en el desarrollo y  operación de los mismos.”.    

(Decreto 1122 de 2008,  artículo 10)    

Artículo  2.2.3.3.1.10. Modificado por el Decreto 1513 de 2016,  artículo 4º. Expansión del servicio mediante proyectos financiados con recursos  FAER. La aprobación de proyectos de expansión de  la cobertura en el SIN a ser financiados con recursos del FAER, sin que por  ello deba limitarse exclusivamente a esta fuente de financiación, podrá  realizarse por el MME, previa viabilidad técnica y financiera efectuada por la  UPME, mediante alguno(s) de los siguientes mecanismos:    

1. Proyectos  presentados por los OR a la CREG y que no serán remunerados mediante los cargos  de distribución: El MME podrá asignar a los OR la construcción y operación  de los proyectos de que trata el numeral 4 del  artículo 2.2.3.3.1.9. del presente decreto y no podrá trasladar su costo a la  tarifa, de conformidad con el artículo 87.9 de la Ley 142 1994.    

Respecto  de estos proyectos los OR tendrán las mismas obligaciones a que se refiere el subnumeral 3.4 del numeral 3 del artículo 2.2.3.3.1.9 de  este decreto y aquellas que determine el MME mediante resolución.    

2. Proyectos  presentados por los OR a la UPME para asignación de recursos del FAER: El MME,  en aplicación de lo dispuesto por el artículo 2.2.3.3.1.4. del presente  Decreto, podrá aprobar para su financiación proyectos que hubieren sido  viabilizados técnica y financieramente por la UPME.    

3. Proyectos  adjudicados mediante convocatorias que podrán ser realizadas por el MME o la  entidad delegada por este: El MME podrá, mediante resolución, desarrollar  el funcionamiento de convocatorias para la construcción de proyectos para  ampliación de cobertura. En dicha resolución se definirán las calidades de los  participantes, el proceso de convocatoria y asignación, el esquema de  garantías, los requisitos técnicos de los proyectos, las condiciones de los  contratos a celebrar con adjudicatarios y el esquema de interventoría, entre  otros.    

Los  participantes podrán ser personas jurídicas u OR que reúnan los requisitos que  para tal efecto señale el MME.    

4. Proyectos  estratégicos por su impacto económico o social: El MME, en aplicación de lo  dispuesto por el artículo 2.2.3.3.1.4. del presente Decreto, podrá aprobar para  su financiación proyectos necesarios para el cumplimiento de metas o programas  nacionales, o que se consideren estratégicos por su afectación económica o  social, los cuales serán revisados por la UPME a solicitud del MME, con el fin  de que esta entidad les imparta viabilidad técnica y financiera.    

Parágrafo.  Los OR a cuyos activos se conecten las  obras resultantes de la construcción de los proyectos financiados con recursos  FAER, deberán energizar los mismos y adelantar las labores de administración,  operación y mantenimiento, sin que les sea posible exigir requisitos técnicos  distintos de los establecidos en el RETIE y en sus propias normas técnicas.    

Texto anterior  del artículo 2.2.3.3.1.10. Modificado por el Decreto 1623 de 2015,  artículo 6º. “Expansión del  servicio mediante proyectos financiados con recursos del FAER. Los recursos del FAER  podrán ser utilizados para la financiación de proyectos de expansión de  infraestructura eléctrica de los siguientes tipos:    

1. Proyectos presentados por los OR a la CREG que no serán remunerados  mediante los cargos de distribución. El MME podrá adjudicar a los OR la construcción y operación de los  proyectos de que trata el numeral 4 del artículo  2.2.3.3.1.9 del presente decreto, y no podrá trasladar su costo a la tarifa de  conformidad con el artículo 87.9 de la Ley 142 de 1994.  Respecto de estos proyectos los OR tendrán las mismas obligaciones a las que se  refiere el subnumeral 3.4 del numeral 3 del artículo  2.2.3.3.1.9 de este decreto y aquellas que determine el MME mediante  resolución.    

2. Proyectos adjudicados mediante convocatorias realizadas por el MME, o  la entidad delegada por este. El MME, mediante resolución, desarrollará el funcionamiento de las  convocatorias para la construcción de proyectos para ampliación de cobertura.  En dicha resolución se definirán las calidades de los participantes, el proceso  de convocatoria y asignación, el esquema de garantías, los requisitos técnicos  de los proyectos, las condiciones de los contratos a celebrar con  adjudicatarios y el esquema de interventoría, entre otros.    

En estos eventos,  los proyectos serán ejecutados por los beneficiarios de la adjudicación, que  podrán ser personas jurídicas u OR que reúnan los requisitos que para tal  efecto señale el MME.    

Los OR a cuyos  activos se conecten las redes y demás activos resultantes de la construcción de  los proyectos de que trata este numeral estarán  obligados a energizar los mismos y a efectuar su administración, operación y  mantenimiento, sin que les sea posible oponer requisitos técnicos distintos a  los establecidos en la respectiva convocatoria.    

La SSPD, en  ejercicio de sus funciones, adelantará las actuaciones administrativas a que  haya lugar en caso de incumplimiento de lo dispuesto en el inciso anterior de  este numeral.    

3. Otros proyectos establecidos por el MME. El MME podrá adjudicar la construcción  de proyectos que se consideren estratégicos por su impacto económico o social,  o por ser necesarios para el cumplimiento de las metas y programas nacionales,  o por tratarse de proyectos que van a ser cofinanciados con otras entidades  públicas o privadas.    

El funcionamiento de  dicho mecanismo de adjudicación será definido por el MME mediante resolución.  Adicionalmente, el OR que opera la red de distribución a la cual se conecten  estos proyectos está en la obligación de asumir la operación de los mismos.    

Parágrafo 1°.  Adicionalmente a los recursos del FAER, estos proyectos podrán ser  cofinanciados con otras fuentes de conformidad a la normativa correspondiente a  cada una de ellas.    

Parágrafo 2°. Los  contratos suscritos con anterioridad a la expedición del presente decreto que  actualmente se ejecutan con recursos del FAER seguirán rigiéndose por las  disposiciones contenidas en ellos.”.    

Texto inicial del artículo  2.2.3.3.1.10: “Requerimientos básicos. Para  la presentación de los planes, programas o proyectos que busquen financiarse  con cargo a los recursos del Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de  las Zonas Rurales Interconectadas, FAER, al igual que en los casos que previa  consulta al OR, este decida no desarrollar el proyecto de infraestructura, el  OR deberá radicar en original y en medio magnético en la Unidad de Planeación  Minero Energética, UPME, los siguientes requerimientos básicos:    

1.  Carta de presentación con la solicitud de recursos. Se deberán especificar los  datos generales del proyecto y se debe incluir el domicilio para el envío de la  correspondencia e indicar el correo electrónico para facilitar la comunicación.    

2.  Registro BPIN. El respectivo plan, programa o proyecto deberá estar registrado  en el Banco de Proyectos de Inversión, BPIN, cuyo archivo deberá ser entregado  en medio magnético. En todo caso, se deberá aplicar la Metodología General  Ajustada o aquella que defina el Departamento Nacional de Planeación para el  trámite de proyectos ante el Banco de Proyectos de Inversión Nacional, BPIN.    

3.  Aval Técnico y Financiero del Operador de Red. Aval firmado por el Representante  Legal del Operador de Red sobre la viabilidad técnica y financiera de los  planes, programas o proyectos de inversión con cargo a los recursos del FAER.  Además, deberá indicar que garantizará la prestación del servicio de suministro  de energía eléctrica a los suscriptores potenciales, ofreciendo los índices de  calidad y continuidad previstos en la regulación.    

4.  Certificación del Operador de Red. En la cual conste el cumplimiento de  Especificaciones y cumplimiento de normas técnicas aplicables que han sido  definidas para los materiales, equipos, la construcción e instalación de la  nueva infraestructura eléctrica.    

5.  Análisis de Costos y Presupuesto. Análisis de costos globales y unitarios  estimados para la ejecución del proyecto, incluyendo los costos de contratación  de la interventoría técnica y financiera, auditoría y administración a que haya  lugar.    

6.  Diseños Eléctricos y Memorias de Cálculo. Consiste en los planos y memorias de  cálculo donde se deberá consignar información sobre la infraestructura  eléctrica existente, si es el caso, así como la proyectada, los cuales deberán  contar con la aprobación del Operador de Red que garantizará el servicio a los  usuarios.    

Parágrafo.  Una vez el Comité de Administración del FAER apruebe la asignación de  recursos a los planes, programas o proyectos, se entenderá que el Aval Técnico  y Financiero definido en el numeral 3 tendrá vigencia hasta que la Empresa que  lo expidió o quien la sustituya reciba los activos construidos con los recursos  del FAER.    

De  igual forma, el OR deberá garantizar las acometidas para los suscriptores  potenciales contemplados en el plan, programa o proyecto de inversión  presentado con cargo a los recursos del FAER.”.    

(Decreto 1122 de 2008,  artículo 11°)    

Artículo 2.2.3.3.1.11. Derogado por el Decreto 1623 de 2015,  artículo 8º. Aprobación de planes y ejecución de proyectos.  Para efectos de la aprobación de planes y ejecución de los proyectos se  tendrán en cuenta las siguientes reglas.    

1. La  UPME revisará que el Plan de Expansión de Cobertura de cada OR cumpla con los  criterios de eficiencia y de expansión, igualmente, deberá analizar el impacto  del plan sobre la tarifa para los proyectos cuyo costo de inversión por kwh sea mayor al costo medio aprobado para el OR a cuyas  redes se conectará el proyecto.    

2. La  UPME tendrá un plazo máximo de sesenta (60) días a partir de la recepción de  los planes de expansión de cobertura de los OR’s,  para anunciar los resultados de su evaluación sobre los proyectos presentados.    

3. La  CREG reconocerá un incremento al cargo de distribución a los proyectos y/o  planes de expansión, cuyo costo total de inversión por kWh superen el costo  medio vigente, siguiendo los lineamientos establecidos en el Decreto 388 de 2007  y demás normatividad aplicable. Para esto la CREG tendrá un plazo máximo de  treinta (30) días posterior al anuncio realizado por la UPME de que trata el  numeral 2 anterior.    

4. La  ejecución, operación y adecuado funcionamiento de los proyectos propuestos por  el OR en su Plan de Expansión de Cobertura, será responsabilidad exclusiva del  OR. En estos casos, y para los proyectos que superen el aumento máximo al cargo  de distribución descrito en el numeral 8 de este artículo, se podrán asignar  recursos del FAER y/o de otros fondos del Estado a los OR que los presenten.    

5. En  el caso que los OR manifiesten no tener interés en la construcción de la  infraestructura, la UPME podrá adelantar convocatorias públicas para que se  ejecuten por terceros.    

6. En  las convocatorias se asignará el proyecto a quien menos recursos del Estado  requiera para su construcción.    

7. El  Ministerio de Minas y Energía determinará una metodología de asignación de  recursos del FAER, teniendo en cuenta un aumento máximo en el cargo de  distribución y la cobertura en electrificación por departamento.    

8.  Serán sujetos de asignación del FAER y/o otros fondos  estatales, por medio de convocatorias, aquellos proyectos que superen un  aumento máximo al cargo de distribución.    

9. El  Ministerio de Minas y Energía podrá determinar, en el reglamento para los  Planes de Expansión de Cobertura zonas que requieren de cobertura por razones  de seguridad en el sistema, por orden público y/o por desarrollo social. Estas  zonas deberán estar incluidas en los planes de expansión de los OR’s correspondientes.    

(Decreto 1122 de 2008,  artículo 12)    

Artículo 2.2.3.3.1.12. Responsabilidad sobre los activos. Una vez concluidas las obras contempladas para el plan,  programa o proyecto, el Operador de Red correspondiente energizará los activos,  y asumirá la administración, operación y mantenimiento de la infraestructura  construida.    

Los activos financiados con fondos del FAER serán de  propiedad del Ministerio de Minas y Energía. Una vez el OR haya efectuado la  energización de los activos y hasta que se suscriba entre el Ministerio y el OR  un convenio para el manejo de estos, los activos serán considerados como  activos de conexión al Sistema de Distribución Local de propiedad de terceros  para efectos de su remuneración y responsabilidad en la reposición, de acuerdo  con lo establecido en la regulación vigente para estos efectos, la Sección 2.  Políticas y Directrices relacionadas con el Aseguramiento de la Cobertura del  Servicio de Electricidad, Título de Energía Eléctrica del presente decreto y  aquella normatividad que la modifique, complemente o sustituya.    

Los  activos de nivel 1 que se financien por parte de los Fondos de la Nación  deberán ser repuestos por el OR. La CREG incorporará estos activos en el  cálculo de la tarifa a reconocer al OR  teniendo en cuenta un proporcional reconocimiento de reposición, según la vida  útil de los activos.    

(Decreto 1122 de 2008,  artículo 13)    

Artículo 2.2.3.3.1.13. Ejecución de los recursos. Los recursos del Fondo de Apoyo Financiero para la  energización de las Zonas Rurales Interconectadas, FAER, se ejecutarán por  parte del Ministerio de Minas y Energía o por quien este delegue.    

Parágrafo. Los  planes, programas o proyectos que se financien con cargo a los recursos del  Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas Rurales  Interconectadas, FAER, deberán ser considerados como inversión social.    

(Decreto 1122 de 2008,  artículo 14)    

Artículo 2.2.3.3.1.14. Propiedad de los activos. Las inversiones con cargo a los recursos del Fondo de  Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas Rurales Interconectadas,  FAER, tendrán como titular a la Nación-Ministerio de Minas y Energía en  proporción a su aporte.    

Los activos que se construyan con los recursos del Fondo  de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas Rurales Interconectadas,  FAER, podrán ser aportados al Operador de Red que brindó concepto técnico y  financiero favorable al plan, programa o proyecto de acuerdo con los  lineamientos establecidos en las Secciones 5. “Políticas generales en relación  con la actividad de comercialización del servicio de energía eléctrica” y 2.  “Políticas y directrices relacionadas con el aseguramiento de la cobertura del  servicio de electricidad”, Título de Energía Eléctrica del presente decreto y  aquella normatividad que la modifique, sustituya o complemente y en aplicación  a lo dispuesto en el artículo 87.9 de la Ley 142 de 1994,  modificado por el artículo 143 de la Ley 1151 de 2007  subrogado por el artículo 99 de la Ley 1450 de 2011 y  aquella norma que la modifique o sustituya.    

(Decreto 1122 de 2008,  artículo 15)    

Artículo 2.2.3.3.1.15. Vigencia. El Fondo de  Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas Rurales interconectadas,  FAER, tendrá vigencia hasta el 31 de diciembre de 2018.    

(Ley 1376 de 2010,  artículo 1°)    

Nota, artículo 2.2.3.3.1.15.: EL texto oficialmente publicado de este  artículo, no corresponde al del artículo 1º de la Ley 1376 de 2010,  referido.    

SECCIÓN 2    

Nota: Sección 2 derogada por el Decreto 1580 de 2022,  artículo 2º, con la entrada en operación del FONENERGÍA, en los términos  descritos en el artículo 2.2.8.1.2 del DUR. Minas y Energía.    

FONDO DE APOYO FINANCIERO PARA LA ENERGIZACIÓN DE LAS  ZONAS NO INTERCONECTADAS –FAZNI–    

Artículo 2.2.3.3.2.1. Naturaleza del Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las  Zonas No Interconectadas -FAZNI-. El Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas  no Interconectadas, definido por el artículo 82 de la Ley 633 de 2000, es un  fondo cuenta especial del Ministerio de Minas y Energía sin personería  jurídica, sujeto a las normas y procedimientos establecidos en la Constitución  Política de Colombia, el Estatuto Orgánico del Presupuesto Nacional y demás  normas vigentes aplicables. De conformidad con la ley, a este Fondo ingresarán  las sumas recaudadas de conformidad con lo establecido en el artículo 1° de la Ley 1099 de 2006 y  también podrán ingresar los recursos provenientes del Presupuesto General de la  Nación y los recursos que canalice el Gobierno Nacional de diferentes fuentes  públicas y privadas, nacionales e internacionales.    

(Decreto 1124 de 2008,  artículo 1°)    

Artículo 2.2.3.3.2.2. Recaudo de los recursos. La liquidación y el recaudo de los recursos recaudados de  conformidad con lo establecido en el artículo 81 de la Ley 633 de 2000,  prorrogado en su vigencia por el artículo 40 la Ley 1715 mayo de  2014 hasta el 31 de diciembre de 2021. de conformidad con la aclaración  efectuada mediante Decreto 142 de 2015,  estará a cargo del Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales  -ASIC-, quien recaudará de los agentes generadores del mercado mayorista de  energía el valor correspondiente y entregará las sumas recaudadas, dentro de  los tres (3) días siguientes a su recibo, en la cuenta del Ministerio de  Hacienda y Crédito Público que para tal propósito este determine. El  Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales -ASIC-, presentará  mensualmente a dicho Ministerio una relación de las sumas liquidadas y las  recaudadas, en la forma que previamente se determine, con el fin de verificar  el cumplimiento de las obligaciones de los sujetos pasivos de la contribución y  de su recaudador.    

(Decreto 1124 de 2008,  artículo 2°)    

Artículo 2.2.3.3.2.3. Inversión Temporal. La administración  e inversión temporal de los recursos y rendimientos provenientes del Fondo de  apoyo Financiero para Energización de Zonas No Interconectadas, FAZNI, estará a  cargo de la Dirección General de Crédito Público y del Tesoro Nacional del  Ministerio de Hacienda y Crédito Público. Para tales efectos, la mencionada  Dirección determinará la cuenta a la que deberán ser girados los recursos del  mencionado Programa. Para la administración e inversión de los recursos, la  Dirección General de Crédito Público y del Tesoro Nacional los manejará en  cuentas independientes de los demás recursos que administre la Dirección,  teniendo en cuenta la normatividad que aplique para la inversión de dichos  recursos.    

(Decreto 1124 de 2008,  artículo 3°)    

Artículo 2.2.3.3.2.4. Destinación de los recursos. Los recursos del Fondo de Apoyo Financiero para la  Energización de las Zonas No Interconectadas -FAZNI-, y los rendimientos que  generen la inversión temporal de sus recursos, se utilizarán de acuerdo con la  ley y con las políticas de energización que para las zonas no Interconectadas  determine el Ministerio de Minas y Energía, conforme con los lineamientos de  política establecidos por el Consejo Nacional de Política Económica y Social en  documentos tales como el Conpes 3108 de 2001 y 3453  de 2006, para financiar planes, programas y/o proyectos priorizados de inversión  para la construcción e instalación de la nueva infraestructura eléctrica y para  la reposición o la rehabilitación de la existente, con el propósito de ampliar  la cobertura y procurar la satisfacción de la demanda de energía en las Zonas  No Interconectadas.    

Parágrafo 1°.  Los costos de preinversión en que hubiesen  incurrido las entidades proponentes de los planes, programas y/o proyectos que  finalmente hubiesen sido aprobados para su ejecución, deberán ser considerados  para reembolso parcial o total con recursos del FAZNI siguiendo los  lineamientos establecidos en este decreto.    

Parágrafo 2°.  En ningún caso se podrán financiar estudios de prefactibilidad y  factibilidad de los planes, programas y proyectos de inversión que tengan la  misma finalidad del parágrafo anterior por un monto superior al 15 % de los  recursos recaudados en cada vigencia fiscal.    

Parágrafo  3°. Adicionado por el Decreto 99 de 2021,  artículo 5º. Los recursos del FAZNI podrán destinarse a la energización de  Usuarios Aislados que serán atendidos mediante Redes Logísticas y de Servicios.    

(Decreto 1124 de 2008,  artículo 4°)    

SUBSECCIÓN 2.1    

DE LA ADMINISTRACIÓN DE LOS RECURSOS DEL FONDO DE APOYO  FINANCIERO PARA LA ENERGIZACIÓN DE LAS ZONAS NO INTERCONECTADAS -FAZNI-    

Artículo 2.2.3.3.2.2,1.1. Comité de Administración. El Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las  Zonas No Interconectadas -FAZNI-, tendrá un Comité de Administración (CAFAZNI),  que estará integrado de la siguiente manera:    

1. Por el Ministro de Minas y Energía, quien lo  presidirá, o su delegado.    

2. Por el Viceministro de Energía, o su delegado.    

3. Por el Director de la UPME o su delegado.    

En caso de delegación por parte del Ministro, el Comité  será presidido por el Viceministro.    

El Comité de Administración aprobará, objetará e impartirá  instrucciones y recomendaciones sobre los planes, programas y/o proyectos que  le hayan sido presentados para financiación con cargo a los recursos del Fondo  de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas No Interconectadas  -FAZNI-.    

Parágrafo. El  Comité de Administración podrá invitar a sus reuniones a funcionarios del  Instituto de Planificación, y Promoción de Soluciones Energéticas -IPSE-, de la  Unidad de Planeación Minero Energética -UPME- o de cualquier entidad que  considere pertinente o necesario para analizar asuntos de su competencia.    

(Decreto 1124 de 2008,  artículo 5°)    

SUBSECCIÓN 2.2    

DE LOS PROYECTOS FINANCIABLES Y DE SU PRESENTACIÓN AL  COMITÉ DE ADMINISTRACIÓN    

Artículo 2.2.3.3.2.2.2.1. Apoyo Técnico. El  Ministerio de Minas y Energía conformará un grupo de apoyo técnico, que  adelantará las siguientes funciones:    

1. Proveer la Secretaría Técnica del CAFAZNI, quien  organizará los documentos que se presenten al Comité, convocará las reuniones  programadas por el Presidente del Comité, actualizará el registro de proyectos  a ser financiados con recursos del FAZNI, elaborará las memorias de las  reuniones del Comité y mantendrá los informes de gestión de las entidades  ejecutoras de los proyectos aprobados.    

2. Informar a sus miembros sobre los conceptos emitidos por  parte del Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas para  las Zonas No Interconectadas – IPSE, como resultado del estudio de viabilidad  técnica y financiera realizados a cada proyecto.    

3. Llevar a cabo el seguimiento a las actividades de los  proyectos correspondientes aprobados para la ejecución con recursos del FAZNI.  Este seguimiento no reemplaza la interventoria, que  podrá ser ejercida de manera directa por el IPSE o, bajo su supervisión y  coordinación, por intermedio de terceros.    

(Decreto 1124 de 2008,  artículo 6°)    

Artículo 2.2.3.3.2.2.2.2. Mecanismos de presentación de los planes, programas y proyectos. Los planes, programas y proyectos que serán elegibles  para asignación de fondos del FAZNI, se podrán presentar por medio de los  siguientes mecanismos:    

1. Como resultado de las invitaciones públicas diseñadas  por el Ministerio de Minas y Energía para proyectos de inversión en  infraestructura en las Zonas No Interconectadas.    

2. Como resultado de las invitaciones públicas diseñadas  por el Ministerio de Minas y Energía para la implementación parcial o total de  la infraestructura requerida por medio de los esquemas sostenibles de gestión  para la prestación del servicio de energía eléctrica en las Zonas No  Interconectadas de que trata el artículo 65 de la Ley 1151 de 2007,  subrogado por el artículo 114 de la Ley 1450 de 2011.    

3. Por iniciativa de las Entidades Territoriales, del  IPSE, o de las empresas prestadoras del servicio de energía eléctrica ya sean  estas pertenecientes al Sistema Interconectado Nacional – SIN, o a las Zonas No  Interconectadas, ZNI. En caso de que los proyectos hagan parte de los esquemas  descritos en los numerales 1 y 2 los mismos no podrán ser presentados mediante  el mecanismo descrito en este numeral.    

Para los esquemas de presentación de proyectos descritos  en los numerales 1 y 2 anteriores, el Ministerio de Minas y Energía establecerá  las condiciones de los proyectos en los reglamentos respectivos, conforme con  los lineamientos del presente decreto.    

(Decreto 1124 de 2008,  artículo 7°)    

Artículo 2.2.3.3.2.2.2.3. Derogado por el Decreto 1623 de 2015,  artículo 8º. Distribución de los recursos entre los planes,  programas y/o proyectos elegibles. La  prioridad para la distribución de los recursos del Fondo de Apoyo Financiero  para la Energización de las Zonas No Interconectadas -FAZNI-, se determinará  con base en los siguientes criterios:    

1.  Para los planes, programas y/o proyectos presentados bajo los esquemas  descritos en los numerales 1 y 2 del artículo 7° del presente decreto se  tendrán en cuenta criterios de:    

(i) Menor aporte estatal  requerido, entendido este como los aportes de inversión y subsidios de  operación, y/o (ii) Contribución al  uso de fuentes de energías renovables o alternativas.    

2.  Para los planes, programas y/o proyectos presentados bajo los esquemas  descritos en el numeral 3 del artículo 2.2.3.3.2.2.2. del presente decreto se  tendrán en cuenta criterios de:    

(i)  Menor aporte estatal requerido entendido este como los aportes de inversión y  subsidios de operación;    

(ii) Mayor número de usuarios beneficiados, y/o    

(iii) Contribución a la innovación tecnológica para el uso  de fuentes de energía renovables o alternativas.    

(Decreto 1124 de 2008,  artículo 8°)    

Artículo 2.2.3.3.2.2.2.4. Condiciones generales para los planes, programas y/o proyectos. Los planes, programas y/o proyectos, que se presentarán  ante el Comité de Administración deberán contener el desarrollo de las  siguientes condiciones:    

a) Los planes de inversión estarán conformados por  programas y proyectos de inversión en nueva infraestructura eléctrica, de  reposición o la rehabilitación de la existente, se podrán financiar elementos  que sean favorables al Uso Racional de Energía – URE, siempre que sea favorable  financieramente para la Nación. Dicha infraestructura puede incluir todos  aquellos elementos necesarios para la generación, transporte, distribución, uso  racional y eficiente de energía y suministro de energía eléctrica al usuario  final, incluyendo su conexión y medición;    

b) Dentro de los recursos financieros a solicitar para la  implementación de los proyectos de inversión se incluirán los costos de preinversión, la construcción, instalación, reposición y/o  rehabilitación de activos aptos para la prestación del servicio de energía, así  como las interventorias a que haya lugar y los costos  de administración de los recursos en que incurran aquellas entidades  seleccionadas cuando se implementen los proyectos por medio de administraciones  delegadas. Estos costos podrán tener un tope, el cual se consignará en las  correspondientes invitaciones públicas;    

c) Los proyectos de rehabilitación o recuperación de la  capacidad nominal de plantas de generación o de redes de subtransmisión o de  distribución serán financiados solamente si se demuestra que dicho costo es  inferior al costo de realizar la inversión en activos nuevos, tomando como  referencia su vida útil remanente y la inherente depreciación en libros;    

d) Los planes, programas y proyectos deberán contar con  las fuentes de financiación suficiente para asegurar su ejecución y  terminación, así como para la interventoría, la auditoria, la administración,  la operación y el mantenimiento de los mismos;    

e) En aquellos casos de falla total e irrecuperable de  los sistemas de generación existentes que impidan la normal prestación del  servicio en las localidades, el Comité de Administración deberá expedir una  metodología especial con el fin de determinar prioridades y asignar recursos  para recuperar la prestación del servicio en la forma más inmediata y eficiente  posible. En estos casos el Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones  Energéticas para las Zonas No Interconectadas – IPSE, o quien este delegue,  presentará los proyectos;    

f) Los proyectos de innovación tecnológica para el uso de  fuentes de energía renovable o alternativa que se presenten, deberán beneficiar  directamente la prestación del servicio, ya sea en la localidad donde se  implemente el proyecto que podrá estar interconectada, en cuyo caso deberán  beneficiar indirectamente aquellas localidades cercanas que no se encuentran  interconectadas al SIN;    

g) Aquellos proyectos correspondientes a una misma zona  geográfica y que hayan sido presentados por separado para solicitud de recursos  FAZNI, deberán ser integrados en un solo programa de implementación durante la  fase de estudio de viabilidad técnica y financiera desarrollado por el IPSE,  cuando las condiciones de planeación lo permitan.    

Parágrafo. Con  los recursos destinados para el Fondo de Apoyo Financiero para las Zonas No  Interconectadas – FAZNI, se podrá cubrir los requerimientos de servidumbres,  compra de predios y la ejecución de los planes de mitigación ambiental necesarios  para la ejecución de los Planes, Programas y Proyectos, en un porcentaje que  será establecido en las respectivas invitaciones públicas.    

(Decreto 1124 de 2008,  artículo 9°)    

Artículo 2.2.3.3.2.2.2.5. Derogado por el Decreto 1623 de 2015,  artículo 8º. Requisitos de presentación de los planes,  programas y proyectos. Los planes, programas y proyectos que sean  presentados ante el Comité de Administración dentro del mecanismo descrito en  el numeral 3 del artículo 7° deberán cumplir los siguientes requisitos:    

1. Que  el respectivo plan, programa o proyecto se encuentre registrado en el Banco de  Proyectos de Inversión -BPIN-.    

2.  Presentación del esquema institucional que garantice su administración,  operación y mantenimiento.    

3.  Garantía de seriedad y/o cumplimiento que cubra la calidad de los diseños  presentados para el proyecto.    

4.  Concepto Favorable del IPSE emitido como resultado de la evaluación sobre el  estudio de la viabilidad técnica y financiera del plan, programa o proyecto.    

En los  proyectos de interconexión eléctrica al Sistema Interconectado Nacional – SIN,  además de los anteriores requisitos, se deberá presentar al CAFAZNI por parte  del IPSE, un previo concepto sobre el cumplimiento de criterios de eficiencia y  de expansión definidos por la CREG y la UPME, de acuerdo con lo establecido en  la Sección 2. Políticas y Directrices relacionadas con el Aseguramiento de la  Cobertura del Servicio de Electricidad, Título de Energía Eléctrica del  presente decreto o aquella normatividad que la modifique, sustituya o  complemente.    

(Decreto 1124 de 2008,  artículo 10°, modificado por el artículo 1° del Decreto 4813 de 2008)    

Artículo 2.2.3.3.2.2.2.6. Ejecución de los recursos y propiedad de los activos. Los recursos del Fondo de Apoyo Financiero para la  energización de las Zonas No Interconectadas -FAZNI-, se ejecutarán por parte  del Ministerio de Minas y Energía, conforme a la política de energización a que  se refiere el artículo 4° del presente decreto. En todo caso, las inversiones  con recursos del Fondo de Apoyo Financiero para la energización de las Zonas No  Interconectadas -FAZNI-, en los planes, programas y proyectos tendrán como  titular a la Nación – Ministerio de Minas y Energía en proporción a su aporte.    

Los activos que se construyan con los recursos del Fondo  de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas No Interconectadas,  FAZNI, podrán ser aportados al Operador de Red o la Empresa que se  responsabilizará de la operación comercial, que brindó concepto técnico y financiero  favorable al plan, programa o proyecto de acuerdo con los lineamientos  establecidos en los Decretos 387 y 388 de 2007 y  aquella normatividad que la modifique, sustituya o complemente y en aplicación  a lo dispuesto en el artículo 87.9 de la Ley 142 de 1994,  modificado por el artículo 143 de la Ley 1151 de 2007, subrogado  por el artículo 99 de la Ley 1450 de 2011 y  aquella norma que la modifique o sustituya.    

(Decreto 1124 de 2008,  artículo 11)    

Artículo 2.2.3.3.2.2.2.7. Criterios para el reembolso de costos de preinversión.  Los costos de preinversión  que se ocasionen como resultado de los mecanismos contemplados en los numerales  1 y 2 del artículo 7° serán reconocidos en su totalidad, y podrá cubrir los  costos de estudios y/o diseños, así como la elaboración de pliegos. Cuando la  presentación de proyectos se realice conforme a los esquemas descritos en el  numeral 3 de dicho artículo, se reembolsarán los recursos teniendo en cuenta  los siguientes aspectos:    

a) Los costos de preinversión  de los planes, programas o proyectos presentados por el IPSE no podrán ser  sujetos de reembolso alguno;    

b) La entidad o empresa proponente del plan, programa o  proyecto deberá presentar una solicitud de reembolso incluida en la  documentación del proyecto presentada al Secretario del CAFAZNI, que esté  debidamente discriminada y contenga los documentos necesarios (contratos,  facturas, cuentas de cobro, personal propio dedicado y los que se consideren  necesarios) que sustenten los costos en que incurrió la entidad;    

c) Para ser tenida en cuenta en el reembolso de costos de  preinversión, la entidad o empresa deberá presentar  una garantía de seriedad y/o cumplimiento por parte de los ejecutores de los  trabajos de preinversión, cuyas condiciones y  términos serán determinadas por el CAFAZNI;    

d) El tope de reembolso no podrá superar el 15% del valor  de las obras directas propuestas;    

e) Los reembolsos serán realizados posteriormente al  replanteo que realice el ejecutor del proyecto.    

Parágrafo. Los  diseños utilizados para la preparación de los proyectos cuyos costos estén  incluidos en el reembolso solicitado, pasarán a ser de propiedad y uso  exclusivo de la Nación.    

Dichos diseños podrán ser utilizados por el IPSE para la  estructuración de proyectos nuevos y no podrán ser utilizados por otras  entidades para presentar nuevos proyectos, a menos que hayan recibido  autorización de parte del Ministerio de Minas y Energía a través del IPSE. En  tales casos no se podrá incluir para reembolso los costos de estos diseños.    

(Decreto 1124 de 2008,  artículo 12)    

Subsección 2.3    

Nota:  Subsección 2.3 adicionada por el Decreto 1623 de 2015,  artículo 7º.    

Artículo 2.2.3.3.2.2.3.1. Modificado por el Decreto 99 de 2021,  artículo 4º. Expansión de la cobertura del servicio  de energía eléctrica en las Zonas No Interconectadas (ZNI). La  ampliación de cobertura del servicio público de energía eléctrica a usuarios a  quienes no sea eficiente conectar al Sistema Interconectado Nacional (SIN), se  podrá realizar mediante soluciones centralizadas o individuales, las cuales  serán construidas y operadas principalmente por un Operador de Red del Sistema  Interconectado Nacional (SIN), o a través de esquemas empresariales tales como  las Áreas de Servicio Exclusivo (ASE). Dichas inversiones podrán ser realizadas  tanto con recursos públicos como recursos mixtos o privados. Las inversiones se  regirán de acuerdo con las leyes y la regulación vigente y serán remuneradas a  través de los esquemas tarifarios dispuestos por la Comisión de Regulación de  Energía y Gas (CREG), para tal fin.    

Parágrafo. Para la  determinación de las soluciones centralizadas o individuales mencionadas en  este artículo, las empresas deberán priorizar fuentes no convencionales de  energía o gas licuado de petróleo, según sea económica y/o técnicamente más eficiente.    

Texto  inicial del artículo 2.2.3.3.2.2.3.1: “Expansión de la cobertura del servicio de  energía eléctrica en zonas aisladas. La ampliación de cobertura del  servicio de energía eléctrica a usuarios a quienes no sea económicamente  eficiente conectar al SIN, se realizará mediante soluciones aisladas  centralizadas o individuales y microrredes, las cuales serán construidas y  operadas principalmente por OR del SIN, o a través de esquemas empresariales  tales como las Áreas de Servicio Exclusivo, ASE. Dichas inversiones podrán ser  realizadas tanto con recursos públicos como con inversiones a riesgo efectuadas  por empresas prestadoras del servicio. En este último caso las inversiones  serán remuneradas a través de tarifas.    

Parágrafo 1°. Para la determinación de  las soluciones aisladas mencionadas en este artículo las empresas deberán  priorizar fuentes no convencionales de energía o gas licuado de petróleo, según  sea económicamente más eficiente.    

Parágrafo 2°. La vinculación de capital  privado en la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica  continuará rigiéndose exclusivamente por lo establecido en la Ley 142 de 1994  y en el régimen de ASE.”.    

Artículo 2.2.3.3.2.2.3.2. Modificado por el Decreto 99 de 2021,  artículo 6º. Metodología de remuneración de la  prestación del servicio en Zonas No Interconectadas (ZNI). La  metodología para remunerar las actividades de generación, distribución y  comercialización en las Zonas No Interconectadas (ZNI), expedida por la  Comisión de Regulación en Energía y Gas (CREG), deberá tener en cuenta al menos  las particularidades de las regiones donde se preste el servicio y los  siguientes elementos:    

1. La remuneración del servicio  debe considerar el número y dispersión de los usuarios a ser atendidos, así  como las particularidades de las regiones en las que se preste el servicio.    

2. La metodología deberá  discriminar los costos asociados a atender usuarios con Soluciones  Centralizadas o con Soluciones Individuales.    

Parágrafo. La  Comisión de Regulación en Energía y Gas (CREG), definirá, con base en las áreas  de influencia, las tarifas y condiciones aplicables a los usuarios que sean  atendidos mediante el esquema de Redes Logísticas y de Servicio.    

Texto  inicial del artículo 2.2.3.3.2.2.3.2: “Metodología de remuneración de la prestación del servicio en ZNI. La  metodología para remunerar las actividades de generación, distribución y  comercialización en las ZNI expedida por la CREG deberá tener en cuenta las  particularidades de las regiones donde se preste el servicio y los siguientes  elementos:    

1. El WACC con el  que se remuneren las inversiones debe considerar los riesgos de atender  usuarios en zonas aisladas.    

2. La metodología  debe discriminar los costos asociados a atender usuarios con soluciones  aisladas centralizadas o individuales y microrredes conforme al número y  dispersión de los usuarios a ser atendidos, considerando las particularidades  de las regiones en las que se preste el servicio.    

3. En el caso de las  nuevas inversiones para la generación de energía mediante fuentes de energía no  convencionales, el cargo que remunera la generación será aquel de la generación  con combustible diésel en el momento de realizar la inversión, y será estable  por un período de tiempo suficiente para que se recuperen los costos eficientes  de inversión, los cuales serán fijados conforme a la tecnología empleada.    

Para efectos de  determinar el mencionado periodo de tiempo se entenderá que la totalidad del  cargo de generación se destinará a recuperar los costos eficientes de  inversión. La CREG determinará la forma de remunerar estos activos una vez  termine el periodo mencionado en este numeral.    

4. Numeral suprimido por el Decreto 1513 de 2016,  artículo 5º.  Establecer  esquemas diferenciales de prestación del servicio público domiciliario de energía  eléctrica aplicable en las zonas en donde se expanda el servicio de energía  eléctrica, con el fin de reducir los costos de prestación del servicio. Estos  esquemas también podrán aplicarse a aquellos proyectos que no han entrado en  operación a la fecha de entrada en vigencia del presente decreto.”.    

Artículo  2.2.3.3.2.2.3.3. Esquema de subsidios  aplicable a los usuarios de las ZNI. El  MME, determinará la forma en que se otorgarán los subsidios a las tarifas de  los usuarios del servicio público de energía eléctrica en las Zonas No  Interconectadas. Para esto deberá tener en cuenta el tipo de tecnología de  generación y los principios y criterios establecidos en las Leyes 142 y 143 de  1994.    

Para  efectos de lo establecido en este artículo el MME expedirá una resolución  dentro de los cuatro meses siguientes a la entrada en vigencia del presente  decreto.    

Artículo  2.2.3.3.2.2.3.4. Sistema de  información de las ZNI. El  MME implementará un sistema para el manejo de la información concerniente a las  ZNI. Dicho sistema adelantará las siguientes actividades, sin perjuicio de  otras que el MME estime pertinente a través de resolución:    

1.  Se conectará con el SUI y el CNM operado por el IPSE con el objetivo de tomar  información.    

2.  Liquidará los valores aplicables en materia de subsidios.    

3.  Tendrá el inventario actualizado y georreferenciado de la infraestructura  utilizada para la prestación del servicio, incluyendo equipos de generación,  transformación, redes, soluciones aisladas centralizadas o individuales y  microrredes.    

4.  Almacenará la información histórica consolidada relativa a tarifas, número de  usuarios, demanda, generación, facturación, subsidios otorgados, pérdidas,  consumo de combustible, entre otros. Esta información podrá ser tomada del SUI  y del CNM.    

5.  Tendrá el listado actualizado de los diferentes prestadores del servicio por  municipio y actividad desarrollada.    

6.  La información de carácter público podrá ser consultada a través de la página  web del MME.    

Los  agentes prestadores del servicio tendrán la obligación de reportar la información  en la forma y condiciones establecidas por el MME. El reporte oportuno de dicha  información, así como su veracidad y exactitud será requisito para el giro de  los recursos correspondientes a los subsidios a las tarifas de los usuarios del  servicio público de energía eléctrica.    

Parágrafo. El MME establecerá  los protocolos y demás características que deben cumplir los equipos para el  envío de información al sistema, en caso de que dichos equipos no estén  conectados al CNM operado por el IPSE.    

Artículo  2.2.3.3.2.2.3.5. Centro Nacional de  Monitoreo. El IPSE continuará  operando el CNM. Además de las actividades que actualmente se realizan a través  de dicho Centro, se realizarán las siguientes:    

1.  Mantener una base de datos actualizada de los equipos de generación, incluyendo  sus características técnicas, transformación y las redes de distribución  ubicadas en las ZNI. La ubicación de dichos activos deberá estar  georreferenciada.    

2.  Capturar la información de la generación de todas las plantas ubicadas en las  ZNI. Para ello deberá utilizar sistemas de captura y transmisión de datos  codificados que no sean susceptibles de manipulación.    

3.  Mantener un canal de comunicación con el sistema de información de que trata el  artículo anterior.    

Parágrafo 1°. Los requerimientos de  los sistemas de captura deberán ser proporcionales al tamaño de la respectiva  planta.    

Parágrafo 2°. La información  deberá estar almacenada en una base de datos y en un formato de acceso público  vía internet.    

Artículo  2.2.3.3.2.2.3.6. Estándares de  calidad de sistemas aislados individuales. El MME establecerá los estándares de calidad  mínimos que deben cumplir los sistemas aislados individuales para garantizar la  prestación del servicio. Los estándares incluyen la calidad del servicio y, en  los casos en los que las inversiones se hagan con recursos públicos, las  especificaciones técnicas mínimas de los equipos. El promedio de generación de  estas soluciones será igual o menor al consumo básico de subsistencia.    

Artículo 2.2.3.3.2.2.3.7. Modificado por el Decreto 1513 de 2016,  artículo 6º. Expansión, reposición, rehabilitación y/o modernización del servicio  mediante proyectos financiados con recursos del FAZNI. La aprobación de proyectos para la ampliación o modernización  de la cobertura en las ZNI, a ser financiados con recursos del FAZNI, sin que  por ello deban limitarse exclusivamente a esta fuente de financiación, podrá  realizarse por el MME, previa viabilidad técnica y financiera efectuada por el  IPSE, cuando el MME así lo requiera, mediante alguno(s) de los siguientes  mecanismos:    

1. Esquemas  empresariales. El MME podrá aportar recursos del FAZNI para asegurar el  cierre financiero de esquemas empresariales que se estructuren en ejercicio de  sus funciones, incluyendo ASE.    

A través  de tales esquemas, el Ministerio de Minas y Energía también podrá financiar  programas y proyectos de inversión en nueva infraestructura eléctrica, de  reposición, rehabilitación y/o modernización de la existente, mediante mecanismos  de vinculación de capital privado, de conformidad con lo que determine la ley.    

2. Proyectos  presentados por los Entes Territoriales. El MME podrá aprobar para su  financiación proyectos que hubieren sido presentados por los Entes  Territoriales.    

3. Proyectos  adjudicados mediante convocatorias que podrán ser realizadas por el MME o la  entidad delegada por este. El MME podrá, mediante resolución, implementar  el funcionamiento de tales convocatorias para la construcción de proyectos para  ampliación de cobertura financiados con recursos del FAZNI. En dicha resolución  se definirán las calidades de los participantes, el proceso de convocatoria y  asignación, el esquema de garantías, los requisitos técnicos de los proyectos,  las condiciones de los contratos a celebrar con adjudicatarios y el esquema de  interventoría, entre otros.    

4. Proyectos estratégicos por su impacto económico o social,  necesarios para el cumplimiento de metas o programas nacionales, o que se  consideren estratégicos por su afectación económica o social.    

Parágrafo.  Los Prestadores del Servicio en el área de  influencia de los proyectos financiados con recursos FAZNI, deberán adelantar  las labores de administración, operación y mantenimiento, sin que les sea  posible oponer requisitos técnicos distintos de los establecidos en el RETIE.    

Texto inicial del artículo 2.2.3.3.2.2.3.7: “Expansión  del servicio mediante proyectos financiados con recursos del FAZNI. Los recursos del FAZNI podrán ser utilizados para la financiación  de proyectos de expansión de infraestructura eléctrica de los siguientes tipos:    

1. Esquemas empresariales. El MME podrá aportar recursos del FAZNI para asegurar el cierre  financiero de esquemas empresariales que estructure en ejercicio de sus  funciones, incluyendo ASE.    

2. Proyectos adjudicados mediante convocatorias para la construcción de  proyectos para ampliación de cobertura realizadas por el MME, o la entidad  delegada por este. El MME, mediante  resolución, implementará el funcionamiento de las convocatorias para la  construcción de proyectos para ampliación de cobertura financiados con recursos  del FAZNI. En dicha resolución se definirán las calidades de los participantes,  el proceso de convocatoria y asignación, el esquema de garantías, los  requisitos técnicos de los proyectos, las condiciones de los contratos a  celebrar con adjudicatarios y el esquema de interventoría, entre otros.    

3. Otros proyectos establecidos por el MME. El MME podrá adjudicar la  construcción de proyectos que se consideren estratégicos por su impacto  económico o social, o por ser necesarios para el cumplimiento de las metas y  programas nacionales, o por tratarse de proyectos que van a ser cofinanciados  con otras entidades públicas o privadas.    

El funcionamiento de  dicho mecanismo de adjudicación será definido por el MME mediante resolución.    

Parágrafo 1°. Adicionalmente a los  recursos del FAZNI, estos proyectos podrán ser cofinanciados con otras fuentes  de financiación.    

Parágrafo 2°. Los contratos suscritos  con anterioridad a la expedición del presente decreto que actualmente se  ejecutan con recursos del FAZNI seguirán rigiéndose por las disposiciones  contenidas en ellos.”.    

Artículo  2.2.3.3.2.2.3.8. Áreas de Servicio  Exclusivo.  El MME podrá establecer ASE para la prestación del servicio de energía  eléctrica en las Zonas No Interconectadas, en los términos establecidos en el  artículo 65 de la Ley 1151 de 2007,  disposición reproducida por el artículo 114 de la Ley 1450 de 2011.  Para estos efectos determinará, entre otros:    

1.  La asignación del riesgo de demanda, los indicadores de calidad, las  obligaciones de ampliación de cobertura y la participación de las fuentes no  convencionales de energía, incluyendo los incentivos para sustituir la  generación con diésel.    

2.  La metodología y requisitos para seleccionar el prestador del servicio a partir  de un concurso abierto.    

Artículo  2.2.3.3.2.2.3.9. Condiciones de  prestación del servicio de energía eléctrica. La CREG, mediante resolución, definirá los  indicadores y metas de calidad que deben cumplir los prestadores del servicio  de energía eléctrica en las ZNI, al igual que los incentivos para alcanzar dichas  metas y reducir las pérdidas de energía. También determinará las obligaciones  de dichos prestadores en relación con el reporte de información asociada a la  prestación del servicio. La SSPD deberá hacer seguimiento a dichos indicadores  y publicar semestralmente sus resultados.    

Artículo 2.2.3.3.2.2.3.10.  Reglamentado por la Resolución  4-0094 de 2021, M. Minas. Adicionado por el Decreto 99 de 2021,  artículo 7º. Determinación de áreas de influencia y priorización de esquemas de  ampliación de coberturas. El Ministerio de Minas y Energía, o la  entidad que este delegue, definirá los criterios para determinar las áreas de  influencia en las que un Operador de Red podrá vincular Usuarios Aislados en su  cargo de distribución, teniendo en cuenta, entre otros, criterios de libre  mercado que permitan agilizar la ampliación de cobertura y la sostenibilidad  del servicio.    

El Ministerio de Minas y  Energía definirá los lineamientos que le permitan a los prestadores del servicio  de energía eléctrica y las entidades territoriales, priorizar los esquemas de  ampliación de cobertura previstos en el Decreto 1073 de 2015  o aquellas normas que lo modifiquen adicionen o sustituyan, y demás normas  pertinentes. En todo caso, podrán priorizarse los esquemas tarifarios previstos  en la regulación. El Ministerio de Minas y Energía podrá establecer el plazo  máximo en el cual se podrán adoptar las medidas necesarias para incorporar las  metodologías de expansión de cobertura y esquemas tarifarios dispuestos en la  ley.    

Artículo 2.2.3.3.2.2.3.11.  Reglamentado por la Resolución  4-0094 de 2021, M. Minas. Adicionado por el Decreto 99 de 2021,  artículo 8º. Incorporación de esquemas de atención a Usuarios Aislados. La  Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) adoptará las medidas necesarias  para incorporar los esquemas de atención a Usuarios Aislados en los cargos de  distribución y demás esquemas tarifarios, e indicará el plazo en el que los  Operadores de Red podrán para realizar ajustes a los planes de expansión de  cobertura.    

Posteriormente, la Unidad de  Planeación Minero Energética (UPME), en el término que defina el Ministerio de  Minas y Energía, incluirá lo correspondiente a Usuarios Aislados a la  metodología de presentación y evaluación de los Planes de Expansión de  Cobertura de los Operadores de Red (PECOR).    

Artículo  2.2.3.3.2.2.3.12. Adicionado por el Decreto 99 de 2021,  artículo 9º. La Unidad de Planeación Minero-Energética deberá incorporar la  ampliación de cobertura que se realice mediante el esquema de Redes Logísticas  y de Servicio, en el Plan Indicativo de Expansión de Cobertura (PIEC).    

SECCIÓN 3    

Nota: Sección 3 derogada por el Decreto 1580 de 2022,  artículo 2º, con la entrada en operación del FONENERGÍA, en los términos  descritos en el artículo 2.2.8.1.2 del DUR. Minas y Energía.    

PRONE    

SUBSECCIÓN 3.1    

DEL PROGRAMA DE NORMALIZACIÓN DE REDES ELÉCTRICAS    

Artículo 2.2.3.3.3.1.1. Programa de Normalización de Redes Eléctricas. De acuerdo con el artículo 1° de la Ley 1117 de 2006, el Programa  de Normalización de Redes Eléctricas tendrá como objetivos la legalización de  usuarios y la adecuación de las redes a los reglamentos técnicos vigentes, en  barrios subnormales, situados en municipios del Sistema Interconectado  Nacional, SIN.    

Parágrafo. El  Programa de Normalización de Redes Eléctricas, que se denominará PRONE,  consiste en la financiación por parte del Gobierno Nacional de planes,  programas o proyectos elegibles de conformidad con las reglas establecidas en  el presente decreto y las normas que lo sustituyan o complementen, cuya  vigencia serán igual a la establecida para los diferentes fondos que financien  el Programa.    

(Decreto 1123 de 2008,  artículo 1°)    

Artículo 2.2.3.3.3.1.2. Recursos para el Programa de Normalización de Redes Eléctricas. El Programa de Normalización de Redes Eléctricas será  financiado hasta con un 20% del recaudo de los recursos del Fondo de Apoyo  Financiero para la Energización de las Zonas Rurales Interconectadas, FAER, de  acuerdo con lo dispuesto en el artículo 1° de la Ley 1117 de 2006 y  con los recursos previstos en el artículo 68 de la Ley 1151 de 2007,  subrogado por el artículo 104 de la Ley 1450 de 2011, con  los ajustes establecidos en la Resolución CREG-003-2008 y de aquellas que la  modifiquen o sustituyan, estarán a cargo del Administrador del Sistema de  Intercambios Comerciales –ASIC–, quien recaudará de los dueños de los activos  del Sistema de Transmisión Nacional –STN–, el valor correspondiente y entregará  las sumas recaudadas, dentro de los tres (3) días siguientes a su recibo, en la  cuenta que para tal propósito determine el Ministerio de Hacienda y Crédito  Público.    

Parágrafo 1°. No  serán asumidos con recursos del PRONE la compra de predios, los requerimientos  de servidumbres y la ejecución de los planes de mitigación ambiental necesarios  para el desarrollo de los planes, programas o proyectos de electrificación  rural.    

Parágrafo  2°. Dentro de los recursos financieros a solicitar para la  implementación de los proyectos de inversión se incluirán la construcción,  instalación, así como las interventorías a que haya lugar y los costos de  administración de los recursos en que incurran aquellas entidades seleccionadas  cuando se implementen los proyectos por medio de ad ministraciones delegadas. Estos costos podrán tener un  tope, el cual se consignará en las correspondientes invitaciones públicas.    

Parágrafo 3°. El  Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, ASIC, presentará  mensualmente al Ministerio de Minas y Energía una relación de las sumas  liquidadas y las recaudadas, en la forma que determine este Ministerio, con el  fin de verificar el cumplimiento de las obligaciones por parte de los  propietarios de los activos del Sistema de Transmisión y del ASIC como  recaudador.    

(Decreto 1123 de 2008,  artículo 2°)    

SUBSECCIÓN 3.2    

DE LA ADMINISTRACIÓN DE LOS RECURSOS    

Artículo 2.2.3.3.3.3.2.1. Comité de Administración. El Programa de Normalización de Redes Eléctricas, PRONE,  tendrá un Comité de Administración integrado de la siguiente manera:    

1. Por el Ministro de Minas y Energía, quien lo presidirá  o su delegado.    

2. Por el Viceministro Energía o su delegado.    

3. Por el Director de Energía del Ministerio de Minas y  Energía.    

En caso de delegación por parte del Ministro, el Comité  será presidido por el Viceministro.    

El Comité de Administración aprobará la priorización de  los planes, programas o proyectos siguiendo los criterios establecidos en el  presente decreto, determinará los mecanismos para la interventoría de los  proyectos a ejecutarse y establecerá su propio reglamento. De igual forma,  podrá invitar a sus reuniones a funcionarios de cualquier entidad que considere  pertinente o necesario para analizar asuntos de su competencia.    

(Decreto 1123 de 2008,  artículo 3°)    

Artículo 2.2.3.3.3.3.2.2. Apoyo Técnico. El  Ministerio de Minas y Energía contará con apoyo técnico y operativo, que  adelantará las siguientes funciones:    

1. Proveer la Secretaría Técnica del PRONE, quien tendrá,  entre otras, las siguientes funciones:    

(i) Organizar los documentos que se presenten al Comité;    

(ii) Convocar las reuniones  programadas por el Presidente del Comité;    

(iii) Organizar y actualizar el  registro de proyectos a ser financiados con recursos del PRONE;    

(iv) Elaborar las memorias de  las reuniones del Comité e informar al mismo sobre los conceptos rendidos por  el Grupo de Apoyo Técnico.    

2. Realizar las siguientes labores técnicas:    

(i) Elaborar los reglamentos para las convocatorias de  ejecución de planes, programas o proyectos;    

(ii) Revisar y validar los  requisitos sobre los planes, programas o proyectos que sean recibidos para ser  financiados con recursos del PRONE;    

(iii) Presentar al Comité de  Administración del PRONE un informe para la revisión y consideración sobre los  planes, programas o proyectos que sean viables técnica y financieramente;    

(iv) Asesorar en la elaboración  de los contratos con los ejecutores de los planes, programas o proyectos a  quienes les sea aprobada la asignación de recursos del PRONE;    

(v) Las demás que les sean asignadas.    

3. Llevar a cabo el seguimiento al cumplimiento de las  actividades por parte de la interventoría técnica que haya contratado o  dispuesto la empresa distribuidora de energía eléctrica, para los proyectos  correspondientes.    

(Decreto 1123 de 2008,  artículo 4°)    

SUBSECCIÓN 3.3.    

DE LA PRESENTACIÓN DE PROYECTOS AL COMITÉ DE  ADMINISTRACIÓN    

Artículo 2.2.3.3.3.3.3.1. Presentación de proyectos. El Ministerio de Minas y Energía realizará las  convocatorias necesarias con amplia publicidad anunciando las fechas de  presentación de planes, programas o proyectos en cada una de ellas. Cada  convocatoria establecerá los requisitos, plazos y condiciones para la  priorización y ejecución de los proyectos.    

Parágrafo 1°. El  Ministerio de Minas y Energía realizará las convocatorias de planes, programas o  proyectos hasta que se asignen los recursos disponibles.    

Parágrafo 2°. El  Ministerio de Minas y Energía podrá incluir en las convocatorias las zonas que  sean prioritarias para normalizar buscando favorecer las poblaciones con  mayores índices de pobreza.    

(Decreto 1123 de 2008,  artículo 5°)    

Nota,  artículo 2.2.3.3.3.3.3.1: Ver Resolución  4-0669 de 2019, M. Minas.    

Artículo 2.2.3.3.3.3.3.2. Los desarrolladores de proyectos. Para la presentación y desarrollo de planes, programas y  proyectos de normalización, el Ministerio de Minas y Energía podrá determinar  en cada convocatoria establecida para la asignación de recursos del Programa de  Normalización de Redes Eléctricas PRONE, los desarrolladores de proyectos y si  considera necesaria la apertura de una o varias convocatorias para su  adjudicación.    

En todo caso, el Operador de Red presentará sus planes de  normalización y será el encargado de operar la nueva infraestructura en los  términos del artículo 10° del presente decreto (Modificado por el Decreto 4926 de 2009).    

(Decreto 1123 de 2008,  artículo 6°)    

Artículo 2.2.3.3.3.3.3.3. Requerimientos básicos. Para la presentación de los planes, programas o proyectos  que busquen financiarse con cargo a los recursos del Programa de Normalización  de Redes Eléctricas, el Representante Legal del Operador de Red deberá radicar  en original y en medio magnético en el Ministerio de Minas y Energía o donde  dicho Ministerio establezca, en el reglamento de la convocatoria, los  siguientes requerimientos básicos y aquellos que se establezcan en el  respectivo reglamento de los planes, programas o proyectos:    

1 Carta de presentación con la solicitud de recursos. Se  deberán especificar los datos generales del plan, programa o proyecto y se debe  incluir el domicilio para el envío de la correspondencia e indicar el correo  electrónico para facilitar la comunicación.    

2. El proyecto ajustado a la Metodología General que  genere el archivo mga, para transmitir el BPIN al  DNP.    

3. Garantía de seriedad y/o cumplimiento de la oferta  otorgada de acuerdo al valor que se determine en cada convocatoria, que cubra  la responsabilidad de los diseños y presupuestos presentados, así como los  compromisos del Operador de Red en su propio plan de inversión en normalización  de redes.    

4. Plan de inversiones quinquenal de normalización con  recursos del Operador de Red en donde se incluyen los barrios, municipios,  cobertura expresada en usuarios y cronograma que se cubrirá con recursos del  Operador de Red.    

5. Análisis de Costos y Presupuesto, que incluye el  análisis de costos globales y unitarios estimados para la ejecución del  proyecto.    

6. Diseños Eléctricos y Memorias de Cálculo, que consiste  en los planos y memorias de cálculo donde se deberá consignar información sobre  la infraestructura eléctrica existente, así como la proyectada. Estos se  aportarán a título gratuito de acuerdo con lo establecido en la Ley 1117 de 2006.    

7. Identificación de la población, que corresponde a la  certificación que expida la entidad territorial definiendo la calidad actual  del barrio como subnormal y la estratificación socioeconómica en que quedará el  barrio una vez normalizadas las redes eléctricas.    

8. Acuerdo suscrito entre el Operador de Red y el  comercializador, en el que conste el compromiso de este último para la atención  a los usuarios normalizados.    

9. Certificado del registro de los barrios subnormales en  el Sistema Único de Información que administra la Superintendencia de Servicios  Públicos, SSPD, correspondiente al Plan, Programa o Proyecto.    

10. Cronograma, que consiste en el tiempo que el ejecutor  estime para el desarrollo de las obras.    

11. Carta de compromiso suscrita por el Representante  Legal de la Entidad Territorial mediante la cual se compromete a gestionar los  recursos necesarios requeridos para la infraestructura de alumbrado público.    

(Decreto 1123 de 2008,  artículo 7°)    

Artículo 2.2.3.3.3.3.3.4. Priorización de los planes, programas o proyectos. Una vez se verifique el cumplimiento de los requisitos  establecidos en este decreto y en el reglamento, se realizará el procedimiento  de priorización de proyectos, teniendo en cuenta los siguientes criterios con  los factores de ponderación establecidos en cada convocatoria:    

1. El menor costo por usuario.    

2. El mayor número de usuarios de barrios subnormales  incluidos en los proyectos de inversión de normalización realizados enteramente  por el Operador de Red.    

3. En los casos en que el Ministerio de Minas y Energía  presente zonas prioritarias se dará especial ponderación a los operadores de  red que presenten proyectos en dichas zonas.    

Parágrafo 1°. La  asignación de recursos se realizará según la prioridad establecida de los  proyectos.    

Parágrafo 2°. Serán  gastos elegibles del programa de normalización únicamente el suministro e  instalación de las redes de distribución, los transformadores de distribución,  las acometidas a las viviendas de los usuarios y los medidores o sistema de  medición del consumo. En lo referente al desmonte del material existente a  través del Programa de Normalización de Redes Eléctricas, su costo no podrá  superar el tres por ciento (3%) del valor total del proyecto.    

(Decreto 1123 de 2008,  artículo 8°)    

Artículo 2.2.3.3.3.3.3.5. Inversión temporal. La  administración e inversión temporal de los recursos y rendimientos provenientes  del Programa de Normalización de Redes Eléctricas PRONE, estará a cargo de la  Dirección General de Crédito Público y del Tesoro Nacional del Ministerio de  Hacienda y Crédito Público.    

Para tales efectos, la mencionada Dirección determinará  la cuenta a la que deberán ser girados los recursos del mencionado Programa.  Para la administración e inversión de los recursos, la Dirección General de  Crédito Público y del Tesoro Nacional los manejará en cuentas independientes de  los demás recursos que administre la Dirección, teniendo en cuenta la  normatividad que aplique para la inversión de dichos recursos.    

(Decreto 1123 de 2008,  artículo 9°)    

Artículo 2.2.3.3.3.3,3.6. Responsabilidad sobre los activos. Una vez concluidas las obras contempladas, el Operador de  Red correspondiente permitirá la energización de los activos, y asumirá la  administración, operación y mantenimiento de la infraestructura construida.    

Una vez  el Operador de Red haya efectuado la energización de los activos, y hasta que  se suscriba entre el Ministerio de Minas y Energía y el Operador de Red un  contrato para definir los términos de la propiedad, remuneración y reposición  de los activos, estos serán considerados como activos de conexión al Sistema de  Distribución Local, SDL, de propiedad de terceros para efectos de su  remuneración y responsabilidad en la reposición, de acuerdo con lo establecido en la regulación vigente  para estos efectos, el Decreto 388 de 2007  y aquella normatividad que la modifique, sustituya o complemente.    

(Decreto 1123 de 2008,  artículo 10)    

Artículo 2.2.3.3.3.3.3.7. Propiedad de los activos. Las inversiones con cargo a los recursos del Programa de  Normalización de Redes Eléctricas, PRONE, tendrán como titular a la Nación –  Ministerio de Minas y Energía en proporción a su aporte.    

Los activos que se construyan con los recursos del  Programa de Normalización de Redes Eléctricas, PRONE, podrán ser aportados al  Operador de Red, con base en los Decretos 387 y 388 de 2007, y aquella  normatividad que la modifique, sustituya o complemente. Lo anterior de  conformidad con lo dispuesto en el artículo 87.9 de la Ley 142 de 1994,  modificado por el artículo 143 de la Ley 1151 de 2007,  subrogado por el artículo 99 de la Ley 1450 de 2011 y  aquella norma que la modifique o sustituya.    

(Decreto 1123 de 2008,  artículo 11°)    

SECCIÓN 4    

FONDO DE ENERGÍA SOCIAL – FOES    

Artículo 2.2.3.3.4.1. Transferencia de los recursos al FOES. El Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales  -ASIC, una vez calculadas y recaudadas las Rentas de Congestión como producto  de las exportaciones de energía eléctrica, girará el ochenta por ciento (80%)  de las mismas en forma mensual al Ministerio de Hacienda y Crédito Público  -Dirección General de Crédito Público y Tesoro Nacional, quien realizará el  manejo de los recursos del Fondo.    

Parágrafo 1°. Los  rendimientos que genere la administración de los recursos del FOES harán parte  del mismo y se utilizarán para lograr el cumplimiento de su objeto.    

Parágrafo 2°. Este  Fondo puede ser financiado con los recursos del Presupuesto General de la  Nación, cuando los recursos de las rentas de congestión resulten insuficientes,  de acuerdo al resultado de priorización del presupuesto de inversión del  sector.    

(Decreto 111 de 2012,  artículo 3°)    

Artículo 2.2.3.3.4.2. Administración del Fondo. El Ministerio de Minas y Energía como administrador del  FOES desarrollará las siguientes funciones:    

a) Emitir las directrices sobre la administración y  manejo de los recursos del FOES de conformidad con lo previsto en la Ley y en  este Decreto.    

b) Velar por el adecuado y oportuno recaudo y utilización  de los recursos del FOES para el cumplimiento de su objeto, sin perjuicio de  las funciones asignadas a los órganos de control y vigilancia.    

c) Consultar mensualmente la información actualizada  sobre las Áreas Especiales y consumos en kWh, reportada por los  comercializadores al SUI de la Superintendencia de Servicios Públicos  Domiciliarios.    

d) Elaborar anualmente el anteproyecto de presupuesto de  ingresos y gastos del Fondo.    

e) Gestionar el Programa Anual de Caja -PAC, para la  asignación de recursos.    

f) Distribuir y solicitar al Ministerio de Hacienda y  Crédito Público la transferencia de los recursos del FOES a los  Comercializadores de Energía Eléctrica que atiendan Áreas Especiales.    

g) Publicar en la página web de la Entidad, la  distribución de los recursos del FOES que se efectúe a los Comercializadores de  Energía que atiendan Áreas Especiales.    

h) El Ministerio de Minas y Energía o aquella entidad a  la que se otorgue tal facultad, efectuará trimestralmente la validación de las  conciliaciones del Fondo de Energía Social que deben presentar los  Comercializadores conforme a las indicaciones que este establezca.    

(Decreto 111 de 2012,  artículo 4°)    

Artículo 2.2.3.3.4.3. Facturación FOES. Los  Comercializadores deberán detallar en la Factura de Cobro correspondiente al  período siguiente a aquel en que se reciban efectivamente los recursos, el  beneficio FOES como un menor valor de la energía. La factura deberá reflejar:  i) los valores utilizados de consumo base de liquidación (kWh) ii) el valor unitario en pesos por kilovatio hora ($/kWh),  el cual es calculado por el Ministerio de Minas y Energía. Dichas sumas solo podrán  ser aplicadas al consumo efectivamente facturado de energía a los usuarios y no  podrá destinarse para consumos mayores al de consumo de subsistencia  establecido por la UPME, ni a otros conceptos (modificado artículo 1° Decreto 882 de 2012).    

(Decreto 111 de 2012,  artículo 5°)    

Artículo 2.2.3.3.4.4. Registro de Áreas Especiales. Con el propósito de que los usuarios ubicados en las  Áreas Especiales se beneficien de los recursos del FOES, los Comercializadores  de Energía Eléctrica deberán registrar mensualmente en el Sistema Único de  Información – SUI de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios,  todas y cada una de las Áreas Especiales que atiendan. El registro deberá  contener, por lo menos, los aspectos que se relacionan a continuación:    

a) Requisitos para acreditar la existencia de un Área  Especial, conforme con las definiciones previstas en el presente decreto.    

b) Consumos de energía en kWh mes que registra el medidor  individual de los usuarios.    

En el caso de ausencia de medidor el consumo de energía  será resultado del aforo por carga individual de los usuarios de los estratos 1  y 2 ubicados en cada una de las Áreas Especiales. Si aplicare el esquema  diferencial de medición y facturación comunitaria se dará cumplimiento a lo  señalado en el literal b) del artículo 2.2.3.3.4.1.2 del presente decreto.    

c) El promedio del porcentaje de recaudo de los últimos  doce (12) meses de cada Área Especial.    

Parágrafo 1°. Aquellas  Áreas en la que la documentación requerida en el literal a) de este artículo no  sea debidamente cargada al Sistema Único de Información, no serán consideradas  Áreas Especiales y por lo tanto su información comercial no será tenida en  cuenta para la asignación del beneficio.    

Parágrafo 2°. Los  Comercializadores de Energía Eléctrica deberán actualizar anualmente el  documento mediante el cual certifican que un Área determinada reúne las  características para ser considerada Área Especial y/o que continúa presentando  las mismas condiciones, información que podrá ser verificada por la  Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios. Dicho documento deberá  ser cargado al SUI dentro del mes siguiente al periodo que comprende la  certificación.    

Parágrafo 3°.  Para las Zonas de Difícil Gestión la certificación se efectuará teniendo  como base la información validada por el Representante Legal o la Auditoría  Externa de Gestión y Resultado, según el caso, correspondiente al año  inmediatamente anterior y con corte a 31 de diciembre, y deberá cargarse al SUI  dentro de los seis (6) meses siguientes.    

Parágrafo 4°.  Cuando por causas no imputables a la empresa Comercializadora de Energía  Eléctrica, la información con la que se cuente en el SUI no permita al  Ministerio de Minas y Energía contar con los datos requeridos para la  asignación de los recursos, este podrá solicitar dicha información directamente  a la empresa, quien deberá aportarla debidamente certificada por el  Representante Legal y el Revisor Fiscal cuando haya lugar.    

Parágrafo Transitorio.  Adicionado por el Decreto 278 de 2020,  artículo 1º. Con el objeto que los  usuarios ubicados en las Áreas Rurales de Menor Desarrollo puedan seguir  accediendo a los recursos del FOES y esquemas diferenciales, a partir de los  consumos generados en diciembre de 2019 yen adelante, se continuará empleando  el Índice de Necesidades Básicas Insatisfechas reportado por el Departamento  Administrativo Nacional de Estadística con base en la información obtenida en  el año 2005.    

Con el fin de focalizar  adecuadamente el reconocimiento de los recursos del FOES, el Ministerio de  Minas y Energía propondrá al Gobierno nacional un mecanismo o indicador que  refleje la capacidad de pago de usuarios en Áreas Rurales de Menor Desarrollo.    

(Decreto 111 de 2012,  artículo 6°,  modificado por el artículo 2° del Decreto 1144 de 2013)    

Artículo 2.2.3.3.4.5. Determinación de la energía social. El Ministerio de Minas y Energía calculará mensualmente  el monto de los recursos del FOES que asignará a los usuarios ubicados en cada  una de las Áreas Especiales y que canalizará a través de los Comercializadores  de Energía Eléctrica, aplicados únicamente al consumo individual de energía por  usuario y sin que se supere el consumo de subsistencia vigente, de acuerdo con  la siguiente metodología:    

1. Fórmula aplicable    

         

Donde:    

         

ADt aporte definitivo de la energía social por kWh en el mes  t    

At aporte calculado del beneficio de energía  social por kWh en el mes t.    

Ft saldo de los recursos disponibles apropiados en el  presupuesto y el programa anual de caja para energía social en el mes t-1.    

Ct-1 consumo de los usuarios de estratos 1 y 2  ubicados en las Áreas Especiales en el mes t -1 expresado en kWh. Este consumo  por usuario estará entre 0 – Consumo de Subsistencia, no debe ser mayor a este  y debe ser reportado mensualmente por los Comercializadores al Sistema Único de  Información.    

t mes de cálculo del beneficio para Ct-1    

P factor del consumo de acuerdo con el límite de la  demanda nacional    

2. De acuerdo con lo anterior, el aporte no puede exceder  más de $46/kWh. Si At es mayor o igual a 46, se asignará como aporte definitivo  $46 por KWh; Si At es menor que 46, se asigna como aporte definitivo el valor  resultante para At.    

El aporte definitivo para las Zonas de Difícil Gestión se  calculará aplicando la senda de desmonte establecida en el artículo  2.2.3.3.4.6. de este Decreto.    

3. El consumo de energía total cubierto por  este Fondo no excederá del ocho por ciento (8%) del consumo total de energía en  el Sistema Interconectado Nacional. Para cumplir con esta condición, se  comparará mensualmente la cantidad de demanda de energía cubierta por el FOES y  el total de demanda de energía en el Sistema Interconectado Nacional, con base  en la siguiente fórmula:    

         

Dónde:    

Dt relación entre el consumo de los usuarios ubicados en  las Áreas Especiales en el mes t y el total de la energía consumida en el  Sistema Interconectado Nacional en el año inmediatamente anterior.    

Ct-1 consumo de los usuarios ubicados en las  Áreas Especiales en el mes t-1    

A-1 periodo de doce (12) meses contados desde el 1 de  enero hasta el 31 de diciembre del año anterior a la aplicación del beneficio    

EA-1 total de energía consumida en el Sistema  Interconectado Nacional, en el Año inmediatamente anterior.    

Una vez calculada la relación Dt, el aporte se asigna de la siguiente forma:  i) Si Dt es menor o igual a uno (1), se  asigna como aporte, At en pesos por KWh, previsto en el numeral 1  artículo 2.2.3.3.4.5. del presente artículo. ii) Si Dt es mayor que uno (1), se mantiene el nivel  del aporte estimado At en pesos por kWh pero sólo se aplica a un  porcentaje P del consumo de cada uno de los usuarios beneficiados, de acuerdo  con la siguiente fórmula:    

         

Parágrafo. El  otorgamiento del beneficio FOES consistirá en un valor variable desde cero (O) hasta  cuarenta y seis (46) pesos por KWh, del valor de la energía eléctrica destinada  al consumo de subsistencia de los usuarios beneficiarios, el cual se encuentra  supeditado a la disponibilidad de recursos.    

(Decreto 111 de 2012,  artículo 7°)    

Artículo  2.2.3.3.4.6. Senda de desmonte. El Ministerio de Minas y Energía determinará, en  desarrollo de lo establecido por el parágrafo 3° del artículo 103 de la Ley 1450 de 2011, los  porcentajes de senda de desmonte en la aplicación del FOES en las Zonas de Difícil Gestión, en concordancia con la implementación de  los planes de reducción de pérdidas reglamentados por la CREG.    

(Decreto 111 de 2012,  artículo 8°)    

SUBSECCIÓN 4.1    

ESQUEMAS DIFERENCIALES DE PRESTACIÓN DEL SERVICIO EN  ÁREAS O ZONAS ESPECIALES    

Artículo 2.2.3.3.4.4.1.1. Prestación del servicio en Área  Especial. Con el  objeto de que los usuarios ubicados en las Áreas Especiales de prestación del  servicio puedan acceder a la prestación del servicio público domiciliario de  energía eléctrica en forma proporcional a su capacidad o disposición de pago,  los Operadores de Red y/o los Comercializadores de Energía Eléctrica podrán  aplicar uno o varios de los siguientes esquemas diferenciales de prestación del  servicio:    

a) Medición y facturación comunitaria;    

b) Facturación con base en proyecciones de consumo;    

c) Pago anticipado o prepago, y    

d) Períodos flexibles de facturación.    

La aplicación de cada uno de los anteriores esquemas de  prestación diferencial se sujetará a lo establecido en los artículos  siguientes, sin perjuicio del desarrollo de los esquemas diferenciales que  regule la Comisión de Regulación de Energía y Gas.    

(Decreto 111 de 2012,  artículo 10)    

Artículo 2.2.3.3.4.4.1.2. Medición y facturación  comunitaria. Para  que un Comercializador de Energía Eléctrica pueda efectuar la medición y  facturación comunitaria deberá:    

a) Instalar a su costo contadores en el punto de conexión  a partir del cual se suministra electricidad al Área Especial de Prestación del  Servicio;    

b) Realizar la facturación al grupo de usuarios a partir  de las lecturas de tales contadores;    

c) Efectuar a su costo las adecuaciones técnicas y  eléctricas que sean del caso con el objeto de aislar el Área Especial, de  cualquier otro grupo de usuarios, y    

d) Suscribir el acuerdo a que se refiere el artículo  2.2.3.3.4,2.1. por parte de un representante de la empresa, uno de la comunidad  que representa al Área Especial y por el alcalde municipal o distrital, según  sea el caso.    

(Decreto 111 de 2012,  artículo 11)    

Artículo 2.2.3.3.4.4.1.3. Facturación con base en  proyecciones de consumo. La proyección de consumos es el mecanismo por medio del  cual la medición de la energía consumida por un Suscriptor Individual o  Comunitario se realiza con fundamento en las metodologías que establezca la  Comisión de Regulación de Energía y Gas, las cuales se basarán, entre otros  aspectos, en las cargas contratadas con cada usuario y los consumos históricos  propios o, en su defecto, de usuarios similares.    

Parágrafo. La aplicación de la proyección de consumos podrá llevarse  a cabo por parte de los Comercializadores de Energía Eléctrica, para lo cual  deberán aplicar las disposiciones contenidas en el artículo 133 de la Ley 142 de 1994 en  cuanto al abuso de la posición dominante por parte de las empresas.    

(Decreto 111 de 2012,  artículo 12)    

Artículo 2.2.3.3.4.4.1.4. Pago anticipado o prepago. Para que los Comercializado res de  Energía Eléctrica usen los sistemas de pago anticipado o prepago, para ser  aplicados a Suscriptores Individuales o Comunitarios, deberán instalar  medidores prepago, cuyo costo deberá ser financiado por la empresa al  respectivo usuario.    

Parágrafo 1°. Este esquema diferencial aplicará sin perjuicio de las  obligaciones derivadas de acuerdos de facturación conjunta suscritos entre  prestadores de servicios públicos domiciliarios.    

Parágrafo 2°. El pago anticipado que realice el usuario conforme lo  previsto en el presente artículo, se aplicará para cubrir hasta en un 10% el  valor de la mora, y el saldo para pagar el suministro de la energía.    

Parágrafo 3°. La instalación de medidores prepago procederá también  cuando así lo solicite cualquier tipo de suscriptor al Comercializador de  Energía Eléctrica, evento en el cual el medidor deberá ser sufragado por el  respectivo suscriptor.    

(Decreto 111 de 2012,  artículo 13)    

Artículo 2.2.3.3.4.4.1.5. Periodos flexibles de  facturación. Por  medio del período flexible de facturación, un Comercializador de Energía  Eléctrica podrá facturarle, a un Suscriptor Individual o Comunitario que  pertenezca a un Área Especial, el servicio público domiciliario de energía  eléctrica en forma semanal, quincenal, mensual, bimestral, trimestral,  semestral, o cualquier otro período sin que exceda, en todo caso, de seis (6) meses.  Igualmente, la empresa podrá pactar con cada usuario individual la periodicidad  para la facturación de sus consumos individuales.    

El período flexible de facturación no necesariamente debe  coincidir con el periodo de medición. Cuando no coincide deberá darse  aplicación al esquema de proyección de consumos a que se refiere el artículo 12  del presente decreto.    

Parágrafo. La Comisión de Regulación de Energía y Gas establecerá  las metodologías que se requieran con el objeto de reflejar las variaciones que  se presenten en el costo de la actividad de comercialización y demás  componentes.    

(Decreto 111 de 2012,  artículo 14)    

Artículo 2.2.3.3.4.4.1.6. Adicionado  por el Decreto 929 de 2023,  artículo 7º. Medidas para la reducción de pérdidas en las áreas especiales. Con el  fin de promover una gestión eficiente en los sistemas de distribución en las  áreas especiales, los Operadores de Red (OR), como encargados de ejecutar los  planes de recuperación y mantenimiento de pérdidas, podrán modelar en cada uno  de los circuitos asociados a las áreas especiales que estén dentro de su  mercado de comercialización, esquemas de generación con Fuentes No  Convencionales de Energía Renovable (FNCER) con diferentes escenarios de  penetración operativamente factibles.    

En los casos en los que se  identifique una relación beneficio-costo positiva para la reducción de  pérdidas, los OR podrán implementar el respectivo esquema, ajustando los planes  de recuperación o mantenimiento de pérdidas actualmente aprobados, sin que ello  represente una modificación en el valor aprobado del plan ni en la senda de  reducción de pérdidas.    

Parágrafo. Los  OR que se acojan a esta medida deberán remitir a la Superintendencia de  Servicios Públicos Domiciliarios la modificación del plan de pérdidas de que  trata este artículo.    

SUBSECCIÓN 4.2    

SUSCRIPTOR COMUNITARIO    

Artículo 2.2.3.3.4.4,2.1. Acuerdos con Suscriptores  Comunitarios. Para  que un Comercializador de Energía Eléctrica aplique alguno de los esquemas  diferenciales mencionados en el artículo de esta disposición, deberá celebrar  con un Suscriptor Comunitario un acuerdo que contendrá por lo menos los  aspectos que se relacionan a continuación:    

a) Forma de efectuar la medición y facturación  comunitaria;    

b) Determinación del representante del Suscriptor  Comunitario y de ser el caso, su remuneración;    

c) Duración del acuerdo;    

d) Definición de los periodos de continuidad;    

e) Formas de pago;    

f) De ser el caso, garantías de pago.    

Parágrafo. La celebración del acuerdo implica la suscripción de un  contrato de servicio público entre el Comercializador de Energía Eléctrica y el  Suscriptor Comunitario y por lo tanto sustituye los contratos de condiciones  uniformes celebrados por cada usuario, en el evento de que estos existan, sin  que por ello pierdan su vigencia. Las condiciones no pactadas en el referido  acuerdo, serán suplidas por las contenidas en los contratos de condiciones  uniformes en lo que no fuere incompatible con la esencia de los mismos.    

(Decreto 111 de 2012,  artículo 15)    

Artículo 2.2.3.3.4.4,2.2. Responsabilidades del  representante del Suscriptor Comunitario. El representante del Suscriptor Comunitario desempeñará  una o varias de las siguientes funciones, conforme lo acuerde con el  Comercializador de Energía Eléctrica:    

a) Leer los medidores individuales de cada uno de los  usuarios pertenecientes al Área Especial, en el evento en que dichos equipos de  medida existan,    

b) Distribuir el valor de la factura comunitaria entre  los usuarios pertenecientes al Área Especial, para lo cual tendrá en cuenta la  medida individual de cada usuario, en caso de que exista, o en su defecto, la  carga instalada de cada uno de ellos o la proyección de consumo, los cuales  deberá actualizar mensualmente,    

Esta distribución de la diferencia entre la factura  comunitaria y la sumatoria de las medidas individuales, se hará de tal forma  que no implique un incremento de lo que le corresponde efectivamente pagar a  cada uno de los usuarios individualmente considerados,    

c) Aplicar los subsidios y recaudar las contribuciones  conforme a la ley, en nombre del Comercializador de Energía Eléctrica, para lo  cual deberá llevar la información resultante de aplicar los anteriores  conceptos,    

d) Recaudar de los usuarios pertenecientes al Área  Especial, las cuotas partes de la factura comunitaria,    

e) Suspender el servicio a los usuarios pertenecientes al  Área Especial que no cancelen la cuota parte que les corresponde de la factura  comunitaria, de acuerdo con el Operador de Red,    

f) Contratar el personal que considere necesario para  efectuar su gestión, siempre y cuando dicho personal pertenezca a la misma Área  Especial,    

g) Trasladar oportunamente las sumas acordadas al  Comercializador correspondiente,    

h) Proporcionar la información que requiera el  Comercializador con destino al control de la gestión del representante del  Suscriptor Comunitario o que sea requerida por cualquier entidad con facultades  legales para solicitarla,    

i) Recibir las peticiones, quejas y reclamos y  transmitirlas al Comercializador.    

Parágrafo. El Comercializador de Energía Eléctrica brindará sin  costo, al representante del Suscriptor Comunitario y al personal que este  contrate, capacitación, así como las herramientas y equipos que requiera para  el adecuado cumplimiento de sus funciones.    

(Decreto 111 de 2012,  artículo 16)    

Artículo 2.2.3.3.4.4,2.3. Responsabilidades del Operador  de Red frente a Suscriptores Comunitarios. Salvo en los Barrios Subnormales y en los asentamientos  humanos que no puedan ser objeto de normalización de acuerdo con la Ley 388 de 1997 y en  la demás normatividad aplicable, el Operador de Red que desarrolle su actividad  en el Área Especial deberá efectuar la administración, operación, mantenimiento  y reposición de los respectivos activos de uso que componen la red de uso  general.    

En todo caso, el Operador de Red deberá cumplir con los  indicadores de calidad que para las Áreas Especiales defina la Comisión de  Regulación de Energía y Gas, los cuales se referirán siempre al Período de  Continuidad.    

(Decreto 111 de 2012,  artículo 17)    

Artículo 2.2.3.3.4.4,2.4. Planes de Mejoramiento. Las Zonas de Difícil Gestión que  habiendo sido certificadas y registradas inicialmente en cumplimiento de lo  dispuesto por los Decretos Reglamentarios del Fondo de Energía Social adoptado  por las Leyes 812 de 2003, 1150 de 2007 y 1450 de 2011, y que  durante el periodo anual de certificación a que hace referencia el parágrafo 3°  del artículo 2.2.3.3.4.4., ya no reúnan las condiciones iniciales, continuarán  siendo consideradas Zonas de Difícil Gestión, percibiendo el beneficio FOES en  los términos de este Decreto, siempre y cuando se encuentren cumpliendo con el  Plan de Mejoramiento de sus índices de cartera o pérdidas, inicialmente  pactado.    

Parágrafo 1°. El cumplimiento de los Planes de Mejoramiento deberá estar  debidamente certificado por la Auditoría Externa de Gestión y Resultado y/o el  Representante Legal, según el caso, para efectos del cumplimiento del artículo  2.2.3.3.4.4.    

Parágrafo 2°. Los Planes de Mejoramiento para las Zonas de Difícil  Gestión podrán pactarse para efectos del beneficio del FOES, por un plazo de  cuatro (4) años contados a partir del 31 de mayo de 2013, fecha de expedición  del Decreto compilado, en el caso de las Zonas actualmente registradas, y de  cuatro (4) años contados a partir de la suscripción de los Planes de  Mejoramiento para las nuevas Zonas que sean registradas con posterioridad al 31  de mayo de 2013.    

(Decreto 1144 de 2013,  artículo 4°.)    

Artículo  2.2.3.3.4.4,2.5. Certificación Zonas de Difícil Gestión. En el caso de barrios subnormales que se  encuentran en proceso de normalización, sus indicadores de pérdidas y/o cartera  podrán ser evaluados para efectos de que una vez normalizados sean certificados  como Zonas de Difícil Gestión con la información del año inmediatamente  anterior y con corte a 31 de diciembre.    

(Decreto 1144 de 2013,  artículo 5°.)    

Artículo 2.2.3.3.4.4,2.6. Temporalidad. Los esquemas diferenciales de  prestación del servicio a que se refiere el artículo 2.2.3.3.4.1.1. del  presente decreto, se seguirán aplicando siempre que cada Área Especial mantenga  las condiciones que la llevaron a ser catalogada como tal, o cumpla con los  planes de mejoramiento acordados. Para los casos de distribución de pérdidas,  estas se ajustarán en concordancia con los planes de reducción de pérdidas  propuestos por el Operador de Red a la CREG, de acuerdo con lo establecido en  la Sección 2, referida a las Políticas y Directrices relacionadas con el  Aseguramiento de la Cobertura del Servicio de Electricidad y en la Resolución  CREG 172 de 2011 o sus modificatorias, e independientemente de que el Plan sea  aprobado por el Regulador o de que el Operador de Red decida no aceptarlo.    

(Decreto 111 de 2012,  artículo 18, modificado por el Decreto 1144 de 2013,  artículo 6°)    

SUBSECCIÓN  4.3.    

Nota: Subsección  4.3 adicionada por el Decreto 53 de 2016,  artículo 1º.    

RECURSOS  DEL FONDO DE ENERGÍA SOCIAL (FOES)    

Artículo 2.2.3.3.4.4,3.1. Proyección de  los compromisos a atender. Para efectos de atender lo señalado en el  artículo 99 de la Ley 1769 de 2015, el  Ministerio de Minas y Energía, con la información que tenga disponible, podrá hacer  una proyección de los compromisos a atender en la vigencia ordinaria por  concepto del Fondo de Energía Social, (FOES), para establecer si se presenta  excedentes y/o sobrantes de apropiación con el fin de cubrir vigencias fiscales  anteriores.    

Parágrafo. El  Ministerio de Minas y Energía será responsable de contar con las previsiones  del caso, para garantizar la existencia de apropiación suficiente que le  permita atender en su totalidad los compromisos corrientes vigentes.    

Artículo 2.2.3.3.4.4,3.2. Priorización  para la asignación de recursos excedentes. Una vez se determine la  generación de excedentes o sobrantes de apropiación en la presente vigencia  fiscal, el Ministerio de Minas y Energía deberá priorizar la asignación de  tales recursos en aquellas regiones del país sobre las cuales considere que la  prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica se encuentra  en riesgo por situaciones ajenas al prestador del servicio, especialmente de  aquellos prestadores que atiendan un mayor número de usuarios en Áreas Rurales  de Menor Desarrollo, Zonas de Difícil Gestión y Barrios Subnormales.    

SECCIÓN 5    

Nota: Sección 5 adicionada por el Decreto 1543 de 2017,  artículo 1º.    

Artículo  2.2.3.3.5.1. Naturaleza del Fondo de  Energías No Convencionales y Gestión Eficiente de la Energía (Fenoge). De conformidad con lo señalado en los artículos 6° y 10  de la Ley 1715 de 2014, el  Fondo de Energías No Convencionales y Gestión Eficiente de la Energía (en  adelante Fenoge), tendrá  como objetivo financiar programas de FNCE y gestión eficiente de la energía, a  través de su fomento, promoción, estímulo e incentivo. El Fenoge estará regido por los lineamientos  establecidos en dicha ley, en el presente decreto, y en el manual operativo  correspondiente, y será administrado por el patrimonio autónomo que se  constituya en virtud del contrato de fiducia  mercantil que suscriba el Ministerio de Minas y Energía con una entidad  fiduciaria debidamente autorizada por la Superintendencia Financiera de  Colombia.    

Los  recursos que alimentarán el mencionado patrimonio autónomo podrán ser, entre  otros, las sumas establecidas en el artículo 190 de la Ley 1753 de 2015,  partidas que se le asignen en el Presupuesto General de la Nación y demás  recursos que transfieran o aporten el Gobierno nacional, entidades públicas,  entidades privadas, organismos de carácter multilateral e internacional,  donaciones y demás recursos que se obtenga o se le asignen a cualquier título.  El Fenoge, a través del  patrimonio autónomo, podrá suscribir contratos o convenios para cumplir con su  objeto.    

Artículo  2.2.3.3.5.2. Recaudo de los recursos. El Fondo de Energías No Convencionales y Gestión  Eficiente de la Energía (Fenoge),  será financiado, entre otros, con cuarenta centavos ($0,40) del recaudo de los  recursos del Fondo de Apoyo Financiero para la Energización  de las Zonas No Interconectadas (FAZNI), de que trata el artículo 190 de la Ley 1753 de 2015 o  aquellas que la modifiquen o sustituyan.    

Parágrafo  1°. El Ministerio de Minas y Energía impartirá las instrucciones al  Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC), respecto del giro  de los recursos al patrimonio autónomo que se constituya para su  administración.    

Parágrafo  2°. El Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC), presentará  mensualmente al Ministerio de Minas y Energía y al patrimonio autónomo una  relación de las sumas que ha liquidado, recaudado y trasladado al Fenoge en la forma que determine  por escrito dicho Ministerio, con el fin de verificar el cumplimiento de las  obligaciones por parte de los sujetos pasivos de la contribución y de su  recaudador.    

Parágrafo  3°. Los recursos que corresponden al Fenoge  conforme al artículo 190 de la Ley 1753 de 2015, que  se hayan recaudado a partir del 1° de enero de 2016 y hasta la fecha de expedición del presente decreto, y los que se  encuentran dispuestos en el Presupuesto General de la Nación destinados al Fenoge, deberán ser girados por  el Ministerio de Hacienda y Crédito Público al patrimonio autónomo, en la  cuenta que para tal propósito determine el Ministerio de Minas y Energía.    

Parágrafo 4°.  Los recursos del Presupuesto General de la Nación se entenderán ejecutados con  el giro al patrimonio autónomo por el Ministerio de Hacienda y Crédito Público  y/o por el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC).    

Artículo  2.2.3.3.5.3. Destinación de los  recursos. Con los recursos del  Fenoge se podrán financiar  parcial o totalmente, entre otros, programas y proyectos dirigidos al sector  residencial de estratos 1, 2 y 3, tanto para la implementación de soluciones de  autogeneración a pequeña escala, como para la mejora de eficiencia energética  mediante la promoción de buenas prácticas, equipos de uso final de energía,  adecuación de instalaciones internas y remodelaciones arquitectónicas.    

Igualmente  se podrán financiar los estudios, auditorías  energéticas, adecuaciones locativas, disposición final de equipos sustituidos y  costos de administración e interventoría de los  programas y/o proyectos.    

Artículo  2.2.3.3.5.4. Comité Directivo del Fenoge. El Fenoge  contará con un Comité Directivo, el cual dirigirá la administración y  asignación de los recursos del Fenoge,  y estará integrado de la siguiente manera:    

a) El  Ministro de Minas y Energía, o su delegado.    

b) El  Viceministro de Energía, o su delegado.    

c) El  Director de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), o su delegado.    

d) El  Secretario General del Ministerio de Minas y Energía, o su delegado.    

e) El  Director de Energía Eléctrica del Ministerio de Minas y Energía.    

El Comité  Directivo será presidido por el Ministro de Minas y Energía, y en ausencia de  este será presidido por el Viceministro de Energía.    

El Comité Directivo  podrá invitar a aquellas personas que considere pertinentes o necesarias, según  los asuntos que se traten en cada una de sus sesiones, y de acuerdo con los  planes, programas o proyectos que vayan a ser presentados.    

Artículo  2.2.3.3.5.5. Funciones del Comité Directivo del Fenoge. El  Comité Directivo tendrá las siguientes funciones:    

1.  Aprobar, objetar e impartir instrucciones y recomendaciones sobre los planes,  programas o proyectos a ser financiados con cargo a los recursos del Fenoge, así como sobre las  actividades de fomento, promoción, estímulo e incentivo.    

2. Aprobar  el presupuesto del Fenoge.    

3. Definir  las políticas generales de inversión de los recursos que ingresen al Fenoge y velar por su seguridad y  adecuado manejo.    

4. Impartir  al patrimonio autónomo que constituya la Entidad Fiduciaria las instrucciones  que correspondan para el cumplimiento del objeto del Fenoge.    

5. Adoptar  criterios para la evaluación, clasificación y aprobación de los diversos  planes, programas o proyectos a ser financiados por el Fenoge.    

6.  Estudiar y aprobar los diferentes informes elaborados por el patrimonio  autónomo que constituya la Entidad Fiduciaria para el efecto.    

7. Autorizar  la conformación y contratación de un Equipo Ejecutor para la coordinación,  interacción administrativa, técnica, operativa, de control y seguimiento de las  actividades del Fenoge.    

8. Las  demás que se requieran para el cabal cumplimiento del objeto del Fenoge.    

Parágrafo  1°. El Ministerio de Minas y Energía mediante resolución expedirá el Manual  Operativo del Fenoge.    

Parágrafo  2°. En todo caso los proyectos a financiar con recursos del Fenoge deberán cumplir evaluaciones costo-beneficio  que comparen el costo del proyecto con los ahorros económicos o ingresos  producidos.    

Artículo  2.2.3.3.5.6. Entidad Fiduciaria.  La Entidad Fiduciaria de que trata el  artículo 368 de la Ley 1819 de 2016:    

1. Será  seleccionada por el Ministerio de Minas y Energía para la administración de los  recursos del Fenoge, y será  la vocera del mismo, según las normas que regulan lo  correspondiente a las obligaciones y deberes fiduciarios de las sociedades  administradoras de patrimonios autónomos y lo señalado en este decreto, siendo  la competente para comprometer jurídicamente al Fenoge y le corresponderá ejercer sus derechos y  obligaciones, y representación judicial y extrajudicial.    

2.  Atenderá las políticas definidas por el Comité Directivo cumpliendo con el  manual operativo del Fenoge  y el reglamento operativo que se implemente para el contrato de fiducia mercantil.    

3.  Mantendrá separados los recursos del Fenoge  de acuerdo con la fuente de donde provengan y la destinación que debe darse a  los mismos. Igualmente, separará los recursos de la Entidad Fiduciaria y los  costos y gastos que se aprueben por el Comité Directivo. La Entidad Fiduciaria  deberá abrir tantas cuentas como sean necesarias para el pago de cada uno de  los contratos que se ejecuten con los recursos del Fenoge, con el fin de que se efectúe de forma directa  el pago a terceros de acuerdo a lo establecido en cada uno de los contratos.    

4.  Responderá con su patrimonio por el incumplimiento de sus deberes fiduciarios y  hasta por la culpa leve en el cumplimiento de su gestión.    

5. Presentará  mensualmente informes de gestión.    

6.  Realizará Comités Fiduciarios para la presentación y aprobación de los mismos.    

Artículo  2.2.3.3.5.7. Propiedad y destinación  de los activos. La Nación  – Ministerio de Minas y Energía será titular, en proporción a su aporte, de la  infraestructura que se financie con recursos del Fenoge.    

En los  proyectos en los cuales se financie infraestructura con recursos del Fenoge, cuyo fin sea la  prestación de servicios públicos domiciliarios, esta podrá aportarse a empresas  de servicios públicos domiciliarios en los términos del numeral 87.9 del  artículo 87 de la Ley 142 de 1994.    

En todo  caso, previa aprobación del Ministerio de Minas y Energía, el Fenoge podrá transferir la  propiedad de los bienes que sean financiados con sus recursos, en los términos  del artículo 39.3 de la Ley 142 de 1994.    

CAPÍTULO 4    

PROCEDIMIENTO DE AMPARO POLICIVO PARA LAS EMPRESAS DE  SERVICIOS PÚBLICOS    

Artículo 2.2.3.4.1. Amparo Policivo. Las Empresas de Servicios Públicos a  las cuales les hayan ocupado bienes inmuebles contra su voluntad o sin su  consentimiento, o sean afectadas por actos que entorpezcan o amenacen perturbar  el ejercicio de sus derechos sobre bienes de su propiedad, o destinados a la  prestación de servicios públicos o respecto de aquellos ubicados en zonas  declaradas de utilidad pública e interés social, podrán en cualquier tiempo,  promover el amparo policivo contemplado en el artículo 29 de la Ley 142 de 1994 con el  fin de preservar la situación que existía en el momento en que se produjo la  perturbación u obtener la restitución de dichos bienes, sin perjuicio de las  acciones que la Ley atribuye a los titulares de derechos reales.    

(Decreto 1575 de 2011,  artículo 1°)    

Artículo 2.2.3.4.2. Competencia. La autoridad competente para conocer del  amparo policivo de que trata el artículo 2.2.3.4.1. de este decreto  corresponde, en primer orden, al Alcalde o su delegado, con el apoyo de la  Policía Nacional.    

Parágrafo 1°. Cuando la autoridad municipal no se pronuncie dentro de  los términos establecidos en el artículo 2.2.3.4.6. de este decreto, a  solicitud de la empresa, el Gobernador del Departamento o su delegado, asumirá  la competencia, sin perjuicio de las investigaciones disciplinarias a que haya  lugar, conforme al Código Disciplinario Único, Ley 734 de 2002.    

Parágrafo 2°. Cuando el Gobernador del Departamento ante quien se eleve  la solicitud, no dé trámite a la misma de conformidad con lo dispuesto en el  artículo 2.2.3.4.6. del presente decreto, el Gobierno Nacional a solicitud de  la empresa, a través del Ministerio del Interior y de Justicia, podrá insistir  ante el Gobernador frente a la necesidad de dar trámite al amparo solicitado en  los términos establecidos en el artículo 29 de la Ley 142 de 1994, sin  perjuicio de que dé traslado a las autoridades competentes para que se  adelanten las investigaciones disciplinarias pertinentes según lo dispuesto en  el Código Disciplinario Único, Ley 734 de 2002.    

Parágrafo 3°. En los eventos contemplados en los parágrafos  anteriores, la empresa deberá adjuntar a la solicitud dirigida al Ministerio  del Interior y de Justicia, copia del escrito radicado ante el Alcalde o el  Gobernador, según corresponda, y manifestar que ha transcurrido el término  establecido en el artículo 2.2.3.4.6. de este decreto sin que los mismos se  hayan pronunciado.    

(Decreto 1575 de 2011,  artículo 2°)    

Artículo 2.2.3.4.3. Conflicto de Competencias. Tratándose de la ocupación o perturbación  de bienes declarados de utilidad pública e interés social, en los cuales se  desarrolle la construcción de proyectos de infraestructura de servicios  públicos, que comprendan dos (2) o más municipios de un mismo departamento, la  solicitud de amparo podrá ser elevada directamente ante el Gobernador del  Departamento o su delegado.    

(Decreto 1575 de 2011,  artículo 3°)    

Artículo 2.2.3.4.4. Circunstancias de Orden Público. Cuando las circunstancias de orden público  lo exijan, calificadas por el Ministerio del Interior y de Justicia – Dirección  de Gobierno y Gestión Territorial o quien haga sus veces, este podrá brindar su  apoyo a las entidades territoriales para efectos de adelantar el amparo  policivo de que trata el presente decreto.    

(Decreto 1575 de 2011,  artículo 4°)    

Artículo 2.2.3.4.5. De la Solicitud. La solicitud de amparo policivo deberá  reunir los siguientes requisitos:    

1. El nombre del funcionario a quien se dirige.    

2. La identificación de quien solicita la protección o  amparo policivo.    

3. El nombre de la persona o personas en contra de  quienes se dirige la acción, si fueren conocidas.    

4. La identificación del predio que ha sido objeto de  ocupación o perturbación.    

5. Las pruebas o elementos que acrediten el interés o  derecho para solicitar el amparo.    

6. La prueba sumaria de las condiciones y demás  circunstancias en que se produce la perturbación u ocupación del bien.    

(Decreto 1575 de 2011,  artículo 5°)    

Artículo 2.2.3.4.6. Trámite. Dentro de los dos (2) días hábiles  siguientes a la presentación de la solicitud de amparo policivo, la autoridad  competente deberá avocar conocimiento y verificar el cumplimiento de los  requisitos de la solicitud. Si la solicitud no reúne los requisitos de que  trata el artículo quinto del presente decreto, se devolverá al interesado al  día hábil siguiente para que en el lapso de dos (2) días hábiles los subsane.    

En caso de que no se subsanen los requisitos, la  autoridad competente se abstendrá de tramitar el amparo y notificará dicha  decisión a la empresa mediante fijación en edicto por el término de dos (2)  días hábiles, contados a partir del día siguiente de la determinación.    

(Decreto 1575 de 2011,  artículo 6°)    

Artículo 2.2.3.4.7. Notificación del Amparo Policivo. Verificado el cumplimiento de los  requisitos exigidos en el presente decreto, se notificará de la solicitud de  amparo policivo a los ocupantes o perturbadores, personalmente o mediante  fijación de aviso en la entrada del predio objeto de la protección, o por  cualquier medio efectivo de notificación, quienes contarán con el término de  tres (3) días hábiles para exhibir y allegar título o prueba legal que  justifique su permanencia en el predio.    

Transcurrido el plazo señalado en el inciso anterior, la  autoridad competente dentro de los tres (3) días hábiles siguientes, mediante  resolución motivada, valorará las pruebas y decidirá sobre la procedencia o no  del amparo, la cual se dará a conocer a los querellados a más tardar al día  hábil siguiente a su expedición, en la forma indicada en el inciso anterior.    

(Decreto 1575 de 2011,  artículo 7°)    

Artículo 2.2.3.4.8. Diligencia de Amparo Policivo. En caso de que proceda el amparo,  dentro de los dos (2) días hábiles siguientes a la ejecutoria de la decisión,  la autoridad competente, directamente o contando .con el apoyo de la Policía  Nacional se desplazará al lugar de los hechos y una vez allí, requerirá a los  querellados para que cesen los actos perturbadores y/o desalojen el predio  contando para ello, de ser necesario con el apoyo de la fuerza pública, en los  términos autorizados por el Código Nacional de Policía y demás normas vigentes;  sin perjuicio de la aplicación de las multas de que trata el artículo 29 de la Ley 142 de 1994.    

Parágrafo. Ejecutada la decisión, si los querellados realizan nuevamente  los actos que dieron origen al amparo, a solicitud de la empresa, la autoridad  que lo concedió, requerirá a sus destinatarios para que se cumpla la decisión,  salvo que acrediten prueba legal sobreviviente que justifique su permanencia u  ocupación.    

(Decreto 1575 de 2011,  artículo 8°)    

Artículo 2.2.3.4.9. Recursos. En caso de que se niegue el amparo, la  decisión deberá ser notificada a la empresa por edicto que se fijará por el  término de tres (3) días hábiles, contados a partir del día hábil siguiente de  la determinación. Contra la decisión que niega la solicitud de amparo policivo,  procede el recurso de reposición, que deberá ser interpuesto ante el mismo  funcionario que la profirió, dentro de los tres (3) días hábiles siguientes a  la notificación de la decisión. Dicho recurso deberá resolverse en un término  que no podrá ser superior a tres (3) días hábiles.    

(Decreto 1575 de 2011,  artículo 9°)    

Artículo 2.2.3.4.10. Protección de los Ocupantes o  Perturbadores. Los  ocupantes o perturbadores contra quienes se conceda el amparo policivo  contemplado en este decreto, podrán invocar la protección de sus derechos,  mediante el ejercicio de las acciones legales pertinentes.    

(Decreto 1575 de 2011,  artículo 10)    

CAPÍTULO 5    

ORGANISMOS    

SECCIÓN 1    

ASPECTOS RELACIONADOS CON EL CONSEJO    

NACIONAL DE OPERACIÓN    

Artículo 2.2.3.5.1.1. Integrantes. La representación de las empresas que  conforman el Consejo Nacional de Operación se hará a través de personas  vinculadas al área técnica u operativa de dichas empresas. En las reuniones del  Consejo Nacional de Operación no se permitirá la presencia ni la participación  de personas vinculadas al área comercial de las empresas mencionadas.    

Parágrafo: Las discusiones y decisiones del Consejo Nacional de  operación estarán relacionadas exclusivamente con aspectos técnicos para  garantizar que la operación integrada del sistema interconectado nacional sea  segura, confiable y económica o sobre aspectos del reglamento de operación,  conforme con lo dispuesto en el artículo 36 de la Ley 143 de 1994.    

(Decreto 2238 de 2009,  artículo 1°)    

Artículo 2.2.3.5.1.2. Invitados. Serán invitados a las sesiones de los  Comités y Subcomités del Consejo Nacional de Operación, el Superintendente  Delegado de Energía y Gas de la Superintendencia de Servicios Públicos  Domiciliarios, el Director de Energía del Ministerio de Minas y Energía y el  Director de la UPME, quienes serán invitados permanentes a las sesiones y  podrán delegar su participación en las mismas.    

Parágrafo. La participación en las sesiones de los Comités y  Subcomités del Consejo Nacional de Operación por parte de los anteriores  funcionarios, será con voz pero sin voto y atendiendo a las funciones legales y  reglamentarias que se encuentren en cabeza de cada entidad.    

(Decreto 2238 de 2009,  artículo 2°)    

SECCIÓN 2    

CONSEJO NACIONAL DE TÉCNICOS ELECTRICISTAS – CONTE    

SUBSECCIÓN 2.1    

FUNCIONES DEL CONSEJO NACIONAL Y DE LOS CONSEJOS  SECCIONALES    

Artículo 2.2.3.5.2.2.1.1. Funciones del Consejo Nacional. Son funciones del Consejo Nacional, además de las establecidas  en el artículo 20 de la Ley 51 de 1986, las  siguientes:    

a) Velar por el cumplimiento de las normas legales y  reglamentarias que regulan el ejercicio, de las ingenierías eléctrica, mecánica  y profesiones afines;    

b) Fijar los valores de los derechos y fijar los  procedimientos para la expedición de los certificados de matrículas;    

c) Establecer los valores de los reembolsos a los  consejos seccionales por concepto de la expedición de los certificados de  matrícula;    

d) Determinar la creación o supresión de consejos  profesionales seccionales de conformidad con lo dispuesto en el artículo 19 de  la Ley 51 de 1986;    

e) Conocer de las infracciones a las normas éticas, de la  cual tenga información; si los hechos materia del proceso disciplinario son  constitutivos de delito no querellable, denunciar tal conducta ante las  autoridades competentes;    

f) Literal declarado  nulo por el Consejo de Estado en Sentencia del 3 de marzo de 2023. EXP. 11001-03-26-000-2021-00207-00 (67621). Sección 3ª. C.P.  Marta Nubia Velásquez Rico. Adelantar  las investigaciones y los procedimientos para imponer las sanciones por las  infracciones que se cometan contra las disposiciones de ética profesional, de  conformidad con las normas previstas en este Decreto;    

g) El Consejo Nacional podrá ampliar el alcance de las  actividades a que se refiere la clasificación prevista en el artículo 1° de la Ley 51 de 1986,  teniendo en cuenta las características especiales del país;    

h) Aprobar su presupuesto y los de los Consejos Seccionales;    

i) Organizar su propia Secretaría Ejecutiva.    

(Decreto 1873 de 1996,  artículo 2°)    

Artículo 2.2.3.5.2.2.1.2. Facultad del Consejo Nacional. El Consejo Nacional, según lo previsto en el ordinal d)  del artículo 21 de la Ley 51 de 1986, podrá  señalar funciones en los consejos seccionales.    

(Decreto 1873 de 1996,  artículo 3°)    

Artículo 2.2.3.5.2.2.1.3. Administración de los fondos recaudados. Los fondos que se recauden, por concepto de derechos de  matrículas y expedición de certificados, serán administrados por la Asociación  Colombiana de Ingenieros electricistas, mecánicos, electrónicos y afines,  ACIEM, de acuerdo con los procedimientos establecidos por el Consejo Nacional.    

(Decreto 1873 de 1996,  artículo 4°)    

Artículo 2.2.3.5.2.2.1.4. Funciones de los consejos seccionales. Son funciones de los consejos seccionales, además de las  establecidas en el artículo 21 de la Ley 51 de 1986, las  siguientes:    

a) Literal declarado nulo por el Consejo de  Estado en Sentencia del 3 de marzo de 2023. EXP. 11001-03-26-000-2021-00207-00  (67621). Sección 3ª. C.P. Marta Nubia Velásquez Rico. Adelantar  las investigaciones y los procedimientos para imponer las sanciones por las  infracciones que se cometan contra las disposiciones de ética profesional, de  conformidad con las normas previstas en este Decreto;    

b) Expedir los certificados de matrícula de su  competencia;    

c) Expedir los certificados provisionales que suplen en  forma temporal las matrículas profesionales;    

d) Organizar sus secretarías ejecutivas de acuerdo con el  reglamento dictado por el Consejo Nacional;    

e) Denunciar ante las autoridades competentes los hechos  materia del proceso disciplinario, que constituyan delitos no querellables;    

f) Las demás que le señale la Ley 51 de 1986, los  decretos reglamentarios y el Consejo Nacional.    

(Decreto 1873 de 1996,  artículo 5°)    

SUBSECCIÓN 2.2    

MATRÍCULAS PROFESIONALES    

Artículo 2.2.3.5.2.2.2.1. Matrículas profesionales. Es el acto administrativo mediante el cual se ordena la  inscripción de un ingeniero electricista, mecánico o profesional a fin en el  registro de ingenieros del Consejo Nacional, y que confiere a dicho ingeniero  el derecho a ejercer su profesión en cualquier lugar del país.    

(Decreto 1873 de 1996,  artículo 7°)  (Nota: Corresponde al artículo  6º Del Decreto 1873 de 1996.).    

Nota, artículo 2.2.3.5.2.2.2.1.: El texto oficialmente publicado d este  artículo no corresponde exactamente al texto del artículo 7 del Decreto 1873 de 1996,  referido.    

Artículo 2.2.3.5.2.2.2.2. Certificado de matrícula. Es el documento que acredita la matrícula profesional de  un ingeniero electricista, mecánico o profesional afín.    

(Decreto 1873 de 1996,  artículo 6°)  (Nota: Corresponde al artículo  7º Del Decreto 1873 de 1996.).    

Artículo 2.2.3.5.2.2.2.3. Solicitud de matrícula. La persona que aspire a obtener la matrícula profesional  en cualquiera de las profesiones de la ingeniería contempladas en la Ley 51 de 1986 deberá  presentar, ante el Consejo Seccional que escoja, el formulario de solicitud  debidamente diligenciado con la acreditación de las calidades y los documentos  que se exigen en la Ley 51 de 1986.    

El Consejo Nacional elaborará el formulario de solicitud  para la obtención de la matrícula profesional, en el que se indicarán la  información y los requisitos legales necesarios para la solicitud de la  matrícula profesional.    

(Decreto 1873 de 1996,  artículo 8°)    

Artículo 2.2.3.5.2.2.2.4. Decisión sobre la solicitud de matrícula profesional. Estudiada la solicitud y la documentación presentada, el Consejo  Seccional, mediante resolución motivada, resolverá la petición de matrícula  profesional dentro de los quince (15) días siguientes a la fecha de la  presentación de la documentación completa.    

El Consejo Seccional, podrá ampliar este término hasta por  un lapso de treinta (30) días, e informará al interesado el plazo en que  adoptará la decisión.    

La negativa de la matrícula profesional sólo podrá  basarse en la carencia de las condiciones exigidas por la Ley 51 de 1986 para el  ejercicio de las ingenierías eléctrica, mecánica y profesiones afines.    

(Decreto 1873 de 1996,  artículo 9°)    

Artículo 2.2.3.5.2.2.2.5. Recursos y consulta. Contra  la decisión sobre la solicitud de matrícula proceden los recursos de reposición  y apelación, que se deberán interponer dentro de los cinco (5) días siguientes  a la notificación de la decisión.    

En todo caso, luego de la expedición de la matrícula  profesional, el respectivo Consejo Seccional remitirá toda la actuación y la  documentación al Consejo Nacional para la correspondiente confirmación, ya sea  por vía de apelación o de consulta.    

Recibida una resolución en apelación o consulta por el  Consejo Nacional, se resolverá sobre ella en la siguiente reunión ordinaria de  este, de acuerdo con las normas previstas para el efecto en el Libro Primero,  Parte Primera del Código  Contencioso Administrativo.    

Parágrafo. El  Consejo Seccional, de conformidad con lo previsto en el inciso 3 del artículo  73 del Código  Contencioso Administrativo, podrá en cualquier tiempo revocar el acto por  el cual se confiere la matrícula profesional con el fin de corregir simples  errores aritméticos o de hecho que no incidan en el sentido de la decisión.    

(Decreto 1873 de 1996,  artículo 10)    

Artículo 2.2.3.5.2.2.2.6. Inscripción y expedición de certificados. Una vez confirmada la matrícula profesional, el Consejo Nacional  deberá efectuar la inscripción en el registro de ingenieros y el Consejo  Seccional correspondiente expedirá el certificado que acredite la matrícula  profesional.    

(Decreto 1873 de 1996,  artículo 11)    

Artículo 2.2.3.5.2.2.2.7. Ejercicio profesional. Todo ingeniero electricista, mecánico o profesional afín  deberá colocar, al pie de su nombre o firma, el número de su matrícula y su  especialidad en todas las actuaciones profesionales que ejerza.    

(Decreto 1873 de 1996,  artículo 12)    

Artículo 2.2.3.5.2.2.2.8. Ampliación de la matrícula. La persona que tenga matrícula profesional de ingeniero en  cualquiera de las profesiones a que se refiere la Ley 51 de 1986, y  culmine estudios posteriores que le confieran título profesional en otra de  dichas profesiones, podrá obtener la ampliación de su matrícula de manera que  esta abarque el conjunto de títulos adquiridos. En este caso se procederá a  sustituir la matrícula anterior por otra en la que consten las adiciones.    

(Decreto 1873 de 1996,  artículo 13)    

Artículo 2.2.3.5.2.2.2.9. Cancelación de la matrícula. El Consejo Nacional podrá en todo tiempo, de oficio o a  solicitud de cualquier persona, revisar la actuación sobre la matrícula,  ordenando su cancelación si se comprueba que se realizó sin el lleno de los  requisitos legales, mediante la utilización de información falsa judicialmente  declarada o en contravención de las normas previstas en este decreto, de  conformidad con el procedimiento señalado en el artículo 74 del Código  Contencioso Administrativo.    

Parágrafo. Cuando  existan graves indicios de la presentación de información falsa para la  obtención de la matrícula profesional, el Consejo Nacional denunciará los  hechos ante las autoridades competentes.    

(Decreto 1873 de 1996,  artículo 14)    

SUBSECCIÓN 2.3.    

LICENCIAS ESPECIALES    

Artículo 2.2.3.5.2.2.3.1. Otorgamiento de licencias especiales. El profesional perteneciente a una de las profesiones de  la ingeniería a que se refiere la Ley 51 de 1986,  titulado y domiciliado en el exterior, que celebre contrato con una entidad  pública o privada para prestar sus servicios en el país por un tiempo  determinado, deberá solicitar una licencia especial ante el Consejo Nacional.  Para tal efecto deberá diligenciar y presentar el formulario de solicitud  correspondiente.    

Estas licencias serán expedidas cuando, según concepto  del Consejo Nacional, sea conveniente o necesario el concurso de ese personal,  particularmente cuando se trate de especialidades que no existan en el país o  que existan en grado muy limitado.    

(Decreto 1873 de 1996,  artículo 15)    

Artículo 2.2.3.5.2.2.3.2. Capacitación de personal colombiano. El titular de la licencia especial está obligado a  entrenar y capacitar, en su respectiva especialidad, a personal colombiano que  esté inscrito en el registro de ingenieros que lleva el Consejo Nacional.    

Con el objeto de garantizar el cumplimiento de este  requisito, al momento de la solicitud de licencia especial, el interesado  deberá otorgar al Consejo Nacional una garantía bancaria o de seguros, expedida  por una compañía legalmente constituida en Colombia, hasta por un valor máximo  de cien (100) salarios mínimos legales mensuales vigentes.    

En el evento de que no se dé cumplimiento a la obligación  de entrenar y capacitar a personal colombiano, el Consejo Nacional hará  efectiva la garantía otorgada y procederá a la cancelación de la licencia  especial.    

(Decreto 1873 de 1996,  artículo 16)    

Artículo  2.2.3.5.2.2.3.3. Prórroga de la  licencia especial. En caso de  requerirse la ampliación de la licencia especial, por no estar terminado el  trabajo para cuya realización se expidió y/o no estar capacitado el personal  colombiano, el beneficiario de la licencia especial podrá solicitar, por una  sola vez, que se prorrogue el término inicial hasta por seis meses  más. El Consejo Nacional decidirá, según su criterio, si accede o no a la  solicitud de prórroga.    

(Decreto 1873 de 1996,  artículo 17)    

Artículo 2.2.3.5.2.2.3.4. Validez de la licencia. Terminado el trabajo para el cual se  otorgó la licencia especial a un ingeniero, este no podrá dedicarse a ninguna  otra labor relacionada con el ejercicio de la ingeniería en el país, salvo que  obtenga su matrícula profesional.    

(Decreto 1873 de 1996,  artículo 18)    

SUBSECCIÓN 2.4    

DE LA PROFESIÓN DE TÉCNICO ELECTRICISTA    

Artículo 2.2.3.5.2.2.4.1. Ejercicio de la Profesión de  Técnico Electricista. Entiéndase que constituyen ejercicio a nivel medio de la  profesión de técnico electricista de que trata el artículo 1° de la Ley 19 de 1990, las  siguientes actividades:    

a) La colaboración en el estudio, análisis, control  técnico y perfeccionamiento de la fabricación de máquinas eléctricas, equipo  eléctrico y accesorios electrónicos;    

b) La preparación de: programas de trabajo, presupuestos  de cantidades, costos de los materiales y/o mano de obra, relacionados con  máquinas eléctricas, equipo eléctrico y accesorios electrónicos para  instalaciones eléctricas de producción, distribución y consumo de energía  eléctrica;    

c) El estudio y análisis para el mantenimiento y  reparación de máquinas eléctricas, equipo eléctrico y accesorios electrónicos,  y construcción y montaje de instalaciones de producción, distribución y consumo  de energía eléctrica, y    

d) La vigilancia e instrucción a los auxiliares e  instaladores, en la ejecución de pruebas, tomas de lecturas, regulación de  instrumentos, anotación de observaciones, aseguramiento de condiciones y normas  de seguridad, inspección y comprobación del trabajo terminado de instalaciones  eléctricas, máquinas eléctricas, equipo eléctrico y accesorios electrónicos de  producción, distribución y consumo de energía eléctrica.    

(Decreto 991 de 1991,  artículo 1°)    

Artículo 2.2.3.5.2.2.4.2. Ejercicio como auxiliar de los  ingenieros electricistas de la profesión de técnico electricista. Entiéndase que constituye ejercicio  como auxiliar de los ingenieros electricistas de la profesión de técnico  electricista, de que trata el artículo 1° de la Ley 19 de1990, la realización  de actividades y labores relacionadas con el estudio y las aplicaciones de la  electricidad que requieren la dirección, coordinación y responsabilidad de  ingenieros electricistas.    

(Decreto 991 de 1991,  artículo 2°)    

SUBSECCIÓN 2.5    

CLASES DE MATRÍCULA    

Artículo 2.2.3.5.2.2,5.1. Clases de Matrículas. El Consejo Nacional de  Técnicos Electricistas -CONTE- otorgará las matrículas a que se refiere el  artículo 3° de la Ley 19 de1990, de conformidad con la siguiente clasificación  de actividades:    

Clase TE1. Técnico en instalaciones eléctricas  interiores: a  los técnicos electricistas que lleven a cabo el estudio aplicado al montaje y  reparación de circuitos eléctricos de todo tipo de salidas para tomacorrientes,  enchufes, salidas para alumbrado, lámparas y luminarias, interruptores,  conexiones especiales, tableros de distribución de circuitos, equipos de  medida, protección, control, señalización y servicios auxiliares de  instalaciones eléctricas.    

Clase TE2. Técnico en bobinados eléctricos y accesorios: a los técnicos electricistas que lleven  mando de todo tipo de transformadores eléctricos, motores eléctricos,  generadores eléctricos equipo de instalaciones eléctricas y accesorios de  instrumentación electrónica industrial.    

Clase TE3. Técnico en mantenimiento eléctrico: A los técnicos electricistas que lleven  a cabo el estudio aplicado a la operación y mantenimiento de instalaciones  eléctricas y accesorios electrónicos industriales, relacionados con la  instrumentación, accionamientos y control de máquinas, equipos y aparatos  mecánicos, hidráulicos o neumáticos.    

Clase TE4. Técnico en electricidad industrial: A los técnicos electricistas que lleven  a cabo el estudio aplicado a la fabricación, construcción y montaje de:  transformadores eléctricos, motores eléctricos, generadores eléctricos,  baterías, equipo eléctrico y accesorios electrónicos de medida, protección,  maniobra, control automático, interrupción, señalización, variación de  velocidad, compensación reactiva, dispositivos relevadores;así  también para subestaciones capsuladas, armarios de contadores, tableros de  protección y distribución de circuitos eléctricos, celdas de alta y baja  tensión, centros de control de motores eléctricos, tableros de mando eléctrico,  señalización, cofres y controles eléctricos especiales.    

Clase TE5. Técnico en redes eléctricas: A los técnicos electricistas que lleven  a cabo el estudio aplicado a la construcción, montaje, conexión, maniobra y  mantenimiento de redes eléctricas aéreas y subterráneas, subestaciones  eléctricas de distribución y los equipos de protección, medida, control  eléctrico y accesorios electrónicos asociados;así como equipos eléctricos y  accesorios electrónicos de pequeñas centrales eléctricas.    

Clase TE6. Técnico en instalaciones eléctricas  especiales: A  los técnicos electricistas que lleven a cabo el estudio aplicado al montaje,  conexión, mantenimiento y reparación de equipos eléctricos para instalaciones  especiales, tales como electrodomésticos, parque automotor, aeronaves,  embarcaciones, telecomunicaciones, telefonía, circuitos cerrados de televisión,  alarmas, antenas, centros de cómputo, etc.    

Clase AUX. Auxiliar de ingenieros electricistas: A las personas que lleven a cabo la  realización de actividades y labores relacionadas con el estudio y las  aplicaciones de la electricidad para cuyo ejercicio requieren la dirección,  coordinación y responsabilidad de ingenieros electricistas.    

Parágrafo. Al expedirse la matrícula correspondiente, deberá  especificarse en la misma la especialidad o especialidades para las que se  otorga.    

(Decreto 991 de 1991,  artículo 3°)    

Artículo 2.2.3.5.2.2.5.2. Sustitución de matrículas por  reclasificación. Las personas que obtengan su matrícula profesional, en  cualesquiera de las clasificaciones que se refiere el artículo 2.2.3.5.2.2,5.1.  de este Decreto y que adelanten estudios posteriores que les confieran títulos  de otras especialidades o demuestren haberlos hecho con anterioridad, podrán  obtener la ampliación de su matrícula, de manera que esta abarque todo el  conjunto de títulos adquiridos. En este caso se procederá a sustituir el  documento de la matrícula anterior por uno nuevo en que consten todos los  títulos.    

(Decreto 991 de 1991,  artículo 4°)    

SUBSECCIÓN 2.6    

CONSEJO NACIONAL Y COMITÉS SECCIONALES DE TÉCNICOS  ELECTRICISTAS    

Artículo 2.2.3.5.2.2.6.1. Del representante de las escuelas  e institutos técnicos de electricidad. El representante de las escuelas e institutos técnicos  de electricidad al consejo nacional de técnicos electricistas, a que se refiere  el artículo 5° de la Ley 19 de 1990, será seleccionado  por el Ministerio de Educación Nacional de la terna presentada por los  mencionados centros educativos que funcionen en el país debidamente aprobados  por el Gobierno Nacional, dentro de los tres (3) meses anteriores al  vencimiento del período de quien este ejerciendo el cargo.    

Parágrafo. Transcurrido el término a que se refiere el presente  artículo sin que se haya presentado la terna correspondiente, el Ministerio de  Educación Nacional procederá a elegir el representante respectivo.    

(Decreto 991 de 1991,  artículo 9°)    

Artículo 2.2.3.5.2.2.6.2. De los Comités Seccionales. El consejo nacional de técnicos  electricistas, teniendo en cuenta las necesidades regionales del país,  organizará los comités seccionales de técnicos electricistas cuyas sedes serán  las capitales de departamento, y estarán integrados por:    

a) Un (1) representante del gobierno seccional;    

b) Un (1) representante de las escuelas o institutos  técnicos de electricidad debidamente aprobados por el Gobierno, y    

c) Dos (2) técnicos electricistas, profesionales y  matriculados, nombrados por la Federación Nacional de Técnicos Electricistas “Fenaltec”.    

Parágrafo. En aquellos departamentos en donde no funcione  universidad, escuela o instituto autorizado por el Gobierno para otorgar  títulos en electricidad, el representante respectivo será seleccionado por el  consejo nacional de técnicos electricistas entre los establecimientos  educativos que impartan instrucción en áreas técnicas.    

(Decreto 991 de 1991,  artículo 10)    

Artículo 2.2.3.5.2.2.6.3. Periodo de los miembros. El período de los miembros del consejo  nacional y de los comités seccionales de técnicos electricistas será dedos (2)  años, sus cargos serán ejercidos sin remuneración y podrán ser reelegidos por  una sola vez para el período siguiente.    

(Decreto 991 de 1991,  artículo 11)    

Artículo 2.2.3.5.2.2.6.4. Funciones de los Comités  Seccionales. Los  comités seccionales de técnicos electricistas ejercerán dentro de su  territorio, las mismas funciones del consejo nacional de técnicos  electricistas.    

(Decreto 991 de 1991,  artículo 12)    

Artículo 2.2.3.5.2.2.6.5. Funciones Consejo Nacional de  Técnicos Electricistas. Para el desarrollo de las funciones públicas asignadas al  Consejo Nacional de Técnicos Electricistas – CONTE por el artículo 4° de la Ley 19 de 1990,  modificado por el artículo 35 de la Ley 1264 de 2008,  este deberá:    

1. Estudiar, tramitar y expedir las matrículas  profesionales de los técnicos electricistas.    

2. El Consejo Nacional de Técnicos Electricistas  publicará y mantendrá actualizada en la página web listado completo de las  personas que hayan obtenido la matrícula profesional correspondiente y se  encuentren habilitadas para el ejercicio de la profesión con el fin de que sea  distribuido y conocido ampliamente a los usuarios. En todo caso, dicho listado  se mantendrá actualizado para su consulta pública, con la constancia de la  vigencia de cada registro y estar disponible a través de medios de comunicación  electrónicos.    

3. Llevar el registro de los técnicos electricistas  matriculados.    

4. Adelantar las investigaciones y aplicar las sanciones  a que haya lugar por quejas contra los técnicos electricistas por violaciones  al Código de Ética.    

5. Velar porque se cumplan en el territorio nacional las  disposiciones sobre el ejercicio de la profesión de técnico electricista y  denunciar ante las autoridades competentes las violaciones que se presenten.    

6. Colaborar con las instituciones educativas para el  estudio, evaluación y establecimiento de requisitos académicos y programas de  estudio con el propósito de elevar el nivel académico de los técnicos  electricistas.    

7. Fomentar la capacitación y actualización tecnológica  de los técnicos electricistas”    

(Decreto 991 de 1991,  artículo 13)    

Nota,  artículo 2.2.3.5.2.2.6.5.:  El texto oficialmente publicado de este artículo no es exactamente igual al  texto del artículo 13 del Decreto 991 de 1991,  referido.    

SUBSECCIÓN 2.7    

PERSONAL EXTRANJERO O DOMICILIADO EN EL EXTERIOR    

Artículo 2.2.3.5.2.2.7.1. De la Licencia Especial. Los extranjeros o colombianos domiciliados en el exterior  que hayan obtenido título en país distinto a Colombia en cualesquiera de las  actividades clasificadas en el artículo 2.2.3.5.2.2,5.1 de este Decreto  deberán, para prestar sus servicios profesionales por tiempo definido o período  fijo mayor de seis (6) meses y menor de dos (2) años, formular a través de su  empleador la solicitud de prescindencia de la matrícula y de expedición de  Licencia Especial para ejercer en el país al Consejo Nacional de Técnicos  Electricistas, el cual, dentro de los ocho (8) días siguientes al recibo de la  documentación, la estudiará y remitirá al Ministerio de Minas y Energía.    

Parágrafo. A  la solicitud a que se refiere el presente artículo, deberá anexarse:    

a) Fotocopia de los respectivos títulos, debidamente  autenticados por el Cónsul colombiano y con traducción oficial;    

b) Información sobre las actividades que va realizar en  el país.    

(Decreto 991 de 1991,  artículo 14)    

Artículo 2.2.3.5.2.2.7.2. Homologación de Títulos obtenidos en el extranjero. Para la prestación de servicios por períodos superiores a  dos (2) años, las personas señaladas en el artículo anterior deberán obtener  previamente la homologación del título por parte del Ministerio de Educación  Nacional o el Instituto Colombiano para el fomento de la Educación Superior  ICFES y la matrícula para ejercer la profesión de Técnico Electricista les será  expedida por el Ministerio de Minas y Energía con sujeción a lo establecido por  el artículo 5° del presente decreto.    

(Decreto 991 de 1991,  artículo 15)    

Artículo 2.2.3.5.2.2.7.3. De la no exigencia de matrícula. La prestación de los servicios profesionales por términos  menores de seis (6) meses, no requiere el trámite de Licencia Especial.    

(Decreto 991 de 1991,  artículo 16)    

Artículo 2.2.3.5.2.2.7.4. Nombramiento en cargos públicos. A partir de la vigencia del presente decreto la Nación, los  departamentos y los municipios, así como sus entidades descentralizadas,  determinarán cuáles son los cargos que requieren ser ejercidos por Técnicos  Electricistas y, para tomar posesión de los mismos, deberá presentarse la  correspondiente matrícula de Técnico Electricista.    

(Decreto 991 de 1991,  artículo 17)    

Artículo 2.2.3.5.2.2.7.5. Inscripción en entidades públicas. Los Técnicos Electricistas con matrícula vigente, podrán  inscribirse como tales ante la Nación, los departamentos y los municipios, así  como sus entidades descentralizadas, para ejecutar obras eléctricas que  correspondan a las actividades determinadas en la respectiva matrícula  profesional.    

(Decreto 991 de 1991,  artículo 18)    

Artículo 2.2.3.5.2.2.7.6. Los Técnicos Electricistas con matrícula vigente y  debidamente inscritos, calificados y clasificados en los registros de  contratistas de las entidades mencionadas en el artículo anterior, previo el  trámite establecido en las normas sobre contratación administrativa vigentes,  podrán participar en las licitaciones que abran dichas entidades y ser  contratados para obras circunscritas a las actividades señaladas en su  correspondiente matrícula.    

(Decreto 991 de 1991,  artículo 19)    

Artículo 2.2.3.5.2.2.7.7. En los contratos que se celebren con Técnicos Electricistas  como resultado de las licitaciones se impondrá la obligación de encomendar la  dirección y ejecución de los trabajos de obras eléctricas a Técnicos  Electricistas que posean matrícula en la especialidad requerida. El  incumplimiento de esta obligación por parte de los Técnicos Electricistas  contratistas será establecido como causal de caducidad administrativa.    

(Decreto 991 de 1991,  artículo 20)    

Artículo 2.2.3.5.2.2.7.8. Objeción de trabajos por parte de las electrificadoras. Las electrificadoras podrán objetar los trabajos  realizados por los Técnicos Electricistas si estos no cumplen con cualesquiera  de los requisitos establecidos en los Reglamentos de Instalaciones o Servicio  de las empresas.    

Si el Técnico Electricista no realiza las correcciones a  las objeciones indicadas por la electrificadora, esta podrá solicitar al  Consejo Nacional de Técnicos Electricistas la imposición de las sanciones a que  haya lugar y oficiará al Consejo Nacional de Técnicos Electricistas para que se  proceda de conformidad con lo establecido en el Código de Ética Profesional.    

(Decreto 991 de 1991,  artículo 22)    

Artículo 2.2.3.5.2.2.7.9. Ejercicio ilegal de la profesión. No podrán ejercer la profesión de Técnico Electricista,  quienes no posean la correspondiente matrícula expedida en la forma establecida  en el presente decreto.    

Parágrafo. Se  exceptúan de lo establecido en el presente artículo los Ingenieros  Electricistas.    

(Decreto 991 de 1991,  artículo 23)    

Artículo 2.2.3.5.2.2.7.10. Disposiciones varias. Los  recursos para atender los gastos que requieran el Consejo Nacional y los  Comités Seccionales de Técnicos Electricistas para el cumplimiento de las  disposiciones del presente decreto se obtendrán de los fondos que se recauden  por concepto de donaciones, aportes y otros recursos que provengan del  desarrollo de sus funciones.    

(Decreto 991 de 1991,  artículo 24)    

CAPÍTULO 6    

ASPECTOS GENERALES DEL SERVICIO PÚBLICO DE ENERGÍA    

SECCIÓN 1    

DEL ALUMBRADO PÚBLICO    

Artículo 2.2.3.6.1.1. Modificado por el Decreto 943 de 2018,  artículo 3º. Campo de aplicación. Esta sección aplica al servicio de alumbrado público y a las  actividades asociadas a la prestación de este servicio.    

Texto inicial del artículo 2.2.3.6.1.1: “Campo  de Aplicación. Esta Sección aplica al servicio de alumbrado público  y a las actividades que realicen los prestadores de este servicio.”.    

(Decreto 2424 de 2006,  artículo 1°).    

Artículo  2.2.3.6.1.2. Modificado por el Decreto 943 de 2018,  artículo 4º. Prestación del servicio. Los municipios o distritos son los responsables de  la prestación del servicio de alumbrado público, el cual podrán prestar de  manera directa, o a través de empresas de servicios públicos domiciliarios u  otros prestadores del servicio de alumbrado público que demuestren idoneidad en  la prestación del mismo, con el fin de lograr un gasto financiero y energético  responsable.    

De conformidad con lo anterior, los municipios o distritos deberán  garantizar la continuidad y calidad en la prestación del servicio de alumbrado  público, así como los niveles adecuados de cobertura.    

Parágrafo 1°. La modernización, expansión y reposición del  sistema de alumbrado público debe buscar la optimización de los costos anuales  de inversión, suministro de energía y los gastos de administración, operación,  mantenimiento e interventoría, así como la  incorporación de desarrollos tecnológicos. Las mayores eficiencias logradas en  la prestación del servicio que se generen por la reposición, mejora, o  modernización del sistema, deberán reflejarse en el estudio técnico de  referencia.    

Parágrafo 2°. Los municipios o distritos tendrán la  obligación de incluir en rubros presupuéstales y cuentas contables,  independientes, los costos de la prestación del servicio de alumbrado público y  los ingresos obtenidos por el impuesto de alumbrado público, por la sobretasa al impuesto predial en caso de que se establezca  como mecanismo de financiación de la prestación del servicio de alumbrado  público, y/o por otras fuentes de financiación. Cuando el servicio sea prestado  por agentes diferentes a municipios o distritos, estos agentes tendrán la  obligación de reportar al ente territorial la información para dar cumplimiento  a este parágrafo.    

Texto inicial del artículo 2.2.3.6.1.2: “Prestación del Servicio. Los  municipios o distritos son los responsables de la prestación del servicio de  alumbrado público. El municipio o distrito lo podrá prestar directa o  indirectamente, a través de empresas de servicios públicos domiciliarios u  otros prestadores del servicio de alumbrado público.    

Parágrafo.  Los municipios tienen la obligación de incluir en sus presupuestos los  costos de la prestación del servicio de alumbrado público y los ingresos por  impuesto de alumbrado público en caso de que se establezca como mecanismo de  financiación.”.    

(Decreto 2424 de 2006,  artículo 4°).    

Artículo  2.2.3.6.1.3. Subrogado por el Decreto 943 de 2018,  artículo 5º. Estudio Técnico de Referencia. De conformidad con lo  dispuesto en el artículo 351 de la Ley 1819 de 2016, los  municipios y distritos deberán realizar, dentro de un plazo razonable, un  estudio técnico de referencia de determinación de costos estimados de  prestación en cada actividad del servicio de alumbrado público, que deberá  mantenerse público en la página web del ente  territorial y contendrá como mínimo lo siguiente:    

a) Estado actual de la prestación del  servicio en materia de infraestructura, cobertura, calidad y eficiencia  energética. Este incluirá el inventario de luminarias y demás activos de uso  exclusivo del alumbrado público y los indicadores que miden los niveles de  calidad, cobertura y eficiencia energética del servicio de alumbrado público,  establecidos de acuerdo a lo dispuesto en el artículo 2.2.3.6.1.11 del presente  decreto.    

b) Definición de las expansiones del servicio, armonizadas con el Plan  de Ordenamiento Territorial y con los planes de expansión de otros servicios  públicos, cumpliendo con las normas del Reglamento Técnico de Instalaciones  Eléctricas (RETIE), así como del Reglamento Técnico de Iluminación y Alumbrado  Público (RETILAP), al igual que todas aquellas disposiciones técnicas que  expida sobre la materia el Ministerio de Minas y Energía.    

c) Costos desagregados de prestación para las diferentes actividades  del servicio de alumbrado público, incluido el pago por uso de activos de  terceros para este servicio, conforme con la metodología para la determinación  de los costos por la prestación del servicio de alumbrado público en los  términos del artículo 2.2.3.6.1.8 del presente decreto.    

d) Determinación clara del periodo máximo en el que el Estudio Técnico  de Referencia será sometido a revisión, ajuste, modificación o sustitución  atendiendo las condiciones particulares de cada territorio, sin que este  periodo supere cuatro (4) años.    

Texto inicial del artículo 2.2.3.6.1.3: “Planes de servicio. De conformidad  con lo dispuesto en el artículo 12 de la Ley 143 de 1994,  los municipios y distritos deben elaborar un plan anual del servicio de  alumbrado público que contemple entre otros la expansión del mismo, a nivel de  factibilidad e ingeniería de detalle, armonizado con el plan de ordenamiento  territorial y con los planes de expansión de otros servicios públicos, cumpliendo  con las normas técnicas y de uso eficiente de energía que para tal efecto  expida el Ministerio de Minas y Energía.”.    

(Decreto 2424 de 2006,  artículo 5°).    

Artículo 2.2.3.6.1.4. Modificado por el Decreto 943 de 2018,  artículo 6º. Régimen de contratación para la prestación del servicio de alumbrado  público a través de terceros. Los contratos relacionados con la prestación del servicio de alumbrado  público que suscriban los municipios o distritos con los prestadores del mismo,  se regirán por las disposiciones contenidas en el Estatuto General de  Contratación de la Administración Pública y demás normas que lo modifiquen,  adicionen o complementen, incluyendo los instrumentos de vinculación de que  trata la Ley 1508 de 2012 o la  disposición que la modifique, complemente o sustituya.    

Texto inicial del artículo 2.2.3.6.1.4: “Régimen  de contratación. Todos los contratos relacionados con la prestación  del servicio de alumbrado público que celebren los municipios o distritos con  los prestadores del mismo, se regirán por las disposiciones contenidas en el Estatuto  General de Contratación de la Administración Pública, y demás normas que lo  modifiquen, adicionen o complementen.    

Parágrafo.  Los contratos que suscriban los Municipios o distritos, con los prestadores  del servicio de alumbrado público, para que estos últimos asuman la prestación  del servicio de alumbrado público, o para que sustituyan en la prestación a  otra que entre en causal de disolución o liquidación, deben garantizar la  continuidad en la ejecución de la expansión con parámetros específicos de  calidad y cobertura del servicio de alumbrado público, conforme a lo dispuesto  en el artículo anterior.”.    

(Decreto 2424 de 2006,  artículo 6°).    

Artículo  2.2.3.6.1.5. Modificado por el Decreto 943 de 2018,  artículo 7º. Contratos de suministro de energía. Los contratos para el suministro  de energía eléctrica con destino al servicio de alumbrado público se regirán  por las disposiciones de las leyes 142 y 143 de 1994, y la regulación expedida  por la Comisión de Regulación de Energía y Gas.    

Adicionalmente, el contratante velará por que el proceso contractual y  la suscripción del documento respectivo se realicen con la suficiente  antelación y en la cantidad de energía necesaria, con el objetivo de evitar sobrecostos en la prestación del servicio de alumbrado  público y brindar estabilidad frente a la volatilidad del costo de la energía  eléctrica.    

Texto inicial del artículo 2.2.3.6.1.5: “Contratos de suministro de energía.  Los contratos para el suministro de energía eléctrica con destino al servicio  de alumbrado público, deberán cumplir con la regulación expedida por la  Comisión de Regulación de Energía y Gas para el efecto. En todo caso, en los  contratos de suministro de energía, se deberá garantizar la libre concurrencia  de los oferentes en igualdad de condiciones.”.    

(Decreto 2424 de 2006,  artículo 7°).    

Artículo 2.2.3.6.1.6. Subrogado por el Decreto 943 de 2018,  artículo 8º. Periodo de transición. Los contratos para la prestación del servicio de alumbrado público de  que trata el artículo 2.2.3.6.1.4 del presente decreto suscritos antes de la  entrada en vigencia del mismo, continuarán sujetos a las disposiciones  aplicables a la fecha de su suscripción. No obstante, las prórrogas o adiciones  de dichos contratos que se pacten posteriormente, se regirán por lo establecido  en este decreto.    

Texto inicial del artículo 2.2.3.6.1.6: “Regulación Económica del Servicio. De  conformidad con lo dispuesto en el artículo 23 de la Ley 143 de 1994,  corresponderá a la Comisión de Regulación de Energía y Gas – CREG, regular los  aspectos económicos de la prestación del servicio de alumbrado público.”.    

(Decreto 2424 de 2006,  artículo 8°).    

Artículo  2.2.3.6.1.7. Subrogado por el Decreto 943 de 2018,  artículo 9º. Criterios técnicos para la determinación del impuesto de alumbrado  público. Los municipios y  distritos que adopten el impuesto de alumbrado público, a través de los  concejos municipales y distritales, aplicarán al  menos los siguientes criterios técnicos para la determinación del impuesto de  alumbrado público, de acuerdo con lo establecido en el parágrafo 2° del artículo  349 de la Ley 1819 de 2016, con  el fin de evitar abusos en su cobro. El acuerdo municipal que adopte dicho  impuesto, será publicado o divulgado según lo establecido en el artículo 65 de  la Ley 1437 de 2011:    

1. Costos totales y por actividad: Se calcularán los costos en  los que se incurrirá para realizar todas y cada una de las actividades de la  prestación del servicio de alumbrado público según lo establecido en el estudio  técnico de referencia.    

Adicionalmente, como criterio de evaluación del costo de energía, se  obtendrá un histórico de precios de energía eléctrica para la demanda regulada  y no regulada del país durante los tres años anteriores a la determinación del  valor del impuesto, que podrá ser consultado en el portal del Operador del  Sistema Interconectado – XM, el cual se comparará con el costo de energía  proyectado en el estudio técnico de referencia.    

Cuando las entidades territoriales complementen la destinación del  impuesto con actividades como la iluminación ornamental y navideña en los  espacios públicos, se incluirán en los cálculos los costos asociados a estas  actividades.    

2. Clasificación de los usuarios del servicio de alumbrado público: La  clasificación de los usuarios del servicio de alumbrado público, al ser una  actividad inherente del servicio de energía eléctrica, se realizará de acuerdo  con: i) El tipo de usuario (residencial, industrial, comercial, oficial, u  otros); ii) el estrato  socioeconómico; iii) su  ubicación geográfica (urbano o rural); iv)  la tarifa del servicio de energía eléctrica aplicable a cada tipo de usuario; y  v) Valor del impuesto predial, en el caso de predios que no sean usuarios del  servicio domiciliario de energía eléctrica.    

3. Consumo del servicio de energía eléctrica domiciliario: Se  considerará el consumo del servicio de energía eléctrica individual y por  sectores. Para lo anterior se obtendrá el consumo de energía eléctrica promedio  mensual de los últimos tres años por cada tipo de usuario, información que  podrá ser consultada en el Sistema Único de Información (SUI) administrado por  la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios o directamente  solicitada al Comercializador de Energía, según la clasificación del numeral  anterior, y el porcentaje que este consumo representa del consumo total  domiciliario del municipio o distrito.    

4. Consumo de energía eléctrica del sistema de alumbrado público: Se  obtendrá el consumo de energía promedio mensual de los últimos tres años del  sistema de alumbrado público del municipio o distrito, información que podrá  ser consultada con el Comercializador de Energía respectivo, con el fin de  establecer el tipo de usuario (regulado o no regulado), que servirá como insumo  para la contratación del suministro de energía eléctrica para la prestación del  servicio de alumbrado público.    

5. Nivel de cobertura, calidad y eficiencia energética del servicio  de alumbrado público: Para la determinación del impuesto de alumbrado  público, los concejos municipales y distritales  considerarán el establecimiento de metas para los índices de cobertura, calidad  y eficiencia del servicio de alumbrado público, de acuerdo con la  reglamentación técnica vigente y lo dispuesto en el artículo 2.2.3.6.1.11 del  presente decreto.    

Texto inicial del artículo 2.2.3.6.1.7: “Cobro  del costo del servicio. Los municipios o distritos que hayan  establecido el impuesto de alumbrado público podrán cobrarlo en las facturas de  los servicios públicos, únicamente cuanto este equivalga al valor del costo en  que incurre por la prestación del mismo. La remuneración de los prestadores del  servicio de alumbrado público deberá estar basada en costos eficientes y podrá  pagarse con cargo al impuesto sobre el servicio de alumbrado público que fijen  los municipios o distritos.”.    

(Decreto 2424 de 2006,  artículo 9°).    

Artículo  2.2.3.6.1.8. Modificado por el Decreto 943 de 2018,  artículo 10. Metodología para la determinación de los costos por la prestación del  servicio de alumbrado público. En aplicación de lo dispuesto en el artículo 351 de la Ley 1819 de 2016,  para la determinación del valor del impuesto a recaudar, los municipios y  distritos deberán considerar como criterio de referencia el valor total de los  costos estimados de prestación en cada componente de servicio. Los Municipios y  Distritos deberán realizar un estudio técnico de referencia de determinación de  costos de la prestación del servicio de alumbrado público, de conformidad con  la metodología para la determinación de costos que establezca el Ministerio de  Minas y Energía, o la entidad que delegue dicho Ministerio, pudiendo recaer  dicha delegación en la Comisión de Regulación de Energía y Gas.    

La determinación de los costos por la prestación del servicio de  alumbrado público deberá tener en cuenta, entre otros, los siguientes aspectos:    

1. Los costos totales y discriminados por unidades constructivas  asociados a la inversión, modernización, expansión y reposición del Sistema de  Alumbrado Público. Se incluirá la inversión de activos de terceros para el  servicio de alumbrado público, excluyendo aquellos que sean entregados en forma  gratuita o sean remunerados mediante otro mecanismo.    

2. Los costos de referencia asociados a la administración, operación,  mantenimiento y desarrollo tecnológico del Sistema de Alumbrado Público, para  lo cual se deberán tener en cuenta las diferentes tecnologías en fuentes  luminosas y luminarias, así como las condiciones en las cuales opera el sistema  (ambientales, geográficas, climatológicas, entre otras). Se incluirá el pago  por uso de activos de terceros para el servicio de alumbrado público,  excluyendo aquellos que sean remunerados mediante otro mecanismo.    

3. Los costos de las interventorías de los  contratos para la prestación del servicio de alumbrado público.    

4. Los costos de la actividad de suministro de energía.    

5. Los costos asociados a la gestión ambiental de los residuos del  alumbrado público derivados de la aplicación del plan de manejo ambiental de  disposición y/o reciclaje de dicho residuos con el que cuente cada ente  territorial en concordancia con la Ley 1672 de 2013.    

Parágrafo. Mientras el Ministerio de Minas  y Energía o la entidad que para estos efectos sea delegada, no establezca la  metodología para la determinación de los costos por la prestación del servicio  de alumbrado público, se seguirá aplicando la metodología establecida en la  Resolución CREG 123 de 2011 y todas aquellas Resoluciones que la modifiquen,  adicionen o complementen que para los efectos se entienden vigentes.    

Texto inicial del artículo 2.2.3.6.1.8: “Metodología para la determinación de Costos  Máximos. Con base en lo dispuesto en los Literales c) y e) del  artículo 23 de la Ley 143 de 1994,  la Comisión de Regulación de Energía y Gas establecerá una metodología para la  determinación de los costos máximos que deberán aplicar los municipios o  distritos, para remunerar a los prestadores del servicio así como el uso de los  activos vinculados al sistema de alumbrado público.    

Parágrafo.  Para el suministro de energía con destino al alumbrado público se podrá  adoptar por la Comisión de Regulación de Energía y Gas – CREG un régimen de  libertad de precios o libertad regulada, de acuerdo con las reglas previstas en  la Ley 142 de 1994,  y demás normas que la modifiquen, adicionen o complementen.”.    

(Decreto 2424 de 2006,  artículo 10).    

Artículo 2.2.3.6.1.9. Modificado por el Decreto 943 de 2018,  artículo 11. Criterios para determinar la metodología. De conformidad con lo  establecido en el artículo 44 de la Ley 143 de 1994, el  Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este delegue, aplicará los criterios  allí dispuestos para definir la metodología a que se hace referencia en el  artículo anterior.    

Nota,  artículo 2.2.3.6.1.9: Ver Resolución  4-1066 de 2018. M. Minas.    

Texto inicial del artículo 2.2.3.6.1.9: “Criterios para determinar la Metodología. De  conformidad con lo establecido en el artículo 44 de la Ley 143 de 1994,  la Comisión de Regulación de Energía y Gas – CREG, aplicará los siguientes  criterios para definir la metodología a que se hace referencia en el artículo  anterior:    

1.  Eficiencia económica. Se utilizarán costos eficientes para remunerar el  servicio.    

2.  Suficiencia financiera. Se garantizará la recuperación de los costos y gastos  de la actividad, incluyendo la reposición, expansión, administración, operación  y mantenimiento; y se remunerará la inversión y patrimonio de los accionistas  de los prestadores del servicio.    

3.  Simplicidad: la metodología se elaborará de tal forma que se facilite su  comprensión, aplicación y control.    

4. Transparencia. La metodología será explícita y pública para todas las  partes involucradas en la prestación del servicio y para los beneficiarios del  mismo.    

5.  Integralidad. Los precios máximos reconocidos tendrán el carácter de integral,  en el sentido en que supondrán un nivel de calidad, de acuerdo con los  requisitos técnicos establecidos por el Ministerio de Minas y Energía, y un  grado de cobertura del servicio, de acuerdo con los planes de expansión del  servicio que haya definido el municipio o distrito.”.    

(Decreto 2424 de 2006,  artículo 11)    

Artículo  2.2.3.6.1.10. Modificado por el Decreto 943 de 2018,  artículo 12. Control, inspección y vigilancia en la prestación del servicio de  alumbrado público. La prestación del servicio de alumbrado público estará sujeta al  control, inspección y vigilancia de las siguientes entidades:    

1. Control Técnico: El Sistema de Alumbrado público deberá  cumplir con lo establecido en los reglamentos técnicos que expida el Ministerio  de Minas y Energía. El control de los aspectos técnicos relacionados con la  prestación del servicio, será ejercido por parte de las interventorías,  en los términos del inciso 3° del artículo 83 de la Ley 1474 de 2011 Las interventorías elaborarán informes periódicos, haciendo  especial énfasis en los aspectos técnicos, ambientales y económicos.    

2. Control Social: Para efectos de ejercer el control social  establecido en el artículo 62 de la Ley 142 de 1994 los  contribuyentes y usuarios del servicio de alumbrado público podrán solicitar  información a los prestadores del mismo, a la Contraloría respectiva en el  ámbito territorial y a la interventoría. Los  municipios o distritos definirán la instancia de control ante la cual se  interpongan y tramiten las peticiones, quejas y reclamos de los contribuyentes  y usuarios por la prestación del servicio de alumbrado público, los cuales  serán registrados y tramitados de forma independiente    

3. Control Fiscal: El control  fiscal de que trata la Ley 42 de 1993, será  ejercido por las contralorías departamentales, distritales  y/o municipales, según corresponda la competencia del sujeto de control,  respecto del manejo contractual con los prestadores del servicio de alumbrado  público y sus interventores, así como al recaudo y uso del impuesto.    

Texto inicial del artículo 2.2.3.6.1.10: “Control, inspección  y vigilancia. Para efectos de la prestación del servicio de alumbrado público se  ejercerán las funciones de control, inspección y vigilancia, teniendo en cuenta  las siguientes instancias:    

1.  Control Técnico. Las interventorías de los contratos de prestación de servicio  de alumbrado público además de las obligaciones contenidas en el Estatuto  General de Contratación de la Administración Pública, ejercerán un control  técnico con sujeción a la normatividad que expida para esos fines el Ministerio  de Minas y Energía.    

2.  Control Social. Para efectos de ejercer el control social establecido en el  artículo 62 de la Ley 142 de 1994  los contribuyentes y usuarios del servicio de alumbrado público podrán  solicitar información a los prestadores del mismo, a la Contraloría General de  la República y a la interventoría. Los municipios o distritos definirán la  instancia de control ante la cual se interpongan y tramiten las peticiones,  quejas y reclamos de los contribuyentes y usuarios por la prestación del  servicio de alumbrado público.”.    

(Decreto 2424 de 2006,  artículo 12).    

Artículo 2.2.3.6.1.11. Funciones del Ministerio de Minas y Energía. En cumplimiento de lo dispuesto en los artículos 67 de la  Ley 142 de 1994 y 5°  del Decreto 381 de 2012,  corresponderá al Ministerio de Minas y Energía, ejercer en relación con el  servicio de alumbrado público, las siguientes funciones:    

1. Numeral  modificado por el Decreto 943 de 2018,  artículo 13. Expedir los  reglamentos técnicos que fijen los requisitos mínimos que deben cumplir los  diseños, la instalación y los equipos que se utilicen en la prestación del  servicio de alumbrado público, y establecer los indicadores de eficiencia  energética, calidad y cobertura, aplicables al servicio de alumbrado público.    

Texto inicial del numeral 1: “Expedir los reglamentos técnicos que fijen  los requisitos mínimos que deben cumplir los diseños, los soportes, las  luminarias y demás equipos que se utilicen en la prestación del servicio de  alumbrado público.”.    

2. Recolectar y divulgar directamente o en colaboración  con otras entidades públicas y privadas, información sobre nuevas tecnologías y  sistemas de medición aplicables al servicio de alumbrado público.    

3. Expedir la reglamentación correspondiente al ejercicio  de la interventoría en Los contratos de prestación del servicio de alumbrado  público.    

(Decreto 2424 de 2006,  artículo 13).    

SECCIÓN 2    

DEL USO RACIONAL Y EFICIENTE DE LA ENERGÍA    

Artículo 2.2.3.6.2.1. Objetivo. El objetivo  de la presente Sección es reglamentar el uso racional y eficiente de la  energía, de tal manera que se tenga la mayor eficiencia energética para  asegurar el abastecimiento energético pleno y oportuno, la competitividad del  mercado energético colombiano, la protección al consumidor y la promoción de  fuentes no convencionales de energía, dentro del marco del desarrollo  sostenible y respetando la normatividad vigente sobre medio ambiente y los  recursos naturales renovables.    

(Decreto 3683 de 2003,  artículo 1°)    

Artículo 2.2.3.6.2.2. Campo de aplicación. El presente decreto se aplica a toda  la cadena de energéticos convencionales y no convencionales del territorio  nacional.    

(Decreto 3683 de 2003,  artículo 3°)    

SUBSECCIÓN 2.1    

ESTRUCTURA INSTITUCIONAL    

Artículo 2.2.3.6.2.2,1.1. Gestión del Ministerio de Minas y Energía. El Ministerio de Minas y Energía, formulará los  lineamientos de las políticas y diseñará los instrumentos para el fomento y la  promoción de las fuentes no convencionales de energía, con prelación en las  zonas no interconectadas; así como la ejecución de proyectos en Eficiencia  Energética en Colombia; para lo cual realizará las gestiones necesarias para definir  estrategias comunes con otras entidades de la Rama Ejecutiva que desarrollen  funciones relacionadas con el tema de Uso Racional de Energía, con el objetivo  de organizar y fortalecer el esquema institucional más adecuado para el  cumplimiento de dicha gestión.    

(Decreto 3683 de 2003,  artículo 4°)    

Nota,  artículo 2.2.3.6.2.2.1.1: Ver Resolución  4-0678 de 2019. Ver Resolución  4-0590 de 2019. Ver Resolución  4-0791 de 2018, M. Minas.    

Artículo 2.2.3.6.2.2,1.2. Comisión Intersectorial. Créase la Comisión Intersectorial para el Uso Racional y  Eficiente de la Energía y Fuentes No Convencionales de Energía, CIURE, con el  fin de asesorar y apoyar al Ministerio de Minas y Energía en la coordinación de  políticas sobre uso racional y eficiente de la energía y demás formas de  energía no convencionales en el sistema interconectado nacional y en las zonas  no interconectadas.    

Parágrafo. La  Comisión Intersectorial será presidida por el Ministro de Minas y Energía o su  delegado.    

(Decreto 3683 de 2003,  artículo 5°)    

Artículo 2.2.3.6.2.2,1.3. Integración. La  Comisión Intersectorial estará integrada por los siguientes miembros  permanentes:    

a) El Ministro de Minas y Energía o su Delegado.    

b) El Ministro de Comercio, Industria y Turismo o su  Delegado.    

c) El Ministro de Ambiente y Desarrollo Sostenible o su  Delegado.    

d) El Director General del Departamento Nacional de  Planeación.    

e) El Director Ejecutivo de la Comisión de Regulación de  Energía Eléctrica y Gas, CREG.    

f) El Director del Instituto Colombiano para el  Desarrollo de la Ciencia y la Tecnología “Francisco José de Caldas”,  Colciencias.    

g) El Director del Instituto de Promoción y Planificación  de Soluciones Energéticas para las Zonas No Interconectadas, IPSE”.    

(Decreto 3683 de 2003,  artículo 6°,  modificado por el Decreto 2688 de 2008  artículo 1°)    

Artículo 2.2.3.6.2.2,1.4. Secretaría Técnica. La  Comisión Intersectorial contará con una Secretaría Técnica que será ejercida  por la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, y tendrá a su cargo la  coordinación de las sesiones y los grupos de trabajo, la preparación de  documentos y la elaboración de las actas respectivas.    

(Decreto 3683 de 2003,  artículo 7°)    

Artículo 2.2.3.6.2.2,1.5. Objeto. La  Comisión Intersectorial se constituye como una instancia de asesoría, consulta y  apoyo del Ministerio de Minas y Energía, en el desarrollo de las siguientes  funciones:    

a) Coordinar las políticas del Uso Racional y Eficiente  de Energía y Fuentes no Convencionales de Energía que diseñen cada una de las  entidades, en el ámbito de su competencia;    

b) Impartir orientación superior a las entidades de la  rama ejecutiva del poder público, que desarrollen funciones relacionadas con el  Uso Racional y Eficiente de Energía y las Fuentes No Convencionales de Energía;    

c) Impulsar los programas y proyectos sobre Uso Racional  y Eficiente de Energía, Cogeneración y Fuentes No Convencionales de Energía;    

d) Impartir lineamientos específicos para el diseño,  implementación y seguimiento del Programa de Uso Racional y Eficiente de  Energía y demás Formas de Energía No Convencionales, PROURE;    

e) Efectuar el seguimiento de las metas, y variables  energéticas y económicas que permitan medir el avance en la implementación del  Programa de Uso Racional y Eficiente de Energía y demás Formas de Energía No  Convencionales, PROURE;    

f) Coordinar la consecución de recursos nacionales o  internacionales para desarrollar los programas y proyectos sobre Uso Racional y  Eficiente de Energía y Fuentes No Convencionales de Energía, así como definir  las estrategias que permitan la identificación de nuevas fuentes y/o la  consolidación de las existentes;    

g) Estudiar, recomendar, hacer seguimiento y coordinar  con las entidades competentes el otorgamiento de estímulos relacionados con el  Uso Racional y Eficiente de Energía y Fuentes No Convencionales de Energía;    

h) Apoyar el desarrollo de programas de eficiencia  energética para el transporte de pasajeros en los centros urbanos y para el  transporte de carga;    

i) Seleccionar a las personas naturales o jurídicas que deban  ser galardonadas con la Orden al Mérito URE;    

j) La Comisión Intersectorial, además asesorará al  Gobierno para la toma de decisiones estratégicas en el contexto de los  objetivos de la ley y en condiciones de crisis del sector energético.    

Parágrafo. La  Comisión de que trata el presente artículo, deberá adoptar su propio reglamento  de funcionamiento.    

(Decreto 3683 de 2003,  artículo 9°)    

Artículo 2.2.3.6.2.2,1.6. Sesiones. La  Comisión Intersectorial se reunirá ordinariamente una (1) vez cada trimestre.    

La Comisión podrá deliberar cuando se encuentren  presentes por lo menos tres de sus miembros y decidirá con el voto favorable de  la mitad más uno de los votos presentes.    

(Decreto 3683 de 2003,  artículo 10)    

SUBSECCIÓN 2.2    

MECANISMO INSTITUCIONAL DE PROMOCIÓN    

Artículo 2.2.3.6.3.2.2.1. Lineamientos generales del Programa de Uso Racional y Eficiente de  Energía y demás Formas de Energía No Convencionales, PROURE. Para el diseño del Programa de Uso Racional y Eficiente  de Energía y demás Formas de Energía No Convencionales, PROURE, el Ministerio  de Minas y Energía tendrá en cuenta aspectos sociales, ambientales, culturales,  informativos, financieros y técnicos, a fin de crear las condiciones del Uso  Racional y Eficiente de Energía y Fuentes No Convencionales de Energía, según  los siguientes criterios:    

a) Fomentar la utilización de fuentes energéticas  convencionales y no convencionales con criterios de uso racional y eficiente,  incluso a través de sistemas de cogeneración;    

b) Tener en cuenta que el Programa de Uso Racional y  Eficiente de Energía y demás Formas de Energía No Convencionales, PROURE, es un  elemento contributivo a la competitividad de la economía colombiana;    

c) Fomentar una cultura nacional de Uso Racional y  Eficiente de la Energía y Uso de Fuentes No Convencionales de Energía;    

d) Generar beneficios reales y una adecuada protección a  los consumidores y usuarios;    

e) Fomentar la modernización e incorporación de  tecnologías y procesos eficientes en la cadena de suministro y uso de los  energéticos;    

f) Fomentar el uso de energéticos eficientes, económicos  y de bajo impacto ambiental.    

Parágrafo. Para  el diseño del Programa de Uso Racional y Eficiente de Energía y demás Formas de  Energía No Convencionales, PROURE, el Ministerio de Minas y Energía podrá  contar con la participación de los distintos agentes, públicos y privados de  cada una de las cadenas energéticas.    

(Decreto 3683 de 2003,  artículo 11)    

Artículo 2.2.3.6.3.2.2.2. Alcance de la promoción. El alcance de la promoción del Programa de Uso Racional y  Eficiente de Energía y demás Formas de Energía No Convencionales, PROURE, se  orientará al desarrollo de las siguientes actividades:    

a) Celebrar convenios administrativos con otras entidades  que se relacionen con el tema;    

b) Convocar a los gremios, universidades, organismos no  gubernamentales, y centros de desarrollo tecnológico con el fin de lograr  acuerdos para la ejecución de programas del Programa de Uso Racional y  Eficiente de Energía y demás Formas de Energía No Convencionales, PROURE;    

c) Crear las condiciones para que se desarrollen los  convenios y programas PROURE y en general el mercado URE en Colombia;    

d) Propender por la utilización del gas natural en el  sector residencial, industrial, comercial y vehicular, de manera que se dé  cumplimiento a unas metas de demanda, que establecerá el Programa de Uso  Racional y Eficiente de Energía y demás Formas de Energía No Convencionales,  PROURE, para ser logradas en forma gradual;    

e) Impulsar estrategias que permitan la prestación de  servicios energéticos por parte de las empresas de servicios públicos y el  surgimiento de empresas de servicios energéticos;    

f) Promover esquemas sostenibles que permitan el  surgimiento y fortalecimiento de entidades ejecutoras de proyectos de Uso  Racional y Eficiente de Energía;    

g) Promover la constitución de fondos voluntarios y  celebrar acuerdos de la misma naturaleza con la industria, las empresas de  servicios públicos, los gremios, las entidades de cooperación internacional y  otras para el desarrollo de programas y actividades de apoyo al cumplimiento de  los objetivos de la ley;    

h) Las demás necesarias para el logro de la promoción del  Programa de Uso Racional y Eficiente de Energía y demás Formas de Energía No  Convencionales, PROURE.    

Parágrafo 1°.  El Ministerio de Minas y Energía diseñará un programa acompañado de  proyectos piloto para la promoción de fuentes renovables en las Zonas No  Interconectadas, ZNI, para ser presentado ante el Fondo de Apoyo Financiero  para la Energización de las Zonas No Interconectadas, FAZNI. Dichos programas  serán prioridad de acuerdo con lo establecido en la Ley 697 de 2001 y  harán parte del Programa de Uso Racional y Eficiente de Energía y demás Formas  de Energía No Convencionales, PROURE.    

Parágrafo 2°.  Colciencias presentará al Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de  las Zonas No Interconectadas, FAZNI, planes programas y proyectos para la  investigación y desarrollo tecnológico de fuentes renovables en las Zonas No  Interconectadas, ZNI. Dichos programas serán prioridad de acuerdo con lo  establecido en la Ley 697 de 2001 y  harán parte del Programa de Uso Racional y Eficiente de Energía y demás Formas  de Energía No Convencionales, PROURE.    

(Decreto 3683 de 2003,  artículo 12)    

SUBSECCIÓN 2.3    

ESTÍMULOS PARA LA INVESTIGACIÓN Y LA EDUCACIÓN    

Artículo 2.2.3.6.3.2,3.1. Estímulos para la investigación. Colciencias, a través de los Programas Nacionales del  Sistema Nacional de Ciencia y Tecnología que sean pertinentes, desarrollará  estrategias y acciones en conjunto con otras entidades, para crear líneas de  investigación y desarrollo tecnológico en el uso racional y eficiente de la  energía y/o fuentes no convencionales de energía,    

(Decreto 3683 de 2003,  artículo 13)    

Artículo 2.2.3.6.3.2,3.2. Estímulos para la educación. El Icetex implementará el  otorgamiento de préstamos a estudiantes de carreras o especializaciones  relacionadas con el tema de uso racional y eficiente de la energía y/o fuentes  no convencionales de energía.    

Así mismo, organizará un sistema de información que  contenga la oferta de programas de posgrados nacionales e internacionales en  relación con el uso eficiente y racional de la energía y/o fuentes no  convencionales de energía.    

(Decreto 3683 de 2003,  artículo 14)    

SUBSECCIÓN 2.4    

RECONOCIMIENTOS    

Artículo 2.2.3.6.2.2.4.1. Creación de la Condecoración al Uso Racional y Eficiente de la Energía  y Fuentes No Convencionales. En  desarrollo del numeral 3 del artículo 7° de la Ley 697 de 2001, créase  la Orden al Mérito URE para distinguir y estimular a quienes se destaquen por  el uso racional y eficiente de la energía.    

Esta condecoración se otorgará en las siguientes  categorías:    

a) Categoría de Oferta Energética: Se otorgará a la  persona natural o jurídica que presente el proyecto evaluado como el de mayor  impacto positivo en la oferta energética en el país.    

b) Categoría Demanda Energética: Se otorgará a la persona  natural o jurídica que presente el proyecto evaluado como el de mayor impacto  en cuanto a eficiencia de transformación energética que al ponderarlo en un  periodo mínimo de un año presente los mayores ahorros de energéticos  comercialmente disponibles.    

c) Categoría Investigación: Se otorgará a la persona  natural o jurídica que presente el proyecto de investigación que sea evaluado  como el de mayor contribución al URE en caso de ser implementado, ya sea en  cuanto a la oferta energética o en cuanto la demanda energética.    

d) Categoría de Enseñanza-Educación: Se otorgará a la  Entidad Educativa pública o privada que demuestre el desarrollo de un programa  en uso Racional de la Energía y Fuentes de Energía no Convencionales, con los  mayores beneficios pedagógicos o de enseñanza para la comunidad”.    

(Decreto 3683 de 2003,  artículo 15 modificado por el artículo 2°, Decreto 2688 de 2008).    

Artículo 2.2.3.6.2.2.4.2. Requisitos para obtener la distinción. Quienes aspiren al título honorífico, Orden al Mérito  URE deberán tener en cuenta los lineamientos generales, sociales, ambientales,  culturales, financieros y técnicos, con el fin de crear las condiciones del Uso  Racional y Eficiente de Energía y Fuentes No Convencionales de Energía, según  los siguientes criterios:    

a) Fomentar la utilización de fuentes energéticas  convencionales y no convencionales con criterios de uso racional y eficiente,  incluso a través de sistemas de cogeneración.    

b) Fomentar una cultura nacional de Uso Racional y  Eficiente de la Energía y Uso de Fuentes No Convencionales de Energía.    

c) Generar beneficios reales y una adecuada protección a  los consumidores y usuarios.    

d) Fomentar la modernización e incorporación de tecnologías  y procesos eficientes en la cadena de suministro y uso de los energéticos.    

e) Fomentar el uso de energéticos eficientes, económicos  y de bajo impacto ambiental.    

f) Además deberá manifestar por escrito ser autor de la  obra y responder por esa titularidad ante terceros. Cuando se trate de grupos,  Centros de Desarrollo Tecnológicos o Instituciones de Investigación, podrán  inscribirse ante Colciencias”.    

(Decreto 3683 de 2003,  artículo 16, modificado por el artículo 3° Decreto 2688 de 2008).    

Artículo 2.2.3.6.2.2.4.3. Procedimiento. Para el  otorgamiento del título honorífico, adoptase el siguiente procedimiento:    

a) Con plazo que finaliza el último día hábil del mes de  abril, se abrirá anualmente un proceso de inscripción y selección para que las  personas que aspiren a obtener el título honorífico, se inscriban ante la UPME  especificando la categoría en la cual desean participar, anexando los  documentos que demuestren el cumplimiento de los requisitos establecidos en  este decreto. El Ministerio de Minas y Energía conocerá con anterioridad a la  apertura del proceso, los términos de referencia para el concurso y dictará los  lineamientos pertinentes.    

b) La unidad de Planeación Minero-Energética, UPME, con  el apoyo de Colciencias, evaluará los proyectos que reúnan los requisitos  establecidos en el presente decreto y en los Términos de Referencia y  presentará a la CIURE el orden de elegibilidad para que ella presente al  Ministro de Minas y Energía, el proyecto o proyectos que se consideren  merecedores de la mención honorífica.    

c) El Ministro de Minas y Energía, de conformidad con el resultado  que entregue la CIURE, propondrá a la Presidencia de la República antes de  finalizar el mes de octubre de cada año, el otorgamiento de la condecoración.    

d) La Presidencia de la República otorgará la  condecoración mediante resolución ejecutiva.    

(Decreto 3683 de 2003,  artículo 17; modificado por el artículo 4 Decreto 2688 de 2008).    

SUBSECCIÓN 2.5    

MECANISMOS DE FINANCIACIÓN    

Artículo 2.2.3.6.2.2.5.1. Financiamiento del Programa de Uso Racional y Eficiente de Energía y  demás Formas de Energía No Convencionales, PROURE. El Ministerio de Minas y Energía, sus Unidades  Administrativas Especiales CREG y UPME, en coordinación con las entidades  públicas pertinentes, identificarán e implementarán los modelos y fuentes de  financiación para la gestión y ejecución del Programa de Uso Racional y  Eficiente de Energía y demás Formas de Energía No Convencionales, PROURE, y los  aplicables a los proyectos de Uso Racional y Eficiente de Energía, URE, y de  promoción de energías no convencionales, de conformidad con los lineamientos  establecidos en el Programa de Uso Racional y Eficiente de Energía y demás  Formas de Energía No Convencionales, PROURE.    

(Decreto 3683 de 2003,  artículo 18)    

SUBSECCIÓN 2.6    

OBLIGACIONES DE LAS EMPRESAS DE SERVICIOS PÚBLICOS Y  ENTIDADES DE LA RAMA EJECUTIVA DEL ORDEN NACIONAL    

Artículo 2.2.3.6.2.2.6.1. Obligaciones de las empresas de servicios públicos. Las empresas de servicios públicos que generen,  suministren y comercialicen energía eléctrica y gas y realicen programas URE,  deberán presentar cada tres (3) años información de los aspectos técnicos y  financieros de sus programas URE a la Unidad de Planeación Minero Energética,  UPME, para su seguimiento, análisis e incorporación en la Planeación Energética  Nacional.    

(Decreto 3683 de 2003,  artículo 19)    

Artículo 2.2.3.6.2.2.6.2. Contenido de las facturas del servicio público domiciliario de energía  eléctrica y gas. Las  empresas de servicios públicos que presten servicios de energía eléctrica y gas  deberán imprimir en la carátula de recibo de factura o cobro, mensajes  motivando el uso racional y eficiente de la energía y sus beneficios con la  preservación del medio ambiente.    

Parágrafo. De  conformidad con el inciso séptimo del artículo 146 de la Ley 142 de 1994, las  empresas de energía y gas, podrán incluir el cobro de otros servicios como los  servicios energéticos en la factura del servicio público domiciliario  respectivo sin que se altere la fórmula tarifaria.    

(Decreto 3683 de 2003,  artículo 20)    

Artículo 2.2.3.6.2.2,6.3. Obligaciones especiales de las entidades de  la Rama Ejecutiva del Orden Nacional. Las entidades de la rama ejecutiva del orden nacional del  sector    

central y descentralizadas por servicios a que hace  referencia la Ley 489 de 1998,  deberán motivar y fomentar la cultura de Uso Racional y Eficiente de la  Energía.    

(Decreto 3683 de 2003,  artículo 21)    

SUBSECCIÓN 2.7    

DERECHO DE LOS CONSUMIDORES    

Artículo 2.2.3.6.2.2,7.1. Derecho de información. Con fundamento en el Decreto 381 de 2012  el Ministerio de Minas y Energía en coordinación con las demás autoridades  competentes, expedirá los reglamentos técnicos de eficiencia energética que,  entre otros aspectos, establecerán las condiciones para el porte de la etiqueta  URE de los equipos de uso final de energía, la creación del sello de excelencia  energética y las condiciones de comercialización de dichos equipos en lo  relacionado con eficiencia energética, con el propósito de proteger los  derechos de información de los consumidores.    

(Decreto 3683 de 2003,  artículo 22)    

SUBSECCIÓN 2.8.    

DISPOSICIONES FINALES    

Artículo 2.2.3.6.2.2,8.1. Inventario de fuentes de energías convencionales y no convencionales. La UPME hará un inventario de fuentes de energía  convencionales y no convencionales que será tomado como referencia para la  formulación y estructuración de planes, programas y proyectos a consideración  del Comité de Administración del FAZNI, en todo caso priorizando aquellos que  utilicen fuentes no convencionales de energía.    

(Decreto 3683 de 2003,  artículo 24)    

SECCIÓN 3    

MEDIDAS TENDIENTES AL USO RACIONAL Y EFICIENTE DE LA  ENERGÍA ELÉCTRICA    

Artículo 2.2.3.6.3.1. Objeto y campo de aplicación. En el territorio de la República de Colombia, todos los  usuarios del servicio de energía eléctrica sustituirán, conforme a lo dispuesto  en el presente decreto, las fuentes de iluminación de baja eficacia lumínica,  utilizando las fuentes de iluminación de mayor eficacia lumínica disponibles en  el mercado.    

El Ministerio de Minas y Energía establecerá mediante  resolución los requisitos mínimos de eficacia, vida útil y demás  especificaciones técnicas de las fuentes de iluminación que se deben utilizar,  de acuerdo con el desarrollo tecnológico y las condiciones de mercado de estos  productos.    

Parágrafo. Para  efectos del presente decreto, se entenderá por eficacia lumínica, la relación  entre el flujo luminoso nominal total de la fuente y la potencia eléctrica  absorbida por esta (Lúmenes / Vatios) L / W.    

(Decreto 3450 de 2008,  artículo 1°)    

Nota, artículo  2.2.3.6.3.1: Ver Resolución  4-0283 de 2019, M. Minas y Energía.    

Artículo 2.2.3.6.3.2. Prohibición. No se  permitirá en el territorio de la República de Colombia la importación,  distribución, comercialización y utilización de fuentes de iluminación de baja  eficacia lumínica.    

Parágrafo. Solo  se permitirá la utilización de fuentes de iluminación de baja eficacia lumínica  en los casos excepcionales que establezca el Ministerio de Minas y Energía,  previa concertación con la autoridad competente, según la actividad de que se  trate.    

(Decreto 3450 de 2008,  artículo 2°)    

Nota, artículo  2.2.3.6.3.2: Ver Resolución  4-0283 de 2019, M. Minas y Energía.    

Artículo 2.2.3.6.3.3. Seguimiento y control. El Ministerio de Minas y Energía establecerá los  mecanismos de seguimiento y control para el cumplimiento del presente decreto.    

(Decreto 3450 de 2008,  artículo 3°)    

Artículo 2.2.3.6.3.4. Recolección y disposición final de los productos sustituidos. El manejo de las fuentes lumínicas de desecho o de sus  elementos se hará de acuerdo con las normas legales y reglamentarias expedidas  por la autoridad competente.    

(Decreto 3450 de 2008,  artículo 4°)    

Artículo 2.2.3.6.3.5. Monitoreo y seguimiento. Las entidades públicas reportarán semestralmente al  Ministerio de Minas y Energía, en el formato que para tal fin diseñará y  publicará el Ministerio, las medidas adoptadas y los logros obtenidos en  materia de consumo energético, a efectos de medir el avance del programa de  sustitución. El Ministerio de Minas y Energía publicará en su página Web el informe  del cumplimiento y el impacto de la medida a nivel nacional.    

(Decreto 2331 de 2007,  artículo 3°,  modificado por el artículo 3 decreto 895 de 2008).    

Artículo 2.2.3.6.3.6. Recolección y disposición final de las luminarias y dispositivos de  iluminación. El manejo  posconsumo de los productos de desecho que contengan residuos o sustancias  peligrosas, se hará de acuerdo con las normas legales y reglamentarias  expedidas por la autoridad competente.    

(Decreto 895 2008, artículo  4º)    

SECCIÓN 4    

PRÁCTICAS CON FINES DE USO RACIONAL Y EFICIENTE DE  ENERGÍA ELÉCTRICA    

Artículo 2.2.3.6.4.1. Objetivo y Campo de aplicación. Las medidas señaladas en el presente decreto para  propiciar el uso racional y eficiente de energía eléctrica se aplicarán, en los  siguientes productos y procesos:    

1. En los productos utilizados en la transformación de  energía eléctrica tanto de fabricación nacional como importados, para su  comercialización en Colombia:    

a) Transformadores de potencia y de distribución  eléctrica;    

b) Generadores de energía eléctrica.    

2. En los productos destinados para el uso final de  energía eléctrica, tanto de fabricación nacional como importados, para su  comercialización en Colombia, en los siguientes procesos:    

a) Iluminación;    

b) Refrigeración;    

c) Acondicionamiento de aire;    

d) Fuerza motriz;    

f) Calentamiento de agua para uso doméstico;    

g) Calentamiento para cocción.    

3. Las edificaciones donde funcionen entidades públicas.    

4. Las viviendas de interés social.    

5. Los sistemas de alumbrado público.    

6. Los sistemas de iluminación de semaforización.    

(Decreto 2501 de 2007,  artículo 1°)    

Artículo 2.2.3.6.4.2. Reglamento Técnico con fines de Eficiencia Energética. Los Ministerios de Minas y Energía, y de Comercio,  Industria y Turismo, expedirán las normas técnicas para el diseño y porte de  etiquetado con fines de uso racional y eficiente de energía eléctrica, aplicable  a los productos que se relacionen con los procesos indicados en los numerales 1  y 2 del artículo 2.2.3.6.4.1. de este decreto.    

(Decreto 2501 de 2007,  artículo 2°)    

Artículo 2.2.3.6.4.3. Uso racional y eficiente de Energía Eléctrica en vivienda  de interés social. A partir del tercer año contado desde el 4 de julio de 2007,  como requisito para recibir subsidios del Presupuesto Nacional, los  constructores de vivienda de interés social y en general aquellas que reciban  estos recursos públicos, deberán incorporar en los diseños y en la construcción  de la vivienda, aspectos de uso eficiente y racional de energía de conformidad  con los parámetros técnicos que para tal efecto establezcan los Ministerios de  Minas y Energía, y, Vivienda, Ciudad y Territorio.    

(Decreto 2501 de 2007,  artículo 3°)    

Artículo 2.2.3.6.4.4. Uso racional y eficiente de Energía Eléctrica en iluminación y  alumbrado público. El  Ministerio de Minas y Energía expedirá el reglamento técnico correspondiente al  uso racional y eficiente de energía eléctrica en iluminación y alumbrado  público.    

(Decreto 2501 de 2007,  artículo 4°)    

Artículo 2.2.3.6.4.5. Uso racional y eficiente de Energía Eléctrica en semaforización. El Ministerio de Minas y Energía expedirá la  reglamentación técnica correspondiente para que a partir del quinto año de la  fecha de expedición del presente decreto, se promueva la utilización de  tecnologías de iluminación de mayor eficiencia en los sistemas de  semaforización pública, tanto para las instalaciones nuevas como para sus  modificaciones.    

(Decreto 2501 de 2007,  artículo 5°)    

Artículo 2.2.3.6.4.6. Responsabilidad. La  responsabilidad civil, penal, y/o fiscal originada en la inobservancia de las  disposiciones contenidas en el presente decreto, será las que determinen las  disposiciones legales vigentes.    

(Decreto 2501 de 2007,  artículo 6°)    

Artículo 2.2.3.6.4.7. Publicación para observaciones y notificación internacional. Para dar cumplimiento al artículo 2.9 del Acuerdo sobre  Obstáculos Técnicos al Comercio, adoptado por Colombia mediante la Ley 170 de 1994, y a  las Decisiones de la Comunidad Andina de Naciones aplicadas, los anteproyectos  de Reglamentos Técnicos que se elaboren, se publicarán en las páginas Internet  oficiales de los Ministerios de Minas y Energía, y de Comercio, Industria y  Turismo y Vivienda, Ciudad y Territorio, para que en esta etapa temprana los  sectores y otros interesados puedan formular sus observaciones. Así mismo, los  textos de los proyectos de Reglamentos Técnicos sobre los temas aquí referidos  se notificarán internacionalmente, de acuerdo con la legislación vigente y los  acuerdos internacionales de los cuales Colombia hace parte.    

(Decreto 2501 de 2007,  artículo 7°)    

Artículo 2.2.3.6.4.8. Mención de Honor. En  desarrollo de lo dispuesto en el numeral 4 del artículo 7° de la Ley 697 de 2001, se  establece como incentivo el otorgamiento de Menciones de Honor a personas  naturales o jurídicas, públicas o privadas, nacionales o extranjeras, que hayan  contribuido con el fomento y promoción del Uso Racional y Eficiente de la  energía y demás formas de energía no convencionales.    

Dicha mención será otorgada por el Ministerio de Minas y  Energía mediante resolución motivada, previo análisis del aporte o contribución  al país.    

(Decreto 2225 de 2010,  artículo 1°)    

Artículo 2.2.3.6.4.9.  Adicionado por el Decreto 474 de 2016,  artículo 1º. Medidas transitorias para uso racional y eficiente de energía  eléctrica en publicidad exterior visual. Los usuarios de Publicidad  Exterior Visual que utilicen el servicio público de energía eléctrica del  Sistema Interconectado Nacional (SIN), ante la presencia de circunstancias  extraordinarias que pongan en riesgo la prestación de dicho servicio, acorde a  la calificación que efectúe el Ministerio de Minas y Energía, deberán  contribuir a disminuir el consumo para alcanzar los mayores beneficios en el  uso eficiente de la energía.    

De persistir la alta demanda  energética que pueda llevar a la limitación del suministro de energía, según la  misma valoración que adelante el Ministerio de Minas y Energía, los alcaldes  municipales podrán, transitoriamente, fijar condiciones que incluyan horarios y  zonas de restricción de la Publicidad Exterior Visual que utilice el servicio  de energía eléctrica del Sistema Interconectado Nacional (SIN).    

Parágrafo. El Ministerio de Minas y Energía  podrá solicitar las informaciones pertinentes a las autoridades locales  respecto de la implementación de las medidas de ahorro adoptadas.    

CAPÍTULO 7    

DE LAS OBRAS DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA    

Artículo 2.2.3.7.1. Entidades Propietarias. Las entidades mencionadas en el artículo 2° de la Ley 56 de 1981 que  acometan las obras de que trata el artículo 1° de la  misma Ley, deberán reponer o adecuar a su cargo, los bienes de uso público y  los bienes fiscales del Estado que por causa de los trabajos desaparezcan, se  destruyan o inutilicen total o parcialmente; pero si por fuerza mayor no fuere  posible ejecutar dicha reposición o adecuación, pagarán el valor de tales  bienes, según avalúo del Instituto Geográfico Agustín Codazzi.    

La identificación de la característica de  los bienes, su afectación parcial o total, así como el carácter de indispensables  que ellos tengan para la nueva estructura regional, serán determinados por el  estudio socio-económico de que trata el artículo 6 de la misma Ley.    

Las  controversias que surjan sobre el carácter de indispensables de los bienes que  desaparezcan, se destruyan o se inutilicen por razón de las obras, las dirimirá  el Ministerio del ramo al cual correspondan las obras.    

(Decreto 2024 de 1982,  artículo 1°)    

Artículo 2.2.3.7.2. Reposición o adecuación de bienes. Las entidades públicas y privadas que  adelanten explotaciones de cantera o de minas a cielo abierto, o de minas de  aluvión, deberán reponer o adecuar, a su cargo los bienes de uso público y los  de propiedad de los municipios que por causa de los trabajos desaparezcan o se  destruyan total o parcialmente, pero si ello fuere posible a juicio del  Ministerio de Minas y Energía, deberán pagar el valor de tales bienes, conforme  al avalúo que haga el Instituto Geográfico Agustín Codazzi, sin perjuicio de  las obligaciones que señala el Código  de Recursos Naturales sobre protección del medio ambiente.    

(Decreto 2024 de 1982,  artículo 2°)    

SECCIÓN 1    

IMPUESTOS, COMPENSACIONES Y BENEFICIOS    

Artículo 2.2.3.7.1.1. Para efectos del cálculo a que se refiere el parágrafo  del artículo 4° de la Ley 56 de 1981, se aplicarán  los valores del último avalúo catastral efectuado por el Instituto Geográfico  Agustín Codazzi o por la entidad catastral respectiva. En caso de no existir  clara delimitación entre las áreas urbanas y rural del municipio de que se  trate, tal delimitación corresponderá hacerla al Instituto Geográfico Agustín  Codazzi o a la entidad catastral competente en el municipio.    

El avalúo catastral de los edificios y vivientes  permanentes de que trata el literal b) del mismo artículo 4°, será realizado  por el Instituto Geográfico Agustín Codazzi o la entidad catastral  correspondiente y comprenderá únicamente la construcción, sin tener en cuenta  obras de infraestructura tales como acceso, servicios públicos y otras  infraestructuras propias de los campamentos.    

El impuesto predial de que trata el mismo ordinal b)  tendrá vigencia a partir de la inscripción del inmueble en el catastro  respectivo, la que deberá hacerse dentro de los seis meses siguientes a la  fecha en que se comunique el respectivo avalúo catastral a la entidad  propietaria.    

(Decreto 2024 de 1982,  artículo 3°)    

Artículo 2.2.3.7.1.2. Compensaciones. El reconocimiento de la compensación  de que trata el literal a) del artículo 4° de la Ley 56 de 1981 se hará  así:    

1. Por los inmuebles adquiridos con anterioridad, a  partir de la vigencia de la ley, y    

2. Por los inmuebles que se adquieran con posterioridad  al 5 de octubre de 1981. a partir de la fecha en que por la enajenación a favor  de la entidad propietaria se deje de causar el impuesto predial a cargo del  vendedor o tradente.    

(Decreto 2024 de 1982,  artículo 4°)    

Artículo 2.2.3.7.1.3. Cálculo de la compensación. Para calcular el monto de la compensación  se aplicará el avalúo catastral promedio de que trata el parágrafo del artículo  4° de la Ley 56 de 1981, tanto a  los predios rurales como a los urbanos que hayan adquirido la entidad  propietaria.    

Los avalúos catastrales de los predios adquiridos por la  entidad propietaria se revisarán cada vez que se haga revalúo de las  propiedades rurales de todo el municipio, para efectos de liquidar la  compensación que corresponda al respectivo municipio para el año siguiente.    

(Decreto 2024 de 1982,  artículo 5°)    

Artículo 2.2.3.7.1.4. Impuesto predial vigente. Se entiende por “impuesto predial vigente”  para efectos del parágrafo del artículo 4° de la Ley 56 de 1981 el que  regía el 5 de octubre del mismo año, respecto de las obras en construcción y el  que rija en la fecha de la compra del inmueble, para las nuevas obras.    

(Decreto 2024 de 1982,  artículo 6°)    

Artículo 2.2.3.7.1.5. Compensaciones previas. Cuando con anterioridad a la vigencia  de la Ley 56 de 1981 se hayan  celebrado convenios entre los municipios y la entidades propietarias de las  obras para otorgarle a aquellos compensaciones por razón de las mismas obras  mediante fondos de fideicomiso, los saldos no utilizados de esos fondos  revertirán a las entidades propietarias a partir del primero (1°) de enero de 1983.    

(Decreto 2024 de 1982,  artículo 7°)    

Artículo 2.2.3.7.1.6. Fondos especiales de inversión. Los fondos especiales a que se refiere  el artículo 5° de la Ley 56 de 1981 serán manejados  por la respectiva Tesorería Municipal, mediante una cuenta especial que será  fiscalizada por la Contraloría del respectivo Departamento o Municipio, si la  hubiere.    

El Tesorero Municipal expedirá las constancias  correspondientes al recibo de los dineros de que trata el citado artículo 5°, a  favor de la entidad propietaria de la obra y en la misma fecha en que se  produzca el pago.    

(Decreto 2024 de 1982,  artículo 8°)    

Artículo 2.2.3.7.1.7. Obras civiles principales. Para los efectos del parágrafo 1 del  artículo 5 de la Ley 56 de 1981 se  entienden por obras civiles principales:    

A. Para centrales hidroeléctricas:    

1. La presa principal    

2. El sistema de conducción del agua hasta la casa de  máquinas    

3. La casa de máquinas o sea el edificio que aloja los  equipos generadores, denominada también caverna de máquinas en el caso de  centrales subterráneas    

4. Los túneles o conductos de descarga del agua turbinada  desde la casa o caverna de máquinas hasta el río.    

B. Para centrales termoeléctricas:    

Las centrales térmicas son de dos tipos a saber:    

1. Turbinas movidas por vapor y    

2. Turbinas movidas por gas.    

En las del primer tipo las obras civiles principales  están constituidas por el edificio principal que aloja los grupos  turboalternadores y en las del segundo, están constituidas por las fundaciones  en concreto para el soporte de los grupos turboalternadores.    

Se excluyen de la denominación de obras civiles  principales, tanto en hidroeléctricas como en térmicas, las obras preliminares,  auxiliares y secundarias, tales como los estudios, las vías de acceso a las  obras principales, excavaciones, conducciones de los combustibles, línea de  energía para la construcción, vivienda para el personal y todas las demás obras  no descritas expresamente como obras civiles principales en este artículo.    

La licitación podrá hacerse para todas las obras civiles  principales o para una o varias de ellas. La fecha para el pago del primer  contado del que habla el parágrafo 1° del artículo 5° de la Ley 56 de 1981, será la  fecha de la apertura de la primera licitación, cuando las obras se liciten por  partes.    

(Decreto 2024 de 1982,  artículo 9°)    

Artículo 2.2.3.7.1.8. Adquisición de predios en varias  entidades territoriales. Si los predios se adquieren en forma parcial, los  avalúos catastrales que servirán de base para calcular el monto del pago de que  trata el literal a) del artículo 4 de la Ley 56 de 1981 a favor  de los municipios, serán los que proporcionalmente correspondan a las áreas que  efectivamente se adquieran y se programen adquirir por las entidades  propietarias.    

(Decreto 2024 de 1982,  artículo 10)    

Artículo 2.2.3.7.1.9. Reposición de Bienes a favor del  Estado. Cuando  las entidades propietarias hayan ejecutado, mediante convenios con las  comunidades afectadas por las obras públicas de que trata el artículo 1 de la Ley 56 de 1981, obras  diferentes de las ordenadas por el artículo 3 de la Ley, el costo de estas  últimas que haya sido aportado por la entidad propietaria se imputará al valor  de su aporte al fondo especial de que trata el artículo 5° de la Ley.    

(Decreto 2024 de 1982,  artículo 11)    

Artículo 2.2.3.7.1.10. Fecha de entrada en operación y  capacidad instalada. Las fechas de iniciación de la operación comercial y de  la terminación o cierre de actividades de las centrales de generación  eléctrica, serán señaladas por el Ministerio de Minas y Energía, mediante  resolución, así como la fijación de la capacidad instalada, para efectos del  impuesto de industria y comercio de que trata el literal a) del artículo 7 de  la Ley 56 de 1981.    

La proporción que de la capacidad instalada de la central  corresponda a cada uno de los municipios afectados por las obras de generación  eléctrica se determinará por medio de Decreto, en cada caso.    

(Decreto 2024 de 1982,  artículo 13)    

Nota,  artículo 2.2.3.7.1.10: Ver Decreto 964 de 2018.    

Artículo 2.2.3.7.1.11. Impuesto de industria y comercio. El impuesto de industria y comercio  autorizado por los literales a) y c) del artículo 7° de la Ley 56 de 1981, regirá  en cada caso a partir de la vigencia del acuerdo municipal que fije dicho  gravamen para las entidades propietarias de las obras de que  trata el mismo artículo, siempre y cuando esté en operación comercial la  respectiva central de generación eléctrica.    

(Decreto 2024 de 1982,  artículo 15)    

Artículo 2.2.3.7.1.12. Extensión del impuesto. El gravamen de que trata el literal a)  del artículo 7° de la Ley 56 de 1981, no se  extiende a las entidades que generan energía eléctrica para su consumo propio y  no para la venta al público. Tampoco respecto de las pequeñas plantas móviles  de generación que presten servicios en las zonas no interconectadas al Sistema  Interconectado Nacional.    

(Decreto 2024 de 1982,  artículo 16)    

SECCIÓN 2    

DISPOSICIONES VARIAS    

Artículo 2.2.3.7.2.1. Soluciones de vivienda y servicios  complementarios. Las soluciones de vivienda y servicios complementarios  para alojar y servir al personal que se emplee en las obras, son las necesarias  en el sitio de los trabajos, para el manejo y administración del proyecto por  la entidad propietaria y la que requieran los contratistas de las obras para  dar alojamiento provisional y los servicios de acueducto, alcantarillado, aseo,  salud, educación y recreación al personal empleado en las labores de  construcción de acuerdo a los pliegos de condiciones y contratos de la  respectiva entidad propietaria.    

(Decreto 2024 de 1982,  artículo 17)    

Artículo 2.2.3.7.2.2. Primera Opción de Compra. La primera opción de que trata el  artículo 9° de la Ley 56 de 1981 se  contará desde la fecha de la providencia que declare de utilidad pública la  zona del respectivo proyecto.    

El término para ejercer la opción de compra se extiende  hasta el vencimiento de los seis (6) meses siguientes a la realización del  inventario físico y el avalúo de los respectivos predios, conforme al artículo  10 de la Ley 56 de 1981.    

Las oficinas de registro de instrumentos públicos darán  prelación al registro de las escrituras que se otorguen en favor de la entidad  propietaria de las obras y a la expedición de los certificados de registro y  tradición que tales entidades soliciten.    

Para todo efecto legal se entiende que el procedimiento  señalado en el artículo 10 de la Ley 56 de 1981 se aplica  solamente a los casos en que los propietarios no lleguen al acuerdo de voluntad  con la empresa ejecutora del proyecto, respecto del valor del bien o bienes  materia del contrato o de la negociación.    

(Decreto 2024 de 1982,  artículo 18)    

Artículo 2.2.3.7.2.3. Comisión Tripartita. Para  integrar la comisión de que trata el artículo 10 de la Ley 56 de 1981 el representante  de la entidad propietaria y el representante del Instituto Geográfico Agustín  Codazzi, serán designados conforme a sus estatutos.    

El representante de los propietarios de los predios  afectados será nombrado en asamblea de estos últimos, con base en la  información del área del respectivo proyecto.    

La entidad propietaria de la obra hará la citación para  la asamblea, indicando el lugar, el día y la hora, procurando la mayor  facilidad para la asistencia de los interesados.    

Dicha convocatoria se hará por los medios de comunicación  existentes en la región, al menos con un mes de anticipación y mediante aviso  en la alcaldía o alcaldías correspondientes.    

La asamblea de propietarios será supervigilada por el  alcalde respectivo, o por un representante del Ministerio del ramo al cual  pertenezcan las obras, quien verificará si los asistentes tienen realmente el  carácter de propietarios de los predios afectados, de acuerdo con la lista o  censo de estos últimos.    

Los propietarios podrán hacerse representar mediante  autorización escrita, presentada personalmente ante la alcaldía o ante notario.    

Para la elección se requerirá que asistan o estén  representados, al menos, la tercera parte de los predios afectados. Si en la  primera reunión no se logra dicho quórum, se hará una segunda convocatoria, con  antelación no inferior a un (1) mes a la fecha fijada. En esta nueva asamblea  la elección se hará con cualquier número plural de asistentes.    

La elección de representantes de los propietarios se  efectuará por votación directa de los asistentes, siendo elegido aquel que  obtenga la mayoría de los votos. En caso de empate en la votación, se escogerá  a la suerte entre los candidatos que hubieren obtenido igual número de votos el  representante principal y su suplente.    

Dentro de los 5 días siguientes a la realización de la  asamblea deberá comunicarse al Ministerio respectivo el nombre del  representante elegido y de su suplente.    

En caso de vacancia del cargo de representante de los  propietarios, tanto principal como suplente, el Ministerio del ramo designará  interinamente su reemplazo mientras la asamblea de propietarios efectúa la  nueva elección, siguiendo los trámites señalados en este artículo para la  primera.    

El representante de los propietarios elegido en la  asamblea o nombrado por el Ministerio, deberá, preferentemente ser propietario  o poseedor de uno o varios de los predios afectados.    

(Decreto 2024 de 1982,  artículo 19)    

Artículo 2.2.3.7.2.4. Manual de valores unitarios. Los valores unitarios que se señalen en el manual de que  trata el numeral 2 del artículo 10 de la Ley 56 de 1981, deberán  ser aprobados al menos por dos de los tres representantes que integran la  comisión.    

La aprobación del manual corresponderá al Ministerio de  Minas y Energía cuando se trate de obras para generación y transmisión  eléctrica, o para explotación de canteras y minas a cielo abierto o minas de  aluvión.    

Los valores unitarios asignados en el manual tendrán  vigencia durante la adquisición de los predios del respectivo proyecto.    

Con el manual de precios unitarios la entidad propietaria  del proyecto procederá a determinar los avalúos comerciales de los predios,  aplicando los valores, normas y procedimientos establecidos en aquel.    

(Decreto 2024 de 1982,  artículo 20)    

Artículo 2.2.3.7.2.5. Resolución de conflictos. Los conflictos que se presenten entre las partes con  motivo de la elaboración del inventario de los bienes que habrán de afectarse  por la obra, serán dirimidos por la comisión a solicitud de cualquiera de las  partes.    

(Decreto 2024 de 1982,  artículo 21)    

Artículo 2.2.3.7.2.6. Sanción por oposición injustificada a la realización del inventario. En el caso de que el propietario de un predio afectado  por las obras impida o perturbe, sin causal justificativa, la realización del  inventario, se hará acreedor a las sanciones que establece la ley. En tal  evento podrá omitirse del inventario la firma de aquel.    

(Decreto 2024 de 1982,  artículo 22)    

Artículo 2.2.3.7.2.7. Fijación de los honorarios del representante de los propietarios. El Ministerio del ramo señalará el monto de la  remuneración que corresponde al representante de los propietarios de los  predios afectados, por mensualidades vencidas. La entidad propietaria de la  obra cancelará directamente al representante la suma establecida.    

(Decreto 2024 de 1982,  artículo 23)    

Artículo 2.2.3.7.2.8. Posesión de la Comisión Tripartita. Antes de entrar en ejercicio de sus funciones, los  miembros de la comisión de que trata el artículo 10 de la Ley 56 de 1981, deberán  tomar posesión de sus cargos y acreditar que cumplen los requisitos para ello, ante  la Secretaría General del Ministerio del ramo, o por delegación de este, ante  la respectiva Gobernación. Ninguna persona podrá simultáneamente representar a  los propietarios en dos o más comités de las obras a que se refiere la Ley 56 de 1981.    

(Decreto 2024 de 1982,  artículo 24)    

Artículo 2.2.3.7.2.9. Determinación de áreas. En la  determinación del “área afectada en cada predio” a que se refiere el numeral 3)  del artículo 10 de la Ley 56 de 1981, se  tendrá en cuenta, a juicio de la entidad propietaria de las obras, no sólo los  terrenos afectados por condiciones normales de operación, sino las franjas  adicionales que pueden requerirse como protección por inundaciones probables o  crecientes máximas, protección de taludes o reforestación.    

(Decreto 2024 de 1982,  artículo 25)    

Artículo 2.2.3.7.2.10. Reconocimiento de la prima de reubicación familiar. La prima de reubicación familiar a que se refiere el  numeral 4 del artículo 10 de la Ley 56 de 1981, se  reconocerá al jefe de familia que esté ocupando el inmueble al efectuarse el empadronamiento  o censo incluido en el estudio económico y social del respectivo proyecto, bien  sea que dicho jefe de familia ocupe el inmueble como propietario o como simple  poseedor o arrendatario.    

Para el reconocimiento de la prima de reubicación familiar  el caso de obras en construcción al entrar en vigencia la Ley 56 de 1981, los  interesados que no hubieren recibido ningún pago por tal concepto deberán  acreditar su derecho por los medios idóneos de prueba.    

Para el reconocimiento de la prima de negocio, los  interesados deberán aportar las siguientes pruebas:    

a) Constancia expedida por la autoridad competente de que  el establecimiento funcionaba en el lugar desde antes de la fecha de expedición  de la providencia que declare de utilidad pública la zona del proyecto;    

b) Copia de la última declaración de renta, presentada  con anterioridad a la declaratoria de utilidad pública y en el cual aparezca el  negocio como de propiedad del solicitante de la prima y las utilidades  producidas por el establecimiento en ese periodo;    

c) En el caso de que el establecimiento comercial o  industrial sea de ínfima cuantía y el propietario no lo haga figurar en su  declaración de renta, o no esté inscrito en las oficinas municipales de  Industria y Comercio, la comisión de que trata el artículo 10 de la Ley 56 de 1981, con  base en las probanzas aportadas y en los demás elementos de juicio de que  disponga, fijará dentro del manual de valores unitarios la cuantía para el reconocimiento  de la prima.    

Tendrán derecho a la prima de reubicación familiar además  del jefe de familia que habitaba el predio adquirido por la entidad propietaria  de las obras, su cónyuge y los hijos que vivían con aquel y bajo su dependencia  económica. Se tendrán como hijos que dependen económicamente de la cabeza  familiar quienes en la fecha de la firma de la correspondiente escritura eran  menores de edad y quienes no obstante haber alcanzado la mayor edad en la misma  fecha, eran estudiantes o inválidos.    

Artículo 2.2.3.7.2.11. Avalúo. El  avalúo de los inmuebles afectados por las obras, deberá ajustarse al inventario  suscrito por las partes, de que trata el artículo 10 de la Ley 56 de 1981 y por  consiguiente, la entidad propietaria no estará obligada a reconocer las  adiciones, reformas o mejoras permanentes que no figuren en aquel.    

(Decreto 2024 de 1982,  artículo 28)    

Artículo 2.2.3.7.2.12. Programas de electrificación rural y de reforestación. Aunque un municipio tenga sólo parte de su territorio  dentro de la hoya hidrográfica, se tendrá en cuenta toda el área del municipio  para ejecutar los programas de electrificación rural y de reforestación.    

Los programas de reforestación y electrificación rural se  ejecutarán dando prioridad, dentro de la hoya hidrográfica, a las zonas más  cercanas al embalse. En los de reforestación, también se dará prioridad a las  zonas donde exista notoria erosión y donde se deban sustituir los cultivos  existentes por siembra de bosques, dentro de la hoya hidrográfica o dentro de  los municipios que la comprendan.    

(Decreto 2024 de 1982,  artículo 32)    

Artículo 2.2.3.7.2.13. Inversión de los recursos excedentes. Realizados los programas de reforestación y, en general,  de protección de los recursos naturales determinados en el plan de ordenación  de la respectiva cuenca hidrográfica, las entidades propietarias de Centrales  Hidroeléctricas podrán invertir los recursos excedentes en incrementar los  fondos en fideicomiso de que trata la parte final del artículo 31.    

(Decreto 2024 de 1982,  artículo 33)    

Artículo 2.2.3.7.2.14. Planes y programas de inversión para protección del medio ambiente. Los planes y programas de inversión para protección del  medio ambiente, a que están obligadas las Centrales Termoeléctricas conforme al  literal a) del artículo 12 de la Ley 56 de 1981, deberán  tener en cuenta los efectos nocivos que, accidentalmente, puedan acarrear el  transporte de los combustibles desde el sitio de producción hasta la planta.    

Parágrafo. Las  entidades propietarias de Centrales Térmicas, harán las inversiones de que  trata el literal a) del artículo 12 de la Ley 56 de 1981 en las  zonas de producción de los combustibles utilizados para la generación, de  acuerdo con las recomendaciones del estudio económico y social.    

(Decreto 2024 de 1982,  artículo 34°)    

Artículo 2.2.3.7.2.15. Programas de electrificación rural. La asignación del otro 2 por ciento del valor de las  ventas de energía que las entidades propietarias de plantas generadoras deben  hacer, conforme al literal b) del artículo 12 de la Ley 56 de 1981, en  programas de electrificación rural, se invertirá en la construcción de nuevas  redes y obras necesarias para desarrollar los programas, teniendo en cuenta las  prioridades señaladas en el estudio económico y social de que trata el artículo  6 de la misma ley.    

(Decreto 2024 de 1982,  artículo 35)    

Artículo 2.2.3.7.2.16. Reforestación y protección de recursos naturales. Las inversiones a que se refiere el artículo 13 de la Ley 56 de 1981 se  entenderán cumplidas con la contratación de los respectivos estudios y trabajos  y la destinación de la partida correspondiente, por la entidad propietaria.    

Los planes de inversiones en reforestación, protección de  recursos naturales y del medio ambiente, así como en electrificación rural,  serán remitidos por las entidades propietarias de las plantas generadoras de  energía eléctrica a las entidades encargadas de emitir concepto y aprobar el  estudio ecológico, y a los respectivos gobernadores, intendentes o comisarios  para los fines indicados en la citada norma legal.    

Parágrafo.  En la liquidación del 4 por ciento  correspondiente al año calendario de 1982 se incluirá, a opción de las  entidades propietarias de las plantas, lo del tiempo com prendido entre la fecha de la vigencia de la Ley 56 de 1981 y el 31 de  diciembre de ese mismo año, para su inversión dentro del año calendario de  1983.    

(Decreto 2024 de 1982,  artículo 36)    

Artículo 2.2.3.7.2.17. Inaplicabilidad de la sanción. No habrá lugar a la sanción del 50 por ciento contemplada  en el artículo 13 de la Ley 56 de 1981 si el incumplimiento  en efectuar oportunamente la inversión de que se trata obedece a razones de  fuerza mayor, debidamente comprobadas.    

(Decreto 2024 de 1982,  artículo 37)    

Artículo 2.2.3.7.2.18. Protección de los bienes. La protección de los bienes a que se refiere el artículo  15 de la Ley 56 de 1981 la hará  efectiva la autoridad competente, por solicitud escrita de la entidad  propietaria de los bienes amenazados por invasión, destrucción o perturbación  en su uso y goce, o en la debida ejecución de las obras públicas a que ellos se  destinan. Esta protección se hará de conformidad con las normas civiles y  policivas vigentes.    

(Decreto 2024 de 1982,  artículo 38°)    

SECCIÓN 3    

EXPROPIACIONES Y SERVIDUMBRES    

Artículo 2.2.3.7.3.1. Expropiación de bienes. Para los efectos señalados en el artículo 18 de la Ley 56 de 1981,  entiéndase por decretar la expropiación de los bienes o derechos que sean necesarios,  expedir por el Gerente, Director o representante legal de la entidad  respectiva, la resolución que singulariza por su ubicación, linderos y  propietarios o poseedores inscritos o materiales, los inmuebles afectados por  la declaratoria de utilidad pública, para cumplir el requisito que exige el  numeral 3 del artículo 399 del Código General del  Proceso.    

El acto administrativo a que se refiere el aparte segundo  del mismo artículo 18 es el que contiene la decisión de la entidad propietaria  de iniciar los juicios de expropiación a que haya lugar, por haber fracasado la  vía de la negociación directa con los propietarios o poseedores.    

Parágrafo. Se  entiende que hay negativa a enajenar cuando el propietario o poseedor del  inmueble exige un valor superior a los aprobados en el manual de que trata el  artículo 10 de la Ley 56 de 1981, o  superior al avalúo comercial del Instituto Geográfico Agustín Codazzi, si falta  dicho manual.    

(Decreto 2024 de 1982,  artículo 39)    

Artículo 2.2.3.7.3.2. Trámite del proceso de expropiación. De conformidad con lo dispuesto por el artículo 120 del Código General del  Proceso, el Juez que conozca del trámite del proceso de expropiación a que  se refiere la Ley 56 de 1981, deberá  dictar los autos en el término de diez días y las sentencias en el de cuarenta  días, contados todos desde que el expediente pase al despacho para tal fin.    

Parágrafo. El  retardo del Juez en dictar las providencias anteriores, lo hará incurrir en la  falta disciplinaria prevista en el literal a) del artículo 61 del Decreto 052 de 1987,  en las normas que lleguen a sustituirlo.    

(Decreto 2024 de 1982,  artículo 40)    

Nota, artículo  2.2.3.7.3.2.: EL texto oficialmente publicado de este artículo no corresponde  exactamente al del artículo 40 del Decreto 2024 de 1982,  referido.    

Artículo 2.2.3.7.3.3. Permisos de acceso. Las  entidades propietarias a que se refieren los artículos 2 y 7 de la Ley 56 de 1981 que  requieran el acceso a predios poseídos por particulares, solicitarán por  escrito el permiso de que trata el artículo 33 de la Ley 56 de 1981.    

Copia de dicha solicitud será enviada al alcalde  municipal respectivo quien deberá conminar al poseedor u ocupante dentro de las  24 horas siguientes a la presentación de la solicitud, si se opone a permitir  el acceso, bajo las multas sucesivas autorizadas en el mismo artículo.    

Los daños que se ocasionen con motivo de los trabajos que  ejecute la entidad propietaria de las obras dentro del predio al cual tuvo  acceso, los pagará de acuerdo a los valores señalados en el manual de precios  elaborado por la Comisión de que trata el artículo 10 de la Ley 56 de 1981, o por  peritos, a falta de dicho manual.    

(Decreto 2024 de 1982,  artículo 42°)    

Artículo 2.2.3.7.3.4. De los aportes. Cuando las  entidades propietarias hayan ejecutado mediante convenios con las comunidades  afectadas por las obras públicas de que trata el artículo 1° de la Ley 56 de 1981,  programas de electrificación rural, el costo de estos que haya sido aprobado  por la entidad propietaria se considerará como parte de su aporte por ventas de  energía de que trata el literal b) del artículo 12 de la Ley 56 de 1981.    

(Decreto 2024 de 1982,  artículo 43)    

Artículo 2.2.3.7.3.5. De las reglamentaciones. Las reglamentaciones de la Ley 56 de 1981 relacionadas  de manera directa y específica a las obras públicas para acueductos, riegos y  regulación de ríos y caudales, se expedirán por decreto separado.    

(Decreto 2024 de 1982,  artículo 44)    

SECCIÓN 4    

DECLARACIÓN DE UTILIDAD PÚBLICA    

SUBSECCIÓN 1    

DE LA PRIMERA OPCIÓN DE COMPRA    

Artículo 2.2.3.7.4.1. De la Primera Opción de Compra. Para efectos de lo señalado en el artículo 9° de la Ley 56 de 1981, la  Primera Opción de Compra, corresponde a aquella situación jurídica mediante la  cual, los bienes vinculados a la declaratoria de utilidad pública salen del  tráfico comercial general, para reservarse exclusivamente a la posibilidad de  adquisición por parte de la entidad señalada como propietaria del proyecto en  la resolución de declaratoria de utilidad pública.    

Parágrafo 1°. Una  vez transcurridos los dos (2) años de que trata el último inciso del artículo 9  de la Ley 56 de 1981, la  Entidad Propietaria del proyecto deberá, dentro del mes siguiente a dicho  vencimiento, informar por escrito a las Oficinas de Registro de Instrumentos  Públicos, Notarías, Alcaldías e Inspecciones de Policía de los municipios cuyos  predios han sido afectados por la declaratoria de utilidad pública, que los  mismos no se encuentran limitados por la Primera Opción de Compra.    

Parágrafo 2°. Si  la entidad propietaria del proyecto no da cumplimiento a lo establecido en el  parágrafo anterior, las Oficinas de Registro respectivas no estarán obligadas a  impedir el ejercicio de los derechos inherentes a los propietarios o poseedores  de los predios afectados por la declaratoria.    

(Decreto 2444 de 2013,  artículo 1°)    

Artículo 2.2.3.7.4.2. Modificado por el Decreto 1537 de 2022,  artículo 2º. Trámite para la expedición del acto administrativo de  declaratoria de utilidad pública e interés social. El  trámite de expedición del acto administrativo de declaratoria de utilidad  pública e interés social prevista en el artículo 17 de la Ley 56 de 1981 para los  planes, proyectos y ejecución de obras para la generación, transmisión,  distribución de energía eléctrica, así como las zonas a ellas afectas, será el  siguiente:    

1. Radicación de la solicitud  ante el Ministerio de Minas y Energía, suscrita por el respectivo Representante  Legal, acompañándose de:    

1.1 Descripción del proyecto en  medio electrónico, en el que se indique:    

a) Nombre del proyecto;    

b) Diseños en los que se  identifique la localización de equipos y de obras a construir en el área  solicitada para la declaratoria de utilidad pública. Todos los documentos de  diseños técnicos deberán contar con la firma del profesional competente con su  respectiva matrícula profesional;    

c) Descripción de la fase en la  que se encuentra el proyecto, tiempo de ejecución y tipo de proyecto,  ubicación, municipios afectados, número y potencia de unidades de generación,  tipo y kilómetros de líneas, total de hectáreas a declarar de utilidad pública  e interés social debidamente sustentadas, posible fecha de entrada en operación  y punto de conexión;    

d) Autoridad ambiental ante la  cual se adelantan los trámites respectivos para la ejecución del proyecto y el  estado de los mismos;    

e) Justificación de la  necesidad del área para la ejecución del proyecto, donde se deberá describir la  actividad a desarrollar por éste (generación, transmisión o distribución). En  caso de ser de generación, el área deberá corresponder a parámetros de la  industria;    

1.2 Certificación de la empresa  propietaria donde se especifique que el polígono, objeto de la solicitud de  declaratoria de utilidad pública e interés social, no se superpone con áreas  que cuenten con un acto administrativo de declaratoria de utilidad pública e  interés social, con proyectos para la producción o almacenamiento de hidrógeno  verde y/o con proyectos de generación, transmisión o distribución de energía  eléctrica.    

1.3 Certificación de la empresa  propietaria del proyecto donde conste la naturaleza jurídica de la sociedad.  Para las empresas que no coticen en bolsa, el representante legal también  deberá presentar una declaración juramentada sobre la legalidad de sus recursos  y activos.    

1.4 Concepto favorable vigente,  cuando corresponda, sobre el punto de conexión emitido por parte de la Unidad  de Planeación Minero Energético (UPME) o el transportador, dependiendo de su  competencia y de la clasificación del proyecto, en los términos y aplicación de  la normatividad vigente.    

1.5 Información geográfica en  medio digital del área a declarar de utilidad pública y que deberá referirse al  datum oficial adoptado para Colombia (MAGNA-SIRGAS), indicando el origen, en  coordenadas planas, para lo cual anexará:    

a) Archivo shapefile;    

b) Relación de las coordenadas  en hoja de cálculo;    

c) Plano en el que se ubique el  área del proyecto, identificando las coordenadas certificadas por el Ministerio  del Interior acerca de la presencia de grupos étnicos en la zona del proyecto;    

d) Plano del proyecto firmado  por el profesional competente, en el cual se identifiquen las áreas,  debidamente georreferenciadas de la ubicación de las obras del proyecto;    

e. Mapa en el que se ubique el  área del proyecto.    

1.6 Copia de la matrícula  profesional de quien realizó el diseño eléctrico del proyecto.    

1.7 Acto administrativo  mediante el cual la Dirección de la Autoridad Nacional de Consulta Previa del  Ministerio del Interior, o de quien haga sus veces, determina que, para la  ejecución del proyecto, procede o no la consulta previa con comunidades: i)  Indígenas; ii) Negras, Afrocolombianas, Raizales y  Palenqueras; iii) Rom. Este documento no podrá  haberse expedido con más de seis meses contados desde la radicación de la  solicitud por parte del propietario del proyecto.    

1.8 Certificación de la Agencia  Nacional de Tierras (ANT), o de quien haga sus veces, sobre la existencia de  resguardos indígenas legalmente constituidos y de tierras de propiedad  colectiva de grupos étnicos en el área comprendida dentro de las poligonales  del proyecto. Este documento no podrá haberse expedido con más de seis meses  contados desde la radicación de la solicitud por parte del propietario del  proyecto.    

1.9 Certificación de la Unidad  Administrativa Especial de Gestión de Restitución de Tierras Despojadas, o de  quien haga sus veces, en la que se indique si el área de influencia del  proyecto se sobrepone con un área macrofocalizada y/o  microfocalizada por dicha Unidad, o si se ha  solicitado por un particular, inclusión en el registro de tierras despojadas o  abandonadas forzosamente que afecte alguno de los predios del mismo. Este documento  no podrá haberse expedido con más de seis meses contados desde la radicación de  la solicitud por parte del propietario del proyecto.    

1.10 Para proyectos de  generación y cogeneración de energía eléctrica en el Sistema Interconectado  Nacional (SIN), pronunciamiento de la UPME en la que conste que el proyecto a  declarar de utilidad pública e interés social se encuentra inscrito en Segunda  Fase en el Registro de Proyectos. Este documento no podrá haberse expedido con  más de seis meses contados desde la radicación de la solicitud por parte del  propietario del proyecto.    

1.11 En el caso de proyectos de  transmisión o subtransmisión en el SIN, así como en los proyectos de generación  y transmisión de energía eléctrica en Zonas No Interconectadas (ZNI), auto o  actos administrativos mediante los cuales la autoridad ambiental decide sobre  la alternativa presentada en el Diagnóstico Ambiental de Alternativas y/o  Estudio de Impacto Ambiental, cuando a ello hubiere lugar, o establece que el  proyecto no requiere licencia ambiental.    

2. La Dirección de Energía  Eléctrica verificará, por medio del certificado de existencia y representación  legal, que la sociedad solicitante se encuentra activa y fue constituida por lo  menos con un (1) año de anterioridad a la fecha de radicación de los documentos  señalados en el numeral 1° de este artículo.    

La anterior condición referente  al plazo de constitución no aplicará para aquellas empresas que desarrollen  proyectos destinados a cumplir obligaciones derivadas de subastas del cargo por  confiabilidad o de adjudicaciones en procesos competitivos o subastas para  generación a partir de Fuentes No Convencionales de Energías Renovables.    

3. A partir de la recepción de  los documentos solicitados por parte de la Dirección de Energía Eléctrica del  Ministerio de Minas y Energía, ésta tendrá diez (10) días siguientes a la fecha  de radicación de los mismos para revisarlos.    

En el evento que la Dirección  de Energía Eléctrica del Ministerio de Minas y Energía tenga observaciones  sobre la solicitud, o denote que la misma no cumple con la totalidad de la  documentación anteriormente anotada, requerirá al solicitante dentro de los  diez (10) días siguientes a la fecha de radicación para que, por una única vez,  la complete o atienda sus comentarios en el término máximo de un (1) mes  contado a partir del día siguiente de la recepción del requerimiento. En el  caso de los documentos requeridos en los numerales: 1.4, 1.7, 1.10 y, 1.11 del  presente artículo, y que hagan falta por aportar, la Dirección de Energía  Eléctrica verificará con las autoridades competentes si los mencionados  documentos reposan en dichas entidades.    

4. Cuando no se complete la  totalidad de la documentación requerida y/o no se atienda las observaciones  llevadas a cabo por la Dirección de Energía Eléctrica después de haber  requerido al propietario del proyecto, si fue necesario; o, verificado con las  entidades relacionadas en la expedición de los documentos señalados en el  numeral 3 del presente artículo, dicha Dirección dará por finalizado el trámite  a través de oficio.    

5. Una vez se cuente con la  información requerida, la Dirección de Energía Eléctrica del Ministerio de  Minas y Energía enviará a la Oficina Asesora Jurídica un concepto técnico sobre  la procedencia o no de la expedición del acto administrativo de declaratoria de  utilidad pública e interés social.    

6. La Oficina Asesora Jurídica  revisará la información presentada por el propietario del proyecto, así como el  concepto técnico rendido por la Dirección de Energía Eléctrica, para con base  en ello determinar si procede o no la declaratoria de utilidad pública. En caso  de que sea procedente, proyectará el acto administrativo correspondiente para  la firma del Ministro de Minas y Energía.    

7. El Ministro de Minas y  Energía, después de que se surta el trámite anterior y el proyecto de acto  administrativo se haya publicado a comentarios de la ciudadanía, resolverá de  fondo la solicitud que haga el propietario del proyecto sobre expedición del  acto administrativo de declaratoria de utilidad pública e interés social en un  término no mayor de un (1) mes.    

Parágrafo. De conformidad con  el artículo 6° de la Ley 2052 de 2020, la  solicitud de expedición del acto administrativo de declaratoria de utilidad  pública e interés social y demás interacciones que deba hacer el propietario  del proyecto ante el Ministerio de Minas y Energía, serán en línea.    

Texto inicial del artículo 2.2.3.7.4.2: De la documentación necesaria para la Declaratoria  de Utilidad Pública. Para efectos del trámite de solicitud de  declaratoria de utilidad Pública e interés social prevista en el artículo 17 de  la Ley 56 de 1981  relacionada con los planes, proyectos y ejecución de obras para la generación,  transmisión, distribución de energía eléctrica, así como las zonas a ellas  afectas, se deberá:    

1.  Radicar la solicitud ante el Ministerio de Minas y Energía, suscrita por el  respectivo Representante Legal, acompañándose de:    

1.1  Certificado de Existencia y Representación Legal expedido por la Cámara de  Comercio en donde se encuentre registrada la empresa que pretenda adelantar el  proyecto eléctrico, el cual deberá contar una vigencia no mayor a un mes a la  fecha de radicación.    

1.2  Certificado suscrito por el representante legal de la sociedad propietaria del  proyecto, sobre su naturaleza jurídica.    

1.3 Descripción  del proyecto tanto en medio físico como en medio electrónico o magnético,  indicando nombre del proyecto, justificaciones técnicas, ubicación, municipios  afectados, tipo de proyecto, número y potencia de unidades de generación, tipo  y kilómetros de líneas, total de hectáreas a declarar de utilidad pública e  interés social y su debida justificación, su estado de construcción, posible  fecha de entrada en operación, punto de conexión.    

1.4  Certificación de la empresa propietaria en donde se especifique que los predios  sobre los que se pretende la declaratoria de utilidad pública e interés social  no se superponen con terrenos y zonas afectas a la generación, transmisión o  distribución de energía eléctrica.    

1.5  Concepto favorable sobre la viabilidad técnica de la conexión, emitido por  parte del Transportador Nacional u Operador de Red a cuyos activos se desee  conectar la planta o unidad de generación.    

1.6  Información geográfica en medio físico y digital, del área a declarar de  utilidad pública, la cual no debe sobreponerse con las áreas a que hace  referencia el numeral 2.1.4, anterior, y que deberá referirse al datum oficial  adoptado para Colombia (MAGNA-SIRGAS), indicando el origen, en coordenadas  planas, para lo cual anexará:    

•  Archivo shapefile    

•  Relación de las coordenadas en hoja de cálculo.    

•  Plano de las áreas debidamente georreferenciado y firmado por el profesional  competente, en el cual se incluyan las principales obras del proyecto, tales  como captación, casa de máquinas, etc.    

• Mapa  en el que se ubique el área del proyecto.    

1.7  Copia de la matrícula profesional de quien realizó el levantamiento topográfico  y/o de quien revisó los planos.    

1.8  Certificación en firme expedida por el Ministerio del Interior acerca de la presencia  de grupos étnicos en la zona del proyecto a realizarse, con fecha de expedición  no mayor de seis (6) meses a la radicación de la solicitud.    

1.9  Certificado expedido por el Instituto Colombiano de Desarrollo Rural – INCODER  – o de quien haga sus veces, sobre existencia de resguardos indígenas  legalmente constituidos y de tierras de propiedad colectiva de grupos étnicos  en el área comprendida dentro de las poligonales del proyecto, con fecha de  expedición no mayor de seis (6) meses a la radicación de la solicitud.    

1.10  Certificación de la Unidad Administrativa Especial de Gestión de Restitución de  Tierras Despojadas, en la que se indique si sobre el área objeto de influencia  del proyecto, se sobrepone un área macrofocalizada  y/o microfocalizada por dicha Unidad, o si se ha  solicitado por un particular, inclusión en el registro de tierras despojadas o  abandonadas forzosamente, que afecte alguno de los predios del mismo.    

1.11 En  el caso de proyectos de generación y cogeneración de energía eléctrica en el  Sistema Interconectado Nacional – SIN, certificación expedida por la UPME en la  que conste que el proyecto a declarar de utilidad pública e interés social, se  encuentra inscrito en Segunda Fase en el Registro de Proyectos.    

1.12  En el caso de proyectos de transmisión o subtransmisión en el Sistema  Interconectado Nacional – SIN, así como en los proyectos de generación y  transmisión de energía eléctrica en Zonas No Interconectadas – ZNI, copia del  auto o actos administrativos mediante los cuales la autoridad ambiental decide  sobre la alternativa presentada en el Diagnóstico Ambiental de Alternativas o  Estudio de Impacto Ambiental, cuando a ello hubiere lugar, o establece que el proyecto  no requiere licencia ambiental.    

2. En  el evento que la solicitud no observe la totalidad de la documentación  anteriormente anotada, el Ministerio de Minas y Energía a través de la  Dirección de Energía Eléctrica, requerirá al peticionario dentro de los diez  (10) días siguientes a la fecha de radicación para que la complete en el  término máximo de un (1) mes.    

3. Se  entenderá que el peticionario ha desistido de su solicitud cuando no satisfaga  el requerimiento, por lo cual se le devolverá toda la documentación aportada.    

4 Una vez se cuente con la  información correspondiente, la Dirección de Energía Eléctrica del Ministerio  de Minas y Energía emitirá concepto técnico, con el fin de que la Oficina  Asesora Jurídica de esa cartera efectúe la revisión jurídica pertinente y  proceda, si a ello hay lugar, a elaborar el acto administrativo de declaratoria  de utilidad pública e interés social.    

(Decreto 2444 de 2013,  artículo 2°)    

Artículo  2.2.3.7.4.3. Modificado por el Decreto 1537 de 2022,  artículo 3º. Del acto administrativo de declaratoria de utilidad pública e  interés Social. El Ministro de Minas y Energía podrá, mediante resolución,  declarar de utilidad pública e interés social los planes, proyectos y ejecución  de obras para la generación, transmisión y distribución de energía eléctrica, y  para la producción y almacenamiento de hidrógeno verde, así como las zonas a  ellos afectas.    

Parágrafo Primero. Contra el  acto administrativo que resuelva la solicitud de expedición del acto  administrativo de declaratoria de utilidad pública e interés social solo  procederá el recurso de reposición, el cual deberá presentarse en los términos  previstos en el Código de  Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo, o la norma  que lo modifique, adicione o sustituya. De tal decisión se deberá comunicar a  las autoridades correspondientes, así como a la Agencia Nacional de  Hidrocarburos, Agencia Nacional de Minería y Unidad de Gestión de Restitución  de Tierras, para lo de sus respectivas competencias.    

Parágrafo Segundo. La  resolución señalará la entidad facultada para expedir el acto administrativo  que decreta la expropiación.    

Parágrafo Tercero. Con el  fin de evitar limitaciones innecesarias al ejercicio a la propiedad privada, la  entidad propietaria del proyecto deberá liberar en el menor tiempo posible y  ante las respectivas Oficinas de Registro de Instrumentos Públicos, y/o a las  autoridades correspondientes, las áreas de terreno que no requieran para la  construcción del proyecto declarado de utilidad pública e interés social.    

Texto inicial del artículo 2.2.3.7.4.3: Del acto de  Declaratoria de Utilidad Pública e Interés Social. El  Gobierno Nacional podrá, mediante resolución ejecutiva, calificar como de  utilidad pública e interés social los planes, proyectos y ejecución de obras  para la generación, transmisión y distribución de energía eléctrica, así como  las zonas a ellos afectas.    

Parágrafo  1°. Contra la respectiva providencia no procederá recurso alguno por  la vía gubernativa, debiendo comunicarse a las autoridades correspondientes, así  como a la Agencia Nacional de Hidrocarburos, Agencia Nacional de Minería y  Unidad de Gestión de Restitución de Tierras, para lo de sus respectivas  competencias.    

Parágrafo  2°. La resolución ejecutiva señalará la entidad facultada para  expedir el acto administrativo que decreta la expropiación.    

Parágrafo  3°. La entidad propietaria del proyecto deberá, con el fin de evitar  limitaciones innecesarias al ejercicio a la propiedad privada, liberar en el  menor tiempo posible y ante las respectivas Oficinas de Registro de  Instrumentos Públicos y Notarías, las áreas de terreno que no se requieran para  la construcción del proyecto declarado de utilidad pública e interés social.    

(Decreto 2444 de 2013,  artículo 3°)    

Artículo 2.2.3.7.4.4. Del acto que decreta la expropiación. El acto administrativo que decreta la expropiación,  requisito de procedibilidad para iniciar el proceso de expropiación a que hace  referencia el artículo 399 del Código General del  Proceso (Ley 1564 de 2012), o  aquella que la modifique y/o adicione, procederá siempre y cuando haya  fracasado la vía de negociación directa con los titulares de los bienes, o  cuando estos se nieguen a enajenar o estén incapacitados para hacerlo  voluntariamente.    

Parágrafo 1°. Cuando  se señale al Ministerio de Minas y Energía como entidad facultada para expedir la  resolución que ordena la expropiación, la entidad propietaria del proyecto  deberá presentar la solicitud de expedición de la misma, dentro de los 15 días  hábiles siguientes a la ocurrencia de las circunstancias mencionadas en el  inciso anterior.    

Parágrafo 2°. El  propietario del proyecto que haya sido facultado para ello, expedirá el acto  que ordena la expropiación, dentro del mes siguiente a la presentación de las  circunstancias mencionadas en el inciso primero de este artículo.    

Parágrafo 3°. Contra  la resolución que decreta la expropiación procederá el recurso de reposición en  los términos del artículo 74 y subsiguientes del Código de  Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo.    

(Decreto 2444 de 2013,  artículo 4°)    

Artículo 2.2.3.7.4.5. Término para el inicio del proceso de expropiación. De conformidad con lo previsto por el numeral 2 del  artículo 399 de la Ley 1564 de 2012 (Código General del  Proceso) o aquella que la modifique y/o adicione, la demanda de  expropiación deberá ser presentada dentro de los tres (3) meses siguientes a la  fecha en la cual quede en firme la resolución que ordene la expropiación, so  pena de que dicha resolución y las inscripciones que se hubieren efectuado en  las oficinas de registro de instrumentos públicos pierdan fuerza ejecutoria,  sin necesidad de pronunciamiento judicial o administrativo alguno. El  registrador deberá cancelar las inscripciones correspondientes, a solicitud de  cualquier persona, previa constatación del hecho.    

(Decreto 2444 de 2013,  artículo 5°)    

Artículo 2.2.3.7.4.6. Autorizaciones ambientales. En cumplimiento de lo dispuesto por el artículo 52 de la Ley 143 de 1994, la  empresa propietaria del proyecto deberá adelantar las actuaciones necesarias  ante las autoridades ambientales competentes con el objeto de obtener los  permisos establecidos en la Ley 99 de 1993 y las  normas que la desarrollen, modifiquen o aclaren.    

(Decreto 2444 de 2013,  artículo 6°)    

Artículo 2.2.3.7.4.7. Predios despojados o abandonados forzosamente. En el evento que con posterioridad al pronunciamiento  gubernamental se acreditare que alguno o algunos de los predios vinculados a la  declaratoria de utilidad pública e interés social ha sido abandonado o  despojado forzosamente en los términos de la Ley 1448 de 2011, los  funcionarios judiciales competentes, al pronunciarse de manera definitiva sobre  la propiedad o posesión del bien, ordenarán las compensaciones pertinentes bajo  los lineamientos legales.    

Parágrafo. Si dentro  de las respectivas actuaciones judiciales no se acreditare por parte de los  propietarios o poseedores de los bienes, buena fe exenta de culpa en la  adquisición de los predios objeto de la declaratoria de utilidad pública e  interés social, quedarán sujetos al resarcimiento del daño que hubiere causado  y a la restitución o pago de la compensación a que hace referencia la Ley 1448 de 2011.    

(Decreto 2444 de 2013,  artículo 7°)    

Artículo 2.2.3.7.4.8.  Adicionado por el Decreto 1537 de 2022,  artículo 4º. Trámite para la expedición del acto administrativo de Declaratoria  de Utilidad Pública e Interés Social de proyectos de Hidrógeno Verde. El  trámite de expedición del acto administrativo de declaratoria de utilidad  pública e interés social prevista en el artículo 30 de la Ley 2169 de 2021 para  proyectos y ejecución de obras para la producción y/o almacenamiento de  hidrógeno verde, así como las zonas a ellas afectas, será el siguiente:    

1. Radicar  la solicitud ante el Ministerio de Minas y Energía, suscrita por el respectivo  Representante Legal, acompañándose de:    

1.1. Descripción  del proyecto en medio electrónico en el que se indique:    

a) Nombre del proyecto;    

b) Diseños en los que se  identifique la localización de equipos y de obras a construir en el área  solicitada para la declaratoria de utilidad pública e interés social. Todos los  documentos de diseños técnicos deberán contar con la firma del profesional  competente con su respectiva matrícula profesional;    

c) Descripción de la fase en la  que se encuentra el proyecto, tiempo de ejecución y tipo de proyecto,  ubicación, municipios afectados, número y potencia de unidades de generación  (cuando aplique), capacidad del electrolizador o de la tecnología que se  pretenda utilizar para la producción de hidrógeno verde, ficha técnica de la  tecnología que se va a implementar para la producción de hidrógeno verde, total  de hectáreas a declarar de utilidad pública e interés social debidamente  sustentadas, posible fecha de entrada en operación y punto de conexión, cuando  el proyecto lo necesite;    

d) Justificación de la  necesidad del área para la ejecución del proyecto, donde se deberá describir y  tener en cuenta, como mínimo, los siguientes criterios:    

(i) la actividad a desarrollar  por el proyecto (producción y/o almacenamiento de hidrógeno verde); (ii) la capacidad instalada del proyecto de generación, en  el entendido que el área deberá corresponder a parámetros de la industria  proyecto; y (iii) la relación del área a utilizar con  la tecnología a implementar para llevar a cabo la producción de hidrógeno  verde.    

1.2. Certificación  de la empresa propietaria donde se especifique que el polígono, objeto de la  solicitud de declaratoria de utilidad pública e interés social, no se superpone  con áreas que cuenten con un acto administrativo de declaratoria de utilidad  pública e interés social, con proyectos para la producción o almacenamiento de  hidrógeno y/o con proyectos de generación, transmisión o distribución de  energía eléctrica.    

1.3. Certificación  de la empresa propietaria del proyecto donde conste la naturaleza jurídica de  la sociedad. Para las empresas que no coticen en bolsa, el representante legal  también deberá presentar una declaración juramentada sobre la legalidad de sus  recursos y activos.    

1.4. Para aquellos  proyectos que requieran punto de conexión, se deberá allegar concepto favorable  vigente sobre el mismo emitido por parte de la UPME o el transportador, según  corresponda, a cuyos activos se desee conectar el electrolizador o la  tecnología, dependiendo de la clasificación del proyecto, en los términos y  aplicación de la normatividad vigente.    

1.5. Información  geográfica en medio digital, del área a declarar de utilidad pública, y que  deberá referirse al datum oficial adoptado para Colombia (MAGNA-SIRGAS),  indicando el origen, en coordenadas planas, para lo cual anexará:    

a) Archivo shapefile;    

b) Relación de las coordenadas  en hoja de cálculo;    

c) Plano en el que se ubique el  área del proyecto, identificando las coordenadas certificadas por el Ministerio  del interior acerca de la presencia de grupos étnicos en la zona del proyecto;    

d) Plano del proyecto firmado por  el profesional competente, en el cual se identifiquen las áreas, debidamente  georreferenciadas de la ubicación de las obras del proyecto;    

e) Mapa en el que se ubique el  área del proyecto.    

1.6. Copia  de la matrícula profesional de quien realizó el levantamiento topográfico y/o  de quien diseñó los planos.    

1.7. Acto  administrativo mediante el cual la Dirección de la Autoridad Nacional de  Consulta Previa del Ministerio del Interior, o de quien haga sus veces,  determina que, para la ejecución del proyecto, procede o no la consulta previa  con comunidades: i) Indígenas; ii) Negras,  Afrocolombianas, Raizales y Palenqueras; iii) Rom.  Este documento no podrá haberse expedido con más de seis meses contados desde  la radicación de la solicitud por parte del propietario del proyecto.    

1.8. Certificado  de la ANT, o de quien haga sus veces, sobre la existencia de resguardos  indígenas legalmente constituidos y de tierras de propiedad colectiva de grupos  étnicos en el área comprendida dentro de las poligonales del proyecto. Este  documento no podrá haberse expedido con más de seis meses contados desde la  radicación de la solicitud por parte del propietario del proyecto.    

1.9. Certificado  de la Unidad Administrativa Especial de Gestión de Restitución de Tierras Despojadas,  o de quien haga sus veces, en la que se indique si el área de influencia del  proyecto se sobrepone con un área macrofocalizada y/o  microfocalizada por dicha Unidad, o si se ha  solicitado por un particular, inclusión en el registro de tierras despojadas o  abandonadas forzosamente que afecte alguno de los predios del mismo. Este  documento no podrá haberse expedido con más de seis meses contados desde la  radicación de la solicitud por parte del propietario del proyecto.    

2. La  Dirección de Energía Eléctrica verificará, por medio del certificado de  existencia y representación legal de la sociedad solicitante, que la misma se  encuentra activa y fue constituida por lo menos con un (1) año de anterioridad  a la fecha de radicación de los documentos señalados en el numeral 1° de este  artículo.    

En caso de ser una sociedad sin  domicilio ni sucursal en Colombia, o cuya sociedad matriz tenga domicilio en el  exterior, el propietario del proyecto deberá aportar el documento en el que  acredite su existencia y representación legal y que cumpla con este fin en el  ordenamiento jurídico de origen de la sociedad. Este documento deberá aportarse  con la demás documentación señalada en el numeral 1° de este artículo.    

La condición referente al plazo  de constitución, no aplicará para aquellas empresas que desarrollen proyectos  destinados a cumplir obligaciones derivadas de subastas del cargo por  confiabilidad o de adjudicaciones en procesos competitivos o subastas para  generación a partir de Fuentes No Convencionales de Energías Renovables.    

3. A  partir de la recepción de los documentos exigidos por parte de la Dirección de Energía  Eléctrica del Ministerio de Minas y Energía, ésta tendrá diez (10) días,  siguientes a la fecha de radicación de los mismos, para revisarlos.    

En el evento que la Dirección  de Energía Eléctrica del Ministerio de Minas y Energía tenga observaciones  sobre la solicitud, o advierta que la misma no cumple con la totalidad de la  documentación, requerirá al solicitante dentro de los diez (10) días siguientes  a la fecha de radicación para que, por una única vez, la complete o atienda sus  comentarios en el término máximo de un (1) mes contado a partir del día  siguiente de la recepción del requerimiento. En el caso de los documentos  requeridos en los numerales: 1.4, y 1.7 del presente artículo que hagan falta  por aportar, la Dirección de Energía Eléctrica verificará con las autoridades  competentes si los mencionados documentos reposan en dichas entidades.    

4. Cuando  no se complete la totalidad de la documentación requerida y/o no se atienda las  observaciones llevadas a cabo por la Dirección de Energía Eléctrica después de  haber requerido al propietario del proyecto, si fue necesario; o, verificado  con las entidades relacionadas en la expedición de los documentos señalados en  el numeral 3° del presente artículo, dicha Dirección dará por finalizado el  trámite a través de oficio.    

5. Una vez  se cuente con la información requerida, la Dirección de Energía Eléctrica del  Ministerio de Minas y Energía enviará a la Oficina Asesora Jurídica un concepto  técnico sobre la procedencia o no de la expedición del acto administrativo de  declaratoria de utilidad pública e interés social.    

6. La  Oficina Asesora Jurídica revisará la información presentada por el propietario  del proyecto, así como el concepto técnico rendido por la Dirección de Energía  Eléctrica, para con base en ello determinar si procede o no la declaratoria de  utilidad pública. En caso de que sea procedente, proyectará el acto  administrativo correspondiente para la firma del Ministro de Minas y Energía.    

7. El  Ministro de Minas y Energía, después de que se surta el trámite anterior y el  proyecto de acto administrativo se haya publicado a comentarios de la  ciudadanía, resolverá de fondo la solicitud que haga el propietario del  proyecto sobre expedición del acto administrativo de declaratoria de utilidad  pública e interés social en un término no mayor a un (1) mes.    

Parágrafo Primero. De  conformidad con el artículo 6° de la Ley 2052 de 2020, la  solicitud de expedición del acto administrativo de declaratoria de utilidad  pública e interés social y demás interacciones que deba hacer el propietario del  proyecto ante el Ministerio de Minas y Energía, serán en línea.    

Parágrafo Segundo. Los  proyectos relacionados en el presente artículo deberán estar inscritos en el  registro de proyectos de hidrógeno designado para el efecto por el Ministerio  de Minas y Energía al momento de la solicitud de expedición del acto  administrativo de declaratoria de utilidad pública e interés social. Hasta  tanto entre en operación el sistema de registro de hidrógeno, estar registrado  no será un requisito para presentar la solicitud de expedición del acto  administrativo de declaratoria de utilidad pública e interés social.    

Artículo 2.2.3.7.4.9.  Adicionado por el Decreto 1537 de 2022,  artículo 5º. Causales de improcedencia de la declaratoria de utilidad pública. El  Ministerio de Minas y Energía establecerá las causales de improcedencia de las  solicitudes de expedición del acto de declaratoria de utilidad pública e  interés social.    

Artículo  2.2.3.7.4.10. Adicionado por el Decreto 1537 de 2022,  artículo 6º. Cesión del acto administrativo de la declaratoria de utilidad  pública e interés social. El Ministerio de Minas y Energía podrá  establecer la posibilidad y condiciones para la cesión del acto administrativo  de declaratoria de utilidad pública.    

Artículo 2.2.3.7.4.11.  Adicionado por el Decreto 1537 de 2022,  artículo 7º. Vigencia del acto administrativo de la declaratoria de utilidad  pública. El acto administrativo de declaratoria pública e interés social  tendrá una vigencia de dos (2) años contados a partir de su ejecutoria.    

Luego de dicho término, el acto  administrativo de la declaratoria de utilidad pública perderá su vigencia,  excepto en aquellos casos en los que se haya iniciado el trámite de  expropiación. En este caso, el acto administrativo mantendrá su vigencia hasta que  se finalice el proceso de expropiación.    

SECCIÓN 5    

DE LAS EXPROPIACIONES Y SERVIDUMBRES    

Artículo 2.2.3.7.5.1. Procesos judiciales. Los  procesos judiciales que sean necesarios para imponer y hacer efectivo el  gravamen de servidumbre pública de conducción de energía eléctrica, serán  promovidos, en calidad de demandante, por la entidad de derecho público que  haya adoptado el respectivo proyecto y ordenado su ejecución, de acuerdo con  los requisitos y el procedimiento, señalados en este Decreto.    

(Decreto número  2580 de 1985, artículo 1°)    

Artículo 2.2.3.7.5.2. De la demanda. La demanda  se dirigirá contra los titulares de derechos reales principales sobre los  respectivos bienes y deberá contener los requisitos establecidos en los  artículos 82 y 83 del Código General del  Proceso y a ella se adjuntarán solamente, los siguientes documentos:    

a) El plano general en el que figure el curso que habrá  de seguir la línea de transmisión y distribución de energía eléctrica objeto  del proyecto con la demarcación específica del área.    

b) El inventario de los daños que se causaren, con el  estimativo de su valor realizado por la entidad interesada en forma explicada y  discriminada, acompañado del acta elaborada al efecto.    

c) El certificado de matrícula inmobiliaria del predio.    

Cuando no fuere posible acompañar el certificado de  registro de la propiedad y demás derechos reales constituidos sobre los  inmuebles objeto de la servidumbre, en la demanda se expresará dicha circunstancia  bajo juramento, que se entenderá prestado con la sola presentación de aquella.    

d) El título judicial correspondiente a la suma estimada  como indemnización.    

e) Los demás anexos de que trata el artículo 84 del Código General del  Proceso.    

(Decreto número  2580 de 1985, artículo 2°)    

Artículo 2.2.3.7.5.3. Trámite. Los procesos  a que se refiere este Decreto seguirán el siguiente trámite:    

1. En el auto admisorio de la demanda se ordenará correr  traslado de ella al demandado, por el término de tres (3) días y se ordenará la  inscripción de la demanda en la Oficina de Registro de Instrumentos Públicos  del lugar de ubicación del inmueble, si esta petición ha sido formulada por el  demandante.    

2. Cuando el demandante haya manifestado en la demanda la  imposibilidad de anexar el certificado del Registrador de Instrumentos Públicos  sobre propiedad y demás derechos reales principales, el juez ordenará, en el  auto admisorio de la demanda, el emplazamiento de todas las personas que puedan  tener derecho a intervenir en el proceso.    

En el edicto emplazatorio se  expresará la naturaleza del proceso, el nombre del demandante, del demandado,  si se conoce, o la indicación de que se trata de personas indeterminadas y la  prevención de que se designará curador ad liten a los emplazados si no  comparecen en oportunidad.    

El edicto se fijará por el término de un (1) mes en un  lugar visible de la Secretaría y se publicará en un diario de amplia  circulación en la localidad, por tres veces, durante el mismo término y por  medio de la radiodifusora del lugar, si la hubiere, con intervalos no menores  de cinco (5) días.    

Cuando el citado figure en el directorio técnico se  enviará a la dirección que allí aparezca, copia del edicto por correo  certificado, o con empleado del Juzgado que la entregará a cualquier persona  que allí se encuentre o la fijará en la puerta de acceso, según las  circunstancias, todo lo cual se hará constar en el expediente, al que se  agregarán el edicto, sendos ejemplares del diario y certificación auténtica del  administrador de la emisora.    

Transcurridos cinco (5) días a partir de la expiración  del término de emplazamiento, el juez designará a los citados un curador ad  liten, con quien se surtirá la notificación.    

3. Salvo lo dispuesto en el numeral anterior, si dos (2)  días después de proferido el auto admisorio de la demanda no se hubiere podido  notificar a todos los demandados, el juez de oficio los emplazará por edicto  que durará fijado tres (3) días en la Secretaría y se publicará por una vez en  un diario de amplia circulación en la localidad y por una radiodifusora si  existiere allí, copia de aquél se fijará en la puerta de acceso al inmueble  respectivo. Al demandado que no habite ni trabaje en dicho inmueble, pero  figure en el directorio telefónico de la misma ciudad, se le remitirá copia del  edicto al lugar en él consignado por correo certificado o con empleado del  despacho.    

Cumplidas las anteriores formalidades sin que los  demandados se presenten en los tres (3) días siguientes, se les designará un  curador ad liten a quien se notificará el auto admisorio de la demanda.    

4. El juez, dentro de las cuarenta y ocho (48) horas  siguientes a la presentación de la demanda, practicará una inspección judicial  sobre el predio afectado, identificará el inmueble, hará un examen y  reconocimiento de la zona objeto del gravamen y autorizará la ejecución de las  obras que de acuerdo con el proyecto sean necesarias para el goce efectivo de  la servidumbre.    

5. Si la parte demandada no estuviere conforme con el  estimativo de los perjuicios, podrá pedir dentro de los cinco (5) días siguientes  a la notificación del auto admisorio de la demanda que se practique un avalúo  de los daños que se causen y se tase la indemnización a que haya lugar por la  imposición de la servidumbre.    

El avalúo se practicará por dos peritos escogidos así: Uno  de la lista de auxiliares del Tribunal Superior correspondiente y el otro de la  lista suministrada con el Instituto Geográfico Agustín Codazzi. En caso de  desacuerdo en el dictamen, se designará un tercer perito escogido de la lista  suministrada por el mencionado Instituto, quien dirimirá el asunto.    

Sólo podrán avaluarse las mejoras existentes al momento  de notificarse el auto admisorio de la demanda y las efectuadas con  posterioridad siempre y cuando sean necesarias para la conservación del  inmueble.    

6. En estos procesos no pueden proponerse excepciones.    

7. Con base en los estimativos, avalúos, inventarios o pruebas  que obren en el proceso, el juez dictará sentencia, señalará el monto de la  indemnización y ordenará su pago.    

Las indemnizaciones que correspondan a titulares de  derechos reales principales, debidamente registrados en el certificado de  matrícula inmobiliaria, representados por curador, poseedores o tenedores, se  entregarán por el juzgado cuando ellos comparezcan.    

8. Si  en la sentencia se fija una indemnización mayor que la suma consignada, la  entidad demandante deberá consignar la diferencia en favor de los titulares de  derechos reales del predio, o de los poseedores. Desde la fecha que recibió la  zona objeto de la servidumbre hasta el momento en que deposite el saldo,  reconocerá intereses sobre el valor de la diferencia, liquidados según la tasa de interés bancaria  corriente en el momento de dictar la sentencia.    

(Decreto número  2580 de 1985, artículo 3°)    

Artículo 2.2.3.7.5.4. De la no exigencia de un requisito. El acto administrativo a que se refiere el artículo 18 de  la Ley 56 de 1981, no es  exigible en los procesos a que se refiere el presente decreto.    

(Decreto número  2580 de 1985, artículo 4°)    

Artículo 2.2.3.7.5.5. Remisión de normas. Cualquier  vacío en las disposiciones anteriores se llenará de acuerdo con las normas del Código General del  Proceso.    

(Decreto número  2580 de 1985, artículo 5°)    

Artículo 2.2.3.7.5.6. Régimen aplicable. Los  procesos sobre servidumbre pública de conducción de energía eléctrica,  iniciados antes de la vigencia del Decreto 2580 de 1985,  se sujetarán en lo pertinente, a las disposiciones contenidas en este reglamento.  No obstante los recursos interpuestos, la práctica de las pruebas decretadas,  los términos que hubieren comenzado a correr y las notificaciones que se estén  surtiendo, se regirán por las normas vigentes cuando se interpuso el recurso,  se decretaron las pruebas, empezó a correr el término, o principió a surtirse  la notificación.    

(Decreto número  2580 de 1985, artículo 6°)    

Artículo 2.2.3.7.5.7. De otras acciones sobre los predios objeto del proceso de servidumbre. Quedan a salvo las acciones que tengan los tenedores de  los predios materia del proceso, respecto de los titulares de derechos reales  principales. Podrán ejercitarse ante la Justicia ordinaria y no suspenderán el  curso del proceso de imposición de la servidumbre.    

(Decreto número  2580 de 1985, artículo 7°)    

CAPÍTULO VIII    

Nota: Capítulo 8 adicionado por el Decreto 2143 de 2015,  artículo 1º.    

Promoción,  Desarrollo y Utilización de las Fuentes no    

Convencionales  de Energía, (FNCE)    

SECCIÓN 1    

Nota: Sección 1 derogada por el Decreto 829 de 2020,  artículo 4º.    

GENERALIDADES    

Artículo 2.2.3.8.1.1.  Definiciones. Para la aplicación  de este decreto se tendrán en cuenta, además de las definiciones aquí  señaladas, las contenidas en el artículo 5° de la Ley 1715 de 2014.    

Generadores de energía a  partir de FNCE: Para efectos de la  aplicación del presente decreto, son todos los contribuyentes declarantes del  impuesto sobre la renta y complementarios y obligados a llevar contabilidad que  generen energía para venta o autoconsumo, a partir de FNCE.    

Nuevas inversiones en  proyectos de FNCE: Se consideran nuevas inversiones el aporte y/o erogaciones de  recursos financieros que tengan como objetivo el desarrollo de Fuentes No  Convencionales de Energía y que se realicen a partir de la vigencia del  presente decreto.    

Nuevos proyectos de FNCE: Son aquellas actividades  interrelacionadas que se desarrollan de manera coordinada para instalar  capacidad de generación de energía eléctrica a partir de FNCE desde la  expedición del presente decreto.    

Puede incluir actividades  como investigación y desarrollo tecnológico o formulación e investigación  preliminar, estudios técnicos, financieros, económicos y ambientales  definitivos, adquisición de equipos, elementos, maquinaria, y montaje y puesta  en operación.    

Medición y evaluación de  los recursos para la producción y utilización de energía a partir de FNCE: Es el conjunto de  actividades para la cuantificación de los potenciales de dichos recursos, su  distribución espacial, estacionalidad, entre otros aspectos, basada en  mediciones de ciertos parámetros y variables que permiten reducir la  incertidumbre sobre la disponibilidad de los recursos.    

Etapas de proyectos de FNCE  o gestión eficiente de la energía. En la aplicación de los incentivos de que trata el presente  decreto, se entenderán por etapas del proyecto las siguientes: i) etapa de preinversión (investigación y desarrollo tecnológico o  formulación e investigación preliminar); ii) etapa de  inversión (estudios técnicos, financieros, económicos y ambientales  definitivos, montaje e inicio de operación); y iii) etapa  de operación (administración, operación y mantenimiento).    

Nota, artículo 2.2.3.8.1.1: Ver Oficio 5858 de 2017,  DIAN.    

SECCIÓN 2    

Nota: Sección 2 derogada por el Decreto 829 de 2020,  artículo 4º.    

DEDUCCIÓN ESPECIAL SOBRE EL IMPUESTO DE RENTA Y COMPLEMENTARIOS    

Artículo 2.2.3.8.2.1.  Deducción especial en la determinación del impuesto sobre la renta. Los contribuyentes  declarantes del impuesto sobre la renta y complementarios que realicen  directamente nuevas erogaciones en investigación, desarrollo e inversión en el  ámbito de .la producción y utilización de energía a partir FNCE o gestión  eficiente de la energía, tendrán derecho a deducir hasta el cincuenta por  ciento (50%) del valor de las inversiones, en los términos de los siguientes  artículos, en concordancia con los porcentajes establecidos en el artículo 11  de la Ley 1715 de 2014.    

Nota, artículo 2.2.3.8.2.1: Ver Resolución 463 de  2018, UPME. Ver Oficio 5858 de 2017.  Ver Oficio 37123 de 2015,  DIAN.    

Artículo  2.2.3.8.2.2. Requisitos generales para acceder al incentivo. Para la aplicación del  artículo anterior, los contribuyentes declarantes del impuesto sobre la renta y  complementarios interesados en la deducción especial prevista en el artículo 11  de la Ley 1715 de 2014  deberán obtener previamente la Certificación de Beneficio Ambiental que expide  el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible en los términos del artículo  158-2 del Estatuto Tributario y demás normas que lo reglamenten, modifiquen o  adicionen.    

Parágrafo. El Ministerio de  Ambiente y Desarrollo Sostenible establecerá el procedimiento y los requisitos  para la expedición del certificado en los términos del literal d), numeral 5,  del artículo 6° de la Ley 1715 de 2014.    

Conc. Resolución 1283 de  2016, M. de Ambiente y Desarrollo Sostenible.    

Nota, artículo 2.2.3.8.2.2: Ver Resolución 1303 de  2018, M. Ambiente y Desarrollo Sostenible. Ver Oficio 5858 de 2017,  DIAN.    

Artículo 2.2.3.8.2.3.  Alcance de la aplicación de la deducción especial. En la aplicación del  beneficio de que trata el artículo 11 de la Ley 1715 de 2014,  se observarán las siguientes reglas:    

1. El valor máximo a  deducir en un período no mayor a cinco (5) años, contados a partir del año  gravable siguiente a aquel en el que se efectúan las nuevas erogaciones en  investigación, desarrollo e inversión en el ámbito de la producción y  utilización de energía a partir de FNCE o gestión eficiente de la energía, será  del cincuenta por ciento (50%) del valor total de la inversión realizada.    

2. El valor máximo a  deducir por período gravable en ningún caso podrá ser superior al cincuenta por  ciento (50%) de la renta líquida del contribuyente, antes de restar la  deducción.    

3. En la determinación y  límites de la presente deducción, se dará aplicación al artículo 177- 1 del  Estatuto Tributario.    

4. Para los efectos de la  obtención del presente beneficio tributario, se deberá verificar que las  personas naturales o jurídicas, efectivamente sean titulares de nuevas  inversiones en nuevos proyectos de FNCE y gestión eficiente de la energía.    

5. Los contribuyentes declarantes  del impuesto sobre la renta obligados a llevar contabilidad podrán, adicional a  lo establecido en los numerales 1 y 2 de este artículo, en el año en que se  efectúe la inversión, deducir por las nuevas inversiones en proyectos de FNCE o  gestión eficiente de la energía, el valor por depreciación o amortización que  corresponda de acuerdo con el régimen general de deducciones previsto en el  Estatuto Tributario o aquel previsto en el artículo 14 de la Ley 1715 de 2014.    

Nota, artículo 2.2.3.8.2.3: Ver Oficio 37123 de 2015,  DIAN.    

Artículo 2.2.3.8.2.4.  Inversiones realizadas a través de leasing financiero. La deducción especial  prevista en el artículo 11 de la Ley 1715 de 2014,  procederá igualmente cuando las nuevas erogaciones en investigación, desarrollo  e inversión en el ámbito de la producción y utilización de FNCE o gestión  eficiente de la energía se efectúen por medio de contratos de leasing  financiero con opción irrevocable de compra, en cuyo caso se aplicará el  beneficio tributario en comento a partir del año siguiente en el que se  suscriba el contrato, siempre y cuando el locatario ejerza la opción de compra  al final del mismo.    

En el evento de que el  locatario no ejerza la opción de compra, los valores objeto del beneficio  previsto en el artículo 11 de la Ley 1715 de 2014  deberán ser declarados como renta líquida por recuperación de deducciones en  los términos de los artículos 195 y 196 del Estatuto Tributario, en el año  gravable en que se decida no ejercerla.    

El valor base de la  deducción especial de que trata el artículo 11 de la Ley 1715 de 2014,  es el determinado de conformidad con lo previsto en el artículo 127-1 del  Estatuto Tributario.    

Parágrafo. El tratamiento  previsto en este artículo no será aplicable cuando las inversiones se efectúen  a través de contratos de retroarriendo o lease back, o cualquier otra modalidad que no implique la  transferencia de la propiedad de los activos a su finalización.    

Nota, artículo 2.2.3.8.2.4: Ver Oficio 5858 de 2017.Ver Oficio 37123 de 2015,  DIAN.    

Artículo 2.2.3.8.2.5.  Efecto de las anulaciones, resoluciones y rescisiones de los contratos en  nuevas inversiones en proyectos de FNCE o gestión eficiente de la energía. Cuando se anulen,  resuelvan o rescindan los contratos celebrados para llevar a cabo las nuevas  inversiones en proyectos para el desarrollo de FNCE o gestión eficiente de la  energía que hayan dado lugar a la deducción especial, los contribuyentes  deberán restituir el beneficio incorporándolo como renta líquida por  recuperación de deducciones en los términos de los artículos 195 y 196 del  Estatuto Tributario en el año gravable en que se anule, resuelva o rescinda el  contrato correspondiente.    

Nota, artículo 2.2.3.8.2.5: Ver Oficio 37123 de 2015,  DIAN.    

Artículo 2.2.3.8.2.6.  Enajenación de los activos integrantes de proyectos para el desarrollo de FNCE  o gestión eficiente de la energía. Si los activos para producción y utilización de FNCE o gestión  eficiente de la energía son enajenados antes de que finalice su periodo de  depreciación o amortización, los beneficiarios de la deducción especial y de la  depreciación acelerada de activos de que tratan los artículos 11 y 14 de la Ley 1715 de 2014,  deberán restituir las sumas resultantes de la aplicación de los beneficios,  incorporándolas como renta líquida por recuperación de deducciones en los  términos de los artículos 195 y 196 del Estatuto Tributario, en el año gravable  en que se perfeccione la enajenación. Lo anterior, sin perjuicio de lo  dispuesto en los artículos 319, 319-4 y 319-6 del Estatuto Tributario.    

Tampoco procederá ninguno  de los citados beneficios respecto de aquellos activos que enajenados sean  readquiridos por el mismo contribuyente.    

Nota, artículo 2.2.3.8.2.6: Ver Oficio 37123 de 2015,  DIAN.    

SECCIÓN 3    

Nota: Sección 3 derogada por el Decreto 829 de 2020,  artículo 4º.    

EXCLUSIÓN DEL IVA    

Artículo 2.2.3.8.3.1.  Requisitos generales para acceder a este incentivo. Estarán excluidos del IVA  la compra de equipos, elementos y maquinaria, nacionales o importados, o la  adquisición de servicios dentro o fuera del territorio nacional que se destinen  a nuevas inversiones y preinversiones para la  producción y utilización de energía a partir FNCE, así como aquellos destinados  a la medición y evaluación de los potenciales recursos, de conformidad con la  certificación emitida por la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales de  equipos y servicios excluidos del impuesto, para lo cual se basará en el  listado elaborado por la UPME y sus actualizaciones.    

Parágrafo 1°. La Unidad de  Planeación Minero Energética (UPME) expedirá dentro de los tres (3) meses  siguientes a la expedición del presente decreto la lista de bienes y servicios  para la producción y utilización de FNCE, así como para la medición y  evaluación de los potenciales recursos. Dicha lista se elaborará con criterios  técnicos que justifiquen la relación de los bienes y servicios con proyectos de  FNCE; asimismo, deberán tenerse en cuenta estándares internacionales de  calidad.    

Para mantener actualizado  el listado, el público en general puede solicitar ante la UPME su ampliación  allegando una relación de los bienes y servicios, junto con una justificación  técnica de su uso dentro de los proyectos FNCE, lo anterior de conformidad con  los procedimientos que la UPME establezca para tal fin.    

Parágrafo 2°. La  Certificación de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales en la que se  incluirán las cantidades y subpartidas arancelarias, será suficiente prueba  para soportar la declaración de importación ante la DIAN, así como para  solicitar la exclusión de IVA en las adquisiciones nacionales. Para estos dos  eventos, se deberá obtener previamente la certificación expedida por el  Ministerio de Minas y Energía, a través de la Unidad de Planeación Minero  Energética, en la cual la entidad avalará el proyecto de FNCE y los equipos,  elementos y maquinaria, nacionales o importados, o la adquisición de servicios.  Para efectos de la importación, se atenderá el procedimiento previsto en el  inciso 2° del artículo 2.2.3.8.4.1 del presente decreto.    

Nota, artículo 2.2.3.8.3.1: Ver Oficio 37123 de 2015,  DIAN.    

CAPÍTULO IV    

Sic, LexBase:  Debe ser Sección 4    

Nota: Sección 4 derogada por el Decreto 829 de 2020,  artículo 4º.    

Exención de gravamen  arancelario    

Artículo 2.2.3.8.4.1.  Requisitos generales para acceder a este incentivo. Las personas naturales y  jurídicas titulares de nuevas inversiones en nuevos proyectos para el  desarrollo de FNCE deberán obtener previamente la certificación expedida por el  Ministerio de Minas y Energía, a través de la Unidad de Planeación Minero  Energética, en la cual la entidad avalará el proyecto de FNCE y la maquinaria,  equipos, materiales e insumos relacionados con este y destinados exclusivamente  a las etapas de preinversión e inversión. La UPME  contará con un plazo de tres (3) meses para reglamentar el procedimiento  relacionado con este inciso.    

Las personas naturales y  jurídicas titulares de nuevas inversiones, una vez expedidas las certificaciones  de la UPME y de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales, deberán remitir  a la Ventanilla Única de Comercio Exterior – VUCE la solicitud de licencia  previa, anexando la mencionada documentación.    

Con el registro de la  certificación ante el VUCE se entiende cumplida la solicitud de exención a la  DIAN.    

Conforme lo dispuesto por  el artículo 18 del Decreto 925 de 2013,  el Registro de Productores de Bienes Nacionales será instrumento de consulta y  soporte del Ministerio de Comercio, Industria y Turismo para evaluar y decidir  sobre las solicitudes de licencia de importación que amparen los bienes a los  cuales se refiere el presente decreto. El Comité de Importaciones del  Ministerio de Comercio, Industria y Turismo decidirá la aprobación de la  solicitud de licencia previa para la exención arancelaria de importación de  conformidad con el Decreto 925 de 2013  o los que lo modifiquen.    

Parágrafo 1°. Las  maquinarias, equipos, materiales e insumos importados, deberán someterse al  objeto señalado en los artículos 12 y 13 de la Ley 1715 de 2014.  Lo anterior, sin perjuicio del control posterior que la DIAN pueda efectuar.    

Nota, artículo 2.2.3.8.4.1: Ver Oficio 37123 de 2015,  DIAN.    

CAPÍTULO V    

Sic, LexBase:  Debe ser Sección 5    

Nota: Sección 5 derogada por el Decreto 829 de 2020,  artículo 4º.    

Régimen de depreciación  acelerada    

Artículo 2.2.3.8.5.1.  Requisitos generales para acceder al incentivo de depreciación acelerada de  activos. Aquellos  Generadores de Energía a partir de FNCE que realicen nuevas inversiones en  maquinaria, equipos y obras civiles adquiridos y/o construidos con  posterioridad a la vigencia de la Ley 1715 de 2014,  exclusivamente para las etapas de preinversión,  inversión y operación de proyectos de generación a partir de FNCE, podrán  aplicar el incentivo de depreciación fiscal acelerada, de acuerdo con la  técnica contable, hasta una tasa anual global del veinte por ciento (20%).    

El beneficiario de este  incentivo definirá una tasa de depreciación igual para cada año gravable, la  cual podrá modificar en cualquier año, siempre y cuando le informe a la  Dirección Seccional de Impuestos de su jurisdicción, hasta antes de presentar  la declaración del Impuesto sobre Renta y Complementarios del año gravable en  el cual se realizó el cambio.    

Parágrafo. Para la aplicación  del beneficio de que trata este artículo, los obligados a presentar declaración  de renta y complementarios deberán obtener previamente la Certificación de  Beneficio Ambiental que expide el Ministerio de Ambiente y Desarrollo  Sostenible en los términos del artículo 158-2 del Estatuto Tributario y demás  normas que lo reglamenten, modifiquen o adicionen, en los términos descritos en  el artículo 2.2.3.8.2.2. del presente decreto.    

Nota, artículo 2.2.3.8.5.1: Ver Oficio 37123 de 2015,  DIAN.    

CAPÍTULO VI    

Sic, LexBase:  Debe ser Sección 6    

Adecuación  de trámites    

Artículo  2.2.3.8.6.1. Ministerio de Ambiente y  Desarrollo Sostenible. El Ministerio de Ambiente y Desarrollo  Sostenible o la entidad que este delegue para tal fin, expedirá en un plazo  máximo de tres (3) meses contados a partir de la entrada en vigencia del  presente decreto, los trámites y requisitos para otorgar la Certificación de  Beneficio Ambiental sobre la compra de equipos, elementos y maquinaria o la  adquisición de servicios excluidos de IVA o sujetos de la deducción especial,  por nuevas inversiones en proyectos de FNCE o gestión eficiente de la energía.    

Dichas  solicitudes de certificación serán decididas en un plazo de hasta noventa (90)  días calendario, contados a partir de la radicación de la solicitud en dicha  entidad con el lleno de los requisitos establecidos para ello.    

Conc. Resolución  1283 de 2016, M. de Ambiente y Desarrollo Sostenible.    

Artículo  2.2.3.8.6.2. Unidad de Planeación  Minero Energética. La Unidad de Planeación Minero Energética  establecerá en un plazo de tres (3) meses contados a partir de la entrada en  vigencia del presente decreto, los trámites y requisitos para: (i) el registro  de proyectos de FNCE y (ii) emitir la certificación  que avala la documentación del proyecto exigida para la exención de gravamen  arancelario de que trata el artículo 13 de la Ley 1715 de 2014. En  el mismo plazo, deberá expedir la lista de bienes y servicios nacionales o que  serán importados y que aplicarán para el beneficio de la exclusión del IVA.    

La certificación que avala la documentación del proyecto exigida  para la exención de gravamen arancelario y la exclusión de IVA serán emitidas  en un plazo de cuarenta y cinco (45) días calendario, contados a partir de la  solicitud radicada en la UPME.    

Artículo  2.2.3.8.6.3. La decisión administrativa correspondiente a las solicitudes  de Certificación de Beneficio Ambiental y de exención de gravamen arancelario  por Importación serán atendidas de conformidad con el procedimiento contemplado  en la Ley 1437 de 2011 o  sus modificaciones y contra las decisiones que se adopten procederá el recurso  de reposición.    

Artículo  2.2.3.8.6.4. La expedición del presente decreto no podrá dar origen a  ajustes que impliquen recursos adicionales a los ya contemplados en el Marco de  Mediano Plazo vigente para sectores de Ambiente y de Minas y Energía.    

SECCIÓN 7    

Nota 1: Sección 7 adicionada por el Decreto 570 de 2018,  artículo 1º.    

Nota 2: Ver Resolución  4-0009 de 2019, M. Minas y Energía.    

LINEAMIENTOS DE POLÍTICA PÚBLICA PARA LA CONTRATACIÓN A  LARGO PLAZO DE PROYECTOS DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA    

Artículo  2.2.3.8.7.1. Objeto. Establecer los lineamientos de política pública para  definir e implementar un mecanismo que promueva la contratación de largo plazo  para los proyectos de generación de energía eléctrica y que sea complementario  a los mecanismos existentes en el Mercado de Energía Mayorista.    

Artículo  2.2.3.8.7.2. Ámbito de aplicación. Esta sección aplica a  los agentes del Mercado de Energía Mayorista.    

Artículo  2.2.3.8.7.3. Objetivos. El mecanismo de que trata el artículo 2.2.3.8.7.1 de la  presente Sección deberá procurar el cumplimiento de los siguientes objetivos:    

i) Fortalecer  la resiliencia de la matriz de generación de energía eléctrica, ante eventos de  variabilidad y cambio climático a través de la diversificación del riesgo.    

ii) Promover la competencia y aumentar la eficiencia en la  formación de precios a través de la contratación de largo plazo de proyectos de  generación de energía eléctrica nuevos y/o existentes.    

iii) Mitigar los efectos de la variabilidad y cambio  climático a través del aprovechamiento del potencial y la complementariedad de  los recursos energéticos renovables disponibles, que permitan gestionar el  riesgo de atención de la demanda futura de energía eléctrica.    

iv) Fomentar el desarrollo económico sostenible y fortalecer  la seguridad energética regional.    

v) Reducir  las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) del sector de generación  eléctrica de acuerdo con los compromisos adquiridos por Colombia en la Cumbre  Mundial de Cambio Climático en París (COP21).    

Artículo  2.2.3.8.7.4. Revisión y seguimiento. La UPME, de conformidad con las competencias asignadas en  la normatividad vigente, realizará los análisis respectivos en cada Plan de  Expansión de Referencia de Generación y Transmisión de energía eléctrica para  verificar el cumplimiento de los objetivos del artículo 2.2.3.8.7.3 de la  presente Sección, considerando incluso la ocurrencia de fenómenos climáticos  extremos (como el Fenómeno de El Niño), e informará al Ministerio de Minas y  Energía para que se tomen las medidas correspondientes.    

Artículo  2.2.3.8.7.5. Características. Para definir y establecer las condiciones del mecanismo  de que trata el artículo 2.2.3.8.7.1 de la presente Sección, se tendrán en  cuenta como mínimo los siguientes aspectos:    

i) Esquema  competitivo de asignación.    

ii) Criterios para la valoración del cumplimiento de los  objetivos del artículo 2.2.3.8.7.3 de la presente Sección.    

iii) Definición, volumen y plazo del producto que se  asignará.    

iv) Criterios para establecer la gradualidad  y periodicidad de su aplicación, de acuerdo con los análisis elaborados por la  UPME en los términos del artículo 2.2.3.8.7.4 de la presente Sección.    

v) Esquema  de garantías y responsabilidades de los participantes.    

vi)  Entidades responsables de su implementación.    

Artículo  2.2.3.8.7.6. Traslado a la fórmula tarifaria. La CREG, antes del 31 de julio de 2018, establecerá el esquema  para trasladar los costos eficientes de compra de energía resultantes de la  aplicación del mecanismo de que trata el artículo 2.2.3.8.7.1 a la tarifa de  los usuarios finales, de acuerdo con lo establecido en el artículo 73.11 de la Ley 142 de 1994 y  demás normas concordantes.    

Con. Resolución  4-0590 de 2019, artículo 23, M. Minas.    

Artículo  2.2.3.8.7.7. Otras disposiciones. El Ministerio de Minas y Energía, la CREG, la UPME, y  demás entidades competentes, en un plazo máximo de doce (12) meses a partir de  la entrada en vigencia de la presente Sección, adoptarán las medidas necesarias  para actualizar la normatividad vigente que permita, entre otros, el  planeamiento, conexión, operación, y medición para la integración de los  proyectos de generación de energía eléctrica que se desarrollen a partir de la  aplicación del mecanismo de que trata el artículo 2.2.3.8.7.1 de la presente Sección.    

Nota,  artículo 2.2.3.8.7.7: Ver Resolución  4-0791 de 2018, M. Minas.    

SECCIÓN 8    

Nota: Sección 8  adicionada por el Decreto 421 de 2021,  artículo 1º.    

TRANSFERENCIAS DEL  SECTOR ELÉCTRICO A PARTIR DE FUENTES NO CONVENCIONALES DE ENERGÍA (FNCE)    

SUBSECCIÓN 8.1    

Nota: Subsección 8.1  adicionada por el Decreto 421 de 2021,  artículo 1º.    

TRANSFERENCIAS  ELÉCTRICAS CON DESTINO A MUNICIPIOS Y DISTRITOS BENEFICIARIOS    

Artículo 2.2.3.8.8.1.1. (artículo  2.2.3.8.8.1, corregido en la numeración por el Decreto 1302 de 2022,  artículo 2º.). Objeto. La presente Subsección tiene por objeto  reglamentar parcialmente las transferencias a las que se refiere el artículo  289 de la Ley 1955 de 2019 y de  las que son beneficiarios los municipios o distritos que se ubiquen únicamente  en el área de influencia del respectivo proyecto de generación de energía  eléctrica con Fuentes No Convencionales de Energía (FNCE).    

Los recursos que se recauden  por concepto de estas transferencias se destinarán en un 40% a aquellos  municipios o distritos localizados únicamente en el área de influencia del  proyecto de generación.    

Parágrafo 1°. En caso de no  existir comunidades étnicas acreditadas por el Ministerio del Interior en el  área de influencia, el 100% de las transferencias eléctricas de las que trata  el artículo 289 de la Ley 1955 de 2019, se  destinará a los municipios y distritos que se ubiquen únicamente en dicha  área-de influencia del proyecto de generación, eh los términos desarrollados en  la presente subsección.    

Parágrafo 2°. Para efectos de  la liquidación y pago de la transferencia, se entenderá que el área de  influencia será únicamente la del proyecto de generación, de acuerdo con lo  establecido en el Estudio de Impacto Ambiental y en la licencia ambiental que expida  la autoridad ambiental competente para el proyecto de generación.    

Artículo 2.2.3.8.8.1.2.  (artículo 2.2.3.8.8.2, corregido en la numeración por el Decreto 1302 de 2022,  artículo 2º.). Obligados al pago de la transferencia.  Estarán obligados al pago de la transferencia de la que trata el artículo  2.2.3.8.8.1 de la presente Subsección, quienes produzcan energía eléctrica a  partir de Fuentes No Convencionales de Energía (FNCE) a las que se refiere la Ley 1715 de 2014 y  cuyas plantas con potencia nominal instalada total supere los 10.000  kilovatios.    

La transferencia será equivalente  al 1% de las ventas brutas de energía por generación propia de acuerdo con la  tarifa que para ventas en bloque señale la Comisión de Regulación de Energía y  Gas (CREG).    

Parágrafo 1°. Se exceptúa de  las transferencias establecidas en este artículo, a la energía producida por la  que ya se paguen las transferencias por generación térmica o hidroeléctrica,  establecidas en el artículo 45 de la Ley 99 de 1993 o las  normas que lo modifiquen o adicionen.    

Parágrafo 2°. La tarifa de la  transferencia de que trata el presente artículo se incrementará a 2% cuando la  capacidad instalada de generación eléctrica a partir de fuentes no  convencionales de energía renovables, reportada por el Centro Nacional de  Despacho (CND), sea superior al 20% de la capacidad instalada de generación  total del país.    

Artículo 2.2.3.8.8.1.3.  (artículo 2.2.3.8.8.3, corregido en la numeración por el Decreto 1302 de 2022,  artículo 2º.). Administración. Los recursos que deban  destinarse a los municipios o distritos por concepto del pago de las  transferencias del sector eléctrico de las que trata la presente Subsección,  serán administrados a través de una subcuenta independiente de ingresos por  transferencias, a nombre del respectivo municipio o distrito.    

Cuando el área de influencia  del proyecto de generación se encuentre ubicada en jurisdicción de dos o más  municipios y/o distritos, los recursos se distribuirán a prorrata del área que  cada municipio o distrito tenga respecto del área de influencia total del  proyecto de generación.    

Artículo 2.2.3.8.8.1.4.  (artículo 2.2.3.8.8.4, corregido en la numeración por el Decreto 1302 de 2022,  artículo 2º.). Destinación de los recursos. Los municipios o  distritos beneficiarios de las transferencias del sector eléctrico destinarán  los recursos de estas transferencias a proyectos de inversión en  infraestructura, servicios públicos, saneamiento básico y/o de agua potable.    

Parágrafo 1°. Los proyectos  deberán estar previstos en el plan de desarrollo municipal o distrital.    

Parágrafo 2°. Los municipios y distritos podrán ejecutar los  recursos de manera conjunta en caso de que tengan una necesidad común.    

Los recursos de las  transferencias del sector eléctrico, de que trata la presente subsección,  podrán considerarse como una fuente de cofinanciación de otros proyectos de  naturaleza pública, privada o mixta, y de cooperación internacional.    

Artículo 2.2.3.8.8.1.5. (artículo  2.2.3.8.8.5, corregido en la numeración por el Decreto 1302 de 2022,  artículo 2º.). Modificado por el Decreto 1302 de 2022,  artículo 3º. Liquidación y pago. Dentro de los 10 primeros días de cada  mes, y sobre la base de las ventas brutas del mes anterior, las empresas a las  que se les aplica la presente subsección harán la liquidación de los valores a  transferir, mediante acto administrativo para el caso de las empresas públicas  o mixtas, y mediante comunicación para el caso de las privadas.    

La transferencia del resultado  de la liquidación deberá efectuarse dentro de los 90 días siguientes, una vez  vencido el término expuesto en el inciso anterior, so pena de incurrir en mora  y pagar un interés moratorio a la tasa prevista en el Estatuto Tributario.    

Dentro de los cinco (5) días  siguientes a la liquidación mensual de las transferencias y el desembolso de  los recursos, las empresas deberán informar de la respectiva actuación a los  municipios o distritos beneficiarios.    

Texto inicial del artículo  2.2.3.8.8.5: (artículo 2.2.3.8.8.5, corregido en la numeración por el Decreto 1302 de 2022,  artículo 2º.). Liquidación y pago. Dentro de los 10 primeros  días de cada mes, y sobre la base de las ventas brutas del mes anterior, las  empresas a las que se les aplica la presente subsección harán la liquidación de  los valores a transferir, mediante acto administrativo para el caso de las  empresas públicas o mixtas, y mediante comunicación para el caso de las  privadas.    

La transferencia del resultado de la liquidación deberá efectuarse  dentro de los 90 días siguientes, una vez vencido el término expuesto en el  inciso anterior, so pena de incurrir en mora y pagar un interés moratorio del  2.5% mensual sobre los saldos vencidos.    

Dentro de los 5 días siguientes a la liquidación mensual de las  transferencias y el desembolso de los recursos, las empresas deberán informar  de la respectiva actuación a los municipios o distritos beneficiarios.    

SUBSECCIÓN  8.2    

Nota:  Subsección 8.2. adicionada por el Decreto 1302 de 2022,  artículo 1º.    

TRANSFERENCIAS  ELÉCTRICAS CON DESTINO A COMUNIDADES INDÍGENAS    

Artículo 2.2.3.8.8.2.1. Objeto.  La presente Subsección tiene por objeto reglamentar las  transferencias a las que se refiere el inciso segundo del artículo 289 de la Ley 1955 de 2019 y de  las que son beneficiarias las comunidades indígenas certificadas por el  Ministerio del Interior – Dirección de la Autoridad Nacional de Consulta Previa  en el certificado de procedencia y oportunidad de consulta previa, o el que  haga sus veces, y que se encuentren en el Área de Influencia del respectivo  proyecto de generación de energía eléctrica con Fuentes No Convencionales de  Energía (FNCE).    

Los recursos que se recauden por  concepto de estas transferencias se destinarán en un 60% en partes iguales a  las comunidades étnicas beneficiarias, siempre que existan.    

Artículo 2.2.3.8.8.2.2.  Definiciones. Para efectos de la presente subsección, se definen los  siguientes conceptos:    

Área de Influencia del Proyecto  de Generación. Será la establecida en el Estudio de Impacto Ambiental y en la  licencia ambiental, o instrumento de manejo y control ambiental equivalente,  que expida la autoridad ambiental competente para la construcción del proyecto  de generación.    

Comunidades Indígenas  Beneficiarias. Son las comunidades indígenas que hayan sido certificadas por el  Ministerio del Interior – Dirección de la Autoridad Nacional de Consulta Previa  en el certificado de procedencia y oportunidad de consulta previa, o del  documento que haga sus veces y que se encuentren ubicados en el Área de  Influencia del Proyecto de Generación de energía eléctrica.    

Fuentes No Convencionales de  Energía (FNCE). Son aquellos recursos de energía disponibles a nivel mundial  que son ambientalmente sostenibles, pero que en el país no son empleados o son  utilizados de manera marginal y no se comercializan ampliamente. Se consideran  FNCE la energía nuclear o atómica y las FNCER. Otras fuentes podrán ser consideradas  como FNCE según lo determine la UPME.    

Fuentes No Convencionales de  Energía Renovable (FNCER). Son aquellos recursos de energía renovable disponibles  a nivel mundial que son ambientalmente sostenibles, pero que en el país no son  empleados o son utilizados de manera marginal y no se comercializan  ampliamente. Se consideran FNCER la biomasa, los pequeños aprovechamientos  hidroeléctricos, la eólica, la geotérmica, la solar y los mares. Otras fuentes  podrán ser consideradas como FNCER según lo determine la UPME.    

Potencia Nominal. Potencia  en vatios (W) a la que puede operar un equipo sin presentar pérdida de vida  útil o daños atribuibles a la operación de este.    

Sujetos Obligados. Son los  generadores de energía eléctrica producida a partir de Fuentes No  Convencionales de Energía a las que se refiere la Ley 1715 de 2014, que  tengan plantas con potencia nominal instalada total superior a los 10.000  kilovatios, y en cuya Área de Influencia del Proyecto de Generación existan  Comunidades Indígenas Beneficiarias.    

Transferencias por generación  de energía FNCE. Es el valor equivalente al 1% de las ventas brutas de energía  por generación propia, de acuerdo con la tarifa que para ventas en bloque  señale la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), que deberán cancelar  aquellas plantas con potencia nominal instalada total que supere los 10.000  kilovatios. Se exceptúa de estas transferencias, a la energía producida por la  que ya se paguen las transferencias por generación térmica o hidroeléctrica,  establecidas en el artículo 45 de la Ley 99 de 1993 o las  normas que lo modifiquen o adicionen.    

Artículo 2.2.3.8.8.2.3. Certificación  de las Comunidades Indígenas Beneficiarias. Serán beneficiarias de  los recursos de las transferencias del sector eléctrico de que trata la  presente subsección, las comunidades indígenas que se encuentran ubicadas en el  Área de Influencia del Proyecto de Generación y que hayan sido certificadas por  el Ministerio del Interior – Dirección de la Autoridad Nacional de Consulta  Previa a través del certificado de procedencia y oportunidad de consulta  previa, o del documento que haga sus veces.    

Artículo 2.2.3.8.8.2.4.  Administración de los recursos. Las Comunidades Indígenas  Beneficiarias recibirán y administrarán los recursos de las transferencias de  las que trata la presente Subsección.    

A través de la Mesa de  Planeación y Seguimiento, de que trata el artículo 2.2.3.8.8.2.8. de la  presente Subsección, se definirá en sesión oficial con las autoridades  legítimas de las Comunidades Indígenas Beneficiarias, el vehículo financiero  por medio del cual el Sujeto Obligado deberá realizar el pago de las  transferencias, siempre que tal vehículo permita hacer seguimiento a los  recursos por parte de la autoridad competente. Esta decisión deberá ser  oficializada mediante acta suscrita por las autoridades de las Comunidades  Indígenas Beneficiarias, y tendrá efectos vinculantes para las partes, además  de gozar de legalidad y legitimidad ante las autoridades competentes.    

Una vez se cuente con el  vehículo financiero al que hace referencia el inciso anterior, la Comunidad  Indígena Beneficiaria deberá enviar comunicación escrita al Sujeto Obligado  informando que el depósito de los recursos de las transferencias deberá hacerse  en dicho instrumento.    

Artículo 2.2.3.8.8.2.5.  Liquidación, pago y comunicación de las transferencias. Dentro  de los diez (10) primeros días de cada mes, y sobre la base de las ventas  brutas del mes anterior, los Sujetos Obligados harán la liquidación de los  valores correspondientes a las transferencias de que trata el inciso segundo  del artículo 289 de la Ley 1955 de 2019 y  reglamentadas en la presente subsección.    

El depósito deberá hacerse  dentro de los noventa (90) días siguientes al vencimiento del término anterior,  so pena de incurrir en mora y pagar un interés moratoria a la tasa prevista en  el Estatuto Tributario    

Dentro de los cinco (5) días  siguientes al depósito de los recursos de las transferencias, los Sujetos  Obligados deberán informar de la respectiva actuación a las Comunidades Étnicas  Beneficiarias a través de comunicación dirigida a la Mesa de Planeación y  Seguimiento de que trata el artículo 2.2.3.8.8.2.8. de la presente subsección.    

La obligación de pago de las  transferencias se entenderá extinguida una vez se depositen los recursos en el  vehículo financiero definido en la Mesa de Planeación y Seguimiento, en los  términos que establece el artículo 2.2.3.8.8.2.4. de este Decreto.    

Artículo 2.2.3.8.8.2.6.  Destinación de los recursos. Los recursos depositados  deberán destinarse exclusivamente, en los términos del artículo 289 de la Ley 1955 de 2019, a  la ejecución y/o cofinanciación de proyectos de infraestructura, servicios  públicos, saneamiento básico y/o de agua potable, así como en proyectos que  dichas comunidades definan, siempre que incidan directamente en su calidad de  vida y bienestar, armonizados y alineados a los planes de vida y etnodesarrollo  o sus equivalentes de las respectivas Comunidades Indígenas Beneficiarias.    

Parágrafo 1°. Los  recursos de estas transferencias del sector eléctrico podrán ser fuente de  cofinanciación de otros proyectos de naturaleza pública, privada o mixta, y de  cooperación internacional, siempre que cumplan con la destinación a la que se  refiere este artículo. Así mismo, los proyectos podrán recibir cofinanciación  de otros proyectos de naturaleza pública, privada o mixta, y de cooperación  internacional.    

Parágrafo 2°. Los proyectos deberán contar con los estudios previos que sean necesarios  para llevarlos a cabo y dimensionar razonablemente su costo, tales como  diseños, estudios técnicos y ambientales, costos de interventoría, entre otros,  los cuales podrán ser financiados con los recursos de las transferencias  eléctricas a que se refiere la presente subsección o a través de cualquiera de  las fuentes de financiación indicadas en el parágrafo 1° de este artículo.    

Artículo 2.2.3.8.8.2.7.  Proyectos Integrales de Beneficio Común. Con el propósito de  promover el desarrollo colectivo de las Comunidades Indígenas Beneficiarias,  los proyectos a ejecutar con los recursos provenientes de las transferencias de  las que trata la presente subsección propenderán por ser integrales y de beneficio  común. Dichos proyectos tendrán la destinación de la que trata el artículo  2.2.3.8.8.2.6. y deberán favorecer de manera equitativa a las Comunidades  Indígenas Beneficiarias.    

Artículo 2.2.3.8.8.2.8. Mesa de  Planeación y Seguimiento. Para la ejecución de los proyectos a ser  financiados con los recursos a que se refiere esta Subsección, se establecerá  una Mesa de Planeación y Seguimiento, la cual estará conformada por  representantes de los Sujetos Obligados y cada uno de los representantes  legales y/o autoridades legítimas de las Comunidades Indígenas Beneficiarias,  en atención a la estructura de gobierno propio de cada comunidad.    

La Mesa de Planeación y  Seguimiento se dará su propio reglamento y deberá estar conformada con  anterioridad a la entrada en operación comercial del proyecto de generación de  energía. Dicha Mesa, tendrá por finalidad la articulación entre las comunidades  indígenas para la implementación de los proyectos o los Proyectos Integrales de  Beneficio Común.    

Parágrafo 1°. La  participación de los Sujetos Obligados en la Mesa de Planeación y Seguimiento  será solo de acompañamiento.    

Parágrafo 2°. Al  menos una vez al año, a partir del inicio de la operación comercial del  proyecto, se convocará, de acuerdo con lo previsto en el reglamento interno, a  la Mesa de Planeación y Seguimiento.    

Parágrafo 3°. Dentro  de los seis (6) meses siguientes a la expedición del presente decreto, los  Sujetos Obligados que tengan proyectos que hayan entrado en operación y tengan  Comunidades Indígenas Beneficiarias, deberán conformar dicha Mesa de Planeación  y Seguimiento.    

Artículo 2.2.3.8.8.2.9.  Ejecución de los Proyectos. Las Comunidades Indígenas  Beneficiarias, a través de sus organizaciones representativas, previo  cumplimiento de sus requisitos de experiencia e idoneidad, podrán ser  ejecutores de los Proyectos Integrales de Beneficio Común, en atención a los  principios de gradualidad y progresividad en materia de contratación, y según  lo establecido en los Decretos 1088 de 1993 y 252 de 2020, y las normas que los  modifiquen, sustituyan o adicionen.    

Cuando en el territorio se  identifiquen organizaciones propias que no cumplan los requisitos mínimos  exigidos para ser seleccionados como ejecutores de los Proyectos Integrales de  Beneficio Común, a través de la Mesa de Planeación y Seguimiento se definirán  los ejecutores externos.    

Para la ejecución contractual,  se deberá exigir al ejecutor del proyecto la constitución de una garantía  única.    

Parágrafo 1°. Todos  los Proyectos Integrales de Beneficio Común deberán contar con una  interventoría, seleccionada por la Mesa de Planeación y Seguimiento, con base  en los criterios que esta defina, y con cargo a los recursos depositados.    

Parágrafo 2°. Las  modificaciones a los cronogramas de ejecución de los proyectos podrán hacerse  previa aprobación del interventor y deberán ser comunicadas a la Mesa de  Planeación y Seguimiento.    

Artículo 2.2.3.8.8.2.10.  Cumplimiento de los ejecutores. La obligación del ejecutor se  entenderá cumplida con la entrega satisfactoria del proyecto ante la Mesa de  Planeación y Seguimiento.    

En caso de que los ejecutores  incumplan alguna de las obligaciones a su cargo e indicadas en el documento de  su contratación, las Comunidades Indígenas Beneficiarias podrán adelantar las  acciones legales correspondientes, tendientes a conminar al cumplimiento y  resarcir los perjuicios derivados de este.    

SUBSECCIÓN  8.3        

Nota: Subseccion 8.3 adicionada por el Decreto 1475 de 2022,  artículo 1º.    

TRANSFERENCIAS  ELÉCTRICAS CON DESTINO A COMUNIDADES NEGRAS, AFROCOLOMBIANAS, RAIZALES Y  PALENQUERAS        

Artículo 2.2.3.8.8.3.1. Objeto.  La presente Subsección tiene por objeto reglamentar las  transferencias a las que se refiere el inciso segundo del artículo 289 de la Ley 1955 de 2019 y de  las que son beneficiarias las Comunidades Negras, Afrocolombianas, Raizales y  Palenqueras (NARP) certificadas por el Ministerio del Interior, Dirección de la  Autoridad Nacional de Consulta Previa en el certificado de procedencia y  oportunidad de consulta previa, o el que haga sus veces, y que se encuentren en  el Área de Influencia del respectivo Proyecto de Generación de Energía  Eléctrica con Fuentes No Convencionales de Energía (FNCE).    

Los recursos que se recauden  por concepto de estas transferencias se destinarán en un 60% en partes iguales  a las comunidades étnicas beneficiarias, siempre que existan.    

Artículo 2.2.3.8.8.3.2.  Definiciones. Para efectos de la presente subsección, se definen los  siguientes conceptos:    

Área de Influencia del Proyecto de Generación. Será  la establecida en el Estudio de Impacto Ambiental y en la licencia ambiental, o  instrumento de manejo y control ambiental equivalente, que expida la autoridad  ambiental competente para la construcción del proyecto de generación.    

Comunidades Negras,  Afrocolombianas, Raizales y Palenqueras Beneficiarias. Son las  Comunidades Negras, Afrocolombianas, Raizales y Palenqueras que hayan sido  certificadas por el Ministerio del Interior, Dirección de la Autoridad Nacional  de Consulta Previa en el certificado de procedencia y oportunidad de consulta  previa, o del documento que haga sus veces y que se encuentren ubicadas en el  Área de Influencia del proyecto de generación de energía eléctrica.    

Fuentes No Convencionales de  Energía (FNCE). Son aquellos recursos de energía disponibles a nivel mundial que  son ambientalmente sostenibles, pero que en el país no son empleados o son  utilizados de manera marginal y no se comercializan ampliamente. Se consideran  FNCE la energía nuclear o atómica y las FNCER. Otras fuentes podrán ser  consideradas como FNCE según lo determine la UPME.    

Fuentes No Convencionales de  Energía Renovable (FNCER). Son aquellos recursos de energía renovable  disponibles a nivel mundial que son ambientalmente sostenibles, pero que en el  país no son empleados o son utilizados de manera marginal y no se comercializan  ampliamente. Se consideran FNCER la biomasa, los pequeños aprovechamientos  hidroeléctricos, la eólica, la geotérmica, la solar y los mares. Otras fuentes  podrán ser consideradas como FNCER según lo determine la UPME.    

Potencia Nominal. Potencia  en vatios (W) a la que puede operar un equipo sin presentar pérdida de vida  útil o daños atribuibles a la operación de este.    

Sujetos Obligados. Son los  generadores de energía eléctrica producida a partir de Fuentes No  Convencionales de Energía a las que se refiere la Ley 1715 de 2014, que  tengan plantas con potencia nominal instalada total superior a los 10.000  kilovatios, y en cuya Área de Influencia del Proyecto de Generación existan  Comunidades Negras, Afrocolombianas, Raizales y Palenqueras Beneficiarias.    

Transferencias por generación  de energía FNCE. Es el valor equivalente al 1% de las ventas brutas de energía  por generación propia, de acuerdo con la tarifa que para ventas en bloque  señale la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), que deberán cancelar  aquellas plantas con potencia nominal instalada total que supere los 10.000  kilovatios. Se exceptúa de estas transferencias, a la energía producida por la  que ya se paguen las transferencias por generación térmica o hidroeléctrica,  establecidas en el artículo 45 de la Ley 99 de 1993 o las  normas que lo modifiquen o adicionen.    

Artículo 2.2.3.8.8.3.3.  Certificación de las Comunidades Negras, Afrocolombianas, Raizales y  Palenqueras Beneficiarias. Serán beneficiarias de los recursos de las  transferencias del sector eléctrico de que trata la presente subsección, las  Comunidades Negras, Afrocolombianas, Raizales y Palenqueras que se encuentran  ubicadas en el Área de Influencia del Proyecto de Generación y que hayan sido  certificadas por el Ministerio del Interior, Dirección de la Autoridad Nacional  de Consulta Previa a través del certificado de procedencia y oportunidad de  consulta previa, o del documento que haga sus veces.    

Artículo 2.2.3.8.8.3.4.  Administración de los recursos. Las Comunidades Negras,  Afrocolombianas, Raizales y Palenqueras Beneficiarias recibirán y administrarán  los recursos de las transferencias de las que trata la presente Subsección.    

A través de la Mesa de  Planeación y Seguimiento, de que trata el artículo 2.2.3.8.8.3.8., de la presente  Subsección, se definirá en sesión oficial con las autoridades legítimas de las  Comunidades Negras, Afrocolombianas, Raizales y Palenqueras Beneficiarias, el  vehículo financiero por medio del cual el Sujeto Obligado deberá realizar el  pago de las transferencias, siempre que tal vehículo permita hacer seguimiento  a los recursos por parte de la autoridad competente. Esta decisión deberá ser  oficializada mediante acta suscrita por las autoridades de las Comunidades  Negras, Afrocolombianas, Raizales y Palenqueras Beneficiarias, y tendrá efectos  vinculantes para las partes, además de gozar de legalidad y legitimidad ante  las autoridades competentes.    

Una vez se cuente con el  vehículo financiero al que hace referencia el inciso anterior, las Comunidades Negras,  Afrocolombianas, Raizales y Palenqueras Beneficiarias deberán enviar  comunicación escrita al Sujeto Obligado informando que el depósito de los  recursos de las transferencias deberá hacerse en dicho instrumento.    

Artículo 2.2.3.8.8.3.5.  Liquidación, pago y comunicación de las transferencias. Dentro  de los diez (10) primeros días de cada mes, y sobre la base de las ventas  brutas del mes anterior, los Sujetos Obligados harán la liquidación de los  valores correspondientes a las transferencias de que trata el inciso segundo  del artículo 289 de la Ley 1955 de 2019 y reglamentadas  en la presente Subsección.    

El depósito deberá hacerse  dentro de los noventa (90) días siguientes al vencimiento del término anterior,  so pena de incurrir en mora y pagar un interés moratoria a la tasa prevista en  el Estatuto Tributario    

Dentro de los cinco (5) días  siguientes al depósito de los recursos de las transferencias, los Sujetos  Obligados deberán informar de la respectiva actuación a las comunidades étnicas  beneficiarias a través de comunicación dirigida a la Mesa de Planeación y  Seguimiento de que trata el artículo 2.2.3.8.8.3.8. de la presente Subsección.    

La obligación de pago de las  transferencias se entenderá extinguida una vez se depositen los recursos en el  vehículo financiero definido en la Mesa de Planeación y Seguimiento, en los  términos que establece el artículo 2.2.3.8.8.3.4., de este decreto.    

Artículo 2.2.3.8.8.3.6.  Destinación de los recursos. Los recursos depositados  deberán destinarse exclusivamente, en los términos del artículo 289 de la Ley 1955 de 2019, a  la ejecución y/o cofinanciación de proyectos de infraestructura, servicios  públicos, saneamiento básico y/o de agua potable, así como en proyectos que  dichas comunidades definan, siempre que incidan directamente en su calidad de  vida y bienestar, armonizados y alineados a los planes de vida y etnodesarrollo  o sus equivalentes de las respectivas Comunidades Negras, Afrocolombianas,  Raizales y Palenqueras Beneficiarias.    

Parágrafo 1°. Los recursos de estas transferencias del  sector eléctrico podrán ser fuente de cofinanciación de otros proyectos de  naturaleza pública, privada o mixta, y de cooperación internacional, siempre  que cumplan con la destinación a la que se refiere este artículo. Así mismo,  los proyectos podrán recibir cofinanciación de otros proyectos de naturaleza  pública, privada o mixta, y de cooperación internacional.    

Parágrafo 2°. Los  proyectos deberán contar con los estudios previos que sean necesarios para  llevarlos a cabo y dimensionar razonablemente su costo, tales como diseños,  estudios técnicos y ambientales, costos de interventoría, entre otros, los  cuales podrán ser financiados con los recursos de las transferencias eléctricas  a que se refiere la presente Subsección o a través de cualquiera de las fuentes  de financiación indicadas en el parágrafo 1 de este artículo.    

Artículo 2.2.3.8.8.3.7.  Proyectos Integrales de Beneficio Común. Con el propósito de promover  el desarrollo colectivo de las Comunidades Negras, Afrocolombianas, Raizales y  Palenqueras Beneficiarias, los proyectos a ejecutar con los recursos  provenientes de las transferencias de las que trata la presente Subsección  propenderán por ser integrales y de beneficio común. Dichos proyectos tendrán  la destinación de la que trata el artículo 2.2.3.8.8.3.6., y deberán favorecer  de manera equitativa a las Comunidades Negras, Afrocolombianas, Raizales y  Palenqueras Beneficiarias.    

Artículo 2.2.3.8.8.3.8. Mesa de  Planeación y Seguimiento. Para la ejecución de los proyectos a ser  financiados con los recursos a que se refiere esta Subsección, se establecerá  una Mesa de Planeación y Seguimiento, la cual estará conformada por  representantes de los Sujetos Obligados y cada uno de los representantes  legales y/o autoridades legítimas de las Comunidades Negras, Afrocolombianas,  Raizales y Palenqueras Beneficiarias, en atención a la estructura de gobierno  propio de cada comunidad.    

La Mesa de Planeación y  Seguimiento se dará su propio reglamento y deberá estar conformada con  anterioridad a la entrada en operación comercial del proyecto de generación de  energía. Dicha Mesa, tendrá por finalidad la articulación entre las Comunidades  Negras, Afrocolombianas, Raizales y Palenqueras Beneficiarias para la  implementación de los proyectos o los Proyectos Integrales de Beneficio Común.    

Parágrafo 1°. La participación  de los Sujetos Obligados en la Mesa de Planeación y Seguimiento será solo de  acompañamiento.    

Parágrafo 2°. Al  menos una vez al año, a partir del inicio de la operación comercial del  proyecto, se convocará, de acuerdo con lo previsto en el reglamento interno, a  la Mesa de Planeación y Seguimiento.    

Parágrafo 3°. Dentro  de los seis (6) meses siguientes a la expedición de la presente Subsección, los  Sujetos Obligados que tengan proyectos que hayan entrado en operación y tengan  Comunidades Negras, Afrocolombianas, Raizales y Palenqueras Beneficiarias,  deberán conformar dicha Mesa de Planeación y Seguimiento.    

Artículo 2.2.3.8.8.3.9.  Ejecución de los proyectos. Las Comunidades Negras, Afrocolombianas,  Raizales y Palenqueras Beneficiarias, a través de sus organizaciones  representativas, previo cumplimiento de sus requisitos de experiencia e  idoneidad, podrán ser ejecutores de los Proyectos Integrales de Beneficio  Común, en atención a los principios de gradualidad y progresividad en materia  de contratación, y según lo establecido en la ley 2160 de 2021, y  las normas que los modifiquen, sustituyan o adicionen.    

Cuando en el territorio se  identifiquen organizaciones propias que no cumplan los requisitos mínimos  exigidos para ser seleccionados como ejecutores de los Proyectos Integrales de  Beneficio Común, a través de la Mesa de Planeación y Seguimiento se definirán  los ejecutores externos.    

Para la ejecución contractual,  se deberá exigir al ejecutor del proyecto la constitución de una garantía  única.    

Parágrafo 1°. Todos los Proyectos Integrales de  Beneficio Común deberán contar con una interventoría, seleccionada por la Mesa  de Planeación y Seguimiento, con base en los criterios que esta defina, y con  cargo a los recursos depositados.    

Parágrafo 2°. Las  modificaciones a los cronogramas de ejecución de los proyectos podrán hacerse  previa aprobación del interventor y deberán ser comunicadas a la Mesa de  Planeación y Seguimiento.    

Artículo 2.2.3.8.8.3.10.  Cumplimiento de los ejecutores. La obligación del ejecutor se  entenderá cumplida con la entrega satisfactoria del proyecto ante la Mesa de  Planeación y Seguimiento.    

En caso de que los ejecutores  incumplan alguna de las obligaciones a su cargo e indicadas en el documento de  su contratación, las Comunidades Negras, Afrocolombianas, Raizales y  Palenqueras Beneficiarias podrán adelantar las acciones legales  correspondientes, tendientes a conminar al cumplimiento y resarcir los  perjuicios derivados de este.    

SECCIÓN 9    

Nota: Sección 9 adicionada  por el Decreto 1318 de 2022,  artículo 1º.    

GEOTERMIA    

SUBSECCIÓN 1    

ASPECTOS GENERALES Y DEFINICIONES  SOBRE LA EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE LA GEOTERMIA PARA GENERAR ENERGÍA  ELÉCTRICA    

Artículo 2.2.3.8.9.1.1. Objeto.  La presente Sección tiene por objeto adoptar los lineamientos a  fin de incentivar la exploración y explotación del Recurso Geotérmico para la  generación de energía eléctrica, así como para fomentar el conocimiento del  subsuelo.    

Artículo 2.2.3.8.9.1.2.  Definiciones. Para efectos de lo dispuesto en el presente Decreto, se adoptarán  las siguientes definiciones:    

1. Área de Exploración: Es el  área del subsuelo proyectada a superficie con Potencial Geotérmico en la que se  pretenden realizar actividades exploratorias, con el fin de determinar la  presencia o no del Recurso Geotérmico para la generación de energía eléctrica.    

Esta área será solicitada por  el Desarrollador, sobre la cual, el Ministerio de Minas y Energía, o la entidad  que este designe, procederá a delimitarla y a autorizar su registro siempre que  cumpla con lo establecido en la presente Sección, los Requisitos Técnicos y  demás lineamientos aplicables.    

2. Área de Explotación: Es el  área del subsuelo proyectada a superficie en donde se ha comprobado, por cuenta  y riesgo del Desarrollador, la existencia del Recurso Geotérmico, viable para  su explotación y generación de energía eléctrica. Esta área será solicitada por  el Desarrollador y en ella se debe adelantar el proyecto y sus actividades.    

El Área de Explotación deberá  encontrarse contenida dentro de la zona registrada para la exploración y debe  ser delimitada por el Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este  designe.    

3. Desarrollador: Es la  persona jurídica que solicita el Permiso de Exploración o de Explotación del  Recurso Geotérmico para la generación de energía eléctrica.    

4. Recurso Geotérmico: Es el  calor contenido en el interior de la tierra, y el cual se almacena o está  comprendido en las rocas del subsuelo y/o en los fluidos del subsuelo.    

5. Permiso de Exploración: Es el acto  administrativo mediante el cual el Ministerio de Minas y Energía, o la entidad  que este designe, delimita el Área de Exploración y determina las obligaciones  y condiciones que el Desarrollador debe cumplir para que se puedan adelantar  actividades de exploración, sin perjuicio de la licencia, permisos,  concesiones, autorizaciones y demás trámites ambientales, así como otros  permisos y requerimientos de operación requeridos, conforme a las disposiciones  aplicables. Este permiso deberá inscribirse y mantenerse vigente en el Registro  Geotérmico para poder adelantar las actividades de exploración. En caso de que  el registro sea suspendido o cancelado, en virtud del numeral 4 del artículo  21-2 de la Ley 1715 de 2014, el  Desarrollador no podrá ejecutar actividades.    

6. Permiso de Explotación: Es el acto  administrativo mediante el cual el Ministerio de Minas y Energía, o la entidad  que este designe, delimita el Área de Explotación y determina las obligaciones  y condiciones que el Desarrollador debe cumplir para que se puedan adelantar  actividades de explotación, sin perjuicio de la licencia, permisos,  concesiones, autorizaciones y demás trámites ambientales, así como otros  permisos y requerimientos de operación requeridos, conforme a las disposiciones  aplicables. Este permiso deberá inscribirse y mantenerse vigente en el Registro  Geotérmico para poder adelantar las actividades de explotación. En caso de que  el registro sea suspendido o cancelado, en virtud del numeral 4° del artículo  21-2 de la Ley 1715 de 2014, el  Desarrollador no podrá ejecutar actividades.    

7. Registro Geotérmico: Es el  sistema de información físico y/o digital administrado por el Ministerio de Minas  y Energía, o la entidad que este designe, y donde se inscribirán los permisos  de Exploración y/o Explotación. A partir de la mencionada inscripción, el  Desarrollador tendrá exclusividad frente a otros interesados para adelantar  actividades de exploración y de explotación en el área delimitada.    

8. Potencial Geotérmico: Cantidad  de calor con probabilidad de ser aprovechable para la generación de energía  eléctrica, delimitada en un área específica.    

9. Usos Directos: Es el aprovechamiento  del calor de los recursos geotérmicos para usos no eléctricos.    

10. Usos en Cascada: Es el  aprovechamiento de la energía térmica remanente del proceso de generación de  energía eléctrica.    

11. Coproducción Geotérmica: Es el  aprovechamiento del calor de los fluidos termales para la generación eléctrica  a partir de la actividad de hidrocarburos.    

12. Salmuera Geotérmica: Es el  agua con sales, minerales y gases asociados, existentes en el yacimiento  geotérmico.    

SUBSECCIÓN 2    

DEL CONOCIMIENTO DEL  RECURSO GEOTÉRMICO    

Artículo 2.2.3.8.9.2.1.  Actividades de Reconocimiento y Prospección. Las actividades de  reconocimiento y prospección son aquellas actividades, previas a la solicitud  del Permiso de Exploración, que se podrán adelantar por el interesado en  desarrollar un proyecto para la generación de energía eléctrica a partir del  Recurso Geotérmico, con el fin de obtener indicios de su existencia.    

Las actividades abarcan el  reconocimiento físico de la zona a través de la observación directa, elaboración  de cartografía geológica, toma de muestras de mano, así como el uso de métodos  indirectos de prospección geofísica y sensores remotos para la obtención de  datos del subsuelo.    

Parágrafo. Estas  actividades no comprenden la actividad de adquisición sísmica, la cual estará  contenida en la etapa de exploración.    

Artículo 2.2.3.8.9.2.2.  Información Geotérmica. De conformidad con el parágrafo segundo del  artículo 21-1 de la Ley 1715 de 2014,  modificada por la Ley 2099 de 2021, el  Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este designe, determinará las  obligaciones relacionadas con la entrega, forma y tipo de información que los  Desarrolladores han de suministrar para la generación de energía eléctrica.    

Parágrafo. La  información técnica que entreguen los Desarrolladores en relación con las  obligaciones que se determinen en la presente Sección y en los Requisitos  Técnicos, será utilizada por el Gobierno nacional, el Ministerio de Minas y  Energía, o la entidad que este designe, y el Servicio Geológico Colombiano, con  el fin de incrementar el conocimiento del subsuelo colombiano, de los sistemas  geotérmicos y de los proyectos que propendan por generar energía eléctrica a  través del Recurso Geotérmico. El manejo de esta información respetará las  condiciones de confidencialidad establecidas en la normatividad aplicable.    

Artículo 2.2.3.8.9.2.3.  Resarcimientos. Quienes lleven a cabo trabajos y estudios de prospección, con el  fin de conocer el Recurso Geotérmico, estarán obligados a resarcir los daños y  perjuicios que causen a terceros.    

SUBSECCIÓN 3    

ETAPAS Y EL REGISTRO  GEOTÉRMICO    

Artículo 2.2.3.8.9.3.1. Etapas.  El desarrollo de las actividades encaminadas a la generación de  energía eléctrica a partir del Recurso Geotérmico está compuesto por dos  etapas: (i) La etapa de exploración; y (ii) la etapa  de explotación.    

Artículo 2.2.3.8.9.3.2.  Requisitos Técnicos. El Ministerio de Minas y Energía expedirá un reglamento de  Requisitos Técnicos, dentro de los seis meses posteriores a la expedición de la  presente Sección, en el que se establezcan las condiciones y obligaciones para  la realización de actividades durante la etapa de exploración y la etapa de  explotación para la generación de energía eléctrica.    

Parágrafo. Dentro  de los requisitos se establecerán, como mínimo, las reglas que deberán cumplir  los Desarrolladores para adelantar la solicitud del Permiso de Exploración y el  Permiso de Explotación. Además, se fijarán allí las condiciones para que los  Desarrolladores puedan modificar sus áreas y puedan ceder dichos permisos. Así  mismo, los Requisitos Técnicos deberán establecer los requerimientos para que  los Desarrolladores puedan efectuar la perforación, inyección y abandono de  pozos y las mejores prácticas para las operaciones.    

El Ministerio de Minas y  Energía, o la entidad que este designe, determinará la forma en la que hará el  seguimiento, vigilancia y control del cumplimiento de estas obligaciones  técnicas.    

Artículo 2.2.3.8.9.3.3.  Requisitos ambientales. Conforme a las competencias otorgadas por  la Ley 99 de 1993, el Decreto 1076 de 2015  y lo señalado en el numeral 4 del artículo 21 de la Ley 1715 de 2014,  modificado por la Ley 2099 de 2021, el  Desarrollador deberá dar cumplimiento a todos los requisitos ambientales que le  sean aplicables, entre estos, la obtención previa de la licencia ambiental,  permisos, concesiones, autorizaciones y demás trámites ambientales requeridos  para prevenir, mitigar, corregir o compensar los impactos y efectos ambientales  debidamente identificados que puedan presentarse en las actividades de  reconocimiento y prospección, en la etapa de exploración y en la etapa de  explotación para la generación de energía eléctrica.    

Parágrafo 1°. De  conformidad con el artículo 21 de la Ley 1715 de 2014,  modificado por el artículo 13 de la Ley 2099 de 2021, en  ningún caso se desarrollarán actividades de exploración y explotación del  Recurso Geotérmico para la generación de energía eléctrica en las áreas del  Sistema Nacional de Áreas Protegidas (SINAP), ni en contraposición de lo  establecido en la Ley 1930 de 2018.  Además, se deberán tener en cuenta las restricciones para las áreas del Sistema  Regional de Áreas Protegidas (SIRAP), ecosistemas estratégicos y áreas  ambientalmente sensibles.    

Parágrafo 2°. Para  solicitar la respectiva licencia ambiental, será un requisito contar con el  Registro Geotérmico y los Permisos de Exploración y/o de Explotación, según sea  el caso.    

Artículo 2.2.3.8.9.3.4.  Responsabilidad del Desarrollador. El Desarrollador, que sea  titular del Permiso de Exploración o Explotación, realizará todas las  actividades por su cuenta y riesgo, por lo que serán de su exclusiva  responsabilidad todas las gestiones necesarias, incluyendo, pero sin limitarse,  a la gestión predial y la obtención de la licencia, permisos, concesiones,  autorizaciones y demás trámites ambientales, y de cualquier tipo de  responsabilidad contractual y extracontractual en la que incurra.    

Artículo 2.2.3.8.9.3.5.  Registro Geotérmico. El Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este designe,  administrará el Registro Geotérmico. Este será público y el Ministerio de Minas  y Energía, o la entidad que este designe, determinará las condiciones para su  funcionamiento.    

Parágrafo 1°. El  Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este designe, determinará las  condiciones, plazos, requisitos y las obligaciones bajo las cuales los  interesados obtendrán, mantendrán vigente y perderán este registro.    

Parágrafo 2°. Los  permisos de Exploración o Explotación no otorgan en ningún caso los permisos o  autorizaciones ambientales que sean requeridas.    

Artículo 2.2.3.8.9.3.6.  Coexistencia. El Desarrollador buscará promover la coexistencia de los  proyectos en caso de que exista superposición con otro proyecto del sector de  minas y energía.    

SUBSECCIÓN 4    

ETAPA DE EXPLORACIÓN DEL  RECURSO GEOTÉRMICO    

Artículo 2.2.3.8.9.4.1.  Objetivo de la etapa de exploración. El objetivo de esta etapa es  que el Desarrollador determine la existencia y las condiciones del Recurso  Geotérmico para la generación de energía eléctrica de acuerdo con los  Requisitos Técnicos.    

Parágrafo 1°. En la  etapa de exploración, el Desarrollador adelantará actividades que contribuyen  al conocimiento geológico, geofísico, geoquímico del área y su respectivo  reservorio geotérmico, así como actividades de sísmica, estudios, modelos,  obras y trabajos con el objeto de corroborar la existencia del Recurso  Geotérmico mediante la perforación de pozos exploratorios.    

Parágrafo 2°. El área  máxima para esta fase será establecida por el Ministerio de Minas y Energía en  los Requisitos Técnicos.    

Artículo 2.2.3.8.9.4.2.  Solicitud del Permiso de Exploración. El Desarrollador, interesado  en adelantar la etapa de exploración, deberá solicitar el Permiso de  Exploración al Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este designe.    

Para los anteriores efectos, el  Desarrollador deberá entregar la documentación que determine el Ministerio de  Minas y Energía.    

Parágrafo  1°. El Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este designe,  determinará las condiciones del permiso que aplicarán para la delimitación de  áreas    

que se superpongan con aquellas ya asignadas o que estén en  proceso de asignación para la exploración y explotación de hidrocarburos.    

Parágrafo 2°. El  Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este designe, tendrá 85 días  hábiles para resolver de fondo la solicitud que haga el Desarrollador sobre el  Permiso de Exploración. Dentro de estos 85 días hábiles se deberán otorgar 20  días hábiles para que el Desarrollador subsane o complemente por una única vez  su solicitud.    

Parágrafo 3°. El  Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este designe, deberá establecer  el procedimiento específico para dar cumplimiento a lo establecido en el  Parágrafo Segundo de este artículo.    

Parágrafo 4°. De  conformidad con el artículo 6° de la Ley 2052 de 2020, la  solicitud del Permiso de Exploración y demás interacciones que deba hacer el  Desarrollador ante el Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este  designe, serán en línea. El Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que  este designe, establecerá los canales específicos para que se pueda dar  cumplimiento al mandato legal.    

Artículo 2.2.3.8.9.4.3.  Superposición de proyectos. Durante la revisión de la solicitud  del Permiso de Exploración, el Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que  este designe, verificará si existe superposición del área solicitada con otro  proyecto de geotermia. El Ministerio de Minas y Energía también determinará las  reglas de superposición entre solicitudes y permisos.    

Artículo 2.2.3.8.9.4.4.  Otorgamiento o rechazo del Permiso de Exploración. Una  vez el Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este designe, haya  concluido la revisión de la solicitud del Permiso de Exploración, podrá  otorgarlo o rechazarlo, acorde a las causales que haya establecido.    

El Ministerio de Minas y  Energía, o la entidad que este designe, una vez el Permiso de Exploración esté  en firme, lo registrará en el Registro Geotérmico.    

Artículo 2.2.3.8.9.4.5.  Modificación del Área de Exploración. Otorgado el Permiso de  Exploración, el Desarrollador podrá solicitar, de forma motivada, la  modificación del Área de Exploración. Para el efecto, en caso de que la  solicitud sea para la ampliación del Área de Exploración, el Desarrollador  deberá cumplir con las condiciones para el otorgamiento inicial fijadas por el  Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este designe.    

Parágrafo. El área  objeto de licenciamiento ambiental deberá corresponder con el área del Permiso  de Exploración. En caso de que la modificación al Permiso implique la  modificación de la licencia ambiental o que la modificación de la licencia  ambiental implique la modificación del Permiso de Exploración, el Desarrollador  deberá adelantar el procedimiento ante la autoridad ambiental competente y/o  ante el Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este designe, según  corresponda.    

Artículo 2.2.3.8.9.4.6.  Duración del Permiso de Exploración. El Ministerio de Minas y  Energía señalará la vigencia del Permiso de Exploración, el cual podrá ser  prorrogado previa solicitud del Desarrollador, siempre y cuando se haya  cumplido con las obligaciones derivadas del Permiso y con las normas  aplicables. Las prórrogas podrán ser aprobadas o rechazada por el Ministerio de  Minas y Energía, o por la entidad que este designe.    

Artículo 2.2.3.8.9.4.7.  Exclusividad. El Desarrollador que haya obtenido el Permiso de Exploración de  un área determinada tendrá exclusividad frente a otros solicitantes mientras  este se encuentre vigente. También, tendrá exclusividad para solicitar el  Permiso de Explotación sobre el Área de Exploración.    

Artículo 2.2.3.8.9.4.8. Cesión.  El Desarrollador, con la autorización previa, expresa y escrita  del Ministerio de Minas y Energía, podrá ceder el Permiso de Exploración  siempre que el cesionario cumpla con las mismas cualidades exigidas al  Desarrollador y las demás condiciones que determine el mencionado Ministerio, o  la entidad que este designe.    

Parágrafo. El  beneficiario de la licencia ambiental en cualquier momento podrá cederla, total  o parcialmente, de acuerdo con lo establecido en la normatividad ambiental  aplicable. Esto implicará la cesión de los derechos y obligaciones que de ella  se derivan.    

SUBSECCIÓN 5    

ETAPA DE EXPLOTACIÓN DEL  RECURSO GEOTÉRMICO    

Artículo 2.2.3.8.9.5.1.  Objetivo de la etapa de explotación para la generación de energía eléctrica. La  etapa de explotación tendrá por objeto que el Desarrollador explote el Recurso  Geotérmico ubicado en el Área de Explotación con el fin de generar energía  eléctrica. Esta etapa incluirá las obras y actividades necesarias para la  generación de energía eléctrica a partir del Recurso Geotérmico.    

Parágrafo 1°. El  Desarrollador podrá promover la implementación y utilización de Usos en  Cascada. Estos no requerirán de un registro adicional al regulado en la  presente Sección.    

Parágrafo 2°. Los  Usos Directos del Recurso Geotérmico no requerirán del Permiso regulado en la  presente Sección. No obstante, deberán cumplir las leyes ambientales  aplicables. Estos no deberán afectar la explotación de yacimientos con  Potencial Geotérmico en el Área de Explotación.    

Parágrafo 3°. Cuando el  Desarrollador, titular del área asignada en el Permiso de Explotación quiera,  como actividad secundaria, explotar los minerales contenidos en la Salmuera  Geotérmica, deberá cumplir con las normas y permisos que rijan la materia.    

Artículo 2.2.3.8.9.5.2.  Solicitud del Permiso de Explotación. El Desarrollador interesado en  adelantar la etapa de explotación para la generación de energía eléctrica,  deberá solicitar el Permiso de Explotación al Ministerio de Minas y Energía, o  a la entidad que este designe. Para tal efecto, el Desarrollador deberá  entregar la documentación y garantías que dicho Ministerio determine en los  Requisitos Técnicos.    

Parágrafo 1°. El Ministerio  de Minas y Energía, o la entidad que este designe, establecerá las condiciones  para el otorgamiento del Permiso de Explotación.    

Parágrafo 2°. La  solicitud del Permiso de Explotación que haga el Desarrollador al Ministerio de  Minas y Energía, o la entidad que este designe, únicamente podrá utilizarse  para generar energía eléctrica.    

Parágrafo 3°. Para  solicitar el Permiso de Explotación, el Desarrollador deberá comprobar la  existencia del Recurso Geotérmico y estar inscrito en el Registro Geotérmico.  Así mismo, se deberá tener en cuenta lo prescrito en el artículo 2.2.3.8.9.6.3.  del presente Decreto para los proyectos de Coproducción Geotérmica.    

Parágrafo 4°. El  Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este designe, determinará las  condiciones del Permiso de Explotación que se aplicarán para las Áreas de  Explotación que se superpongan con áreas ya asignadas o estén en proceso de  asignación para la exploración y explotación de hidrocarburos.    

Parágrafo 5°. El  Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este designe, tendrá hasta 85  días hábiles para resolver de fondo la solicitud que haga el Desarrollador  sobre el Permiso de Explotación. Dentro de estos 85 días hábiles, se deberán  otorgar 20 días hábiles para que el Desarrollador subsane o complemente por una  única vez su solicitud.    

Parágrafo 6°. El  Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este designe, deberá establecer  el trámite específico para dar cumplimiento a lo establecido en el Parágrafo  Quinto de este artículo.    

Parágrafo 7°. De  conformidad con el artículo 6° de la Ley 2052 de 2020, la  solicitud del Permiso de Explotación y demás interacciones que deba hacer el  Desarrollador ante el Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este  designe, serán en línea. El Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que  este designe, establecerá los canales específicos para que se pueda dar  cumplimiento a este mandato legal.    

Artículo 2.2.3.8.9.5.3.  Otorgamiento o rechazo del Permiso de Explotación. Una vez  el Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este designe, haya concluido  la revisión de la solicitud del Permiso de Explotación, podrá otorgarlo o  rechazarlo, acorde a las causales que haya establecido.    

El Ministerio de Minas y  Energía, o la entidad que este designe, una vez el Permiso de Explotación esté  en firme, lo registrará en el Registro Geotérmico.    

Artículo 2.2.3.8.9.5.4.  Modificación del Área de Explotación. Una vez otorgado el Permiso de  Explotación, el Desarrollador podrá solicitar, de forma motivada, la  modificación del Área de Explotación. Para el efecto, en caso de que la  solicitud sea para la ampliación del Área de Exploración, el Desarrollador  deberá cumplir con las condiciones para el otorgamiento inicial fijadas por el  Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este designe.    

Parágrafo 1°. El Área  de Explotación objeto de la solicitud del Permiso deberá estar contenida dentro  del Área de Exploración, y como máximo podrá ser igual a esta última, conforme  al capítulo anterior de esta Sección.    

Parágrafo 2°. El área  objeto de licenciamiento ambiental deberá corresponder con el área del Permiso  de Explotación. En caso de que la modificación al Permiso implique la  modificación de la licencia ambiental o que la modificación de la licencia  ambiental implique la modificación del Permiso de Explotación, el Desarrollador  deberá adelantar el procedimiento ante la autoridad ambiental y/o ante el  Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este designe, según  corresponda.    

Artículo 2.2.3.8.9.5.5.  Duración del Permiso de Explotación. El Ministerio de Minas y Energía  señalará la vigencia del Permiso de Explotación, con posibilidad de renovación  por un período igual, en los términos que fije el Ministerio de Minas y  Energía, o la entidad que este designe.    

Artículo 2.2.3.8.9.5.6.  Exclusividad. El Desarrollador que haya obtenido el Permiso de Explotación de  un área determinada tendrá exclusividad frente a otros solicitantes mientras  este se encuentre vigente.    

Artículo 2.2.3.8.9.5.7. Cesión.  El Desarrollador, con la autorización previa, expresa y escrita  del Ministerio de Minas y Energía, podrá ceder el Permiso de Explotación  siempre que el cesionario cumpla con las mismas cualidades exigidas al  Desarrollador y las demás condiciones que determine el Ministerio de Minas y  Energía, o la entidad que este designe.    

Parágrafo. El  beneficiario de la licencia ambiental en cualquier momento podrá cederla, total  o parcialmente, de acuerdo con lo establecido en la normatividad ambiental  aplicable. Esto implicará la cesión de los derechos y obligaciones que de ella  se derivan.    

SUBSECCIÓN 6    

OTRAS DISPOSICIONES    

Artículo 2.2.3.8.9.6.1.  Sanciones. De conformidad con los artículos 15 y 16 de la Ley 2099 de 2021, el  Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este designe, será el encargado  de adelantar los procedimientos sancionatorios y de adelantar el seguimiento a  las actividades que lleven a cabo los Desarrolladores tanto en la etapa de  exploración como en la etapa de explotación para la generación de energía  eléctrica a partir del Recurso Geotérmico.    

Parágrafo. Las  sanciones que se desarrollan en este capítulo podrán ser impuestas por el  Ministerio de Minas y Energía sin perjuicio de otros regímenes sancionatorios  vigentes,    

Artículo 2.2.3.8.9.6.2. Régimen  transitorio para proyectos existentes. El Ministerio de Minas y  Energía, o la entidad que este designe, podrá otorgar directamente los Permisos  de Exploración o de Explotación para aquel Desarrollador que, previo a la  expedición del presente Decreto: (i) ya haya adelantado algunas de las  actividades exploratorias descritas en el artículo 2.2.3.8.9.4.1. del presente  Decreto y cuente con licencia ambiental en firme; (ii)  tenga la licencia ambiental en trámite para adelantar actividades de  exploración o explotación para la generación de energía eléctrica a partir del  Recurso Geotérmico; o (iii) ya haya adelantado  actividades de Coproducción Geotérmica y tenga licencia ambiental en firme, que  autorice esta actividad, cuando aplique.    

Parágrafo 1°. En todo  caso, en estos eventos se deberán cumplir con los Requisitos Técnicos y demás  lineamientos aplicables.    

Parágrafo 2°. El  Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este designe, determinará el  resto de las condiciones necesarias para el adecuado funcionamiento del período  de transición aquí descrito.    

Artículo 2.2.3.8.9.6.3.  Condiciones especiales para proyectos de Coproducción Geotérmica. El  Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este designe, determinará las  condiciones especiales para el registro de proyectos de Coproducción Geotérmica  derivada de la actividad de hidrocarburos.    

Parágrafo. Para  los mencionados proyectos, se deberá cumplir con los requisitos ambientales a  los que haya lugar. Para aquellos proyectos que cuenten con instrumento de  manejo y control ambiental, y que estén interesados en el aprovechamiento del  Recurso Geotérmico para la generación de energía para autoconsumo deberán  solicitar ante la autoridad ambiental competente los permisos, concesiones y  autorizaciones ambientales a que haya lugar.    

TÍTULO IV    

DE LA ENERGÍA NUCLEAR    

CAPÍTULO 1    

POLÍTICAS Y DIRECTRICES RELACIONADAS CON LA ENERGÍA  NUCLEAR    

Artículo 2.2.4.1.1. El Ministerio de Minas y Energía, formulará y adoptará la  política nacional en materia de energía nuclear y de materiales radiactivos,  para lo cual dictará las normas y reglamentos para la gestión segura de  materiales nucleares y radiactivos en el país.    

Parágrafo. En  ejercicio de su función de autoridad competente, el Ministerio de Minas y  Energía será el encargado de la aplicación del marco legislativo y  reglamentario, así como de los tratados, acuerdos y convenios internacionales  relacionados con el sector minero-energético y sobre seguridad nuclear,  protección física, protección radiológica y salvaguardias.    

(Decreto 381 de 2012,  artículo 2° numeral 12 y artículo 5° numerales 1 y 16; adicionados por el Decreto 1617 de 2013,  artículo 1°)    

Nota,  artículo 2.2.4.1.1.: El artículo 1º del Decreto 1617 de 2013  no se refiere a los numerales del Decreto 381 de 2012  citados.    

TÍTULO V    

DEL SECTOR MINERO    

CAPÍTULO 1    

DISPOSICIONES GENERALES    

SECCIÓN 1    

ASPECTOS TÉCNICOS    

Artículo 2.2.5.1.1.1. Glosario Técnico Minero. El Gobierno Nacional Adoptará para todos los efectos, El  “Glosario Técnico Minero”, el cual será expedido por el Ministerio de Minas y  Energía mediante acto administrativo.    

El “Glosario Técnico Minero” corresponde a una lista de  definiciones y términos técnicos en materia minera que serán de obligatorio uso  por los particulares y por las autoridades y funcionarios en la elaboración,  presentación y expedición de documentos, solicitudes y providencias que se  produzcan en las actuaciones.    

El “Glosario Técnico Minero” servirá para enmarcar el  Sistema de Información Minero Colombiano, Simco,  dentro de una terminología única para el sector, y a su vez dicho Sistema  posibilitará que el Glosario sea consultado y obtenido a partir de la red con  el fin de lograr su mayor difusión.    

Artículo  2.2.5.1.1.2 Modificado por el Decreto 179 de 2022,  artículo 1º. Requisitos y Especificaciones de Orden Técnico-Minero para la presentación  de documentos, informes, planos y mapas aplicados a la minería. La  presentación de información geográfica y alfanumérica relacionada con la  actividad minera tendrá en cuenta el conjunto de normas técnicas, definiciones  y especificaciones oficiales aceptados en Colombia.    

Para los anteriores efectos, la  autoridad minera nacional expedirá, adoptará e implementará los requisitos y  especificaciones de orden técnico-minero, los cuales serán de uso obligatorio  por parte de los particulares, de los funcionarios y de las autoridades en la  elaboración, presentación y expedición de los documentos, planos, croquis y  reportes relacionados con la determinación y localización del área objeto de la  propuesta y del contrato de concesión, así como en los documentos e informes  técnicos que se deban rendir y en las providencias que se produzcan en las  actuaciones mineras.    

De la misma manera, la  mencionada autoridad elaborará, expedirá y divulgará, a través de sus canales  de comunicación, las guías y manuales relacionados con los requisitos y  especificaciones técnicas; así como, los demás productos generados para la  adecuada gestión de la información.    

Texto inicial del artículo 2.2.5.1.1.2: Requisitos y Especificaciones de Orden  Técnico-Minero para la Presentación de Planos. Adóptense  para todos los efectos, las “Normas Técnicas Oficiales- Especificaciones  Técnicas para la Presentación de Planos y Mapas aplicados a la Minería”, las  cuales serán expedidas por el Ministerio de Minas y Energía.    

Las  “Normas Técnicas Oficiales-Especificaciones Técnicas para la Presentación de  Planos y Mapas aplicados a la Minería”, serán de obligatorio uso por parte de  los particulares y de las autoridades y funcionarios en la elaboración,  presentación y expedición de documentos, solicitudes y providencias que se  produzcan en las actuaciones reguladas por la Ley 685 de 2001  y decretos reglamentarios.    

Las “Normas  Técnicas Oficiales-Especificaciones Técnicas para la Presentación de Planos y  Mapas aplicados a la Minería”, serán incorporadas al Sistema de Información  Minero, con el fin de facilitar su consulta y difusión.    

SECCIÓN 2    

Nota: Sección 2 sustituida por el Decreto 2078 de 2019,  artículo 1º.    

Sistema Integral de Gestión Minera (SIGM)    

Artículo  2.2.5.1.2.1. Objeto. La presente Sección tiene por objeto establecer el  Sistema Integral de Gestión Minera (SIGM), como la única plataforma tecnológica  para la radicación y gestión de los trámites a cargo de la autoridad minera,  así como la fijación de lineamientos generales para su implementación y puesta  en producción.    

Artículo  2.2.5.1.2.2. Ámbito de  aplicación. La presente Sección es de obligatorio cumplimiento  para los interesados en trámites mineros, la autoridad minera y sus delegados.    

Artículo  2.2.5.1.2.3. Sistema Integral de  Gestión Minera (SIGM). El Sistema  Integral de Gestión Minera (SIGM) constituye la plataforma tecnológica para la  radicación, gestión y evaluación de propuestas de contrato de concesión minera  y de los demás trámites y solicitudes mineras, el seguimiento y control al  cumplimiento de las obligaciones emanadas de los títulos mineros y de las demás  actividades cuya competencia radique en la autoridad minera o las recibidas por  delegación, de acuerdo con lo previsto en la ley; así como para la comunicación  y notificación de las decisiones de la autoridad minera en el territorio  nacional.    

Parágrafo. La autoridad minera nacional o  concedente, en el ámbito de su competencia y ante cualquier avance tecnológico  que se presente, podrá implementar o modificar el Sistema que por esta Sección  se establece.    

Artículo  2.2.5.1.2.4. Lineamientos. Para la implementación y puesta en producción del Sistema  Integral de Gestión Minera (SIGM), la Agencia Nacional de Minería o la entidad  que haga sus veces, deberá cumplir con los siguientes lineamientos:    

1.  Garantizar la adecuada información a los usuarios.    

2.  Garantizar que el Ministerio de Minas y Energía y las entidades que señale, así  como las autoridades mineras delegadas, tengan acceso al Sistema Integral de  Gestión Minera.    

3. Garantizar  que el Sistema Integral de Gestión Minera cumpla con los parámetros de las  leyes relativas a la transparencia y al acceso a la información pública.    

4.  Garantizar la seguridad informática del Sistema Integral de Gestión Minera.    

5. Generar  los accesos y servicios en el Sistema Integral de Gestión Minera (SIGM), para  que las demás autoridades intervinientes puedan acceder a los datos e  información de interés para su gestión y aporte al Catastro Multipropósito.    

6. Adoptar  las medidas pertinentes para contar con la infraestructura de datos requerida  por el estándar Land Administration  Domain Model Colombia  (Modelo de Dominio de Administración de Tierras para Colombia) en armonía con  el sistema de cuadrícula minera, para la interoperabilidad del Sistema Integral  de Gestión Minera con el Catastro Multipropósito.    

Artículo  2.2.5.1.2.5. Puesta en producción del  Sistema Integral de Gestión Minera (SIGM). La puesta en producción del Sistema Integral de Gestión  Minera (SIGM) se realizará por fases que para el efecto defina la Agencia  Nacional de Minería o la entidad que haga sus veces.    

Artículo 2.2.5.1.2.6.  Adicionado por el Decreto 179 de 2022,  artículo 2º. Lineamientos para la gestión de la información. Para la  expedición e implementación de los requisitos y especificaciones de orden  técnico del sector minero, en la presentación de documentos, informes, planos,  croquis, mapas y reportes aplicados a la minería, la autoridad minera nacional  o quien haga sus veces, deberá cumplir con los siguientes lineamientos:    

1. Elaborar los estándares,  especificaciones, metodologías, protocolos, catálogos, diccionarios de datos y  demás documentos técnicos requeridos para el cumplimiento de trámites en y ante  la autoridad minera y su delegada, de conformidad con el Sistema Integral de  Gestión Minera (SIGM) o el que haga sus veces.    

2. Actualizar y divulgar los  estándares, especificaciones, metodologías, protocolos y demás documentos  técnicos referidos en el numeral 1 del presente artículo, así como los  necesarios para la gestión de la información por parte de la autoridad minera  nacional y de su delegada.    

3. Administrar y suministrar la información requerida para la  presentación, radicación, evaluación y gestión de propuestas de contrato de  concesión minera y los demás trámites y solicitudes mineras, así como las  actividades contempladas en el seguimiento y control al cumplimiento de los  títulos mineros y de las demás actividades cuya competencia radique en la  autoridad minera y su delegada a través del Sistema Integral de Gestión Minera  (SIGM) o el que haga sus veces.    

Artículo 2.2.5.1.2.7.  Adicionado por el Decreto 179 de 2022,  artículo 2º. Estándares de información. La autoridad minera nacional  adoptará los estándares y/o normas técnicas de información geográfica y  alfanumérica implementados oficialmente en Colombia, los cuales podrán  complementarse o actualizarse siguiendo los lineamientos de autoridades e  iniciativas globales y regionales reconocidas internacionalmente mediante  documentos técnicos, procedimientos, guías y protocolos”.    

Texto  inicial de la Sección 2:    

“SECCIÓN 2    

CATASTRO  MINERO COLOMBIANO    

Artículo  2.2.5.1.2.1. Aspectos del sistema. El  sistema de radicación de la Agencia Nacional de Minería (ANM), debe tener en  cuenta, entre otros aspectos, lo siguiente:    

1.  Fijar los lineamientos y tiempos dentro de los cuales el usuario minero puede  acceder al sistema.    

2.  Establecer que cada usuario podrá obtener un número de identificación el cual  será consecutivo, con el fin de garantizar el derecho de prelación de que trata  el artículo 16 del Código de Minas.    

3.  Señalar un término para que el interesado anexe los documentos que soportan la  propuesta de contrato de concesión, de legalización o de autorización temporal  ante la Autoridad Minera.    

4. Las  demás que estime pertinentes con el objeto de organizar la herramienta de  radicación que aquí se establece.    

Parágrafo.  El nuevo sistema deberá proporcionar la constancia de radicación de: (i)  Propuestas de contrato de concesión, (ii) solicitudes  de legalización, y (iii) autorización temporal; en la  constancia se debe incluir la fecha y hora en que el usuario minero ingresó la  información al sistema.”.    

(Decreto 1829 de 2012,  artículo 2°)    

SECCIÓN 3    

SISTEMA DE INFORMACIÓN MINERA    

Artículo 2.2.5.1.3.1. Definiciones.  Para efectos de aplicación de la presente sección, se tendrán en cuenta las  siguientes definiciones:    

Autoridades Mineras Delegadas. Son aquellas entidades en las cuales el Ministerio de Minas  y Energía, de acuerdo con lo previsto en los artículos 317 y 320 de la Ley 685 de 2001 – Código de Minas,  ha delegado algunas funciones de autoridad minera.    

Administrador del SIMCO. Para los efectos de esta sección, entiéndase por Administrador  del SIMCO al Ministerio de Minas y Energía o la entidad en quien se deleguen  las funciones previstas en el Capítulo XXX de la Ley 685 de 2001 y en  la presente Sección.    

Consejo Asesor de Política Minera. También denominado Consejo Asesor de Política y  Normatividad Minera, es un organismo con funciones de carácter consultivo  adscrito al Despacho del Ministro de Minas y Energía, de acuerdo con lo  previsto en los artículos 343 y 344 de la Ley 685 de 2001, Código de Minas.    

DANE. Es el  Departamento Administrativo Nacional de Estadística.    

FBM. Es el Formato  Básico para Captura de Información Minera que reúne en documento único los  requerimientos de información técnica, económica y estadística exigibles a los  beneficiarios de títulos mineros.    

SIMCO. Es el  Sistema de Información Minero Colombiano, que contendrá la información  integrada, confiable y oportuna del sector minero colombiano y además  suministrará las estadísticas oficiales del sector.    

SIMEC-MME. Es  el Sistema de Información Minero-Energético de Colombia integrará tres  componentes: el Sistema de Información Minero Colombiano “SIMCO”; el Sistema de  Información Eléctrico “SIELCO” y el Sistema de Información de Gas y Petróleo  “SIPGCO”.    

SNIE-DANE. Es  Sistema Nacional de Información Estadística que elabora el DANE.    

(Decreto 1993 de 2002,  artículo 1)    

Nota,  artículo 2.2.5.1.3.1.: El texto oficialmente publicado de este artículo no corresponde  exactamente al texto del artículo 1º del Decreto 1993 de 2002  referido.    

Artículo 2.2.5.1.3.2. Objeto De la presente sección. Por medio de esta Sección se establece el SIMCO, el cual  tendrá por objeto consolidar en un sistema de información el conocimiento de la  riqueza del subsuelo en el territorio nacional y los espacios marítimos  jurisdiccionales; la información georrefenciada,  estadísticas oficiales y documentales del sector de la minería y de su entorno  económico y social.    

(Decreto 1993 de 2002,  artículo 2°)    

Artículo 2.2.5.1.3.3. Objetivos del SIMCO. Serán objetivos del SIMCO los indicados en el artículo  337 de la Ley 685 de 2001, Código de Minas  y adicionalmente los siguientes:    

a) Constituirse en una herramienta básica para el  ejercicio de las funciones del Estado en materia de planeación, dirección,  promoción, contratación y seguimiento del sector de minas;    

b) Constituirse en un instrumento indispensable para la  definición de nuevos proyectos mineros, facilitar la toma de decisiones empresariales  y la atracción de la inversión nacional y extranjera al sector;    

c) Aportar información que sirva de base para la  elaboración de las estadísticas oficiales del sector minero colombiano;    

d) Servir de fuente de información para las entidades  territoriales, las universidades, usuarios nacionales e internacionales y  terceros interesados en el desarrollo del sector minero.    

(Decreto 1993 de 2002,  artículo 3)    

Artículo 2.2.5.1.3.4. Entidad administradora. Corresponde al Ministerio de Minas y Energía o la entidad  en quien este delegue, elaborar, administrar, mantener y operar el SIMCO, el  cual se alimentará de la información proveniente de todas las personas  naturales o jurídicas, públicas o privadas, nacionales o extranjeras, que  posean o procesen información confiable relativa a la riqueza minera o a la  industria extractiva, para que sea la fuente de información del sector minero  Colombiano y de sus estadísticas oficiales, la cual será facilitada a todos los  usuarios en forma integrada, confiable y oportuna.    

Parágrafo. El  Ministerio de Minas y Energía o la entidad en quien este delegue, diseñará el  SIMCO y lo pondrá en funcionamiento dentro del término de dos (2) años contados  a partir de 6 de septiembre de 2002.    

(Hecho cumplido)    

(Decreto 1993 de 2002,  artículo 4°)    

Artículo 2.2.5.1.3.5. Funciones del administrador del SIMCO. El Administrador del SIMCO, ejercerá las siguientes  funciones:    

1. Poner en funcionamiento el Sistema de  acuerdo con el artículo anterior.    

2. Diseñar e implementar el contenido, condiciones y  características de la información que los obligados deban suministrar a través  del FBM, y velar por el cumplimiento de la obligación de envío de la  información al sistema.    

3. Establecer metodologías, formatos y procedimientos  para solicitar, recibir, clasificar, priorizar y procesar información  relacionada con el sector minero provenientes de personas naturales o  jurídicas, públicas o privadas, como también para la entrega de información a  los usuarios del SIMCO.    

4. Determinar la información técnica, estadística y  económica exigible legal y contractualmente que deba requerirse a los  beneficiarios de títulos mineros a través del FBM.    

5. Velar por el cumplimiento de la obligación de envío de  la información al Sistema.    

6. Propender por la organización y seguridad de la información  documental y magnética que maneje el SIMCO.    

7. Establecer mecanismos y criterios para mantener  actualizada la información que se les suministre a los usuarios del SIMCO.    

8. Depurar los archivos documentales del SIMCO, de  conformidad con los criterios previstos en la normatividad vigente.    

9. Generar estadísticas con base en la información  disponible para contribuir a los procesos de planeación y promoción de la  industria minera.    

10. Estructurar e implementar mecanismos eficientes para  la divulgación oportuna de la información.    

11. Coordinar con el DANE o la entidad que haga sus veces  para garantizar que la información observe normas de calidad y confiabilidad y  para que estas contribuyan a la obtención de las estadísticas oficiales del  sector minero.    

12. Coordinar con las autoridades mineras delegadas para  que la información por estas suministradas, bien sea directamente o mediante el  sistema de enlaces, observe criterios de calidad y confiabilidad de la  información.    

13. Coordinar con las autoridades mineras delegadas para  que estas recopilen y procesen la información minera dentro de sus  jurisdicciones y competencia y la entreguen oportunamente al administrador del  SIMCO.    

14. Buscar mecanismos de financiación para el desarrollo  y mantenimiento del Sistema.    

Parágrafo. El  administrador del Sistema será responsable de guardar la reserva sobre los  documentos que de conformidad con el ordenamiento jurídico gozan de ese  carácter.    

(Decreto 1993 de 2002,  artículo 5°)    

Artículo 2.2.5.1.3.6. Apoyo al administrador del SIMCO. Las entidades públicas del sector minero, adscritas y  vinculadas al Ministerio de Minas y Energía, deberán prestar el apoyo que el  administrador del SIMCO requiera, a efectos de diseñar y operar los sistemas  que sean necesarios para el funcionamiento del mismo.    

(Decreto 1993 de 2002,  artículo 6°)    

Artículo 2.2.5.1.3.7. Diseño del SIMCO. Al  diseñar el SIMCO, el Ministerio de Minas y Energía o la entidad en quien este  delegue, tendrán en cuenta los siguientes aspectos:    

a) Establecer la forma y especificaciones necesarias para  que el SIMCO cumpla con los requerimientos de sus diferentes usuarios. Para tal  efecto se definirán detalladamente los datos de entrada y salida, archivos y  bases de datos y procedimientos para cumplir a satisfacción con las necesidades  de los usuarios proporcionando confiabilidad total;    

b) Construir e implementar un sistema de información  flexible que se adapte a las necesidades del sector de la minería;    

c) Facilitar el acceso de los usuarios al sistema,  procurando que sus salidas sean claras, comprensibles y ágiles y que satisfagan  los requerimientos de información para la toma de decisiones;    

d) Promover un sistema de información integral entre las  diversas entidades del Estado y otros organismos nacionales e internacionales  vía enlaces;    

e) Promover la integración de los sistemas de información  de las diferentes entidades adscritas y vinculadas al Ministerio de Minas y  Energía;    

f) Evaluar permanentemente el contenido, funcionamiento y  requerimientos tecnológicos del SIMCO.    

Parágrafo. La  información que se incorpore al SIMCO, se debe organizar, estandarizar y  actualizar conforme con sistemas de información idóneos que sean aceptados  nacional e internacionalmente, para facilitar su consulta.    

(Decreto 1993 de 2002,  artículo 7°)    

Artículo 2.2.5.1.3.8. Estructura Temática del SIMCO. La información obrante en el SIMCO será clasificada como  se indica a continuación:    

1. Información Georreferenciada. Comprende la información  espacial con referencia geográfica.    

2. Información Documental. Es un conjunto de documentos  que contienen información pertinente en relación con el conocimiento y  ubicación de las áreas mineras de interés y otros estudios de carácter  técnico-económico, legal, ambiental e institucional.    

3. Información Estadística. Comprende la información  numérica relacionada con indicadores técnicos, económicos, sociales,  ambientales y políticos inherentes a la actividad minera.    

(Decreto 1993 de 2002,  artículo 8°)    

Artículo 2.2.5.1.3.9. Coordinación con otros sistemas de información. El SIMCO se articulará y armonizará con sistemas  nacionales de información tales como el SNIE-DANE, el SIMEC-MME, entre otros.    

(Decreto 1993 de 2002,  artículo 9°)    

Artículo 2.2.5.1.3.10. Fuentes de información del SIMCO. Todas las autoridades que posean información relativa al  sector minero, los concesionarios de títulos mineros o los propietarios de  minas, tendrán la obligación de suministrar y aportar la información que  posean, de acuerdo con lo establecido en los artículos 42, 88, 100, 339, 340 y  341 de la Ley 685 de 2001, Código de Minas.    

Parágrafo 1°.  Será deber de los particulares concesionarios o los propietarios de minas,  colaborar en la actualización del SIMCO en los términos, condiciones y  periodicidad que fije el Ministerio de Minas y Energía. La información a  suministrarse durante las fases de exploración y explotación deberá orientarse  a permitir el conocimiento de la riqueza del subsuelo, el proyecto minero y su  desarrollo, como también las estadísticas relacionadas.    

Parágrafo 2°.  La información que en virtud del presente artículo deben entregar los  particulares concesionarios o los propietarios de minas al SIMCO, deberá  aportarse en los términos y condiciones que para el efecto determine el  Ministerio de Minas y Energía.    

(Decreto 1993 de 2002,  artículo 10)    

Artículo 2.2.5.1.3.11. Información consolidada. El SIMCO y la entidad estatal encargada del estudio del  subsuelo, divulgarán únicamente información estadística y geológica consolidada  y de ninguna manera la información específica proveniente de los beneficiarios  de títulos mineros o propietarios de minas.    

(Decreto 1993 de 2002,  artículo 11)    

Artículo 2.2.5.1.3.12. Gratuidad de información. La información obrante en el SIMCO podrá ser consultada  en forma gratuita. Sin embargo, cuando el interesado requiera información  geológica especializada o de mayor detalle, esta será suministrada por la  entidad competente a costa del interesado.    

(Decreto 1993 de 2002,  artículo 12)    

Artículo 2.2.5.1.3.13. Información de entidades públicas. Todas las autoridades que posean información relacionada  con el subsuelo minero deberán, a solicitud del administrador del SIMCO,  suministrarla para que sea consolidada en el Sistema, de conformidad con el  artículo 341 de la Ley 685 de 2001.    

Parágrafo. Las  entidades adscritas y vinculadas al Ministerio de Minas, y Energía y las  autoridades que por delegación cumplan funciones mineras, deberán adoptar las  medidas necesarias para suministrar, en forma oportuna y bajo los estándares  técnicos y tecnológicos apropiados, la información básica que deba ser  incorporada al SIMCO, e igualmente garantizar el acceso para que la información  que obre en sus sistemas pueda ser consultada a través del SIMCO por los  usuarios que la requieran.    

(Decreto 1993 de 2002,  artículo 13)    

Artículo 2.2.5.1.3.14. Elaboración del Formato Básico Minero. El Ministerio de Minas y Energía adoptará el FBM, el  cual deberá cumplir con las siguientes funciones:    

a) Garantizar el cumplimiento de los objetivos. previstos  para el diseño conceptual del SIMCO;    

b) Recoger la información dinámica que permita generar  estadísticas básicas relacionadas con la actividad minera, con el Producto  Interno Bruto (PIB) minero; con indicadores sectoriales y con otra información  que el Estado considere básica para efectos de diagnóstico, proyección y  planeación del sector;    

c) Aportar información que colabore al cumplimiento de  las funciones de las diversas entidades públicas del sector minero y  estadístico del país.    

Parágrafo 1°.  El Ministerio de Minas y Energía adoptará mediante resolución el Formato  Básico Para Captura de Información Minera FBM de que trata el presente artículo  dentro de los tres (3) meses siguientes al 6 de septiembre de 2002 fecha de la  vigencia del decreto compilado.    

(Hecho cumplido)    

Parágrafo. El FBM  podrá ser actualizado por el Ministerio de Minas y Energía por razones  justificadas y orientadas siempre a cumplir con los objetivos del SIMCO.    

(Decreto 1993 de 2002,  artículo 14)    

Artículo 2.2.5.1.3.15. Captura de Información Minera. El concesionario minero y los propietarios de minas  deberán diligenciar y presentar el FBM a las autoridades mineras delegadas, en  los términos condiciones y características que para el efecto determine el  Ministerio de Minas y Energía en el acto administrativo que lo adopte.    

(Decreto 1993 de 2002,  artículo 15)    

Artículo 2.2.5.1.3.16. Del Registro Minero Nacional. El Registro Minero Nacional formará parte del SIMCO. Sin  embargo, hasta que se adopten las medidas necesarias y el Ministerio de Minas y  Energía no disponga otra cosa, el Registro Minero Nacional continuará siendo  administrado por Minercol Ltda., o por la entidad que  haga sus veces.    

(Decreto 1993 de 2002,  artículo 16)    

SECCIÓN 4    

ASPECTOS PROCEDIMENTALES    

SUBSECCIÓN 4.1    

REQUISITOS DE LA PROPUESTA    

Artículo  2.2.5.1.3.4,1.1. Área libre. Se  entiende que un área es libre para ser otorgada cuando puede ser ofrecida a  proponentes y/o solicitantes, ya sea porque nunca ha sido objeto de propuestas  o solicitudes anteriores o porque habiendo sido afectada por un título,  solicitud o propuesta anterior, estos ya no se encuentran vigentes y han transcurrido treinta (30) días  después de hallarse en firme los actos administrativos de la Autoridad Minera o  la sentencia ejecutoriada que impliquen tal libertad. Todo acto administrativo  o sentencia ejecutoriada relacionado con los títulos terminados y propuestas  rechazadas o desistidas, de concesión, de legalización, de formalización, de  minería tradicional, deberá ser publicado en la página electrónica de la  Autoridad Minera o en el medio que hiciere sus veces, dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la fecha de su  ejecutoria. Así mismo, dentro de este mismo término, deberá inscribirse en el  Registro Minero Nacional. (Nota: La expresión tachada fue declarada nula por el  Consejo de Estado en Sentencia del 19 de septiembre de 2016. Sección 3ª. Exp. 11001-03-26-000-2013-00091-00 (47693).  M.P. Jaime Orlando Santofimio.).    

Parágrafo. Las  disposiciones contenidas en la presente sección, respecto del término para considerar  libre un área, no serán aplicables a las solicitudes de autorización temporal  para vía pública, en razón a la prioridad que este tipo de trámites para obras  públicas requiere, a fin de que se pueda acceder a los materiales de  construcción en forma expedita, conforme al artículo 116 de la Ley 685 de 2001    

(Decreto 0935 de 2013,  artículo 1°)    

Artículo 2.2.5.1.3.4,1.2. Rechazo de la propuesta. Una vez presentada la propuesta de contrato de  concesión, la omisión en la presentación de alguno de los requisitos  establecidos en el artículo 271 y su reglamento, incluyendo los documentos de  soporte de la propuesta de contrato de concesión requeridos para la evaluación  en el término fijado para remitirlos, dará lugar al rechazo de plano de la  propuesta.    

(Decreto 0935 de 2013,  artículo 2°)    

Artículo 2.2.5.1.3.4,1.3. Objeciones a la propuesta. Si habiéndose reunido todos los requisitos establecidos  en el artículo 271 y su reglamento, se presentaren deficiencias en el  diligenciamiento de alguno o algunos de ellos, la autoridad minera procederá a  objetar la propuesta y a requerir que sea subsanada, conforme a lo dispuesto  por el artículo 273 de la Ley 685 de 2001.    

(Decreto 0935 de 2013,  artículo 3°)    

Artículo 2.2.5.1.3.4,1.4. Faltas de la propuesta. Teniendo en cuenta lo dispuesto en el artículo 273, las  deficiencias en el diligenciamiento de la propuesta podrán referirse a:    

a) No puede identificarse al proponente. Se configura  cuando no se proveen la totalidad de los datos necesarios: nombre y documento de  identidad para las personas naturales o número de identificación tributaria  (NIT) y certificado de existencia y representación legal para las personas  jurídicas.    

b) No se puede localizar el área o trayecto pedido. Se  configura cuando se presenta error en la descripción del área de interés por  omisiones o discrepancias en las coordenadas que describen el polígono, no se  cuenta con la base topográfica respectiva, el número de hectáreas es incorrecta  o el plano no permite identificar el área de interés. También cuando hay error  en el señalamiento del municipio, o el departamento de ubicación del área o  trayecto solicitado.    

c) No se ajusta a los términos de referencia o guías. Se  configura cuando el interesado no sigue los lineamientos de los términos de  referencia para elaborar su propuesta y no provee la información necesaria para  evaluar el contenido económico y técnico de la misma, o cuando en dicha  información no se justifica adecuadamente su proyecto exploratorio y el  seguimiento de las guías minero-ambientales. Igualmente, cuando esta  información no ha sido refrendada por el profesional señalado en el artículo  270 de la Ley 685 de 2001,  adicionado por el artículo 1° de la Ley 926 de 2004.    

d) No se acompaña de los permisos previos en los casos  señalados en el artículo 35 y el área se encuentra en dichas zonas. Este evento  se da cuando se requieren permisos en las áreas ocupadas por una obra pública o  adscrita a un servicio público.    

(Decreto 0935 de 2013,  artículo 4)    

SECCIÓN 5    

Nota: Sección 5 adicionada por el Decreto 1666 de 2016,  artículo 1º.    

Clasificación  de la Minería y Requisitos    

Artículo  2.2.5.1.5.1. Objeto. Definir y establecer los requisitos para las actividades  mineras de subsistencia, pequeña, mediana y gran minería.    

Artículo 2.2.5.1.5.2. Ámbito de  aplicación. Las disposiciones establecidas en el  presente capítulo se aplicarán a todas las actividades mineras que se  desarrollan en el país.    

Artículo 2.2.5.1.5.3. Minería de Subsistencia. Es la actividad minera desarrollada por personas  naturales o grupo de personas que se dedican a la extracción y recolección, a  cielo abierto, de arenas y gravas de río destinadas a la industria de la  construcción, arcillas, metales preciosos, piedras preciosas y semipreciosas,  por medios y herramientas manuales, sin la utilización de ningún tipo de equipo  mecanizado o maquinaria para su arranque.    

Parágrafo  1°. En la minería de subsistencia se entienden  incluidas las labores de barequeo y las de recolección de los minerales  mencionados en este artículo que se encuentren presentes en los desechos de  explotaciones mineras, independientemente del calificativo que estas últimas  asuman en las diferentes zonas del territorio nacional.    

Parágrafo  2°. Por razones de seguridad minera y en atención  a que su ejecución requiere la utilización de maquinaria o medios mecanizados  prohibidos en la minería sin título minero, la minería de subsistencia no  comprenderá las actividades mineras que se desarrollen de manera subterránea.    

Parágrafo  3°. Los volúmenes máximos de producción en esta  actividad se establecerán por el Ministerio de Minas y Energía con fundamento  en datos estadísticos, recopilación de información y estudios técnicos que se  realicen para el efecto.    

Nota, artículo  2.2.5.1.5.3: Ver Resolución  4-0103 de 2017, M. de Minas.    

Artículo  2.2.5.1.5.4. Clasificación de la  minería en pequeña, mediana y gran escala en etapa de exploración, o  construcción y montaje. Los títulos mineros que se encuentren en la  etapa de exploración o construcción y montaje se clasificarán en pequeña,  mediana y gran minería con base en el número de hectáreas otorgadas en el  respectivo título minero, acorde con la tabla siguiente:    

CLASIFICACIÓN                    

N°    HECTÁREAS   

Pequeña                    

Menor o igual a 150   

Mediana                    

Mayor a 150 pero    menor o igual a 5.000   

Grande                    

Mayor a 5.000 pero    menor o igual a 10.000    

Artículo 2.2.5.1.5.5. Clasificación de la Minería a pequeña,  mediana y gran escala en etapa de explotación. Los títulos mineros que se encuentren en la etapa de  explotación, con base en lo aprobado en el respectivo Plan de Trabajo y Obras o  en el documento técnico que haga sus veces, se clasificarán en pequeña, mediana  o gran minería de acuerdo con el volumen de la producción minera máxima anual,  para los siguientes grupos de minerales: carbón, materiales de construcción,  metálicos, no metálicos, metales preciosos, piedras preciosas y semipreciosas,  como se muestra a continuación:    

         

Parágrafo  1°. En los casos en que en el área de un título  minero se encuentren de manera simultánea los métodos de explotación  subterráneos y a cielo abierto, se seleccionará el que tenga mayor producción,  para que bajo este se clasifique el proyecto de acuerdo con la tabla anterior.    

Parágrafo  2°. Para el caso de metales preciosos y  minerales metálicos en minería subterránea, los valores establecidos en la  tabla corresponden al total de toneladas de material útil removido. Para  minería a cielo abierto, corresponde al total de metros cúbicos de material  útil y estéril removido.    

Para el  caso de piedras preciosas y semipreciosas en minería subterránea y a cielo  abierto, los valores establecidos en la tabla corresponden al total de material  útil y estéril removido.    

Parágrafo  3°. En el evento en que en el área de un título  minero se extraiga de manera simultánea diferentes minerales, deberá realizarse  para su clasificación la sumatoria de los volúmenes de producción de cada uno  de estos; seleccionando el mineral de mayor producción para que en atención a  este se clasifique el proyecto de acuerdo con la tabla anterior.    

Artículo  2.2.5.1.5.6. Clasificación de títulos  mineros. La autoridad minera en  un término no mayor a un (1) año, clasificará el rango de minería en que se  encuentra cada uno de los títulos mineros, con el fin de aplicar las acciones  diferenciales a que haya lugar en la ejecución del proyecto minero, con base en  las políticas y normas adoptadas por el Gobierno nacional.    

En  cualquier caso, la autoridad minera reclasificará los proyectos mineros  atendiendo las modificaciones de los PTO, PTI o el instrumento técnico que haga  sus veces, o cuando verifique que el total de la producción anual del proyecto  minero supera los límites establecidos en el artículo 2.2.5.9.5 del presente  decreto. Igualmente deberán reclasificarse los proyectos en exploración cuando  por cualquier razón exista disminución de la extensión del título minero.    

Artículo  2.2.5.1.5.7. Actualización de la  clasificación. El Ministerio de Minas y Energía ante la existencia  de condiciones técnicas especiales o circunstancias extraordinarias, podrá,  mediante resolución motivada, revisar y actualizar la clasificación establecida  en el presente decreto. Dicha medida será de carácter temporal y tendiente a  solventar dicha situación.    

Parágrafo. Los títulos de pequeña minería que hayan sido otorgados  en virtud de un área de reserva especial o de un proceso de formalización o  legalización minera, y en algún momento sean clasificados como mediana minería,  continuarán recibiendo apoyo estatal, siempre y cuando permanezcan los mismos  titulares o beneficiarios.    

CAPÍTULO 2    

CONTRATO DE CONCESIÓN    

SECCIÓN 1. CONCESIONES CONCURRENTES    

Artículo 2.2.5.2.1.1. Objeto. En caso  de presentarse solicitudes para minerales diferentes que se superpongan  totalmente a un título minero que cuente con Programa de Trabajos e Inversiones  PTI o Programa de Trabajos y Obras PTO debidamente aprobados, en los que se  haya definido claramente el mineral objeto de la explotación, se llevará a cabo  la audiencia a que se refiere el artículo 63 del Código de Minas,  teniendo en cuenta el procedimiento que se señala en la presente sección.    

(Decreto 2653 de 2003,  artículo 1°)    

Artículo 2.2.5.2.1.2. Del estudio  de libertad de área. La autoridad minera competente procederá a  estudiar la solicitud a efecto de determinar dentro del concepto de libertad de  área si está ante un caso de concesión concurrente de conformidad con lo  establecido en el artículo 63 ibídem, caso en el  cual, dentro de los diez (10) días siguientes a la emisión de concepto de  libertad de área se procederá a designar perito, de conformidad con lo  establecido en esta sección y se fijará la fecha y hora para celebrar la  audiencia de que trata el mencionado artículo, en un término que no podía ser  superior a treinta (30) días.    

El perito realizará el estudio del Programa de Trabajos y  Obras PTO, o del Programa de Trabajos e Inversiones PTI, según sea el caso, y  rendirá su informe técnico debidamente motivado dentro de la audiencia a que se  refiere el artículo 63 del Código de Minas  y el artículo 2.2.4.2.1.4 de la presente sección.    

Parágrafo. En caso  de presentarse solicitud de concesión concurrente en una superposición parcial,  se procederá a informar al interesado con el fin de que dentro de los diez (10)  días siguientes, manifieste si renuncia al área superpuesta. En caso contrario,  se adelantará el trámite previsto en el artículo 63 del Código de Minas  y en la presente sección.    

(Decreto 2653 de 2003,  artículo 2°)    

Artículo 2.2.5.2.1.3. Participantes. Participarán  en la audiencia de que trata el artículo 63 del Código de Minas:    

1. Un funcionario técnico de la autoridad minera  competente, quien velará porque la audiencia se desarrolle dando cumplimiento a  los términos establecidos en el Código de Minas  y en la presente sección.    

2. El beneficiario del título minero que cuente con PTI o  PTO aprobado.    

3. El interesado en el nuevo contrato de concesión.    

4. El perito designado para el efecto por la autoridad  minera competente, de acuerdo con el procedimiento descrito en la presente  sección.    

(Decreto 2653 de 2003,  artículo 3°)    

Artículo 2.2.5.2.1.4. Celebración de la audiencia. La audiencia de que trata el artículo 63 del Código de Minas,  tendrá como único objeto el de establecer si existe interferencia o no entre  los trabajos del proponente y los del beneficiario del título minero con PTO o  PTI aprobados, según sea el caso. La citada audiencia no tiene por objeto  conciliar diferencias jurídicas entre las partes que en ella intervienen.    

Llegada la fecha y hora señaladas para llevar a cabo la  audiencia, el funcionario de la autoridad minera competente, procederá a la  instalación de la misma, indicando el objeto de su realización y haciendo una  breve síntesis de los hechos que dieron origen a ella.    

Acto seguido, el funcionario de la autoridad minera  procederá a dar lectura al dictamen del perito, el cual se entenderá notificado  en la audiencia; pudiendo los intervinientes dentro de la misma presentar las  objeciones a que haya lugar de manera sustentada o, solicitar las aclaraciones  del caso, evento en el cual el perito deberá resolverlas de forma inmediata,  salvo lo dispuesto en el artículo siguiente.    

Parágrafo. De  todo lo actuado en las diligencias de audiencia se dejará constancia en un acta  que será firmada por los intervinientes. En caso de renuencia de alguno de los  participantes a firmarla o en el de inasistencia se dejará constancia.    

(Decreto 2653 de 2003,  artículo 4°)    

Artículo 2.2.5.2.1.5. Práctica de  visita. Si de la objeción del dictamen pericial se deriva la  necesidad de practicarse una visita al área objeto de la solicitud de concesión  concurrente, la autoridad minera competente así lo ordenará en la misma  audiencia, fijando día y hora para la realización de la visita técnica, dentro  de un término que no podrá ser superior a los diez (10) días siguientes a su  celebración.    

Dicha visita será realizada por un funcionario técnico de  la autoridad minera competente y el perito, pudiendo asistir el proponente y el  beneficiario del título minero por sí o por intermedio de apoderado o  representante.    

(Decreto 2653 de 2003,  artículo 5°)    

Artículo 2.2.5.2.1.6. Reanudación de la audiencia. Dentro de los diez (10) días siguientes a la práctica de  la visita se señalará el día y hora para reanudar la audiencia de que trata el  artículo 2.2.4.2.1.4 da presente sección, en la que se concederá la palabra al  perito por una sola vez con el fin de que rinda su dictamen, el cual deberá  precisar la compatibilidad o interferencia de las explotaciones.    

Concluida la intervención del perito, el funcionario de  la autoridad minera competente procederá en forma verbal y motivada a resolver  definitivamente sobre la solicitud de concesión concurrente y se continuará con  el trámite previsto en la Ley 685 de 2001.    

Como resultado de la misma, el funcionario de la  autoridad minera competente levantará un acta que deberá ser suscrita por los  intervinientes y en la cual quedará una constancia del desarrollo de esta.    

(Decreto 2653 de 2003,  artículo 6°)    

Artículo 2.2.5.2.1.7. Peritos. Los peritos  serán seleccionados por la autoridad minera delegada, de la lista de Geólogos e  Ingenieros de Minas, inscritos ante el Consejo Profesional de Geología o ante  el Consejo Profesional Nacional de Ingeniería, según sea el caso.    

(Decreto 2653 de 2003,  artículo 7°)    

Artículo 2.2.5.2.1.8. Designación y nombramiento de peritos. La autoridad minera competente solicitará al Consejo  Profesional de Geología o al Consejo Profesional Nacional de Ingeniería, una  lista actualizada de los Geólogos o Ingenieros de Minas inscritos, con  domicilio en el departamento donde se encuentre ubicada el área de la solicitud  de propuesta interesada en el trámite de la concesión concurrente, o en su  defecto, en un departamento vecino o cercano.    

De la lista de profesionales suministrada, la autoridad  minera delegada procederá a seleccionar por sorteo el profesional que actuará  como perito dentro del trámite de la concesión concurrente.    

La designación del perito se notificará mediante escrito  enviado a la dirección que figure en la lista suministrada por el Consejo  Profesional de Geología o por el Consejo Profesional Nacional de Ingeniería,  según sea el caso. Copia del acto de designación del perito y de la constancia  de envío del mismo por correo certificado, se agregará a los expedientes  mineros del proponente y del beneficiario del título minero.    

Parágrafo 1°.  Dentro de los 5 días siguientes al envío de la comunicación de designación  de que trata este artículo, el perito deberá manifestar a través de escrito, en  forma expresa y clara su aceptación o no al cargo.    

Dentro de los dos días siguientes a la aceptación, el  perito deberá presentarse ante la autoridad minera competente, con el fin de  tomar posesión del cargo, recibir y revisar los estudios técnicos y documentos  que deba tener en cuenta para su dictamen.    

Parágrafo 2°.  En caso de que el perito no acepte el cargo para el cual fue designado, la  autoridad minera competente procederá, dentro de los cinco (5) días siguientes  a efectuar un nuevo nombramiento, realizando para el efecto otro sorteo, entre  los profesionales que conforman la lista que le hubiere sido suministrada.    

(Decreto 2653 de 2003,  artículo 8°)    

Artículo 2.2.5.2.1.9. Obligaciones del perito. Adicional a las indicadas en la ley y en los estatutos  para el ejercicio de la Ingeniería de Minas y la Geología, son obligaciones del  perito designado:    

1. Analizar el Programa de Trabajos y Obras  PTO o el Programa de Trabajos e Inversiones PTI, según sea el caso, con el fin  de estudiar el desarrollo futuro del proyecto minero.    

2. Confrontar las condiciones del área solicitada y de  los trabajos mineros diseñados por el titular al cual se superpone la propuesta,  para así determinar la posibilidad de que existan interferencias o  incompatibilidades en el desarrollo de ambos proyectos.    

3. Entregar un dictamen pericial motivado de manera breve  y precisa el cual hará parte del expediente del interesado y del beneficiario  de título minero.    

4. Suscribir el acta derivada del desarrollo de la  audiencia.    

5. Practicar la visita técnica al área de los proyectos,  en caso de ser necesaria, para dirimir las diferencias presentadas.    

6. Manifestar por escrito y bajo juramento, al momento de  la aceptación del cargo, que no se encuentra incurso en causal alguna de  inhabilidad o incompatibilidad de las contempladas en la ley.    

(Decreto 2653 de 2003,  artículo 9)    

Artículo 2.2.5.2.1.10. Cuotas y pagos. El  proponente asumirá los costos del experticio, salvo  en los casos de solicitudes de legalización para minería de hecho, los cuales  serán asumidos por la autoridad minera competente.    

Corresponderá a la autoridad minera competente en cada  caso, fijar los honorarios del perito, los cuales no podrán ser inferiores a un  salario mínimo legal mensual vigente, ni exceder la suma de diez salarios  mínimos legales mensuales vigentes. Para el efecto, deberá tenerse en cuenta el  número de hectáreas objeto de la propuesta, su ubicación geográfica, el  servicio prestado, equipos requeridos y costos de desplazamiento.    

(Decreto 2653 de 2003,  artículo 10)    

SECCIÓN 2    

Nota: Nombre del Título de la Sección 2  modificado por el Decreto 1975 de 2016,  artículo 1º.    

INTEGRACIÓN DE ÁREAS, PRÓRROGA Y DERECHO DE  PREFERENCIA    

Texto inicial del nombre del Titulo  de la Sección 2:    

“DE  LA PRÓRROGA”    

Artículo 2.2.5.2.2.1. Prórroga del periodo de exploración. Para que la prórroga de la etapa de exploración pueda ser  evaluada y decidida por parte de la Autoridad Minera o concedente, bajo los  términos y condiciones señalados en el parágrafo del artículo 108 de la Ley 1450 de 2011, el  Concesionario deberá allegar la siguiente información previa, relacionada con  los trabajos ejecutados y proyectados:    

1. Las actividades pendientes, que forman parte del  Programa Exploratorio, y que debieron iniciarse por lo menos durante el último  trimestre antes de la fecha de terminación de la respectiva fase del Periodo de  Exploración.    

2. La demostración de haber ejecutado en forma  ininterrumpida tales actividades, y Las razones técnicas por las cuales se  estime, razonablemente, que el tiempo restante es insuficiente para concluirlas  antes del vencimiento de la fase de exploración en curso.    

3. Finalmente, el cronograma y el monto de la inversión  asociados a los trabajos previstos para el período de prórroga, los que deberán  corresponder a actividades previstas en las Fases II y III de los Términos de  Referencia para la exploración.    

(Decreto 0943 de 2013,  artículo 1°)    

Nota, artículo 2.2.5.2.2.1.: El texto oficialmente publicado de este  artículo no corresponde exactamente al texto del artículo 1º del Decreto 943 de 2013,  referido.    

Artículo 2.2.5.2.2.2. Adopción de los términos. La Autoridad Minera o concedente adoptará los términos de  referencia necesarios para la presentación de la información relativa a las  prórrogas del período de exploración.    

(Decreto 0943 de 2013,  artículo 2°)    

Artículo 2.2.5.2.2.3. Prórroga del contrato de concesión. Para la prórroga del contrato de concesión a fin de  continuar con las actividades de explotación, el concesionario minero deberá  presentar un nuevo Programa de Trabajos y Obras para la vigencia de la  prórroga, y estar al día con todas las obligaciones derivadas del contrato de  concesión y la ley.    

(Decreto 0943 de 2013,  artículo 3°)    

Artículo 2.2.5.2.2.4. Criterios de evaluación técnica para la prórroga del contrato de  concesión. Para llevar a cabo  una evaluación objetiva de la solicitud de prórroga del contrato de concesión,  la Autoridad Minera deberá considerar los siguientes aspectos:    

3.1. Técnicos:    

a) Verificar que contenga la actualización de las  reservas existentes en el área del título minero, las cuales serán objeto de  explotación durante el desarrollo de la prórroga solicitada;    

b) Constatar que con la prórroga del proyecto minero no  se esterilicen reservas de los recursos mineros existentes;    

c) Comprobar que se describa el método y sistema de  explotación que se implementará en el proyecto minero;    

d) Constatar que se registre la producción anual que se  proyecta obtener durante el tiempo de ejecución de la prórroga;    

e) Verificar que se especifiquen las características de  las instalaciones y las obras que se implementarán en la ejecución del proyecto  minero;    

f) Comprobar que en el documento se incluya el plan de  cierre definitivo de la mina, el cual debe contener como mínimo las actividades  a realizar, las inversiones y el plan de ejecución de las mismas, que garantice  que las operaciones mineras se cierren de forma ambiental y socialmente  responsable. Este deberá implementarse progresivamente con el fin de garantizar  que al finalizar el proyecto muchas de las acciones del plan de cierre hayan  sido ejecutadas.    

Parágrafo. Será  requisito indispensable que se efectúe previamente una visita técnica al área  del título minero, para establecer las condiciones mineras, sociales y  ambientales en las cuales se viene adelantando el proyecto minero.    

3.2. Económicos:    

En aquellos títulos mineros en los que opere la reversión  de bienes, se debe verificar que se incluya la descripción de los muebles,  equipos y maquinarias que se tienen, adquirirán y se destinarán a la  explotación, beneficio, transformación, transporte y embarque del material, en  los términos establecidos en el artículo 357 del Código de Minas.    

3.3. Sociales:    

a) Comprobar que el Concesionario minero haya dado  cumplimiento al artículo 251 del Código de Minas,  relativo al recurso humano nacional;    

b) Verificar que el concesionario haya atendido lo  dispuesto en el artículo 352 del Código de Minas;    

c) Verificar que se esté dando cumplimiento a los  artículos 253 y 254 del Código de Minas  en relación con la participación de los trabajadores nacionales y de la mano de  obra regional.    

3.4. Ambientales:    

a) Verificar que en el plan minero propuesto se  consideren las inversiones y el plan de ejecución de las actividades de  readecuación morfológica y recuperación ambiental que se implementarán en el  área de influencia directa del proyecto;    

b) Comprobar que la actualización del plan de trabajos y  obras es concordante con el estudio de impacto ambiental presentado a la  autoridad ambiental.    

3.5. Jurídicos:    

a) Verificar que el concesionario se encuentre a paz y  salvo por todo concepto, y que haya cumplido con todas la obligaciones  contractuales;    

b) Que la póliza de garantía minero-ambiental se  encuentre vigente y amparando el cumplimiento de las obligaciones en los  términos y con el alcance señalado en el artículo 280 del Código de Minas.    

Artículo 2.2.5.2.2.5. Cumplimiento de los aspectos. Si la Autoridad Minera encuentra que los aspectos señalados  en el artículo anterior, han sido cumplidos por parte del Concesionario o que  existiendo algunas omisiones estas puedan ser subsanadas, podrá consentir en  que se modifique el contrato en cuanto al término de su vigencia y conceder la  prórroga respectiva. En caso contrario, la Autoridad Minera deberá abstenerse  de suscribir el acta de prórroga del contrato de concesión, y motivará su  decisión mediante acto administrativo.    

(Decreto 0943 de 2013,  artículo 5°)    

(Suspendidos por medida  cautelar contenido de la letra e) del numeral 3,1. la letra a) del numeral 3,3  y la letra a) del numeral 3,5, de los artículo 4° y 5° del Decreto Reglamentario 0943 del  14-05-2013).    

SUBSECCIÓN 2.1.    

Nota: Subsección adicionada por el Decreto 1975 de 2016,  artículo 2º.    

ASPECTOS GENERALES    

Artículo  2.2.5.2.2.6. Objeto. El objeto del presente decreto es determinar los  parámetros a tener en cuenta por parte de la Autoridad Minera Nacional para la  evaluación costo-beneficio de las solicitudes de prórrogas y del derecho de  preferencia de que trata el parágrafo primero del artículo 53 de la Ley 1753 de 2015.    

Así mismo,  fijar los criterios para que la Autoridad Minera Nacional pueda establecer nuevas  condiciones contractuales y contraprestaciones adicionales a las regalías para  las solicitudes de integración de área y prórrogas a que hace referencia el  artículo 23 de la Ley 1753 de 2015.    

Artículo  2.2.5.2.2.7. Ámbito de aplicación. Las disposiciones  contenidas en el presente decreto, se aplicarán a la evaluación de las  siguientes solicitudes:    

i)  Prórroga de los Contratos de Concesión perfeccionados con posterioridad a la  entrada en vigencia de la Ley 1753 de 2015;    

ii)  Integración de áreas de títulos mineros de cualquier régimen o modalidad, así  estas no sean vecinas o colindantes, pero que pertenezcan a un mismo yacimiento  minero y que se presenten con posterioridad a la entrada en vigencia de la Ley 1753 de 2015;    

iii) Derecho  de preferencia de los beneficiarios de licencia de explotación que hayan optado  por la prórroga de este título minero y de los contratos mineros de pequeña  minería celebrados en áreas de aporte.    

SUBSECCIÓN 2.2.    

INTEGRACIÓN DE ÁREAS    

Artículo  2.2.5.2.2.8. Requisitos generales y  especiales para la integración. Los titulares mineros deberán presentar ante la Autoridad  Minera Nacional un Programa Único de Exploración y Explotación para el área a  integrar, que contenga como mínimo los siguientes parámetros generales:    

i) Área  definitiva a integrar;    

ii) Estudio  de cartografía geológica del área;    

iii) Estudio  favorable para la integración;    

iv) Descripción  actual de los títulos mineros a integrar;    

v) Mención  de la etapa en que inicia el proyecto unificado; y los siguientes parámetros  especiales de exploración y explotación:    

i)  Descripción y cronograma de las actividades de exploración o explotación por  realizar, según corresponda;    

ii)  Proyección del diseño y    

iii) Plan  minero.    

Con base  en el Programa Único de Exploración y Explotación, la Autoridad Minera Nacional  tendrá como parámetro de evaluación para la procedencia de la integración, que  las condiciones existentes pactadas a favor del Estado en los clausulados  contractuales o títulos mineros objeto de la integración no sean desmejoradas;  y en todo caso las condiciones adicionales objeto de la negociación deberán  favorecer los intereses del Estado.    

Artículo  2.2.5.2.2.9. Nuevas condiciones  contractuales y contraprestaciones adicionales. Las nuevas condiciones contractuales y las  contraprestaciones adicionales podrán ser de carácter técnico, social o  económico y estarán acordes con la evaluación del Programa Único de Exploración  y Explotación presentado para la integración de las áreas.    

Las  condiciones contractuales adicionales de carácter técnico estarán sujetas a las  características, métodos, y condiciones de ejecución del proyecto que deberán  reflejarse en el Programa Único de Exploración y Explotación.    

Las condiciones contractuales adicionales de inversión social  podrán estar representadas en planes de gestión social y proyectos que tengan  impacto social en el área de influencia directa del proyecto minero integrado.    

Las  contraprestaciones adicionales a las regalías podrán corresponder a aspectos  diferentes, que se agregarían a la regalía de ley por el ejercicio del derecho  de aprovechamiento económico de los minerales de propiedad estatal.    

Artículo  2.2.5.2.2.10. Régimen legal aplicable.  El contrato objeto de la integración se  sujetará en su aplicación a las normas del Código de Minas, o a las normas que  lo modifiquen, adicionen o sustituyan, y en ningún caso dará lugar a la  prórroga automática de los títulos que se integran. No obstante, el contrato  resultado de la integración, podrá ser objeto de prórroga, de conformidad con  la normatividad vigente.    

SUBSECCIÓN 2.3.    

PRÓRROGA DE LOS CONTRATOS DE CONCESIÓN Y  DERECHO DE PREFERENCIA    

Artículo  2.2.5.2.2.11. Evaluación  costo-beneficio. En el  marco de la evaluación de las solicitudes de prórroga de los contratos de  concesión y del derecho de preferencia de títulos mineros, la evaluación  costo-beneficio que realice la Autoridad Minera, se hará teniendo en cuenta la  clasificación de la minería y se efectuará de conformidad con los siguientes  parámetros:    

1. El  análisis costo-beneficio se realizará con fundamento en la evaluación  financiera del proyecto minero propuesto, atendiendo al tipo de mineral, la  ubicación geográfica del área, las características técnicas y operativas del  proyecto, las condiciones del mercado nacional e internacional, y a la mayor  extracción de reservas del mineral. Para lo cual, la Autoridad Minera Nacional  establecerá los parámetros de evaluación.    

2. La  Autoridad Minera verificará que el estimado del valor presente neto del  proyecto minero prorrogado u objeto del derecho de preferencia, sea igual o  superior al valor presente neto del proyecto en desarrollo, conforme al  Programa de Trabajos y Obras y condiciones vigentes, sin perjuicio de que se  exijan nuevas condiciones contractuales o se pacten contraprestaciones  adicionales a las regalías.    

3. La  Autoridad Minera definirá los factores para establecer la estimación del valor  presente neto.    

Nota, artículo 2.2.5.2.2.11: Ver Resolución  107 de 2018, ANM.    

Artículo  2.2.5.2.2.12. Criterios para la  selección de las nuevas condiciones contractuales y contraprestaciones  adicionales. Una vez se  haya efectuado la evaluación costo-beneficio y se determine continuar con el  trámite de la prórroga del respectivo contrato, la Autoridad Minera Nacional  podrá exigir nuevas condiciones frente a los contratos y/o pactar  contraprestaciones económicas adicionales a las regalías, de acuerdo con la  clasificación de la minería, para lo cual deberá verificar que el contrato  prorrogado garantice que las condiciones adicionales objeto de la negociación,  favorezcan los intereses del Estado.    

Parágrafo.  En la integración de áreas y prórroga de  los títulos de pequeña minería podrían o no, exigirse nuevas condiciones  contractuales, así mismo, podrían o no, pactarse contraprestaciones económicas  adicionales.    

Artículo  2.2.5.2.2.13. El Ministerio de Minas  y Energía podrá establecer las condiciones para el ejercicio del derecho de  preferencia, de que trata el parágrafo primero del artículo 53 de la Ley 1753 de 2015.    

Nota, artículo 2.2.5.2.2.13: Ver Resolución  4-1275 de 2016, M. de Minas.    

CAPÍTULO 3    

ZONAS EXCLUIDAS Y RESTRINGIDAS DE LA MINERÍA    

SECCIÓN 1.PARTICIPACIÓN DE LAS AUTORIDADES TERRITORIALES    

Artículo 2.2.5.3.1.1. Objeto. El  objeto de esta Sección es regular el procedimiento que deben seguir los  municipios y distritos para acordar con el Ministerio de Minas y Energía  medidas, de protección del ambiente sano y, en especial, de sus cuencas  hídricas, el desarrollo económico, social, cultural de sus comunidades y la  salubridad de la población, frente a las posibles afectaciones que pueden derivarse  de la actividad minera.    

(Decreto 2691 de 2014,  artículo 1°)    

Artículo 2.2.5.3.1.2. Ámbito de aplicación. Las  medidas de protección que se adopten en virtud de esta sección, se aplicarán a  las solicitudes de concesión en trámite a partir del 23 de diciembre de 2014 a  las presentadas con posterioridad a la fecha de entrada en vigencia del mismo.    

(Decreto 2691 de 2014,  artículo 2°)    

Artículo 2.2.5.3.1.3. Solicitud de acuerdo de las autoridades territoriales. Los concejos municipales o distritales podrán solicitar  ante el Ministerio de Minas y Energía, previo acuerdo municipal o distrital,  medidas de protección del ambiente sano, y en especial, de sus cuencas  hídricas, el desarrollo económico, social, cultural de sus comunidades y la  salubridad de la población, frente a las posibles afectaciones que pueden  derivarse de la actividad minera, en áreas previamente delimitadas de su  circunscripción territorial.    

(Decreto 2691 de 2014,  artículo 3°)    

SUBSECCIÓN 1.1    

PROCEDIMIENTO    

Artículo 2.2.5.3.1.1.11. Estudio de soporte. En virtud  de lo previsto en el artículo 2.2.4.3.1.3. de esta sección, en el acuerdo del  respectivo concejo municipal o distrital se concretará la intención de  establecer las medidas de protección referidas, se indicarán las causas y se  establecerán los fines perseguidos.    

Las medidas de protección deben fundamentarse en estudios  técnicos elaborados a cargo del respectivo municipio o distrito, los cuales  deben contener el análisis de los efectos sociales, culturales, económicos o  ambientales que podrían derivarse de la aplicación de las citadas medidas en  relación con los impactos que puede generar la actividad minera. Los costos de  estos estudios serán asumidos por el Municipio solicitante.    

Los estudios aludidos deberán acompañarse a la solicitud  y estarán en concordancia con los planes de ordenamiento territorial, planes  básicos de ordenamiento territorial y esquemas de ordenamiento territorial,  según el caso.    

(Decreto 2691 de 2014,  artículo 4°)    

Artículo 2.2.5.3.1.1.12. Término para el ejercicio del derecho. Los concejos municipales o distritales podrán ejercer  el derecho previsto en esta sección cada vez que se modifiquen sus planes de  ordenamiento territorial, planes básicos de ordenamiento territorial y esquemas  de ordenamiento territorial, según el caso.    

Parágrafo transitorio. Dentro del término de noventa (90) días, contados a  partir del 23 de diciembre de 2014, los concejos municipales o distritales  podrán presentar por primera vez ante el Ministerio de Minas y Energía, la  solicitud señalada en el artículo 2.2.4.3.1.3    

(Decreto 2691 de 2014,  artículo 5°)    

Artículo 2.2.5.3.1.1.13. Trámite de la solicitud. Recibida la solicitud del concejo municipal o distrital,  el Ministerio de Minas y Energía lo enviará dentro de los diez (10) días  siguientes al recibo de la misma, a la autoridad nacional con competencia en  las materias a que se refiere el estudio técnico de soporte para su respectivo  concepto. Este concepto podrá expedirse con apoyo en los dictámenes de las  distintas entidades del sector. En el mismo lapso, se reportará a la Agencia  Nacional de Minería los municipios o distritos que elevaron solicitud, con el  fin de que se dé aplicación a lo dispuesto en el artículo 2.2.4.3.1.1. 1.8 de  esta sección.    

Parágrafo. Si la  solicitud del ente territorial no cumple con los requisitos establecidos en  esta sección, el Ministerio de Minas y Energía lo requerirá por una sola vez  para que en el término de quince (15) días contados a partir de la fecha del  requerimiento, subsane la deficiencia, so pena de dar por terminado el trámite.    

(Decreto 2691 de 2014,  artículo 6°)    

Artículo 2.2.5.3.1.1.14. Valoración de la solicitud. La autoridad nacional competente valorará la solicitud  del concejo municipal o distrital y presentará ante el Ministerio de Minas y  Energía, en un término no mayor a veinte (20) días, contados a partir de la  fecha de recibo de la misma, un concepto técnico sobre las razones que  sustentan las medidas de protección solicitadas y su procedencia y, de ser el  caso, de sus condiciones. El término antes referido podrá ser prorrogado, a  solicitud de la autoridad nacional competente, por una sola vez y por el mismo  lapso.    

De estimarlo conveniente, el Ministerio de Minas y  Energía podrá solicitar concepto al Departamento Nacional de Planeación o a  otra entidad pertinente, con el fin de establecer el impacto económico de las  medidas de protección requeridas. Así mismo, se podrá consultar a las empresas  que tengan interés en el área o al gremio minero, respecto de la conveniencia  de los proyectos que pretenden desarrollarse, en relación con las medidas que  han sido solicitadas por los entes territoriales, lo cual se tendrá en cuenta  para la toma de la decisión.    

(Decreto 2691 de 2014,  artículo 7°)    

Artículo 2.2.5.3.1.1.15. Reunión.  Vencido el término señalado en el artículo 2.2.4.3.1.1. 1.4 el Ministerio de  Minas y Energía en un plazo no mayor a diez (10) días, convocará por una sola  vez, a una reunión al concejo municipal o distrital solicitante, o a su  delegado, y a la autoridad nacional competente para que respectivamente  expongan las razones de la solicitud y del concepto. La reunión podrá  suspenderse por una sola vez, siempre que medie causa justificada y la segunda  reunión deberá celebrarse en un término no menor a diez (10) días ni mayor a  treinta (30) días, contados a partir de la fecha de suspensión de la primera  reunión. El Ministerio de Minas y Energía levantará un acta con el desarrollo detallado  de la reunión.    

Parágrafo. El  Ministerio de Minas y Energía podrá convocar a esta reunión a las entidades y  organismos que considere pertinentes.    

(Decreto 2691 de 2014,  artículo 8°)    

Artículo 2.2.5.3.1.1.16. Decisión. El Ministerio  de Minas y Energía, en un término no mayor a quince (15) días, contados a  partir de la fecha de finalización de la reunión, mediante acto administrativo  debidamente motivado, decidirá sobre las medidas solicitadas por la entidad  territorial, con fundamento en los principios de desarrollo sostenible,  fortalecimiento económico y social del país, propiedad estatal de los recursos  naturales no renovables y el aprovechamiento eficiente de los mismos.    

Una vez en firme, el acto administrativo será remitido a  la Agencia Nacional de Minería y a la autoridad competente para su  conocimiento.    

La decisión consistirá en la adopción o no, de las  medidas necesarias para la protección del ambiente sano y, en especial, de sus  cuencas hídricas, el desarrollo económico, social, cultural de sus comunidades  y la salubridad de la población.    

(Decreto 2691 de 2014,  artículo 9°)    

Artículo 2.2.5.3.1.1.17. Imposición de las medidas. Las medidas concretas de protección serán impuestas y  supervisadas, durante la ejecución del contrato, por la autoridad competente o  quien esta designe, es decir, por aquella que emitió concepto técnico sobre las  razones que sustentan las medidas de protección solicitadas.    

En materia ambiental la supervisión de las medidas  adoptadas será realizada por la autoridad competente para la evaluación,  seguimiento y control de los efectos ambientales de la actividad minera.    

(Decreto 2691 de 2014,  artículo 10)    

Artículo 2.2.5.3.1.1.18. Régimen de transición. La Autoridad Minera Nacional tramitará dentro de los  términos legales establecidos para el efecto, las solicitudes presentadas antes  del 23 de diciembre de 2014. No obstante, a estas solicitudes, les serán aplicables  las medidas de protección que adopte el Ministerio de Minas y Energía como  resultado de los acuerdos logrados con las entidades territoriales concernidas  en los términos establecidos en esta sección.    

Las solicitudes presentadas con posterioridad al 23 de  diciembre de 2014no serán objeto de contrato de concesión por parte de la  Autoridad Nacional Minera durante el término establecido para que los  municipios o distritos manifiesten por primera vez su intención de acordar  medidas de protección.    

De acuerdo al párrafo anterior, las áreas sobre las  cuales los municipios o distritos hayan ejercido dicha facultad, no se  otorgarán en concesión, hasta tanto se haya agotado el procedimiento  establecido en esta sección.    

Las áreas que no hayan sido objeto de requerimiento por  parte de los entes territoriales podrán ser otorgadas en concesión por parte de  la Autoridad Minera Nacional.    

Los contratos de concesión suscritos y no inscritos en el  Registro Minero Nacional no serán objeto de las medidas de que trata este acto  administrativo, Por lo anterior, la Agencia Nacional de Minería procederá a la  inscripción de los mismos de manera inmediata.    

(Decreto 2691 de 2014,  artículo 11)    

SECCIÓN 2    

ÁREAS DE RESERVA ESPECIAL    

Artículo 2.2.5.3.2.1. Régimen aplicable. Además  de los decretos compilados en la presente Sección continuarán vigentes las  áreas de reserva Especiales adoptadas por la Autoridad Minera Nacional a través  de las respectivas resoluciones.    

SUBSECCIÓN 2.1    

DELIMITACIÓN DE ÁREA EN LOS DEPARTAMENTOS DE ANTIOQUIA,  NORTE DE SANTANDER Y EL SUR DE BOLÍVAR    

Área delimitada en el departamento de Antioquia    

Artículo 2.2.5.3.1.2.1.1. Alinderación de áreas de Reserva Especial. delimitar como áreas de Reserva Especial para adelantar  estudios geológicos-mineros y desarrollar proyectos mineros estratégicos para  el país, de conformidad con el artículo 31 del Código de Minas  las que se alinderan a continuación:    

1. Bellavista Sur. El área se reserva para un yacimiento de carbón que se  localiza en jurisdicción del municipio de Angelópolis, departamento de  Antioquia y se enmarca dentro de los siguientes linderos:    

DESCRIPCIÓN DEL P.A: Esquina Suroccidental del marco de  la plaza de Angelópolis    

PLANCHA IGAC. DEL P.A.: 146-4-C    

ÁREA TOTAL: 39 hectáreas y 6.533 metros (2) distribuidas  en 1 zona    

ALINDERACIÓN DE LA ZONA NÚMERO 1    

Punto    Inicial                    

Punto    Final                    

Rumbo                    

Distancia                    

Coordenada    Norte Inicial                    

Coordenada    Este Inicial   

PA                    

1                    

S44-04-57.64E                    

485.84                    

1167735.000                    

1151330.000   

1                    

2                    

S06-25-07.63E                    

80.50                    

1167386.000                    

1151668.000   

2                    

3                    

S56-52-29.10W                    

450.16                    

1167306.000                    

1151677.000   

3                    

4                    

S18-06-13.54E                    

547.08                    

1167060.000                    

1151300.000   

4                    

5                    

S71-33-54.18E                    

98.03                    

1166540.000                    

1151470.000   

5                    

6                    

S69-04-31.79E                    

72.80                    

1166509.000                    

1151563.000   

6                    

7                    

N11-00-12.74E                    

73.35                    

1166483.000                    

1151631.000   

7                    

8                    

N90-00-00.00E                    

675.00                    

1166555.000                    

1151645.000   

8                    

9                    

N55-58-20.06W                    

705.87                    

1166555.000                    

1152320.000   

9                    

10                    

N12-18-28.85E                    

562.94                    

1166950.000                    

1151735.000   

10                    

1                    

S58-37-56.79W                    

219.01                    

1167500.000                    

1151855.000    

Área delimitada en el departamento de Norte de Santander    

2. Zorzana. El área se reserva para un yacimiento de carbón que se  localiza en jurisdicción de los municipios de Bochalema, San Cayetano y Cúcuta,  departamento de Norte de Santander y se enmarca dentro de los siguientes  linderos:    

Descripción del P.A.: Mojón de la mina Coopselva a  3.3 metros de la Bocamina Azimut 330G.    

Plancha IGAC del P.A.: 98-2-C    

Municipios: Bochalema  (Norte Santander) y San Cayetano (Norte Santander).    

Área total: 363  hectáreas y 1.407.5 metros cuadrados distribuidas en 1 zona.    

Alinderación de la zona número 1    

Punto    Inicial                    

Punto    Final                    

Rumbo                    

Distancia                    

Coordenada    Norte Inicial                    

Coordenada    Este Inicial   

PA                    

1                    

S16-58-12.50W                    

453.02                    

1347018.296                    

1164087.225   

1                    

2                    

N90-00-00.00E                    

1020.00                    

1346585.002                    

1163955.001   

2                    

3                    

N20-02-24.58W                    

2144.87                    

1346585.002                    

1164975.001   

3                    

4                    

N28-50-46.94E                    

743.03                    

1348600.006                    

1164239.999   

4                    

5                    

N47-31-34.02W                    

962.60                    

1349250.838                    

1164598.484   

5                    

6                    

S46-42-35.33W                    

947.95                    

1349900.837                    

1163888.484   

6                    

7                    

S14-55-53.10W                    

776.21                    

1349250.834                    

1163198.481   

7                    

1                    

S26-30-18.65E                    

2139.92                    

1348500.833                    

1162998.480    

3. San Pedro (Derogada  por el artículo 1 del Decreto 2519 de 2003)    

4. La Doña Juana. El área se reserva para un yacimiento de carbón que se  localiza en jurisdicción de los municipios de Bochalema, Chinácota y Los  Patios, departamento de Norte de Santander y se enmarca dentro de los  siguientes linderos:    

DESCRIPCIÓN DEL P.A: Confluencia de las quebradas Cacua e Iscala    

PLANCHA IGAC. DEL P.A.: 98-4-A    

ÁREA TOTAL: 437 hectáreas y 5000 metros (2) distribuidas  en 1 zona    

ALINDERACIÓN DE LA ZONA NÚMERO 1    

Punto    Inicial                    

Punto    Final                    

Rumbo                    

Distancia                    

Coordenada    Norte Inicial                    

Coordenada    Este Inicial   

PA                    

1                    

N01-34-20.74W                    

2550.96                    

1336950.000                    

1163320.000   

1                    

2                    

N90-00-00.00E                    

1250.00                    

1339500.000                    

1163250.000   

2                    

3                    

N00-00-00.00E                    

4250.00                    

1339500.000                    

1164500.000   

3                    

4                    

S39-48-20.05W                    

1952.56                    

1343750.000                    

1164500.000   

4                    

1                    

S00-00-00.00W                    

2750.00                    

1342250.000                    

1163250.000    

Área delimitada en la región del sur de Bolívar    

Gallo-Café. El área  se reserva para un yacimiento de oro que se localiza en jurisdicción del  municipio de Arenal, departamento de Bolívar y se enmarca dentro de los  siguientes linderos:    

Descripción del P.A.: Primer punto de la poligonal.    

Plancha IGAC del P.A.: 84-2-A    

Municipios: Arenal  (Bolívar).    

Área total: 196 hectáreas y 9.375 metros cuadrados  distribuidos en 1 zona.    

Alinderación de la zona número 1    

Punto    Inicial                    

Punto    Final                    

Rumbo                    

Distancia                    

Coordenada    Norte Inicial                    

Coordenada    Este Inicial   

PA                    

1                    

S00-00-00.00W                    

975.00                    

1399460.000                    

978580.000   

1                    

2                    

N90-00-00.00E                    

1225.00                    

1398485.000                    

978580.000   

2                    

3                    

S00-00-00.00W                    

25.00                    

1398485.000                    

979805.000   

3                    

4                    

N90-00-00.00E                    

775.00                    

1398460.000                    

979805.000   

4                    

5                    

N00-00-00.00E                    

1000.00                    

1398460.000                    

980580.000   

5                    

PA                    

S90-00-00.00W                    

2000.00                    

1399460.000                    

980580.000    

6. Bolívar. El  área se reserva para un yacimiento de oro que se localiza en jurisdicción de  los municipios de Montecristo, Arenal, departamento de Bolívar y se enmarca  dentro de los siguientes linderos:    

DESCRIPCIÓN DEL P.A: Primer punto de la poligonal    

PLANCHA IGAC. DEL P.A.: 74-4-C    

AREA TOTAL: 100 hectáreas distribuidas en 1 zona    

ALINDERACIÓN DE LA ZONA NÚMERO 1    

Punto    Inicial                    

Punto    Final                    

Rumbo                    

Distancia                    

Coordenada    Norte Inicial                    

Coordenada    Este Inicial   

PA                    

1                    

S00-00-00.00W                    

1000.00                    

1401000.000                    

978500.000   

1                    

2                    

N90-00-00.00E                    

1000.00                    

1400000-000                    

978500.000   

2                    

3                    

N00-00-00.00E                    

1000.00                    

1400000.000                    

979500.000   

3                    

PA                    

S90-00-00.00W                    

1000.00                    

1401000.000                    

979500.000    

7. Culoalzao. (Derogada por el artículo 4° del Decreto 1494 de 2003)    

8. Estrella. (Derogada por el artículo 4° del Decreto 1494 de 2003)    

9. Santa Cruz. El área se reserva para un yacimiento de oro que se  localiza en jurisdicción de los municipios de Alto del Rosario y Barranco de  Loba, departamento de Bolívar y se enmarca dentro de los siguientes linderos:    

DESCRIPCIÓN DEL PA: Confluencia de la quebrada El Llano y  la quebrada La Redonda    

PLANCHA IGAC. DEL P.A.: 64-4-B    

ÁREA TOTAL: 400 hectáreas distribuidas en 1 zona    

ALINDERACIÓN DE LA ZONA NÚMERO 1    

Punto Inicial                    

Punto Final                    

Rumbo                    

Distancia                    

Coordenada Norte    Inicial                    

Coordenada Este    Inicial   

PA                    

1                    

S02-19-17.51W                    

740.61                    

1454740.000                    

987030.000   

1                    

2                    

N90-00-00.00E                    

2000.00                    

1454000.000                    

987000.000   

2                    

3                    

N00-00-00.00E                    

2000.00                    

1454000.000                    

989000.000   

3                    

4                    

S90-00-00.00W                    

2000.00                    

1456000.000                    

989000.000   

4                    

1                    

S00-00-00.00W                    

2000.00                    

1456000.000                    

987000.000    

10. Buena seña (Derogada  por el artículo 4° del Decreto 1494 de 2003)    

(Decreto 2200 de 2001,  artículo 1°)    

Artículo 2.2.5.3.1.2.1.2. Se entienden excluidas las áreas de títulos mineros  debidamente otorgados e inscritos en el Registro Minero.    

(Decreto 2200 de 2001,  artículo 2°)    

Artículo 2.2.5.3.1.2.1.3. Dentro de los dos años siguientes a la promulgación dela presente  sección las entidades adscritas o vinculadas al Ministerio de Minas y Energía  realizarán los estudios geológico-mineros y la iniciación de los  correspondientes proyectos estratégicos, según las directrices que para el  efecto señale el Viceministerio de Hidrocarburos y Minas    

(Decreto 2200 de 2001,  artículo 3°)    

SUBSECCIÓN 2.2    

DELIMITACIÓN DE ÁREA EN NORDESTE ANTIOQUEÑO Y EL SUR DE  BOLÍVAR    

Artículo 2.2.5.3.1.2.2.1. Delimítense como áreas de Reserva Especial. Para adelantar estudios geológicos mineros y  desarrollar proyectos mineros estratégicos para el país, de conformidad con el  artículo 31 del Código  de Minas, las que se alinderan a continuación:    

Área delimitada en el Nordeste antioqueño    

1. Doña Teresa. El área se reserva para un yacimiento de oro que se  localiza en jurisdicción de los municipios de Segovia y Remedios, departamento  de Antioquia y se enmarca dentro de los siguientes linderos:    

Descripción del P.A.: Confluencia de las quebradas La Marranera y La Cristales.    

Plancha IGAC del P.A.: 117    

Municipios: Segovia  y Remedios (Antioquia).    

Área total: 470  hectáreas 6.984 metros cuadrados distribuidos en 1 zona.    

Alinderación de la zona número 1    

Desde                    

Hasta                    

Rumbo                    

Distancia                    

Norte inicial                    

Este    inicial   

0                    

1                    

N71-34-25.49E                    

1791.07                    

1278080.00                    

931300.00   

1                    

2                    

N00-00-00.00E                    

557.33                    

1278646.13                    

932999.24   

2                    

3                    

N90-00-00.00E                    

2773.36                    

1279203.46                    

932999.24   

3                    

4                    

S29-45-55.17    W                    

3527.01                    

1279203.46                    

935772.60   

4                    

5                    

N90-00-00.00W                    

673.39                    

1276141.78                    

934021.62   

5                    

6                    

N27-59-57.71E                    

841.15                    

1276141.78                    

933348.23   

6                    

7                    

N61-59-14.74W                    

320.08                    

1276884.48                    

933743.12   

7                    

8                    

S27-58-24.49W                    

100.07                    

1277034.81                    

933460.54   

8                    

9                    

N61-59-06.44W                    

166.15                    

1276946.43                    

933413.60   

9                    

10                    

N30-00-05.35E                    

525.10                    

1277024.47                    

933266.92   

10                    

11                    

N52-13-47.00W                    

207.33                    

1277479.21                    

933529.48   

11                    

12                    

N00-00-00.00E                    

1040.00                    

1277606.20                    

933365.59   

12                    

1                    

S90-00-00.00W                    

366.31                    

1278646.20                    

933365.59    

Desde                    

Hasta                    

Rumbo                    

Distancia                    

Norte inicial                    

Este inicial   

0                    

1                    

N71-34-25.49E                    

1791.07                    

1278080.00                    

931300.00   

1                    

2                    

N00-00-00.00E                    

557.33                    

1278646.13                    

932999.24   

2                    

3                    

N90-00-00.00E                    

2773.36                    

1279203.46                    

932999.24   

3                    

4                    

S29-45-55.17 W                    

3527.01                    

1279203.46                    

935772.60   

4                    

5                    

N90-00-00.00W                    

673.39                    

1276141.78                    

934021.62   

5                    

6                    

N27-59-57.71E                    

841.15                    

1276141.78                    

933348.23   

6                    

7                    

N61-59-14.74W                    

320.08                    

1276884.48                    

933743.12   

7                    

8                    

S27-58-24.49W                    

100.07                    

1277034.81                    

933460.54   

8                    

9                    

N61-59-06.44W                    

166.15                    

1276946.43                    

933413.60   

9                    

10                    

N30-00-05.35E                    

525.10                    

1277024.47                    

933266.92   

10                    

11                    

N52-13-47.00W                    

207.33                    

1277479.21                    

933529.48   

11                    

12                    

N00-00-00.00E                    

1040.00                    

1277606.20                    

933365.59   

12                    

1                    

S90-00-00.00W                    

366.31                    

1278646.20                    

933365.59    

Áreas delimitadas en el Sur de Bolívar    

2. Rancho Escondido. El área se reserva para un yacimiento de oro que se  localiza en jurisdicción del municipio de Arenal, departamento de Bolívar y se  enmarca dentro de los siguientes linderos:    

Descripción del P.A.: Primer punto de la poligonal.    

Plancha IGAC del P.A.: 84-2-A    

Municipios: Arenal  (Bolívar).    

Área total: 386  hectáreas y 4.474.5 metros cuadrados distribuidas en 1 zona.    

Alinderación de la zona número 1    

Punto    Inicial                    

Punto    Final                    

Rumbo                    

Distancia                    

Coordenada    Norte Inicial                    

Coordenada    Este Inicial   

PA                    

1                    

S67-07-12.34E                    

.26                    

1399291.103                    

975867.756   

1                    

2                    

S00-00-00.00W                    

1553.00                    

1399291.000                    

975868.000   

2                    

3                    

N90-00-00.00E                    

2132.00                    

1397738.000                    

975868.000   

3                    

4                    

N00-00-00.00E                    

2262.00                    

1397738.000                    

978000.000   

4                    

5                    

S90-00-00.00W                    

642.00                    

1400000.000                    

978000.000   

5                    

6                    

S44-58-26.20W                    

1554.93                    

1400000.000                    

977358.000   

6                    

1                    

N45-00-00.00W                    

552.96                    

1398900.000                    

976259.000    

3. El Avión. El área se reserva para un yacimiento  de Oro que se localiza en jurisdicción de los municipios de Montecristo y Tiquisio, departamento de Bolívar y se enmarca dentro de  los siguientes linderos:    

Descripción del P.A.: Confluencia de la Quebrada Santo Domingo con la Quebrada  El Rosario.    

Plancha IGAC del P.A.: 74-4-A    

Municipios:  Montecristo (Bolívar) y Tiquisio-Puerto Rico  (Bolívar).    

Área total: 100  hectáreas distribuidas en 1 zona.    

Alinderación de la zona número 1    

Punto    Inicial                    

Punto    Final                    

Rumbo                    

Distancia                    

Coordenada    Norte Inicial                    

Coordenada    Este Inicial   

PA                    

1                    

S29-27-10.31W                    

10172.72                    

1419318.000                    

975320.000   

1                    

2                    

S90-00-00.00W                    

1000.00                    

1410460.000                    

970318.000   

2                    

3                    

S00-00-00.00W                    

1000.00                    

1410460.000                    

969318.000    

Punto Inicial                    

Punto Final                    

Rumbo                    

Distancia                    

Coordenada Norte    Inicial                    

Coordenada Este    Inicial   

3                    

4                    

N90-00-00.00E                    

1000.00                    

1409460.000                    

969318.000   

4                    

1                    

N00-00-00.00E                    

1000.00                    

1409460.000                    

970318.000    

4. El Dorado. El  área se reserva para un yacimiento de Oro que se localiza en jurisdicción del  municipio de Río Viejo, departamento de Bolívar y se enmarca dentro de los  siguientes linderos:    

Descripción del P.A.: Confluencia de las Quebradas Norosi  y Carano.    

Plancha IGAC del P.A.: 74-4-C    

Municipios: Río  Viejo (Bolívar)    

Área total: 100  hectáreas distribuidas en 1 zona.    

Alinderación de la zona número 1    

Punto    Inicial                    

Punto    Final                    

Rumbo                    

Distancia                    

Coordenada    Norte Inicial                    

Coordenada    Este Inicial   

PA                    

1                    

N58-34-50.40W                    

86.79                    

1406119.757                    

972187.063   

1                    

2                    

S90-00-00.00W                    

1000.00                    

1406165.000                    

972112.999   

2                    

3                    

S00-00-00.00W                    

1000.00                    

1406165.000                    

971112.999   

3                    

4                    

N90-00-00.00E                    

1000.00                    

1405165.000                    

971112.999   

4                    

1                    

N00-00-00.00E                    

1000.00                    

1405165.000                    

972112.999    

5. Casa de Barro. El área se reserva para un yacimiento de oro que se localiza  en jurisdicción de los municipios de Río Viejo y Tiquisio,  departamento de Bolívar y se enmarca dentro de los siguientes linderos:    

Descripción del P.A.: Confluencia de las Quebradas Hamaca y Oquendo.    

Plancha IGAC del P.A.: 74-2-C    

Municipios: Río  Viejo (Bolívar) y Tiquisio-Puerto Rico (Bolívar).    

Área total: 200  hectáreas distribuidas en 1 zona.    

Alinderación de la zona número 1    

Punto    Inicial                    

Punto    Final                    

Rumbo                    

Distancia                    

Coordenada    Norte Inicial                    

Coordenada    Este Inicial   

PA                    

1                    

S39-38-00.90E                    

10071.31                    

1429756.310                    

975575.761   

1                    

2                    

S00-00-00.00W                    

1000.00                    

1421999.996                    

982000.003   

2                    

3                    

N90-00-00.00E                    

2000.00                    

1420999.996                    

982000.003   

3                    

4                    

N00-00-00.00E                    

1000.00                    

1420999.996                    

984000.003   

4                    

1                    

S90-00-00.00W                    

2000.00                    

1421999.996                    

984000.003    

5. Casa de Barro. El área se reserva para un yacimiento de oro que se localiza  en jurisdicción de los municipios de Río Viejo y Tiquisio,  departamento de Bolívar y se enmarca dentro de los siguientes linderos:    

Descripción del P.A.: Confluencia de las Quebradas Hamaca y Oquendo.    

Plancha IGAC del P.A.: 74-2-C    

Municipios: Río  Viejo (Bolívar) y Tiquisio-Puerto Rico (Bolívar).    

Área total: 200  hectáreas distribuidas en 1 zona.    

Alinderación de la zona número 1    

Punto    Inicial                    

Punto    Final                    

Rumbo                    

Distancia                    

Coordenada    Norte Inicial                    

Coordenada    Este Inicial   

PA                    

1                    

S39-38-00.90E                    

10071.31                    

1429756.310                    

975575.761   

1                    

2                    

S00-00-00.00W                    

1000.00                    

1421999.996                    

982000.003   

2                    

3                    

N90-00-00.00E                    

2000.00                    

1420999.996                    

982000.003   

3                    

4                    

N00-00-00.00E                    

1000.00                    

1420999.996                    

984000.003   

4                    

1                    

S90-00-00.00W                    

2000.00                    

1421999.996                    

984000.003    

Decreto 1494 de 2003,  artículo 1°)    

SUBSECCIÓN 2.3    

ÁREA DE RESERVA ESPECIAL LOCALIZADA EN JURISDICCIÓN DEL  MUNICIPIO DE QUINCHÍA    

Artículo 2.2.5.3.1.2,3.1. Delimitación. Delimitar  como Área de Reserva Especial para adelantar estudios geológicos mineros y  desarrollar proyectos mineros estratégicos para el país, de conformidad con el  artículo 31 del Código  de Minas, la que se alindera a continuación:    

Quinhía. El área se reserva para un yacimiento de oro y metales  preciosos y se localiza en jurisdicción del municipio de Quinchía, departamento  de Risaralda la conforma un (1) área, y una (1) zona de exclusión. Esta área se  enmarca dentro de las siguientes coordenadas:    

DESCRIPCIÓN DEL P. A.: PUNTO UNO DE LA POLIGONAL    

PLANCHA IGAC. DEL P. A.: 186    

MUNICIPIO: QUINCHÍA (RISARALDA)    

ÁREA TOTAL: 585 HECTÁREAS Y 3172.5 METROS (2)  DISTRIBUIDAS EN 1 ZONA Y 1 EXCLUSIÓN    

PERÍMETRO TOTAL: 17618.00803 METROS    

ALINDERACIÓN DE LA ZONA NÚMERO 1    

Punto                    

Punto    Final Rumbo                    

Distancia                    

Coordenada                    

Coordenada    Este Inicial   

PA                    

1    S00-00-00.00W                    

2500.00                    

1084000.000                    

1152000.000   

1                    

2    N90-00-00.00E                    

3000.00                    

1081500.000                    

1152000.000   

2                    

3    N00-00-00.00E                    

554.00                    

1081500.000                    

1155000.000   

3                    

4    S08-21-57.19W                    

137.46                    

1082054.000                    

1155000.000   

4                    

5    N84-08-48.87W                    

1000.21                    

1081918.000                    

1154980.000   

                     

6 N04-12-51.04E                    

476.29                    

1082020.000                    

1153985.000   

6                    

7    S83-39-12.20E                    

986.04                    

1082495.000                    

1154020.000   

7                    

8    N00-00-00.00E                    

1614.00                    

1082386.000                    

1155000.000   

8                    

PA    S90-00-00.00W                    

3000.00                    

1084000.000                    

1155000.000    

ALINDERACIÓN DE LA EXCLUSIÓN NÚMERO 1    

Punto                    

Punto    Final Rumbo                    

Distancia                    

Coordenada    Norte Inicial                    

Coordenada    Este Inicial   

PA                    

1    S68-17-32.23E                    

1135.528                    

1084000.000                    

1152000.000   

1                    

2    N90-00-00.00E                    

1025.000                    

1083580.000                    

1153055.000   

2                    

3 N90-00-00.00E                    

150.000                    

1083580.000                    

1154080.000   

3                    

4    S00-00-00.00W                    

1000.000                    

1083580.000                    

1154230.000   

4                    

5    S90-00-00.00W                    

1175.000                    

1082580.000                    

1154230.000   

5                    

1    N00-00-00.00E                    

1000.000                    

1082580.000                    

1153055.000    

(Decreto 535 de 2006,  artículo 1°)    

Artículo 2.2.5.3.1.2,3.2. Exclusión. Se entienden  excluidas del área alinderada en el artículo anterior las que pertenezcan a  títulos mineros debidamente otorgados e inscritos en el Registro Minero.    

(Decreto 535 de 2006,  artículo 2°)    

Artículo 2.2.5.3.1.2,3.3. Vigencia. Dentro  de los dos años siguientes al 21 de Febrero de 2006, las entidades adscritas o  vinculadas al Ministerio de Minas y Energía realizarán los estudios  geológicos-mineros y la iniciación de los correspondientes proyectos  estratégicos, según las directrices que para el efecto señale el Ministerio de  Minas y Energía.    

(Decreto 535 de 2006,  artículo 3°)    

Artículo 2.2.5.3.1.2,3.4. Adición. Adicionar  al Área de Reserva Especial localizada en jurisdicción del municipio de  Quinchía, departamento de Risaralda, declarada mediante Decreto número  535 de 2006 para un yacimiento de oro y metales preciosos. El área que se  adiciona corresponde al área del Título Minero número 058-93M, terminado  mediante Resolución 0103 de 2007, confirmada por el Acto Administrativo DSM 777  de 2007, y está alinderada por las siguientes coordenadas:    

Descripción del P.A: Confluencia de las Quebradas Moreta  y Batero    

Plancha Igac: 0-186-4-C-0    

Municipios: Quinchía (Risaralda)    

Área Total: 117 ha 5.000m2    

PUNTOS                    

COORDENADAS   

NORTE                    

ESTE   

P.A                    

1’083.580                    

1’154.080   

1                    

1’083.580                    

1’154.230   

2                    

1’082.580                    

1154.230   

3                    

1’082.580                    

1’153.055   

4                    

1’083.580                    

1’153.055    

(Decreto 247 de 2008,  artículo 1°)    

Artículo 2.2.5.3.1.2,3.5. Excluir, por la no presencia de mineros y la  baja potencialidad de reservas, una zona ubicada hacia la parte Este del Área  de Reserva Especial de Quinchía, la cual se encuentra alinderada por las  siguientes coordenadas:    

PUNTOS                    

COORDENADAS   

NORTE                    

ESTE   

1                    

1’152.254                    

1’081.500   

2                    

1’152.000                    

1’081.500   

3                    

1’152.000                    

1’084.000   

4                    

1’152.697                    

1’084.000    

(Decreto 247 de 2008,  artículo 2°)    

(Modificado por artículo 1° Decreto_2218_2008)  Nota: Es Decreto 2218 de 2008.    

SUBSECCIÓN 2.4    

RESERVA ESPECIAL DEL CARMEN DE CATATUMBO    

Artículo 2.2.5.3.2.2.4.1. Delimitación.  Delimitar como Área de Reserva Especial para adelantar estudios  geológicos-mineros y desarrollar proyectos mineros estratégicos para el país,  el área así delimitada:    

Carmen-Catatumbo. El área se reserva para un yacimiento  de carbón, localizada en jurisdicción del municipio de Sardinata, departamento  de Norte de Santander, la cual se enmarca dentro de las siguientes coordenadas:    

DESCRIPCIÓN    DEL P.A.                    

PUNTO    UNO DE LA POLIGONAL   

PLANCHA    IGAC DEL P.A.                    

87   

MUNICIPIOS:                    

SARDINATA    (SANTANDER)    

ÁREA TOTAL:                    

2122 HECTÁREAS Y    3291.5 METROS (2)   

DISTRIBUIDAS EN LA    ZONA   

PERÍMETRO TOTAL:                    

29596.00969 METROS    

ALINDERACIÓN DEL ÁREA    

PUNTO    INICIAL                    

PUNTO    FINAL                    

RUMBO                    

DISTANCIA                    

COORDENADA    NORTE INICIAL   

PA                    

1                    

N00-00-00.00E                    

4250.00                    

1394400.000   

1                    

2                    

N90-00-00.00E                    

1320.00                    

1398650.000   

2                    

3                    

N51-11-19.01    E                    

590.34                    

1398650.000   

3                    

4                    

S39-22-49.98E                    

707.68                    

1399020.000   

4                    

5                    

S40-13-21.69E                    

738.66                    

1398473.000   

5                    

6                    

N31-45-03.56E                    

2459.01                    

1397909.000   

6                    

7                    

S90-00-00.00W                    

1780.00                    

1400000.000   

7                    

8                    

S50-25-14.14W                    

973.09                    

1400000.000   

8                    

9                    

S75-30-22.07W                    

1518.32                    

1399380.000   

9                    

10                    

N00-00-00.00E                    

3000.00                    

1399000.000   

10                    

11                    

S90-00-00.00W                    

1500.00                    

1402000.000   

11                    

12                    

S12-05-41.12W                    

7158.91                    

1402000.000   

12                    

13                    

S00-00-00.00W                    

600.00                    

1395000.000   

13                    

PA                    

N90-00-00.00E                    

3000.00                    

1394400.000    

Parágrafo. Se  entienden excluidas del Área de Reserva Especial, las áreas de títulos mineros  debidamente otorgados e inscritos en el Registro Minero.    

(Decreto 1393 de 2006  artículo 1°)    

Artículo 2.2.5.3.2.2.4.2. Estudios.  Dentro de los dos años siguientes al 5 de mayo de 2006, el Ministerio de Minas  y Energía y/o la entidad que este designe realizarán los estudios  geológico-mineros e iniciarán los correspondientes proyectos estratégicos,  según las directrices que para el efecto señale el mismo Ministerio.    

Artículo 2.2.5.3.2.2.4.3. Adicionar. Adicionar  a la Zona de Reserva Especial del Carmen Catatumbo, jurisdicción del municipio  de Sardinata, departamento de Norte de Santander, unas áreas con una extensión  de 1.855 hectáreas y 1.832 metros cuadrados la número uno y 137 hectáreas y  4.750 metros cuadrados la número dos, para un área total de 1.992 hectáreas y  6.582 metros cuadrados, las cuales tienen las siguientes a linderaciones:    

ALINDERACIÓN ÁREA UNO    

Puntos                    

Coordenadas    Este                    

Coordenadas    Norte   

1                    

1’143.399                    

1’394.400   

2                    

1’142.711                    

1’391.164   

3                    

1’142.000                    

1’388.300   

4                    

1’139.000                    

1’388.300   

5                    

1’141.000                    

1’395.000   

6                    

1’143.000                    

1’395.000    

ALINDERACIÓN ÁREA DOS    

Puntos                    

Coordenadas    Este                    

Coordenadas    Norte   

1                    

1’144.500                    

1’402.000   

2                    

1’146.085                    

1’403.300   

3                    

1’146.700                    

1’403.300   

4                    

1’146.000                    

1’402.000    

Parágrafo.  Se entienden  excluidas de las áreas alinderadas las que pertenezcan a títulos mineros  debidamente otorgados e inscritos en el Registro Minero.    

(Decreto 300 de 2008,  artículo 1°)    

(Modificado por Decreto 2219 de 2008)    

CAPÍTULO 4    

DE LA FORMALIZACIÓN MINERA    

SECCIÓN 1    

DEFINICIONES Y CONDICIONES GENERALES    

Artículo 2.2.5.4.1.1. Definiciones. Se adoptan las siguientes definiciones tanto  para los fines del Glosario Minero como para la interpretación de la presente  sección:    

(Decreto 933 de 2013,  artículo 1°. (El Consejo de Estado en Auto del 20 de abril de  2016. Sección 3ª. Exp.  11001-03-26-000-2014-00156-00 (52506)A.  C.P. Jaime Orlando Santofimio, suspendio los efectos de este decreto provisionalmente.) )    

Artículo 2.2.5.4.1.2. Ámbito de aplicación. La presente sección rige las  actuaciones administrativas relacionadas con las solicitudes que se presentaron  en vigencia del artículo 12 de la Ley 1382 de 2010 y que  se encuentran en trámite por parte de la Autoridad Minera Nacional.    

Parágrafo. Todos los plazos que se hubiesen agotado y que se  encuentren previstos en los Decretos 2715 de 2010 y 1970 de 2012 sin  que se haya surtido el trámite respectivo a cargo de la Autoridad Minera, se  someterán a los plazos fijados en la presente sección. Aquellos que se hubieren  agotado para el solicitante, sin que hubiere satisfecho los requisitos  respectivos, darán lugar al rechazo de la propuesta.    

(Decreto 933 de 2013,  artículo 2° (El Consejo de Estado en Auto del 20 de abril de  2016. Sección 3ª. Exp.  11001-03-26-000-2014-00156-00 (52506)A.  C.P. Jaime Orlando Santofimio, suspendio los efectos de este decreto provisionalmente.))    

Artículo 2.2.5.4.1.3. Área del contrato. El área máxima susceptible de otorgar  en un proceso de formalización minera es de ciento cincuenta (150) hectáreas  para personas naturales y quinientas hectáreas (500) para grupos o asociaciones  de mineros tradicionales.    

(Decreto 933 de 2013,  artículo 3° (El Consejo de Estado en Auto del 20 de abril de  2016. Sección 3ª. Exp.  11001-03-26-000-2014-00156-00 (52506)A.  C.P. Jaime Orlando Santofimio, suspendio los efectos de este decreto provisionalmente.))    

Artículo 2.2.5.4.1.4. Número de solicitudes. Los solicitantes de formalización de  minería tradicional de que trata esta sección, solo podrán presentar una  solicitud en el Territorio Nacional.    

Parágrafo. Los solicitantes de que trata esta sección no podrán  presentar otras solicitudes de formalización que se superpongan total o  parcialmente sobre la misma área por él solicitada. Ante tal situación, las  solicitudes radicadas con posterioridad a la primera solicitud serán objeto de  rechazo.    

(Decreto 933 de 2013,  artículo 4° (El Consejo de Estado en Auto del 20 de abril de  2016. Sección 3ª. Exp.  11001-03-26-000-2014-00156-00 (52506)A.  C.P. Jaime Orlando Santofimio, suspendio los efectos de este decreto provisionalmente.))    

Artículo 2.2.5.4.1.5. Clase de contrato. El contrato de concesión a suscribir con  el solicitante de formalización de minería tradicional, es un contrato especial  que le autorizará para continuar con las actividades de explotación. La  Autoridad Minera señalará los términos y condiciones de este contrato.    

(Decreto 933 de 2013,  artículo 5° (El Consejo de Estado en Auto del 20 de abril de  2016. Sección 3ª. Exp.  11001-03-26-000-2014-00156-00 (52506)A.  C.P. Jaime Orlando Santofimio, suspendio los efectos de este decreto provisionalmente.))    

SUBSECCIÓN 1.1    

TRÁMITE PARA LA FORMALIZACIÓN DE MINEROS TRADICIONALES    

Artículo 2.2.5.4.1.1.1.1. Requisitos. A los solicitantes cuyo trámite esté en  curso y aquellos que radicaron su solicitud vía web entre 9 de mayo 2013 fecha  de expedición del Decreto compilado y el 10 de mayo de 2013 se les tendrán en  cuenta para analizar la viabilidad de su solicitud, los siguientes documentos:    

1. Documentos comerciales o técnicos.    

2. plano deberá ser presentado de manera digital o  análoga y cumplir mínimo con las siguientes especificaciones:    

• Georreferenciación con Coordenadas Planas de Gauss del  área o polígono de interés, Coordenadas Geográficas o Magna Sirgas o el sistema  adoptado por la Autoridad Minera.    

• Referenciación Geográfica de Frentes de explotación o  Boca Minas activas e inactivas presentes en el área de interés.    

• Concordancia en escala gráfica, numérica y grilla o  concordancia en escala numérica y grilla.    

• El plano deberá ser presentado a escala entre los  rangos 1:500 a 1:10.000.    

• El plano deberá tener orientación, para lo cual deberá  indicarse el Norte geográfico.    

• Datos básicos del solicitante, es decir: nombres y  apellidos, ubicación del área solicitada (departamento, municipio, y en lo  posible corregimiento o vereda), mineral explotado y fecha de elaboración del  plano.    

• No debe presentar tachaduras ni enmendaduras.    

3. Fotocopia de la cédula de ciudadanía, si se trata de  persona natural; tratándose de Grupos deben demostrar por medios idóneos la  existencia de los mismos y fotocopia de la cédula de ciudadanía de cada uno de  los integrantes; tratándose de asociaciones deben demostrar por medios idóneos  la existencia de las mismas y allegar fotocopia de la cédula de ciudadanía solo  del representante de la asociación. Para la firma del contrato de concesión la  Asociación deberá tener capacidad jurídica para adelantar actividades de  exploración y explotación de minerales.    

4. En los casos en que los grupos y asociaciones no  cumplan con la antigüedad de conformidad con la definición de minería  tradicional, se tendrá en cuenta la antigüedad de la explotación minera  realizada por las personas naturales que hacen parte de dicho grupo o  asociación.    

5. Únicamente podrán ser solicitados por los interesados  en la solicitud de que trata esta sección, los minerales que han venido  explotando de manera tradicional.    

6. Documentos que acrediten la tradicionalidad de los  trabajos mineros, conforme a lo dispuesto en el artículo siguiente.    

Parágrafo. Solamente podrán ser requeridos para la presentación del  plano los requisitos señalados en el numeral 2 del presente artículo, es decir,  no se tendrá en cuenta para la evaluación del mismo, lo estipulado en el Decreto 3290 de 2003.    

(Decreto 933 de 2013,  artículo 6° (El Consejo de Estado en Auto del 20 de abril de  2016. Sección 3ª. Exp.  11001-03-26-000-2014-00156-00 (52506)A.  C.P. Jaime Orlando Santofimio, suspendio los efectos de este decreto provisionalmente.))    

Artículo 2.2.5.4.1.1.1.2. Acreditación de trabajos  mineros. Los trabajos  de minería tradicional, se acreditan con documentación comercial o técnica.  Entendiéndose por tales:    

a) Documentación Comercial. Se podrán presentar  documentos tales como: Facturas o comprobantes de venta del mineral,  comprobantes de pago de regalías o cualquier otro documento de índole comercial  que demuestre el ejercicio de la actividad minera sin interrupción.    

b) Documentación Técnica. Se podrán presentar documentos  tales como: Planos mineros que muestren los años durante los cuales se ha realizado  la actividad minera, formatos de liquidación de producción de regalías con  radicación ante la entidad competente, informes técnicos debidamente  soportados, actas de visita de autoridades locales o mineras, análisis de  laboratorios o planillas o certificación de afiliación de personal a riesgos  laborales que detallen la actividad minera o cualquier otro documento de  naturaleza técnica donde se demuestre que los avances y desarrollos mineros  corresponden al ejercicio de la actividad minera sin interrupción.    

Parágrafo. Los documentos técnicos o comerciales radicados deben  corresponder a la mina o minas en el área de interés a legalizar y al  interesado en la solicitud.    

(Decreto 933 de 2013,  artículo 7° (El Consejo de Estado en Auto del 20 de abril de  2016. Sección 3ª. Exp.  11001-03-26-000-2014-00156-00 (52506)A.  C.P. Jaime Orlando Santofimio, suspendio los efectos de este decreto provisionalmente.))    

Artículo 2.2.5.4.1.1.1.3. Presentación de documentos. Los documentos a que se refieren los  artículos 2.2.4.5.1.1. 1.1 y 2.2.4.5.1.1. 1.2. de la presente sección, deben  aportarse dentro de los quince (15) días hábiles siguientes, contados a partir  de la fecha de radicación de la solicitud vía web, ante la Autoridad Minera  competente. Trascurrido este lapso sin aportar ningún documento, la Autoridad  Minera competente procederá al rechazo de la solicitud e informará a las  Autoridades Ambientales y Municipales competentes del área de su jurisdicción.    

(Decreto 933 de 2013,  artículo 8° (El Consejo de Estado en Auto del 20 de abril de  2016. Sección 3ª. Exp.  11001-03-26-000-2014-00156-00 (52506)A.  C.P. Jaime Orlando Santofimio, suspendio los efectos de este decreto provisionalmente.))    

Artículo 2.2.5.4.1.1.1.4. Requerimiento para subsanar requisitos. Una vez evaluada la solicitud de que trata esta sección,  por parte de la Autoridad Minera competente y se determine que la solicitud no  cumple con lo establecido en el mismo, o los documentos aportados son  insuficientes, presentan inconsistencia o requieren de mayor claridad o  información adicional, se requerirá mediante acto administrativo al interesado  para que en el término de un (1) mes contado a partir de la notificación del  mencionado acto que así lo determine, subsane las deficiencias, so pena de  rechazo de la solicitud.    

La Autoridad Minera competente solo podrá hacer los  requerimientos necesarios por una (1) vez y el interesado sólo tendrá  oportunidad de subsanar por una (1) sola vez.    

Parágrafo. Una  vez proferido el acto administrativo de requerimiento, la Autoridad Minera  competente enviará comunicación al interesado informándole que se ha proferido  dicho acto, el cual se notificará por estado de acuerdo a lo establecido en el  artículo 269 de la Ley 685 de 2001, a los  diez (10) días siguientes a la fecha de envío de la misma.    

(Decreto 933 de 2013,  artículo 9° (El Consejo de  Estado en Auto del 20 de abril de 2016. Sección  3ª. Exp. 11001-03-26-000-2014-00156-00 (52506)A.  C.P. Jaime Orlando Santofimio, suspendio los efectos de este decreto provisionalmente.))    

Artículo 2.2.5.4.1.1.1.5. Superposiciones.  La Autoridad Minera competente al momento de hacer el estudio de área, efectuará  recortes de oficio cuando se presente superposición parcial con propuestas de  contratos de concesión, contratos de concesión, contratos en áreas de aporte o  autorizaciones temporales, en un porcentaje menor o igual al cinco por ciento  (5%), siempre y cuando en dicha área no se encuentren los frentes de  explotación de la respectiva solicitud de formalización de minería tradicional.    

Cuando la solicitud presente superposición con  concesiones que tengan el Plan de Trabajos y Obras (PTO) debidamente aprobado,  para minerales diferentes a los pedidos en la solicitud de que trata esta  sección y que admitan la explotación que realiza el minero tradicional, la  Autoridad Minera competente estudiará la viabilidad de una concesión  concurrente de conformidad con lo previsto en el artículo 63 de la Ley 685 de 2001 y su Decreto  Reglamentario 2653 de 2003.    

(Decreto 933 de 2013,  artículo 10 (El Consejo de Estado en Auto del 20 de abril de  2016. Sección 3ª. Exp.  11001-03-26-000-2014-00156-00 (52506)A.  C.P. Jaime Orlando Santofimio, suspendio los efectos de este decreto provisionalmente.))    

Artículo 2.2.5.4.1.1.1.6. Visita.  Presentados los documentos de conformidad con los lineamientos previstos en los  artículos 2.2.4.5.1.1. 1.1 y 2.2.4.5.1.1. 1.2 de la presente sección, o,  habiéndose subsanado las inconsistencias documentales, y determinada la  existencia de área susceptible de formalizar, o siendo viable el proceso de  mediación con el titular minero del área, la Autoridad Minera competente  mediante acto administrativo ordenará la visita al sitio donde se desarrolla la  explotación.    

La visita tendrá por objeto verificar que los anexos  técnicos presentados corresponden a los trabajos mineros realizados por el  solicitante, la ubicación y antigüedad de las explotaciones mineras, el estado  de avance y el mineral objeto de explotación, las condiciones de seguridad, la  no presencia de menores en la explotación y las demás circunstancias que se  estimen pertinentes, a fin de determinar la viabilidad de continuar con el  proceso. En desarrollo de la visita se levantará un acta, de acuerdo con los  lineamientos dados por la Autoridad Minera.    

En desarrollo de la visita podrá surtirse la etapa de  mediación de que trata el artículo 2.2.4.5.1.1. 3.2 de la presente sección.    

Parágrafo. En  aquellas explotaciones que por las características hidráulicas y  sedimentológicas del área solicitada se presenten cambios físicos y  ambientales, y no sea posible corroborar en la visita que los avances y  desarrollos mineros corresponden al ejercicio de la actividad minera sin  interrupción en los términos señalados en la presente sección, será la  Autoridad Minera competente quien determine mediante evidencias o conocimientos  técnico-científicos la viabilidad de dicha solicitud.    

(Decreto 933 de 2013,  artículo 11 (El Consejo de Estado en Auto del 20 de abril de  2016. Sección 3ª. Exp.  11001-03-26-000-2014-00156-00 (52506)A.  C.P. Jaime Orlando Santofimio, suspendio los efectos de este decreto provisionalmente.))    

Artículo 2.2.5.4.1.1.1.7. Comunicaciones previas a la diligencia de visita. La Autoridad Minera competente comunicará a la Autoridad  Ambiental competente por lo menos con quince (15) días hábiles de anticipación,  la fecha y hora de la visita programada, con el fin de que dicha entidad evalúe  la pertinencia de asistir a la misma, sin perjuicio de la visita que esta debe  adelantar como consecuencia de la evaluación del Plan de Manejo Ambiental.    

En el evento en que la Autoridad Ambiental asista a la  visita, la misma tendrá a su vez por objeto la verificación de la localización  de las actividades mineras frente a áreas tales como: ecosistemas sensibles,  nacederos de agua, áreas cercanas a bocatomas o zonas que por sus bienes y  servicios ecosistémicos son de vital importancia para el sustento de la región  y demás áreas de especial importancia ecológica.    

Verificada la presencia de dichas áreas, la Autoridad  Ambiental competente impondrá las medidas dirigidas a proteger dichos  ecosistemas e informará sobre la viabilidad ambiental de las actividades  mineras en relación con la localización de las mismas a la Autoridad Minera  competente dentro del mes siguiente a la realización de la visita.    

El Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible,  determinará en un tiempo máximo de tres (3) meses contados a partir del 9 de  mayo de 2013 los lineamientos que deben tener en cuenta las autoridades  ambientales para el desarrollo de la visita.    

En todo caso, si la Autoridad Ambiental no asiste a la  visita programada, la Autoridad Minera competente continuará con el trámite  respectivo.    

Los costos de las visitas que se realicen por parte de la  Autoridad Ambiental y Minera serán asumidos por cada entidad.    

Parágrafo. La  Autoridad Minera competente informará por lo menos con quince (15) días hábiles  de anticipación a los interesados en las solicitudes de formalización de  minería tradicional, por escrito o por correo electrónico, siempre y cuando el  interesado acepte ser notificado de esa manera, la fecha y hora de la visita.    

Cuando la solicitud de minería tradicional esté  superpuesta con una propuesta de contrato de concesión, contrato de concesión,  contrato en áreas de aporte o autorizaciones temporales, la Autoridad Minera  competente deberá informar la fecha y hora de la visita a los titulares o proponentes  mineros, por lo menos con quince (15) días hábiles de anticipación.    

(Decreto 933 de 2013,  artículo 12 (El Consejo de Estado en Auto del 20 de abril de  2016. Sección 3ª. Exp.  11001-03-26-000-2014-00156-00 (52506)A.  C.P. Jaime Orlando Santofimio, suspendio los efectos de este decreto provisionalmente.))    

Artículo 2.2.5.4.1.1.1.8. Informe técnico de la visita. La Autoridad Minera competente dentro del mes siguiente  de la visita, presentará el respectivo informe, el cual comprenderá todos los  temas y elementos técnicos que permitan corroborar la existencia de la minería  tradicional objeto de la solicitud y determinar si la explotación es viable o  no técnicamente desde el punto de vista minero, así como precisar el área  objeto de formalización. A este informe se debe anexar el acta de visita. En  los casos en que se surta la etapa de mediación de que trata el artículo  2.2.4.5.1.1. 3.2 de la presente sección, se debe anexar al informe el (las)  acta (s) respectiva (s).    

(Decreto 933 de 2013,  artículo 13 (El Consejo de Estado en Auto del 20 de abril de  2016. Sección 3ª. Exp.  11001-03-26-000-2014-00156-00 (52506)A.  C.P. Jaime Orlando Santofimio, suspendio los efectos de este decreto provisionalmente.))    

Artículo 2.2.5.4.1.1.1.9. Requerimiento de visita. En el evento que la Autoridad Minera competente durante  el desarrollo de la visita detecte que la explotación minera no cumple las  condiciones técnicas mínimas establecidas en la Ley para efectos de operación  de la actividad minera, de seguridad e higiene minera, seguridad industrial,  debe consignar en el acta de visita las falencias detectadas y en la misma acta  se requerirá al interesado para que sean subsanadas en un término que no podrá  ser superior a tres (3) meses, contados a partir de la fecha de suscripción por  las partes del acta de visita.    

Una vez vencido el término anterior, la Autoridad Minera  competente realizará las visitas de verificación necesarias para constatar el  cumplimiento de los requerimientos realizados, que serán condición  indispensable para la continuación del proceso de formalización. La Autoridad  Minera competente rechazará la solicitud de formalización de minería  tradicional en el evento que no sean atendidos los requerimientos en el término  previsto.    

Parágrafo. Desde  la presentación de la solicitud de formalización y hasta tanto la Autoridad  Minera competente no resuelva de fondo el trámite, y se suscriba el respectivo  contrato de concesión minera, no habrá lugar a proceder a la aplicación de las  medidas previstas en los artículos 161 y 306 de la Ley 685 de 2001, ni a proseguirles  las acciones penales señaladas en los artículos 159 y 160 de la Ley 685 de 2001, sin  perjuicio de la aplicación de las medidas preventivas y sancionatorias de  carácter ambiental, así como las relacionadas con la seguridad minera. La  explotación y comercialización de minerales, se realizará conforme a las leyes  vigentes que regulen la materia.    

(Decreto 933 de 2013,  artículo 14 (El Consejo de Estado en Auto del 20 de abril de  2016. Sección 3ª. Exp.  11001-03-26-000-2014-00156-00 (52506)A.  C.P. Jaime Orlando Santofimio, suspendio los efectos de este decreto provisionalmente.))    

SUBSECCIÓN 1.2    

ASPECTOS TÉCNICOS Y AMBIENTALES    

Artículo 2.2.5.4.1.1.2.1. Obligaciones  del solicitante. Durante el trámite de que trata la presente  sección, el interesado en formalizar sus labores mineras deberá cumplir con los  requisitos de orden ambiental establecidos por el Ministerio de Ambiente y  Desarrollo Sostenible a través de la guía ambiental que para el efecto se  expida, y con el pago de las regalías respectivas, so pena de que se suspenda  la actividad minera y el proceso de formalización, hasta que se demuestre el  cumplimiento de dichas obligaciones.    

(Decreto 933 de 2013,  artículo 15 (El Consejo de Estado en Auto del 20 de abril de  2016. Sección 3ª. Exp.  11001-03-26-000-2014-00156-00 (52506)A.  C.P. Jaime Orlando Santofimio, suspendio los efectos de este decreto provisionalmente.))    

Artículo 2.2.5.4.1.1.2.2. Programa de Trabajos y Obras y Plan de Manejo Ambiental. En caso que en el informe técnico de la visita realizada por  la Autoridad Minera competente y en el acta de mediación, cuando a ello hubiere  lugar, se estime viable continuar con el proceso, se comunicará dicha situación  al interesado, quien debe presentar el Programa de Trabajos y Obras (PTO) a la  Autoridad Minera competente y el Plan de Manejo Ambiental (PMA) a la Autoridad  Ambiental competente, de acuerdo con los términos de referencia establecidos  por dichas entidades, en un término que no podrá ser superior a un (1) año  contado a partir de la fecha de notificación del informe a que se refiere el  artículo 2.2.4.5.1.1.1.8 de la presente sección o una vez subsanadas las  falencias de acuerdo a lo señalado en el artículo 2.2.4.5.1.1.2.1 de la  presente sección, cuando a ello haya lugar.    

De no ser presentado(s) en este lapso, la Autoridad  Minera competente rechazará la solicitud de formalización de minería  tradicional.    

(Decreto 933 de 2013,  artículo 16 (El Consejo de Estado en Auto del 20 de abril de  2016. Sección 3ª. Exp.  11001-03-26-000-2014-00156-00 (52506)A.  C.P. Jaime Orlando Santofimio, suspendio los efectos de este decreto provisionalmente.))    

Artículo 2.2.5.4.1.1.2.3. Términos de referencia. Para la elaboración de los Programas de Trabajos y Obras  y de los Planes de Manejo Ambiental que deben presentar los interesados en la  solicitud de formalización de minería tradicional, la Autoridad Minera  competente y el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible deben elaborar  en un plazo máximo de un (1) mes contados a partir del día siguiente a la fecha  de publicación de la presente sección, unos términos de referencia adaptados a  las condiciones socioeconómicas, técnicas y ambientales de la actividad minera  objeto de formalización, para la presentación de los mismos.    

(Decreto 933 de 2013,  artículo 18 (El Consejo de Estado en Auto del 20 de abril de  2016. Sección 3ª. Exp.  11001-03-26-000-2014-00156-00 (52506)A.  C.P. Jaime Orlando Santofimio, suspendio los efectos de este decreto provisionalmente.)) Nota: Al parecer  es el artículo 17 y no el 18.    

Artículo 2.2.5.4.1.1.2.4. Evaluación. Evaluaciones  del Programa de Trabajos y Obras (PTO) y el Plan de Manejo Ambiental (PMA). Una  vez presentado el Programa de Trabajos y Obras (PTO) y el Plan de Manejo  Ambiental (PMA), las Autoridades Mineras y Ambientales competentes evaluarán  los mismos, dentro del ámbito de sus competencias en un término no mayor de  sesenta (60) días contados a partir de la fecha de su presentación. De no tener  objeciones la entidad respectiva procederá a aprobar, establecer o imponer el  Programa de Trabajos y Obras (PTO) y el Plan de Manejo Ambiental (PMA), según  sea el caso, mediante acto administrativo.    

En el evento en que se encuentren deficiencias o  inconsistencias las Autoridades Mineras y Ambientales competentes mediante acto  administrativo requerirán a los interesados para que alleguen la información o  subsanen las mismas, en un término no mayor de treinta (30) días, contados a  partir de la fecha de ejecutoria del acto administrativo.    

Las Autoridades competentes dentro de los  treinta (30) días siguientes a la fecha de presentación de la información  requerida, se pronunciarán mediante acto administrativo.    

En caso que el interesado no allegue la información  requerida en el término citado o la allegue incompleta, se rechazará la  solicitud de formalización de minería tradicional.    

Para los efectos de la publicidad de las decisiones que  pongan fin a la actuación en materia ambiental, se observará lo dispuesto en la  normatividad aplicable al caso.    

Parágrafo. El  PMA deberá incluir los permisos y autorizaciones ambientales que se requieran  para el uso y aprovechamiento de los recursos naturales renovables.    

(Decreto 933 de 2013,  artículo 19 (El Consejo de Estado en Auto del 20 de abril de  2016. Sección 3ª. Exp.  11001-03-26-000-2014-00156-00 (52506)A.  C.P. Jaime Orlando Santofimio, suspendio los efectos de este decreto provisionalmente.)) Nota: Al parecer  es el artículo 18 y no el 19.    

Artículo 2.2.5.4.1.1.2.5. Suscripción contrato de concesión minera. La Autoridad Minera competente contará con treinta (30)  días contados a partir de la fecha de aprobación del Programa de Trabajos y  Obras (PTO) y de la fecha de establecimiento o imposición del Plan de Manejo  Ambiental (PMA), para suscribir con el interesado el correspondiente contrato  de concesión minera, el cual debe ser inscrito en el Registro Minero Nacional  en un término no superior a quince (15) días contados a partir de la fecha de  suscripción del mismo. En todo caso el interesado tendrá un plazo máximo de un  (1) mes, prorrogable por el mismo término, para suscribir el respectivo  contrato, de acuerdo con lo establecido en el artículo 17 del Código de Procedimiento  Administrativo y de lo Contencioso Administrativo. La Autoridad Minera  deberá informar a la Autoridad Ambiental competente la inscripción del contrato  de concesión en el Registro Minero Nacional.    

(Decreto 933 de 2013,  artículo 20 (El Consejo de Estado en Auto del 20 de abril de  2016. Sección 3ª. Exp.  11001-03-26-000-2014-00156-00 (52506)A.  C.P. Jaime Orlando Santofimio, suspendio los efectos de este decreto provisionalmente.)) Nota: Al parecer  es el artículo 19 y no el 20.    

SUBSECCIÓN 1.3    

FORMALIZACIÓN EN ÁREAS CON TÍTULO MINERO    

Artículo 2.2.5.4.1.1.3.1. Posibilidades  de formalización. La formalización de los mineros tradicionales  ubicados en un área cubierta por un título minero, siempre que el beneficiario  del título esté interesado en participar, podrá darse a través de una cesión  parcial de área a favor del minero tradicional o de la renuncia parcial del  área en procura del proceso de formalización o, de la suscripción de contratos  de operación o asociación con el minero tradicional.    

(Decreto 933 de 2013,  artículo 21 (El Consejo de Estado en Auto del 20 de abril de  2016. Sección 3ª. Exp.  11001-03-26-000-2014-00156-00 (52506)A.  C.P. Jaime Orlando Santofimio, suspendio los efectos de este decreto provisionalmente.)) Nota: Al parecer  es el artículo 20 y no 21.    

Artículo 2.2.5.4.1.1.3.2. Mediación. Cuando  la solicitud de formalización de que trata esta sección presente superposición  con un contrato de concesión, contrato en áreas de aporte o autorización  temporal, la Autoridad Minera competente en coordinación con el Ministerio de  Minas y Energía, y una vez evalúe el cumplimiento de los requisitos por parte  del interesado, dentro del trámite de visita de viabilización  o en una diligencia independiente, citará al titular minero y al minero  tradicional y mediará entre las partes para que si lo considera el titular  minero se vincule al programa de formalización, y se logren acuerdos entre las  partes para permitir que los mineros tradicionales puedan seguir explotando el  área ubicada en un contrato de concesión minera, con base en una de las  posibilidades descritas en el artículo anterior.    

Parágrafo 1°. De  no prosperar la mediación, la Autoridad Minera competente dará por terminado el  trámite de la formalización y, en consecuencia, ordenará el archivo de la  solicitud.    

Parágrafo 2°. Si  el área solicitada para el proceso de formalización, no se hallare libre por la  existencia de una propuesta de contrato de concesión, se continuará con el  trámite de esta última y si llegare a perfeccionarse como contrato de  concesión, procederá la mediación de que trata esta sección. Si la solicitud de  propuesta de concesión es rechazada, el minero tradicional que solicita su  formalización tendrá derecho a continuar con el trámite.    

(Decreto 933 de 2013,  artículo 21 (El Consejo de Estado en Auto del 20 de abril de  2016. Sección 3ª. Exp.  11001-03-26-000-2014-00156-00 (52506)A.  C.P. Jaime Orlando Santofimio, suspendio los efectos de este decreto provisionalmente.))    

Nota,  artículo 2.2.5.4.1.1.3.2: Ver Resolución  4-0359 de 2016, M. de Minas y Energía.    

Artículo 2.2.5.4.1.1.3.3. Participación del beneficiario del título minero. La participación del beneficiario de un título minero, en  un proceso de formalización de minería tradicional, puede darse en el marco de  sus programas de responsabilidad social empresarial o como cumplimiento de sus  obligaciones de tipo contractual. En todo caso, le será reconocida su  participación en el cumplimiento de sus obligaciones con la gestión social  relacionadas con el empleo del recurso humano nacional (artículo 251 de la Ley 685 de 2001) y el  empleo de la mano de obra regional (artículo 254 de la Ley 685 de 2001) o  como compromiso con la transferencia de tecnología para estructuración o  reconversión de pequeñas explotaciones (artículo 255 de la Ley 685 de 2001), sin  que esto último signifique para el titular minero deducción del monto de las  regalías.    

Parágrafo. Las  autoridades competentes determinarán la manera de acreditar el cumplimiento del  titular minero, de sus obligaciones sociales en el marco de sus compromisos  mineros, a través de su vinculación al proceso de formalización.    

(Decreto 933 de 2013,  artículo 22 (El Consejo de Estado en Auto del 20 de abril de  2016. Sección 3ª. Exp.  11001-03-26-000-2014-00156-00 (52506)A.  C.P. Jaime Orlando Santofimio, suspendio los efectos de este decreto provisionalmente.))    

Artículo 2.2.5.4.1.1.3.4. Prioridad de estudio. La  Autoridad Minera y la Autoridad Ambienta, en lo de sus competencias, dará  prioridad al estudio de las solicitudes de formalización de minería  tradicional, en los cuales se manifieste ante ella, y por escrito, la voluntad  de los titulares mineros para hacer arreglos conciliatorios como subcontratos,  cesión parcial de áreas, renuncia parcial de área o acuerdos de colaboración  empresarial, entre otros.    

(Decreto 933 de 2013,  artículo 23 (El Consejo de Estado en Auto del 20 de abril de  2016. Sección 3ª. Exp.  11001-03-26-000-2014-00156-00 (52506)A.  C.P. Jaime Orlando Santofimio, suspendio los efectos de este decreto provisionalmente.))    

Artículo 2.2.5.4.1.1.3.5. Beneficios para los cedentes. Los titulares mineros que suscriban y aprueben la  mediación señalada en virtud del artículo 21 y cedan dichas áreas objeto de  interés al minero tradicional, y una vez la Autoridad Minera competente  determine que esta es viable y se celebre e inscriba en el Registro Minero  Nacional el respectivo contrato de concesión, obtendrán los beneficios que se  describen a continuación:    

El cedente tendrá prelación en los programas de apoyo,  crédito, capacitación y desarrollos de tecnologías promovidos por el Estado, en  especial aquellos desarrollados por el Ministerio de Minas y Energía.    

Beneficios Tributarios de carácter ambiental: Para que  los titulares mineros cedentes puedan acceder a estos beneficios deberán dar  cumplimiento al Decreto 3172 de 2003,  el cual reglamenta la deducción de renta líquida de personas jurídicas por  inversiones en control y mejoramiento al medio ambiente que realicen durante el  año gravable para el cual se solicita dicha deducción y el Decreto 2532 de 2001,  el cual reglamenta la exclusión de impuestos sobre las ventas de equipos y  elementos nacionales o importados que se destinen a la construcción,  instalación, montajes y operación de sistemas de control y monitoreo necesario  para el cumplimiento de las disposiciones, regulaciones y estándares  ambientales vigentes.    

(Decreto 933 de 2013,  artículo 24 (El Consejo de Estado en Auto del 20 de abril de  2016. Sección 3ª. Exp.  11001-03-26-000-2014-00156-00 (52506)A.  C.P. Jaime Orlando Santofimio, suspendio los efectos de este decreto provisionalmente.))    

Artículo 2.2.5.4.1.1.3.6. Incorporación de áreas a una reserva. En aquellos casos en que el titular minero decida  renunciar parcialmente al área de su título, como resultado de la negociación  con los mineros tradicionales en la cual el Estado ha llevado a cabo labores de  mediación, con el fin de que esta pueda ser vinculada al proceso de  formalización minera, dicha área renunciada será incorporada de oficio y  automáticamente, a una reserva especial de aquellas a las que se refiere el  artículo 31 de la Ley 685 de 2001. Por  tanto, el área renunciada no se considerará como área libre para otorgar a  terceros distintos de las personas seleccionadas para un programa de  formalización de minería tradicional.    

Parágrafo. Para  la incorporación del área a la reserva especial, bastará que se ordene en el  acto administrativo mediante el cual se acepta la renuncia parcial de área que  hace el titular minero, a favor del programa de formalización de minería  tradicional. Dicha reserva se mantendrá por el término de dos (2) años, tiempo  durante el cual la Autoridad Minera deberá otorgar los contratos de concesión  respectivos, si a ello hubiere lugar. Vencido este término sin que se otorguen  los contratos, el área quedará libre para otorgar a terceros bajo el régimen  ordinario de concesión.    

(Decreto 933 de 2013,  artículo 25 (El Consejo de Estado en Auto del 20 de abril de  2016. Sección 3ª. Exp.  11001-03-26-000-2014-00156-00 (52506)A.  C.P. Jaime Orlando Santofimio, suspendio los efectos de este decreto provisionalmente.))    

Artículo 2.2.5.4.1.1.3.7. Cesión de áreas en programas de formalización de minería tradicional.  En el evento en que el titular minero se  vincule al programa de formalización de minería tradicional a través de la  cesión o renuncia parcial al minero tradicional de parte del área contratada,  una vez se surta el perfeccionamiento del contrato al cesionario, no habrá  responsabilidad alguna del cedente en relación con la calidad de los trabajos y  con los impactos ambientales generados por el minero tradicional, presente en  el área de su título minero, en el ejercicio de su actividad; toda vez que  dichas actividades deberán estar amparadas por las correspondientes  autorizaciones minero ambientales.    

Parágrafo. Si  las labores del minero tradicional en proceso de formalización, y a pesar de  los esfuerzos hechos, no logran en el término de (3) años alcanzar los  estándares indispensables para cumplir con la normatividad minera, darán lugar  a que se inicien los procesos sancionatorios correspondientes en su contra y,  el titular minero recobre el área correspondiente.    

(Decreto 933 de 2013,  artículo 26 (El Consejo de Estado en Auto del 20 de abril de  2016. Sección 3ª. Exp.  11001-03-26-000-2014-00156-00 (52506)A.  C.P. Jaime Orlando Santofimio, suspendio los efectos de este decreto provisionalmente.))    

SUBSECCIÓN 1.4    

ZONAS RESTRINGIDAS Y FORMALIZACIÓN    

Artículo 2.2.5.4.1.1.3.8. Zonas de Reserva Forestal. Cuando la Autoridad Minera producto del trámite de que trata  la presente sección, haya otorgado un contrato de concesión especial para  minería tradicional debidamente inscrito en el Registro Minero Nacional, y este  se encuentre en las áreas de reserva forestal diferentes a las protectoras, el  titular del mismo deberá solicitar y obtener ante la Autoridad Ambiental  competente la correspondiente sustracción conforme con los requisitos y  procedimientos establecidos para el efecto por el Ministerio de Ambiente y  Desarrollo Sostenible.    

Los interesados contarán con un plazo de treinta (30)  días hábiles desde la fecha de la suscripción del contrato para solicitar la  respectiva sustracción.    

En el evento en que la Autoridad Ambiental, rechace la  solicitud o la decida en forma negativa, se entenderá que el contrato de  concesión es inejecutable y se suspenderán las actividades mineras en forma  inmediata, al tiempo que se procederá a desanotar del  Registro Minero Nacional.    

Parágrafo. Quienes  se encuentren en áreas de reserva forestal diferentes a las protectoras no podrán  adelantar actividades mineras hasta tanto no se obtenga la correspondiente  sustracción del área, por parte de la Autoridad Ambiental competente. En  tratándose de reservas forestales protectoras no se podrán adelantar procesos  de formalización de minería tradicional.    

(Decreto 933 de 2013,  artículo 27 (El Consejo de Estado en Auto del 20 de abril de  2016. Sección 3ª. Exp.  11001-03-26-000-2014-00156-00 (52506)A.  C.P. Jaime Orlando Santofimio, suspendio los efectos de este decreto provisionalmente.))    

SUBSECCIÓN 1.5    

ACTIVIDADES NO SUSCEPTIBLES DE FORMALIZACIÓN    

Artículo 2.2.5.4.1.1.5.1. Causales de rechazo. Se rechazará de plano la solicitud de formalización de  minería tradicional en los siguientes casos:    

1. Cuando las áreas solicitadas se encuentren ocupadas  por títulos mineros diferentes a los contratos de concesión, contratos en áreas  de aporte o autorización temporal.    

2. Cuando las áreas solicitadas se encuentren dentro de  las áreas excluibles de la minería, de acuerdo con el artículo 34 de la Ley 685 de 2001, con  las modificaciones introducidas por la Ley 1450 de 2011  respecto a las prohibiciones de realizar actividades mineras en ecosistemas de  páramo teniendo como referencia mínima el Atlas de páramos del Instituto  Humboldt, reservas forestales protectoras que no se pueden sustraer para estos  fines, así como arrecifes de coral, manglares y humedales designados dentro de  la lista de importancia internacional de la convención RAMSAR, como tampoco en  áreas incompatibles con la minería de acuerdo con el artículo 61 de la Ley 99 de 1993.    

3. Cuando las áreas solicitadas se encuentren dentro de  las señaladas en el artículo 35 de la Ley 685 de 2001 y no  cuenten con los respectivos permisos a que hace mención dicho artículo.    

4. Cuando  efectuados los respectivos recortes por la Autoridad Minera competente se  determine que no queda área susceptible de otorgar, que las explotaciones  queden por fue ra del área susceptible de continuar con el trámite, o que  en el área resultante no se pueda desarrollar técnicamente un proyecto minero.    

5. Cuando la persona que radique la solicitud no sea  aquella a la que se le asignó el PIN.    

6. Cuando el interesado esté inhabilitado para contratar  con el Estado, de acuerdo con las causales previstas en la ley.    

7. Cuando allegada la documentación a la Autoridad Minera  competente, esta no cumpla con los requisitos señalados en los artículos  2.2.4.5.1.1. 1.1 y 2.2.4.5.1.1. 1.2 de la presente sección o la misma no sea  aprobada por la Autoridad Minera competente.    

8. Cuando la Autoridad Ambiental haya impuesto sanción de  cierre definitivo y dicha decisión se encuentre en firme.    

9. Cuando la Autoridad Minera competente, por condiciones  de seguridad minera, haya impuesto sanción de cierre definitivo y dicha  decisión se encuentre en firme.    

10. En aquellos casos en los cuales se haya producido una  sentencia judicial debidamente ejecutoriada que ordene el cierre de las minas,  en relación con el área objeto de la solicitud de formalización.    

11. Cuando se determine en la visita técnica de viabilización que la explotación minera no acredita la  tradicionalidad o que se considere que no es viable continuarla por razón de  sus fallas en aspectos técnicos, mineros o ambientales.    

12. Cuando se detecte la presencia de menores trabajando  en actividades mineras asociadas a las distintas etapas del ciclo minero.    

13. Cuando el área solicitada por el interesado exceda el  área máxima definida por el Ministerio de Minas y Energía.    

14. La no aprobación del Plan de Trabajos y Obras o el  Plan de Manejo Ambiental por la Autoridad competente.    

(Decreto 933 de 2013,  artículo 29 (El Consejo de Estado en Auto del 20 de abril de  2016. Sección 3ª. Exp.  11001-03-26-000-2014-00156-00 (52506)A.  C.P. Jaime Orlando Santofimio, suspendio los efectos de este decreto provisionalmente.)) Nota: Al parecer  es artículo 28 y no 29.    

Artículo 2.2.5.4.1.1.5.2. Comunicación a autoridades competentes. Una vez en firme la decisión de rechazo de la solicitud  por parte de la Autoridad Minera competente, o de terminación de la etapa de  mediación de los acuerdos con el titular minero suscritos en virtud del proceso  de formalización, la Autoridad Minera debe oficiar al Alcalde Municipal de la  jurisdicción respectiva para que proceda al cierre de las explotaciones mineras  y a la Autoridad Ambiental competente, a efectos de que se impongan las medidas  de restauración, recuperación, rehabilitación o compensación a que haya lugar,  así como a las demás autoridades para lo de su competencia.    

(Decreto 933 de 2013,  artículo 33 (El Consejo de Estado en Auto del 20 de abril de  2016. Sección 3ª. Exp.  11001-03-26-000-2014-00156-00 (52506)A.  C.P. Jaime Orlando Santofimio, suspendio los efectos de este decreto provisionalmente.)) Nota: Al parecer  es artículo 29 y no 33.    

Artículo 2.2.5.4.1.1.5.3. Medidas de restauración ambiental. En los eventos en que se rechace la solicitud de  formalización de minería tradicional o no se apruebe el Programa de Trabajos y  Obras (PTO) o no se establezca el Plan de Manejo Ambiental (PMA), por parte de  las Autoridades Mineras o Ambientales competentes, o se den por terminados los  acuerdos con el titular minero suscritos en virtud del proceso de  formalización, por graves incumplimientos de las normas mineras y ambientales,  corresponderá a estas últimas imponer, con cargo al minero tradicional medidas  de restauración ambiental, recuperación y rehabilitación de las áreas afectadas  por su actividad minera, con el objeto de efectuar un cierre ambientalmente  adecuado de la misma. En caso de no requerirse la implementación de dichas  medidas, se informará a la Autoridad Minera competente y a la Alcaldía  Municipal para el abandono del área. En todo caso, las medidas de restauración  ambiental, no se pueden constituir en fundamento para continuar la explotación  minera.    

Parágrafo 1°. El  Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible determinará el procedimiento, lo  requisitos y las condiciones para el establecimiento de las medidas de  restauración ambiental a que se refiere el presente artículo.    

Parágrafo 2°. La  Autoridad Ambiental competente informará a la Autoridad Minera competente y a  la Alcaldía Municipal sobre la finalización de actividades de restauración  ambiental para el cierre definitivo de la mina y terminación definitiva de las  actividades.    

(Decreto 933 de 2013,  artículo 35 (El Consejo de Estado en Auto del 20 de abril de  2016. Sección 3ª. Exp.  11001-03-26-000-2014-00156-00 (52506)A.  C.P. Jaime Orlando Santofimio, suspendio los efectos de este decreto provisionalmente.)) Nota: Al parecer  es artículo 30 y no 35.    

SECCIÓN 2    

Nota:  Sección 2 sustituida por el Decreto 1949 de 2017,  artículo 1º.    

SUBCONTRATO DE FORMALIZACIÓN MINERA    

Artículo 2.2.5.4.2.1. Ámbito de aplicación. Los lineamientos dispuestos en esta  Sección reglamentan la autorización, celebración y ejecución del Subcontrato de  Formalización Minera entre el beneficiario de un título minero y los  explotadores mineros de pequeña escala o pequeños mineros definidos de  conformidad con el artículo 2.2.5.1.5.5 del presente Decreto, que se encuentren  adelantando actividades de explotación desde antes del 15 de julio de 2013, en  el área perteneciente a dicho título.    

Al igual, desarrolla las condiciones para la devolución y  administración de las áreas devueltas por el beneficiario de un título minero,  como resultado de un proceso de mediación o por decisión directa de éste, para  la formalización de pequeños mineros que hayan llevado a cabo su explotación en  el área objeto de devolución o por reubicación de los que se encuentran en un  área distinta a la zona devuelta y que la requieren debido a las restricciones  ambientales o sociales que se presentan en el lugar donde están ejerciendo sus  labores.    

Parágrafo. La  suscripción del Subcontrato de Formalización Minera y la Devolución de Áreas  para la Formalización Minera se podrán realizar en cualquier etapa del título  minero.    

Artículo 2.2.5.4.2.2. Solicitud de autorización del Subcontrato de Formalización Minera. El titular minero que se encuentre interesado en  celebrar un Subcontrato de Formalización Minera, deberá presentar solicitud ante  la Autoridad Minera Nacional, con la siguiente información:    

a) Identificación del título minero.    

b) Indicación del mineral o minerales que se extraen.    

c) Datos generales e identificación del pequeño minero o  explotadores mineros de pequeña escala con quien se va a subcontratar, de los  grupos o asociaciones de economía solidaria constituidas de conformidad con las  disposiciones aplicables a las mismas, o de los representantes legales, según  corresponda; anexando la documentación soporte, tales como: fotocopia de la  cédula de ciudadanía para personas naturales, certificado de existencia y  representación legal para personas jurídicas, que contenga en su objeto social  la exploración y explotación de minerales.    

d) Indicación del área a subcontratar, la cual debe ser  definida por el titular minero, teniendo en cuenta el mínimo legal,  justificando que el porcentaje del área del título que no será objeto de  subcontratación garantizará el cumplimiento de las obligaciones del título  minero.    

e) Plano del área objeto a subcontratar, de acuerdo con  los requerimientos señalados en la Resolución 40600 del 27 de mayo de 2015, o  las normas que lo modifiquen, adicionen o sustituyan.    

f) Indicación de la antigüedad de la explotación de los  pequeños mineros.    

Parágrafo. En los  casos en que se quiera por parte del titular minero celebrar un Subcontrato de  Formalización para minerales diferentes a los otorgados por el Estado, el  titular deberá adelantar el trámite de adición de minerales bajo los términos  del artículo 62 de la Ley 685 de 2001.    

Artículo 2.2.5.4.2.3. Evaluación de la solicitud de autorización para celebrar Subcontrato de  Formalización Minera. Los  documentos referidos en el artículo anterior se evaluarán dentro del término  dispuesto por el artículo 273 de la Ley 685 de 2001. En el  evento de que se determine que los documentos aportados no cumplen con lo  establecido en la presente Sección, se requerirá al solicitante por una sola  vez, para que en el término de treinta (30) días subsane o corrija las  deficiencias, so pena de decretar el desistimiento y el archivo de la  solicitud, acorde con lo establecido por el inciso final del artículo 17 de la Ley 1755 de 2015, o  las normas que lo modifiquen, adicionen o sustituyan.    

Artículo 2.2.5.4.2.4. Visita de viabilización. La autoridad minera realizará una visita de viabilización al área a  subcontratar, con el fin de verificar que las labores estén siendo adelantadas  por pequeños mineros desde antes del 15 de julio de 2013, así como los aspectos  técnicos y de seguridad minera de estas operaciones. De esta visita se  elaborará un informe en el que se viabilice o no la celebración del Subcontrato  de Formalización Minera.    

Parágrafo. En  aquellos casos en que la autoridad minera evidencie que el pequeño minero que  se encuentra desarrollando actividades mineras en el área a subcontratar,  presentó con anterioridad a la expedición de la Ley 1658 de 2013 solicitud  de legalización de minería en cualquiera de sus programas o hizo parte de un  proceso de amparo administrativo, respecto del área objeto de la solicitud, no  requerirá visita, siempre que los documentos aportados o visitas realizadas con  anterioridad, le permitan a la Autoridad Minera Nacional determinar que se  trata de un pequeño minero y que cumple con los términos y condiciones  establecidos en la presente sección. En caso contrario, es decir, si dicha  autoridad no consigue establecer que se cumplen con los anteriores requisitos,  así lo manifestará y ordenará la realización de la visita de viabilización, mediante auto de  trámite.    

Artículo 2.2.5.4.2.5. Causales de rechazo de la solicitud de Subcontrato de Formalización  Minera. Serán causales de rechazo de la solicitud  de Subcontrato de Formalización Minera:    

a) Cuando el informe de visita determine que no es viable  técnicamente autorizar la suscripción del Subcontrato de Formalización Minera;    

b) Cuando el pequeño minero o asociación de pequeños  mineros con los que se pretende celebrar el Subcontrato de Formalización Minera  hayan suscrito otro Subcontrato de Formalización Minera, sean beneficiarios de  un título minero o de un área de reserva especial.    

c) Cuando el titular minero pretenda subcontratar con una  persona jurídica que no cuente con la capacidad legal para adelantar  actividades de exploración y explotación de minerales y en caso de ser persona  natural, cuando no cumpla con la capacidad establecida en el Código Civil.    

d) Cuando no se obtenga la sustracción de las zonas de  reserva de que trata la Ley 2ª de 1959, por  parte del titular minero, previa a la celebración del subcontrato.    

e) Cuando el área a subcontratar se encuentre superpuesta  con zonas excluidas de la minería.    

f) Cuando se trate de un mineral diferente al del título  minero, salvo que la autoridad minera haya aceptado la adición del mineral  solicitada para efectos de celebrar el subcontrato por parte del titular  minero.    

g) Cuando el informe de visita determine que los trabajos  realizados por el pequeño minero no son anteriores al 15 de julio de 2013.    

h) Cuando la autoridad minera, después de evaluada la  justificación presentada por el titular minero en relación con el porcentaje  del área que continuará libre de subcontratos, determine que esta no garantiza  las obligaciones del título minero.    

Artículo 2.2.5.4.2.6. Autorización de suscripción del Subcontrato de Formalización Minera. Evaluada la documentación presentada y de acuerdo con  el informe que viabiliza el Subcontrato de Formalización Minera, la Autoridad  Minera Nacional mediante acto administrativo, autorizará la suscripción del  subcontrato y concederá un plazo al titular minero, en los términos del  artículo 17 de la Ley 1755 de 2015, o  las normas que lo modifiquen, adicionen o sustituyan, para que allegue el  Subcontrato de Formalización Minera suscrito por las partes, so pena de  entenderse desistido el trámite de autorización previa.    

Artículo 2.2.5.4.2.7. Contenido minuta de Subcontrato de Formalización Minera. La Minuta del Subcontrato de Formalización Minera  contendrá como mínimo los siguientes requisitos:    

a) Identificación de las partes.    

b) Objeto contractual: Debe estar destinado al trabajo  bajo el amparo de un título minero, de las actividades de explotación del  mineral objeto de ese título minero.    

c) Descripción del área, de acuerdo con lo dispuesto por  la Resolución 40600 del 27 de mayo de 2015.    

d) Duración: El Subcontrato de Formalización se  suscribirá por un período no inferior a cuatro (4) años que podrá prorrogarse  de manera sucesiva previa aprobación de la Autoridad Minera Nacional, pero no  podrá ser superior a la vigencia del título minero.    

e) Descripción de las obligaciones a cargo del  subcontratista y del titular minero.    

Artículo 2.2.5.4.2.8. Aprobación del Subcontrato de Formalización Minera. Aportado el Subcontrato de Formalización Minera  suscrito por las partes, la Autoridad Minera Nacional mediante acto  administrativo lo aprobará, y en dicho acto ordenará que dentro de los quince  (15) días hábiles siguientes, se realice su anotación en el Registro Minero  Nacional correspondiente al título minero bajo el cual se celebró el  subcontrato.    

En el evento en que el subcontrato aportado no cumpla con  el contenido de la minuta, la Autoridad Minera Nacional requerirá al titular  minero para que en el término de un (1) mes subsane las deficiencias, so pena  de decretar el desistimiento conforme a lo establecido en el artículo 17 de la Ley 1755 de 2015 o  las normas que lo modifiquen, adicionen o sustituyan.    

Artículo 2.2.5.4.2.9. Plan de Trabajos y Obras Complementario para las labores de auditoría o fiscalización diferencial. Anotado en el Registro Minero Nacional el Subcontrato  de Formalización Minera, el subcontratista deberá presentar en el término de un  (1) mes prorrogable por el mismo plazo, el Plan de Trabajos y Obras  Complementario (PTOC) para la fiscalización diferencial, atendiendo los  términos de referencia dispuestos para el efecto por la Autoridad Minera  Nacional. Este Plan deberá contar con la aprobación por parte del titular  minero, mediante la suscripción del mismo.    

El Plan de Trabajos y Obras Complementario (PTOC) para la  fiscalización diferencial será un anexo del Programa de Trabajos y Obras (PTO)  del titular minero, cuando dicho titular cuente con este documento; en el  evento de encontrarse el titular en etapa de exploración este plan será anexado  al Programa de Trabajos y Obras PTO del titular minero cuando este sea aprobado  por la Autoridad Minera Nacional.    

Para la aprobación o formulación de objeciones  del PTOC la Autoridad Minera Nacional tendrá el plazo previsto por el artículo  281 del Código de Minas, esto es treinta (30) días hábiles contados a partir de  su presentación.    

De requerir el subcontratista modificación o adición al  PTOC, se deberá solicitar a la Autoridad Minera Nacional la aprobación de dicha  adición o modificación con la manifestación expresa por escrito del titular  minero aceptando dicha modificación y/o adición.    

Parágrafo. Para  efectos de esta Sección, se entiende la Fiscalización Diferencial, como la  herramienta de monitoreo y seguimiento para vigilar el cumplimiento de las  normas y las obligaciones contraídas a través de un “Subcontrato de Formalización Minera” a las que deben sujetarse  los pequeños mineros o explotadores mineros de pequeña escala para la adecuada  explotación de los recursos naturales no renovables.    

Artículo 2.2.5.4.2.10. Contenido del Plan de Trabajos y Obras Complementario para la Fiscalización  Diferencial. La información  contenida en el Programa de Trabajos y Obras Complementario (PTOC) para  fiscalización diferencial deberá contener mínimo lo siguiente:    

a) Delimitación definitiva del área de explotación objeto  del subcontrato.    

b) Mapa topográfico de dicha área.    

c) Ubicación, cálculo y características de las reservas  que habrán de ser explotadas en desarrollo del Subcontrato de Formalización  Minera.    

d) Descripción y localización de las instalaciones y  obras de minería, depósito de minerales, beneficio y transporte y si es del  caso, de transformación.    

e) Producción mensual y anual.    

f) Plan Minero de Explotación.    

g) Plan de Obras de Recuperación geomorfológica,  paisajística y forestal del sistema alterado.    

h) Plan de cierre de la explotación y abandono de los  montajes y de la infraestructura.    

Artículo 2.2.5.4.2.11. Instrumento de control y manejo ambiental. Anotado en el Registro Minero Nacional el Subcontrato de  Formalización Minera, el subcontratista deberá solicitar la respectiva Licencia  Ambiental a la Autoridad Ambiental competente, para lo cual deberá allegar ante  dicha autoridad, el certificado de inscripción del subcontrato en el Registro  Minero Nacional y el Estudio de Impacto Ambiental. El subcontratista aportará a  la Autoridad Minera Nacional como constancia, el auto de inicio de trámite de  licencia ambiental de conformidad con lo regulado por el Decreto 1076 de 2015  o las normas que lo modifiquen, adicionen o sustituyan.    

En el evento de contar el titular minero con la Licencia  Ambiental vigente y la misma incluya el proyecto, obra o las actividades a  desarrollar en el área del Subcontrato de Formalización Minera, la misma podrá  ser cedida parcialmente, de conformidad con la normatividad vigente.    

De estos trámites, tanto de la solicitud de la Licencia  Ambiental como de la solicitud de cesión de esta, el subcontratista deberá  mantener informada a la Autoridad Minera Nacional, quien podrá efectuar los  requerimientos a que haya lugar, de conformidad con lo previsto por el inciso  segundo del artículo 17 de la Ley 1755 de 2015 o  las normas que lo modifiquen, adicionen o sustituyan.    

Parágrafo. Desde la  autorización del Subcontrato de Formalización Minera y hasta la obtención del  licenciamiento ambiental, el subcontratista deberá dar estricto cumplimiento y  aplicación a las Guías Ambientales para la formalización, adoptadas por el  Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible. Durante este término no habrá  lugar a proceder respecto de los interesados mediante la medida prevista en el  artículo 161 de la Ley 685 de 2001. El incumplimiento  de los términos y condiciones establecidos en la mencionada guía, o la  generación del daño ambiental, dará lugar a la aplicación de las medidas  preventivas y sancionatorias contempladas en la Ley 1333 de 2009 o la  norma que la modifique, adicione o sustituya.    

Artículo 2.2.5.4.2.12. Fiscalización diferencial, seguimiento y control. Aprobado el Plan de Trabajos y Obras Complementario  (PTOC), se procederá a adelantar la fiscalización diferencial de conformidad  con los criterios establecidos en la sección 3 del capítulo 9 del título V del  presente Decreto.    

La Autoridad Minera Nacional podrá en cualquier momento  realizar visitas al área autorizada y aprobada del Subcontrato de Formalización  Minera, con el fin de verificar las condiciones técnicas y de seguridad de las  labores que se desarrollan por parte del subcontratista. En todo caso, las visitas  de seguimiento y fiscalización que se realicen al área del Subcontrato de  Formalización Minera serán independientes a las del titular minero.    

Desde la autorización del Subcontrato hasta la aceptación  de la terminación de este por parte de la Autoridad Minera Nacional, la  responsabilidad respecto de las obligaciones inherentes a la explotación de  minerales dentro del área del subcontrato y de las derivadas del Subcontrato de  Formalización Minera, estarán a cargo del subcontratista. Sin embargo, el  titular minero, dentro de su autonomía empresarial, podrá en la minuta del  subcontrato establecer cuáles obligaciones del Subcontratista quedan a su  cargo.    

Parágrafo. El  Subcontratista será responsable del cierre minero y demás impactos causados por  la explotación minera, sin perjuicio de la responsabilidad que le corresponde  al titular minero, cuando el área objeto del Subcontrato de Formalización  Minera esté amparada por la Licencia Ambiental otorgada a dicho titular.    

Artículo 2.2.5.4.2.13. Requerimientos de la visita de seguimiento al área subcontratada. En el evento en que la Autoridad Minera Nacional  durante el desarrollo de la visita detecte que la explotación minera no cumple  con las condiciones técnicas, operativas y de seguridad mínimas establecidas en  la ley, deberá establecerlo en el acta de visita, así como el requerimiento de  subsanación de las mismas mediante la implementación de medidas preventivas;  para lo cual establecerá un término para su cumplimiento, so pena de la  imposición de las sanciones pertinentes y la terminación de la aprobación del  subcontrato.    

La Autoridad Minera Nacional realizará las visitas de verificación  necesarias para constatar el cumplimiento de los requerimientos realizados, e  informará al subcontratista y al titular minero sobre las conclusiones y  recomendaciones de la visita.    

Artículo 2.2.5.4.2.14. Prohibiciones frente al Subcontrato de Formalización Minera. El Subcontrato de Formalización Minera no será objeto  de cesión en ningún caso, ni parcial ni total, por parte del subcontratista y  no podrá tener una duración mayor a la del título minero en donde se  desarrolla.    

La producción del mineral objeto de explotación en el  área correspondiente al Subcontrato de Formalización Minera no excederá los  límites máximos adoptados por el Gobierno nacional para pequeña minería,  mediante el Decreto 1666 de 2016  o la norma que lo modifique, adicione o sustituya.    

Artículo 2.2.5.4.2.15. Prórroga del término del Subcontrato de Formalización Minera. El término pactado en el Subcontrato de Formalización  Minera podrá ser prorrogado sucesivamente por las partes, para lo cual el  titular minero, tres (3) meses antes del vencimiento del término inicialmente  pactado, deberá dar aviso a la Autoridad Minera Nacional con el fin de que  verifique el cumplimiento de las obligaciones derivadas del Subcontrato de  Formalización Minera y de ser procedente dicha prórroga, la Autoridad Minera  Nacional la aprobará y ordenará la correspondiente anotación en el Registro  Minero Nacional.    

La Autoridad Minera Nacional aprobará la prórroga  mediante acto administrativo, evento en el cual el subcontratista deberá actualizar  el Programa de Trabajos y Obras Complementario (PTOC) para la fiscalización  diferencial, así como el instrumento de control y manejo ambiental para dicho  subcontrato en caso de requerirlo, en concordancia con lo establecido en el  artículo 2.2.2.3.7.1 del Decreto 1076 de 2015  o la norma que lo modifique, adicione o sustituya.    

Artículo 2.2.5.4.2.16. Causales de Terminación del Subcontrato de Formalización Minera. Serán causales de terminación del Subcontrato de  Formalización Minera, las siguientes:    

a) La terminación del título minero, bajo el cual se  aprobó el Subcontrato de Formalización Minera.    

b) La contratación o utilización de personas menores de  18 años en el desarrollo del Subcontrato de Formalización Minera.    

c) La ejecución de obras y labores de minería por fuera  del área comprendida en el Subcontrato de Formalización Minera.    

d) La violación de las normas legales que regulen la  venta y comercialización de minerales.    

e) El incumplimiento de lo establecido en la Ley 1658 de 2013,  respecto a la reducción y eliminación del uso del mercurio en la actividad  minera.    

f) Por orden judicial en firme.    

g) La suspensión de las actividades de explotación minera  en el área del subcontrato por más de seis (6) meses, sin causa o justificación  de orden técnico, económico o de orden público que no haya sido autorizada por  la Autoridad Minera Nacional.    

h) La no aplicación de las Guías Ambientales para la  Formalización antes de la aprobación del instrumento ambiental, previo  pronunciamiento de la Autoridad Ambiental.    

i) El incumplimiento de las normas de seguridad e higiene  minera.    

j) La terminación del “Subcontrato de Formalización  Minera” por las causales previstas por las partes que suscribieron el  subcontrato, lo cual debe ser informado a la Autoridad Minera Nacional por el  titular minero.    

k) La no iniciación del trámite o la no obtención de la  licencia ambiental o no sea posible la cesión de este instrumento.    

l) La revocatoria de la Licencia Ambiental que ampare el  área del Subcontrato de Formalización Minera.    

m) La disolución de la persona jurídica beneficiaria del  Subcontrato de Formalización Minera o por muerte del subcontratista.    

n) Por el no pago de las regalías respectivas por parte  del subcontratista.    

o) Por agotamiento del mineral.    

p) La no presentación del Plan de Trabajos y Obras  Complementario para fiscalización diferencial, dentro del término señalado por  la Autoridad Minera Nacional.    

q) La comercialización de volúmenes superiores de minerales  a los aprobados en Plan de Trabajos y Obras Complementario para fiscalización  diferencial.    

Texto inicial de la Sección 2:    

“SUBCONTRATO  DE FORMALIZACIÓN MINERA    

Artículo  2.2.5.4.2.1. Ámbito de aplicación. La  presente Sección regula las condiciones y requisitos para la celebración y  ejecución, por parte del titular minero del “Subcontrato de Formalización  Minera” con aquellos explotadores mineros de pequeña escala o pequeños mineros  definidos por el Ministerio de Minas y Energía, que a la fecha de expedición de  la Ley 1658 de 2013,  se encuentren adelantando actividades de explotación dentro de áreas otorgadas  mediante título minero en cualquiera de sus etapas.    

(Decreto 480 de 2014,  artículo 1°)    

Artículo  2.2.5.4.2.2. Definiciones. Se  adopta la siguiente definición dentro de la presente sección para efectos del  seguimiento de los “Subcontratos de Formalización Minera”:    

Fiscalización  Diferencial. Es una herramienta de monitoreo y seguimiento para vigilar el  cumplimiento de las normas y obligaciones contraídas a través de un  “Subcontrato de Formalización Minera” y a las que deben sujetarse los pequeños  mineros para la adecuada explotación de los recursos naturales no renovables.    

(Decreto 480 de 2014,  artículo 2°)    

Artículo  2.2.5.4.2.3. Solicitud de autorización  del Subcontrato de Formalización Minera. El  titular minero deberá aportar los siguientes documentos a la autoridad minera:    

a)  Datos generales e identificación del título minero.    

b)  Datos generales e identificación del pequeño minero a subcontratar o  representantes legales, según corresponda, anexando la documentación soporte,  tales como: fotocopia de la cédula de ciudadanía para personas naturales y la  acreditación de la representación legal en caso de personas jurídicas. En caso  de que el titular minero solicite la autorización para celebrar el Subcontrato  con persona jurídica, deberá anexar el certificado de existencia y  representación legal que contenga en su objeto social, la exploración y  explotación de minerales.    

c)  Indicación del área a subcontratar, la cual debe ser definida por el titular  minero justificando que el porcentaje del área del título que no será objeto de  subcontratación garantizará el desarrollo normal de las obligaciones del título  minero.    

d)  Indicación del mineral o minerales que se extraen en el área a subcontratar.    

e)  Plano del área objeto a subcontratar, el cual debe contener: Georreferenciación  con Coordenadas Planas de Gauss del área o polígono de interés o el que adopte  la Autoridad Minera, concordancia en escala gráfica, numérica y grilla o  concordancia en escala numérica y grilla. El plano deberá ser presentado a  escala entre los rangos 1:500 a 1:10.000, orientación, para lo cual deberá  indicarse el norte geográfico; ubicación del área solicitada (departamento,  municipio, y en lo posible corregimiento o vereda); mineral explotado y la  fecha de su elaboración y no debe presentar tachaduras ni enmendaduras.    

f)  Indicación de la antigüedad de la explotación del área a subcontratar.    

g)  Minuta “Subcontrato de Formalización Minera” que contendrá como mínimo los  siguientes requisitos:    

1. La  identificación y calidad de las partes. Se deberá señalar el número de cédula o  NIT de las personas naturales, jurídicas, grupos o asociaciones que  intervienen; así mismo, debe especificarse la calidad en la que actúan, ya sea  de titulares mineros o bien de pequeños mineros.    

2.  Objeto contractual. Debe estar destinado a la formalización de los pequeños  mineros que se encuentren desarrollando actividades de explotación minera en el  área amparada por un título minero.    

3.  Descripción del área: Corresponde a la delimitación del área en coordenadas  planas de Gauss, coordenadas geográficas, magna sirgas o el sistema adoptado  por la Autoridad Minera, donde será permitida la continuidad de las actividades  de explotación de los pequeños mineros.    

4.  Duración. El Subcontrato de Formalización Minera no podrá tener una duración  inferior a cuatro (4) años, de conformidad con lo establecido en la Ley 1658 de 2013,  ni superior a la vigencia del título minero.    

(Decreto 480 de 2014,  artículo 3°)    

Artículo  2.2.5.4.2.4. Evaluación de la  solicitud de autorización para celebrar Subcontrato de Formalización Minera. La  autoridad minera deberá evaluar la documentación y la minuta del “Subcontrato  de Formalización Minera” dentro de los treinta (30) días hábiles, siguientes a  su radicación.    

Parágrafo.  Una vez evaluados los documentos y la minuta del “Subcontrato de  Formalización Minera” y se determine que estos no cumplen con lo establecido en  la presente sección, se requerirá al titular minero, por una sola vez, para que  dentro del término de un (1) mes, subsane las deficiencias, so pena de decretar  el desistimiento y el archivo del expediente.    

(Decreto 480 de 2014,  artículo 4°)    

Artículo  2.2.5.4.2.5. Visita. La  autoridad minera, dentro de los sesenta (60) días hábiles siguientes a la  radicación de los documentos de que trata el artículo 2.2.4.5.2.3 de la  presente sección, o subsanadas las deficiencias, deberá realizar una visita de  verificación y viabilización al área a subcontratar,  donde se tendrán en cuenta los aspectos técnicos y de seguridad minera.  Resultado de la visita, dentro de los siguientes treinta (30) días hábiles, se  elaborará un informe en el que se viabilice o no la celebración del  “Subcontrato de Formalización Minera”.    

Parágrafo.  Salvo en aquellos casos en que la autoridad minera evidencie que el pequeño  minero que se encuentra desarrollando actividades mineras en el área a  subcontratar, presentó con anterioridad a la expedición de la Ley 1658 de 2013  solicitud de legalización de minería en cualquiera de sus programas o hizo  parte de un proceso de amparo administrativo, respecto del área objeto de la  solicitud, no requerirá visita, siempre que los documentos aportados o visitas  realizadas con anterioridad, le permitan a la autoridad minera determinar que  se trata de un pequeño minero y que cumple con los términos y condiciones  establecidos en la Ley 1658 de 2013  y en la presente sección.    

(Decreto 480 de 2014,  artículo 5°)    

Artículo  2.2.5.4.2.6. Causales de rechazo de la  autorización para la suscripción del Subcontrato de Formalización Minera. Serán  causales de rechazo de la autorización para la suscripción del “Subcontrato de  Formalización Minera”:    

a)  Cuando el área a subcontratar se encuentre totalmente superpuesta con zonas  excluidas de la minería.    

b)  Cuando el informe de visita determine que no es viable técnicamente autorizar  la suscripción del “Subcontrato de Formalización Minera”.    

c)  Cuando el informe de visita determine que los trabajos realizados por el  pequeño minero en el área a subcontratar no son anteriores a la expedición de  la Ley 1658 de 2013.    

d)  Cuando el mineral a explotar por parte del pequeño minero sea diferente al  mineral definido en el título minero.    

e)  Cuando el pequeño minero con el que se pretende celebrar el “Subcontrato de  Formalización Minera” tenga o haya suscrito otro “Subcontrato de Formalización  Minera”.    

f) Cuando el titular minero pretenda subcontratar con una persona jurídica  que no cuente con la capacidad legal para adelantar actividades de exploración  y explotación de minerales, en caso de ser persona natural cuando esta no  cumpla con la capacidad establecida en el Código Civil.    

g) Cuando la autoridad  minera, después de evaluada la justificación presentada por el titular minero  en relación con el porcentaje del área que continuará libre de subcontratos,  determine que esta no garantiza las obligaciones del título minero.    

Parágrafo. En el caso de que la  autoridad minera rechace la autorización para suscribir el “Subcontrato de  Formalización Minera”, deberá informar para los fines pertinentes a la alcaldía  municipal del lugar de jurisdicción donde esté ubicado el título minero y a la  autoridad ambiental competente.    

(Decreto 480 de 2014,  artículo 6°)    

Artículo 2.2.5.4.2.7.  Autorización de suscripción del Subcontrato de Formalización Minera. De acuerdo con la  documentación presentada y el informe que viabiliza el “Subcontrato de  Formalización Minera”, la autoridad minera, mediante acto administrativo,  autorizará la suscripción del subcontrato y concederá un término de diez (10)  días hábiles al titular minero para que allegue el “Subcontrato de  Formalización Minera” suscrito por las partes. Si no se presenta el subcontrato  dentro del término señalado, se entenderá desistido el trámite de autorización  previa.    

(Decreto 480 de 2014,  artículo 7°)    

Artículo 2.2.5.4.2.8.  Aprobación del Subcontrato de Formalización Minera. Aportado el “Subcontrato  de Formalización Minera” suscrito por las partes, la autoridad minera mediante  acto administrativo lo aprobará y en dicho acto ordenará que dentro de los  quince (15) días hábiles siguientes, se realice su inscripción en el Registro  Minero Nacional correspondiente al título minero bajo el cual se celebró el  subcontrato.    

Una vez autorizado el Subcontrato  de Formalización Minera, mediante acto administrativo, no habrá lugar a ejercer  las acciones previstas en los artículo 159, 160, 161 y en el capítulo XXVII del  Código de Minas,  en contra del pequeño minero que se encuentre desarrollando actividades en la  área autorizada.    

Parágrafo 1°. Una vez  inscrito en el Registro Minero Nacional el acto administrativo que apruebe el  “Subcontrato de Formalización Minera” se requerirá al Subcontratista para que  presente a la autoridad minera el Programa de Trabajos y Obras Complementario.    

En el término establecido por  la autoridad minera para la presentación del Programa de Trabajos y Obras  Complementario y en desarrollo de las actividades mineras, el subcontratista  deberá dar cumplimiento a todas las normas de Seguridad e Higiene Minera.    

Parágrafo 2°. Cuando se  verifique que la minuta del “Subcontrato de Formalización Minera” es distinta a  la autorizada, la autoridad minera concederá un término de quince (15) días  hábiles para su corrección, so pena de declararse el rechazo de la autorización  para la suscripción del subcontrato.    

(Decreto 480 de 2014,  artículo 8°)    

Artículo 2.2.5.4.2.9. Plan de  Trabajos y Obras Complementario para la Fiscalización Diferencial. Anotado el “Subcontrato de  Formalización Minera” en el Registro Minero Nacional, el subcontratista deberá  presentar, un documento técnico que contenga el Plan de Trabajos y Obras  Complementario para la Fiscalización Diferencial por el término del Subcontrato  de Formalización Minera, en el formato dispuesto para el efecto por la  autoridad minera.    

El titular minero deberá manifestar  expresamente y mediante comunicación escrita la aceptación de lo presentado por  el subcontratista ante la autoridad minera. El Plan de Trabajos y Obras  Complementario para la Fiscalización Diferencial será un anexo del Programa de  Trabajos y Obras (PTO) del titular minero.    

De requerir el subcontratista  modificación o adición al Plan de Trabajos y Obras Complementario, se deberá  solicitar a la autoridad minera la aprobación de dicha adición o modificación  con la manifestación expresa por escrito del titular minero aceptando dicha  modificación y/o adición.    

Parágrafo. En el caso de que no sea  presentado el Plan de Trabajos y Obras Complementario para la Fiscalización  Diferencial, dentro del término señalado por la autoridad minera, con la  respectiva aprobación por parte del titular minero, el subcontratista deberá  suspender las actividades mineras de forma inmediata, y la autoridad minera  dará por terminada la aprobación del Subcontrato de Formalización Minera con la  consecuente anotación en el Registro Minero Nacional.    

(Decreto 480 de 2014,  artículo 9°)    

Artículo 2.2.5.4.2.10.  Contenido del Plan de Trabajos y Obras Complementario para la Fiscalización  Diferencial. La información contenida en  el Programa de Trabajos y Obras Complementario para la fiscalización  diferencial deberá contener al menos lo siguiente:    

a) Delimitación definitiva  del área de explotación.    

b) Mapa topográfico de dicha  área.    

c) Ubicación, cálculo y  características de las reservas que habrán de ser explotadas en desarrollo del  Subcontrato de Formalización Minera.    

d) Descripción y localización  de las instalaciones y obras de minería, depósito de minerales, beneficio y  transporte y, si es del caso, de transformación.    

e) Producción mensual y  anual.    

f) Plan Minero de  Explotación.    

g) Plan de Obras de  Recuperación geomorfológica, paisajística y forestal del sistema alterado.    

h) Plan de cierre de la  explotación y abandono de los montajes y de la infraestructura.    

(Decreto 480 de 2014,  artículo 10)    

Artículo 2.2.5.4.2.11.  Seguimiento y control ambiental. Cuando se efectúe la  correspondiente inscripción en el Registro Minero Nacional del acto  administrativo que apruebe el “Subcontrato de Formalización Minera”, el  subcontratista deberá solicitar a la autoridad ambiental competente la  respectiva licencia ambiental, allegando copia del acto administrativo de  aprobación, para lo cual la autoridad ambiental adelantará un trámite  preferente para su respectiva aprobación. El auto de inicio de trámite de  licencia ambiental de conformidad con lo regulado la normatividad contenida en  el Decreto Único para el sector de Ambiente y Desarrollo Sostenible o las  normas que lo modifiquen, adicionen o sustituyan, deberá ser allegado a la  autoridad minera dentro de los dos (2) meses siguientes a la inscripción en el  Registro Minero Nacional. La licencia ambiental se otorgará por la duración del  “Subcontrato de Formalización Minera”.    

No obstante lo anterior, en  el evento de que el titular minero cuente con la licencia ambiental vigente y  la misma incluya el proyecto, obra o las actividades a desarrollar en el área  del “Subcontrato de Formalización Minera”, la misma podrá ser cedida  parcialmente, siempre y cuando se cumplan con las condiciones establecidas la  normatividad contenida en el Decreto Único para el sector de Ambiente y  Desarrollo Sostenible o las normas que lo modifiquen, adicionen o sustituyan.  Durante el trámite de cesión, el titular minero y el subcontratista deberán dar  estricto cumplimiento a los términos, condiciones y obligaciones establecidas  en la licencia ambiental.    

En todo caso, cuando no se  cumplan las condiciones establecidas la normatividad contenida en el Decreto  Único para el sector de Ambiente y Desarrollo Sostenible o las normas que lo  modifiquen, adicionen o sustituyan, para el trámite de cesión parcial de la  licencia ambiental o la misma sea negada por parte de la autoridad ambiental,  el subcontratista deberá dentro del mes siguiente al pronunciamiento de dicha  autoridad, dar aplicación a lo establecido en el primer inciso de este  artículo.    

El incumplimiento de lo  señalado en el presente artículo por causas atribuibles al titular minero o al  subcontratista, será causal de terminación de la aprobación del subcontrato por  parte de la autoridad minera y dará lugar a la aplicación de las medidas  preventivas y sancionatorias previstas por la Ley 1333 de 2009.    

Parágrafo 1°. En todo caso en áreas de  reserva forestal de Ley 2ª de 1959,  o en otras áreas de reserva distintas a las protectoras, el titular minero  deberá adelantar el trámite de sustracción antes de realizar cualquier  actividad minera o suscribir Subcontratos de Formalización.    

Parágrafo 2°. En caso de que el  “Subcontrato de Formalización Minera” sea el resultado del proceso de mediación  de que trata el artículo 2.2.5.4.1.1.1.3.1 del Decreto o la norma que lo  modifique, adicione o sustituya, el instrumento de manejo y control ambiental  se regulará por lo establecido en el mencionado decreto.    

Parágrafo 3°. El subcontratista deberá  durante el trámite de licenciamiento ambiental dar estricto cumplimiento y  aplicación a las Guías Ambientales para la formalización, expedidas por parte  del Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, lo cual deberá ser  verificado por la autoridad ambiental a cargo del trámite de licenciamiento. El  incumplimiento de los términos y condiciones establecidos en la mencionada guía  dará lugar a la aplicación de las medidas preventivas y sancionatorias  contempladas en la Ley 1333 de 2009  o la norma que la modifique, adicione o sustituya y a la terminación de la  aprobación del subcontrato.    

(Decreto 480 de 2014,  artículo 11)    

Artículo 2.2.5.4.2.12.  Fiscalización diferencial. Una vez realizada la  respectiva inscripción del acto administrativo que aprueba el “Subcontrato de  Formalización Minera” en el Registro Minero Nacional, las autoridades minera y  la ambiental competente para el trámite de licenciamiento o cesión parcial de  la licencia ambiental, según sea el caso, deberán realizar visitas de  seguimiento al área subcontratada, con el fin de verificar los trabajos  adelantados y el cumplimiento y avance de los mismos bajo la implementación de  las Guías Ambientales para la Formalización y el cumplimiento de las normas de  seguridad e higiene minera.    

El incumplimiento por parte  del subcontratista de los requerimientos efectuados por las respectivas  autoridades minera y ambiental dará lugar a la terminación de la aprobación del  “Subcontrato de Formalización Minera”, a la imposición de sanciones en materia  minera y a la aplicación de lo dispuesto por la Ley 1333 de 2009.    

En todo caso, las visitas de  seguimiento que se realicen al área del “Subcontrato de Formalización Minera”  serán independientes a las del titular minero; por lo tanto, dichas  explotaciones no serán prueba alguna para demostrar el incumplimiento de las  obligaciones contractuales mineras por parte del titular, sin perjuicio de  posibles incumplimientos de la licencia ambiental si la misma no ha sido cedida  o modificada.    

Parágrafo. Con la presentación del  Programa de Trabajos y Obras Complementario para la Fiscalización Diferencial,  no se afectará el título minero ni sus etapas ni podrá entender la autoridad  minera que el titular minero se acoge a lo señalado en el artículo 83 del Código de Minas,  en el sentido de que el área no es objeto de exploración adicional, ya que se  trata de un proceso de formalización de pequeños mineros dispuesto por la Ley 1658 de 2013.    

(Decreto 480 de 2014,  artículo 12)    

Artículo 2.2.5.4.2.13.  Requerimientos de la visita de seguimiento al área subcontratada. En el evento de que la  autoridad minera durante el desarrollo de la visita detecte que la explotación  minera no cumple las condiciones técnicas mínimas establecidas en la ley para  efectos de operación de la actividad minera, de seguridad e higiene minera,  debe consignar en el acta de visita las falencias encontradas y en la misma  acta, la autoridad minera requerirá al interesado para que sean subsanadas,  mediante implementación de las medidas preventivas, para lo cual establecerán  un término para su cumplimiento, so pena de la imposición de multas  correspondientes y sin perjuicio de las medidas de suspensión, cierre y  terminación de la aprobación del subcontrato.    

La autoridad minera realizará  las visitas de verificación necesarias para constatar el cumplimiento de los  requerimientos realizados e informará al subcontratista y al titular de las  conclusiones y recomendaciones de la visita.    

(Decreto 480 de 2014,  artículo 13)    

Artículo  2.2.5.4.2.14. Modificaciones del  Subcontrato de Formalización Minera. Las  modificaciones que versen sobre el área y duración del “Subcontrato de  Formalización Minera” deberán ser informadas y autorizadas previamente por la  autoridad minera.    

(Decreto 480 de 2014,  artículo 14)    

Artículo  2.2.5.4.2.15. Obligaciones adicionales  frente al Subcontrato de Formalización Minera. El  “Subcontrato de Formalización Minera” no será objeto de cesión en ningún caso,  ni parcial ni total, por parte del subcontratista y no podrá tener una duración  mayor a la del título minero en donde se desarrolla, so pena de darse por  terminada la aprobación del “Subcontrato de Formalización Minera”.    

(Decreto 480 de 2014,  artículo 15)    

Artículo  2.2.5.4.2.16. Prórroga. El  término pactado en el “Subcontrato de Formalización Minera”, podrá ser  prorrogado por las partes, para lo cual el titular minero con una antelación no  menor a seis (6) meses al vencimiento del término inicialmente pactado, deberá  dar aviso a las autoridades minera y ambiental competente, con el fin de que se  verifique la viabilidad y el cumplimiento de las obligaciones del “Subcontrato  de Formalización Minera” y de ser procedente dicha prórroga la autoridad minera  la aprobará y ordenará la correspondiente anotación en el Registro Minero  Nacional.    

En  caso de ser aprobada la prórroga, el subcontratista deberá actualizar el  Programa de Trabajos y Obras complementario para la Fiscalización Diferencial,  así como el instrumento ambiental para dicho subcontrato.    

Parágrafo.  Serán causales de no aprobación de la prórroga del “Subcontrato de  Formalización Minera” el incumplimiento de lo establecido en la presente  sección.    

(Decreto 480 de 2014,  artículo 16)    

Artículo  2.2.5.4.2.17. Apoyo técnico del  Titular Minero. El titular minero como parte de las  actividades de responsabilidad social empresarial podrá apoyar al  subcontratista en:    

a)  Acompañamiento y asesoría técnica para el cumplimiento de las obligaciones del  “Subcontrato de Formalización Minera,” del Plan de Trabajos y Obras  complementario para la Fiscalización Diferencial, del Instrumento Ambiental y  de las recomendaciones indicadas en las visitas de seguimiento.    

b)  Realización de capacitaciones periódicas al subcontratista en los temas  pertinentes para el desarrollo de la explotación que contribuyan a la  formalización minera.    

c)  Transferencia de nuevas prácticas e innovación tecnológica para el buen  desarrollo del objeto del subcontrato.    

(Decreto 480 de 2014,  artículo 17)    

Artículo  2.2.5.4.2.18. Obligaciones de las  partes en el “Subcontrato de Formalización Minera”. Sin  perjuicio de lo contemplado en el “Subcontrato de Formalización Minera”, las  partes deberán cumplir con todas las obligaciones técnicas, de seguridad e  higiene minera, jurídicas, ambientales y administrativas establecidas por la  ley y las demás normas que se requieran en el ejercicio de la actividad minera.    

(Decreto 480 de 2014,  artículo 18)    

Artículo  2.2.5.4.2.19. Causales de Terminación  de la Aprobación del Subcontrato de Formalización Minera. Además  de las causales de terminación señaladas en la presente sección, serán causales  adicionales de la terminación de la aprobación del Subcontrato de Formalización  Minera, las siguientes:    

a)  Cuando se dé por terminado el título minero, bajo el cual se celebró el  “Subcontrato de Formalización Minera”.    

b) Por  el incumplimiento de los parámetros y obligaciones señalados en la presente  sección por parte del subcontratista.    

c) La  cesión total o parcial del “Subcontrato de Formalización Minera”.    

d)  Cuando en el desarrollo del “Subcontrato de Formalización Minera” se contraten  a personas menores de 18 años.    

e) La  ejecución de obras y labores de minería por fuera del área comprendida dentro  del “Subcontrato de Formalización Minera”.    

f) La  violación de las normas legales que regulen la venta y comercialización de  minerales.    

g) El  incumplimiento a lo establecido en la Ley 1658 de 2013,  respecto a la reducción y eliminación del uso del mercurio en la actividad  minera.    

h) Por  mandato legal y judicial en firme emitido por la autoridad competente.    

i) Por  el agotamiento del mineral.    

j) Por  la suspensión de las actividades de explotación minera por más de seis (6)  meses sin causa o justificación de orden técnico, económico o de orden público  que no haya sido autorizada por la autoridad minera.    

k) El  incumplimiento de los requisitos establecidos para las zonas con restricciones  de la minería.    

l) La  no implementación de las Guías Ambientales para la Formalización antes de la  aprobación del instrumento ambiental, previo pronunciamiento de la autoridad  ambiental.    

m) El  incumplimiento a las normas de seguridad e higiene minera.    

n)  Terminación del “Subcontrato de Formalización Minera” por las causales  previstas en el mismo, lo cual debe ser informado a la autoridad minera por el  beneficiario del título minero.    

o)  Cuando se niegue la licencia ambiental por parte de la autoridad ambiental  competente.    

p) La  disolución de la persona jurídica beneficiaria del “Subcontrato de  Formalización Minera”.    

(Decreto 480 de 2014,  artículo 19)    

Artículo  2.2.5.4.2.20. Terminación de la  aprobación del “Subcontrato de Formalización Minera”. La  autoridad minera establecerá el procedimiento para la terminación de la  aprobación del “Subcontrato de Formalización Minera”, en los casos en que  hubiere lugar, conforme a lo establecido en la presente sección.    

Parágrafo.  El “Subcontrato de Formalización Minera” produce sus efectos a partir de la  inscripción en el Registro Minero Nacional y dejan de producirlos desde la  inscripción del acto administrativo que da por terminada la aprobación del  “Subcontrato de Formalización Minera” en dicho registro.    

(Decreto 480 de 2014,  artículo 20)    

Artículo  2.2.5.4.2.21. Medidas para la  Comercialización de Minerales. Una  vez aprobada la celebración del “Subcontrato de Formalización Minera”, la  autoridad minera podrá expedir constancia a los pequeños mineros para realizar  actividades de comercialización de minerales que establece el artículo 112 de  la ley 1450 de 2011  reglamentado por el Decreto 2637 de 2012  o el que lo modifique, adicione o sustituya.    

Parágrafo.  La autoridad minera incluirá en el Registro Único de Comercializadores de  Minerales, (Rucom), los títulos mineros vigentes que  cuenten con las licencias, permisos, concesiones y autorizaciones ambientales.”.    

(Decreto 480 de 2014,  artículo 21)    

SECCIÓN 3    

Nota:  Sección 3 adicionada por el Decreto 1949 de 2017,  artículo 2º.    

DEVOLUCIÓN DE ÁREAS PARA LA FORMALIZACIÓN MINERA    

Artículo 2.2.5.4.3.1. Devolución de áreas para la formalización minera. La devolución de áreas para la formalización minera, es  la realizada por el titular minero como resultado de un proceso de mediación o  por decisión directa de este, con el fin de contribuir a la formalización de la  pequeña minería.    

Parágrafo. Esta  devolución se puede realizar para (i) formalizar  a los pequeños mineros que se encuentren adelantando actividades de explotación  en el área del título minero, o (ii) para aquellos que se  encuentran adelantando labores de explotación en un área distinta a la del  título minero, y que debido a las restricciones ambientales o sociales que se  presentan en el lugar donde están ejerciendo sus labores, requieran ser  reubicados.    

Artículo 2.2.5.4.3.2. Solicitud de devolución de áreas por parte del titular minero. La solicitud de devolución de áreas será presentada ante  la Autoridad Minera Nacional por el titular minero, con los siguientes  requisitos:    

a) Nombre, identidad y domicilio del titular minero, del  pequeño minero, del grupo o asociación de economía solidaria constituida de  conformidad con las disposiciones aplicables a la misma, o del representante  legal; siempre y cuando se encuentren determinados. Tratándose de persona  jurídica, aportar el certificado de existencia y representación legal que en su  objeto tenga incluidas expresamente las actividades de exploración y  explotación minera.    

b) Identificación del título minero sobre el cual se  pretende realizar la devolución de áreas a favor de la formalización minera,  con el respectivo plano topográfico del área objeto de devolución, el cual  deberá presentarse atendiendo los requisitos dispuestos en la Resolución 40600  del 27 de mayo de 2015 o las normas que lo modifiquen, adicionen o sustituyan.    

c) Justificación por parte del titular minero de que el  área objeto del título, luego de la devolución, garantizará el cumplimiento de  las obligaciones pactadas para el mismo.    

d) Solicitud de propuesta de contrato de concesión para  el caso de la devolución de áreas donde existan explotaciones de pequeños  mineros.    

Parágrafo. El  titular minero, podrá aportar información geológica-minera que contribuya al  conocimiento del área objeto de devolución, en caso de contar con esta.    

Artículo 2.2.5.4.3.3. Evaluación de la solicitud de devolución de áreas para la Formalización  Minera. Presentada la solicitud, la Autoridad  Minera Nacional la evaluará y verificará que el título minero se encuentre a  paz y salvo en sus obligaciones al momento de la presentación de la solicitud.  Dicha evaluación se realizará dentro del término dispuesto por el artículo 273  de la Ley 685 de 2001.    

Parágrafo.  Evaluados los requisitos de la solicitud de devolución de área para la Formalización  Minera, y en caso de que se determine que no cumplen con lo establecido en la  presente Sección, se requerirá al solicitante por una sola vez, para que en el  término de treinta (30) días, subsane las deficiencias, so pena de decretar el  desistimiento y el archivo de la solicitud, de conformidad con lo dispuesto en  el inciso final del artículo 17 de la Ley 1755 de 2015 o  las normas que lo modifiquen, adicionen o sustituyan.    

Artículo 2.2.5.4.3.4. Visita de viabilizarían. Cumplidos los requisitos de la solicitud de devolución de  áreas para la Formalización Minera, la Autoridad Minera Nacional realizará una  visita al área objeto de devolución con el fin de verificar el área viable para  explotación y los aspectos técnicos y de seguridad minera de la misma. En los  casos en que la solicitud sea para la reubicación de mineros que se encuentran  en zonas diferentes a la devuelta, se verificará si esta cumple con las  condiciones para la explotación minera.    

La Autoridad Minera Nacional de acuerdo con lo observado  en la visita, elaborará el informe técnico sobre la viabilidad o no de aceptar  la devolución de área y de celebrar el Contrato de Concesión Minera.    

Artículo 2.2.5.4.3.5. Causales de rechazo de la solicitud de Devolución de Área para la  Formalización Minera. Serán  causales de rechazo de la solicitud de devolución de área, las siguientes:    

a) Cuando el informe de visita determine que no es viable  técnicamente aprobar la devolución de área para la Formalización Minera.    

b) Cuando al pequeño minero a favor de quien se realiza  la devolución de áreas tenga título minero inscrito o haya suscrito un  Subcontrato de Formalización Minera en un área diferente al área objeto de  devolución o sea beneficiario de un Área de Reserva Especial.    

c) Cuando el titular minero no se encuentre a paz y salvo  en las obligaciones del título minero al momento de presentar la solicitud de  devolución del área para la Formalización.    

d) Cuando el Ministerio de Minas y Energía o la Autoridad  Minera Nacional encuentren que las áreas que son objeto de devolución no  contribuyen al objetivo de la Formalización Minera o no cumplen con los  requisitos para ello.    

Artículo 2.2.5.4.3.6. Aprobación de la devolución de áreas para la Formalización Minera.  Cumplidos los requisitos solicitados en la presente  Sección para la Devolución de áreas, la Autoridad Minera Nacional con base en  el informe técnico de viabilidad, procederá mediante acto administrativo a la  aprobación de la devolución de área a favor de la formalización de pequeños  mineros.    

En caso de tratarse de devolución parcial de área, la  Autoridad Minera Nacional deberá expedir el acto administrativo de aprobación  de la devolución de área a favor de la formalización de pequeños mineros, el  otrosí o acto correspondiente de reducción de área del título minero. En caso  de cumplir con los requisitos legales, se otorgará el contrato de concesión  para la formalización de pequeños mineros, los cuales deberán ser inscritos en  el Registro Minero Nacional, previa modificación del Programa de Trabajos y  Obras.    

Artículo 2.2.5.4.3.7. Registro de las áreas devueltas para la Formalización Minera. En el acto administrativo de aprobación de la  devolución de áreas para la Formalización Minera, la Autoridad Minera Nacional  ordenará que se realice la respectiva anotación en el Registro Minero Nacional  dentro del término dispuesto por el artículo 333 de la Ley 685 de 2001.    

Artículo 2.2.5.4.3.8. Banco de Áreas. Con las  áreas objeto de devolución se crea el Banco de Áreas, el cual será administrado  por la Autoridad Minera Nacional para el desarrollo de proyectos de  formalización minera. Si contados dos (2) años a partir de la fecha en que haya  sido aceptada la devolución por parte de la Autoridad Minera Nacional, las  áreas no han sido asignadas para la formalización, estas serán liberadas para  ser otorgadas mediante el régimen ordinario.    

Artículo 2.2.5.4.3.9. Responsabilidad frente a las áreas devueltas para el programa de  formalización para pequeños mineros. Una vez que al titular minero  se le haya aprobado mediante acto administrativo debidamente inscrito en el  Registro Minero Nacional, la devolución de áreas para el programa de  formalización minera, no habrá responsabilidad alguna de este en relación con  la actividad minera y los impactos ambientales generados por el pequeño minero  en el ejercicio de la misma en el área devuelta.    

Lo anterior, sin perjuicio de cualquier pasivo o  reclamación que se derive de las actividades mineras que se desarrollaron en el  área devuelta por el titular minero, previas a la aprobación de la devolución  de áreas por parte de la Autoridad Minera Nacional.    

Artículo 2.2.5.4.3.10. Subcontratos y Devolución de Áreas para la Formalización. El titular minero que haya suscrito Subcontratos de  Formalización Minera aprobados de acuerdo con lo establecido en este decreto,  podrá devolver áreas para la formalización, caso en el cual deberá cumplir con  los requisitos legales establecidos para el efecto.    

Artículo 2.2.5.4.3.11. Instrumentos mineros y ambientales. Los instrumentos mineros y ambientales para regularizar  la actividad minera en las áreas objeto de devolución serán el Contrato de  Concesión y la Licencia Ambiental.    

Parágrafo. Mientras  se otorga el Contrato de Concesión a los pequeños mineros que se encuentran  adelantando actividades de explotación en el área objeto del título minero,  estos deberán dar aplicación a las guías mineras adoptadas por la autoridad  minera nacional y a las guías ambientales expedidas por la autoridad ambiental.    

Artículo 2.2.5.4.3.12. Evaluación de la solicitud de contrato de concesión para la  formalización minera. Dentro  del mismo término dispuesto para la evaluación de la devolución de áreas, la  Autoridad Minera Nacional evaluará la propuesta de contrato de concesión que fue  presentada con la solicitud de devolución, si encuentra que dichos documentos  no cumplen con lo establecido para el efecto por la normatividad vigente,  requerirá al solicitante por una sola vez, para que en el término de treinta  (30) días subsane las deficiencias, so pena de decretar el desistimiento de la  solicitud, de acuerdo con lo previsto por el inciso final del artículo 17 de la  Ley 1755 de 2015 o  las normas que lo modifiquen, adicionen o sustituyan.    

Evaluada la solicitud y realizada la visita de viabilización cuando sea  procedente, la Autoridad Minera Nacional requerirá al pequeño minero para que  dentro del término máximo de un (1) mes, prorrogable por el mismo plazo,  presente el Programa de Trabajos y Obras de acuerdo con lo dispuesto en el  artículo 84 de la Ley 685 de 2001, so  pena de declararse desistida la solicitud, de conformidad con el artículo 17 de  la Ley 1755 de 2015 o  las normas que lo modifiquen, adicionen o sustituyan.    

Artículo 2.2.5.4.3.13. Causales de rechazo de la solicitud de Contrato de Concesión para la  Formalización Minera. La  solicitud de Contrato de Concesión para la Formalización Minera, será rechazada  de presentarse las causales señaladas en el artículo 274 de la Ley 685 de 2001 o las  normas que lo modifiquen, adicionen o sustituyan.    

Artículo 2.2.5.4.3.14. Suscripción Contrato de Concesión para la Formalización Minera. Después de la aprobación del Programa de Trabajo y Obras  (PTO), la Autoridad Minera Nacional suscribirá con el pequeño minero  beneficiario, el correspondiente Contrato de Concesión para la Formalización  Minera.    

El Contrato de Concesión que se suscriba con los pequeños  mineros en las áreas devueltas para el programa de formalización minera, se  otorgará en etapa de explotación y se regulará por lo previsto en la Ley 685 de 2001, o la  que la adicione, modifique o sustituya.    

Artículo 2.2.5.4.3.15. Aplicación de Guías Ambientales. A partir  de la suscripción del Contrato de Concesión para la formalización minera y  hasta que los pequeños mineros obtengan la respectiva Licencia Ambiental,  deberán aplicar las guías ambientales expedidas por el Ministerio de Ambiente y  Desarrollo Sostenible, caso en el cual no habrá lugar a proceder respecto de  los pequeños mineros mediante la medida prevista en el artículo 161 de la Ley 685 de 2001, sin  perjuicio de las acciones administrativas ambientales que deban imponerse por  parte de las autoridades ambientales competentes, en caso de daño ambiental.    

Artículo 2.2.5.4.3.16. Permisos Ambientales y/o Licencia Ambiental. Una vez inscrito en el Registro Minero Nacional el  Contrato de Concesión para la Formalización Minera, el pequeño minero titular  deberá solicitar la respectiva licencia ambiental, aportando para el efecto el  estudio de impacto ambiental.    

El pequeño minero titular aportará a la Autoridad Minera  Nacional, como constancia, el auto de inicio de trámite de licencia ambiental  de conformidad con lo regulado por el Decreto 1076 de 2015  o las normas que lo modifiquen, adicionen o sustituyan.    

Artículo 2.2.5.4.2.3.17. Medidas de restauración ambiental. De no existir viabilidad ambiental para el proyecto,  corresponderá a las autoridades ambientales competentes imponer con cargo al  pequeño minero, medidas de restauración, recuperación y rehabilitación de las  áreas afectadas por la actividad minera, tendientes a efectuar un cierre  adecuado de la explotación.    

Artículo 2.2.5.4.3.18. Reubicación de pequeños mineros. La reubicación de pequeños mineros en áreas devueltas, se  realizará por el Ministerio de Minas y Energía, teniendo en cuenta los listados  de pequeños mineros que hayan solicitado procesos de formalización minera. Los  mineros a reubicar deberán iniciar el trámite ordinario de concesión, para lo  cual deberán presentar solicitud de contrato de concesión minera cumpliendo con  los requisitos que establezca la Autoridad Minera Nacional de acuerdo con la  normatividad vigente.    

Artículo 2.2.5.4.3.19. Transitoriedad. Las  actuaciones y diligencias iniciadas, así como los términos que hubieren  empezado a correr bajo la vigencia del Decreto 480 de 2014,  continuarán rigiéndose por lo previsto en este, hasta su finalización.    

CAPÍTULO 4    

PROYECTOS MINEROS ESPECIALES    

SECCIÓN 1    

LOS CONTRATOS ESPECIALES DE CONCESIÓN MINERA    

Artículo 2.2.5.4.1.1. Contratos especiales. Los contratos especiales de concesión minera que se  suscriban sobre las áreas de reserva especial establecidas por el Ministerio de  Minas y Energía, deben contener los motivos que dieron lugar a la delimitación  de dicha área de conformidad con lo señalado en los artículos 31 y 248 del Código de Minas.    

(Decreto 2809 de 2009,  artículo 1°)    

Artículo 2.2.5.4.1.2. Cesión. En los contratos  especiales de concesión minera, no habrá lugar a la cesión de áreas; solo será  viable la cesión parcial de derechos por cuotas o porcentajes. Si la cesión  parcial de derechos supera el cincuenta y uno por ciento -51% -, el  concesionario se obliga a pagar a la Nación, el valor invertido a través de la  autoridad minera nacional o concedente o por entes territoriales en los  estudios geológico-mineros realizados en el área de reserva especial declarada,  llevado a valor presente neto.    

(Decreto 2809 de 2009,  artículo 2°)    

Artículo 2.2.5.4.1.3. Suscripción. Una vez  suscrito el contrato especial de concesión e inscrito en el Registro Minero  Nacional, el Ministerio de Minas y Energía, a través de la Dirección de Minas,  acompañará a la comunidad o asociación minera, para ejecutar el contrato de  concesión de minería especial con base en los estudios técnicos realizados, y a  adelantar la gestión ante las diferentes entidades del Estado para que  acompañen el proyecto minero a ejecutar.    

(Decreto 2809 de 2009,  artículo 3°)    

Artículo 2.2.5.4.1.4. Minuta del contrato especial. El Ministerio de Minas y Energía, adoptará la minuta del  contrato especial de concesión minera y realizará el seguimiento de su  ejecución a través de la autoridad minera delegada competente, quien informará  trimestralmente al Ministerio de Minas y Energía, sobre el estado del mismo,  con el fin que se tomen los correctivos a que haya lugar.    

(Decreto 2809 de 2009,  artículo 4)    

SECCIÓN 2    

MINERALES DE INTERÉS ESTRATÉGICO    

Artículo 2.2.5.5.2.1. Condiciones de las áreas sujetas a delimitación. La Autoridad Minera podrá delimitar como Áreas  Estratégicas Mineras, o incorporar nuevas zonas a las mismas, aquellas áreas  que cumplan las siguientes condiciones:    

1. Áreas libres que según la caracterización efectuada  por el Servicio Geológico Colombiano tienen potencial minero para la  exploración y explotación de minerales estratégicos.    

2. Áreas que queden libres como consecuencia de la  terminación del título minero por cualquier causa, una vez se encuentren en  firme los correspondientes actos administrativos de terminación.    

En este último evento, de la información contenida en el  Plan de Trabajos y Obras a que se refiere el artículo 84 de la Ley 685 de 2001, se  debe evidenciar que existe un yacimiento promisorio de minerales estratégicos.    

(Decreto 1414 de 2013,  artículo 1°)    

SECCIÓN  4        

Nota: Sección  4 adicionada por el Decreto 1378 de 2020,  artículo 1º.    

REQUISITOS  DIFERENCIALES PARA EL OTORGAMIENTO DEL CONTRATO DE CONCESIÓN A LOS MINEROS DE  PEQUEÑA ESCALA Y BENEFICIARIOS DE DEVOLUCIÓN DE ÁREAS PARA LA FORMALIZACIÓN  MINERA        

Artículo 2.2.5.4.4.1. Ámbito  de aplicación. La presente Sección aplica a las personas naturales o jurídicas  que sean Mineros de Pequeña Escala que no cuenten con título minero y a los  Beneficiarios de Devolución de Áreas para la formalización minera.    

Subsección 1        

Acceso al Contrato        

Artículo 2.2.5.4.4.1.1.1.  Condiciones de acceso. Los Mineros de Pequeña Escala señalados en  el artículo 2.2.5.4.4.1.1.3 de esta Sección y los Beneficiarios de Devolución  de Áreas para la formalización, que no cuenten con título minero, podrán  acceder por una única vez, a un solo contrato de concesión mediante requisitos  diferenciales.    

Parágrafo 1°. Los  interesados no podrán presentar simultáneamente más de una propuesta de  contrato de concesión con requisitos diferenciales a los que se refiere la  presente Sección.    

Parágrafo 2°. Una vez  obtenido el contrato mediante requisitos diferenciales, los Mineros de Pequeña  Escala y los Beneficiarios de Devolución de Áreas para la formalización, podrán  ser beneficiarios de otros títulos mineros en los términos y condiciones  establecidos en el Código de Minas para el régimen ordinario.    

Artículo 2.2.5.4.4.1.1.2.  Opciones de cambio. Los interesados con solicitudes de:    

(i) propuestas de contrato de  concesión; (ii)  legalización o formalización de minería tradicional, y (iii) área de reserva especial, siempre y cuando  todos los miembros de la comunidad solicitante manifiesten su acuerdo, podrán  optar por continuar con el trámite bajo el cual fueron presentadas o por el de  propuesta de contrato de concesión con requisitos diferenciales previsto en la  presente Sección.    

Parágrafo. La  autoridad minera nacional expedirá el acto administrativo que determine las  condiciones para acogerse a la modificación de solicitudes a propuesta de  contrato de concesión con requisitos diferenciales, el cual incluirá entre  otros aspectos, la fecha límite de solicitud de modificación, la procedencia de  la modificación y la fecha de entrada en operación del módulo de radicación de  las propuestas.    

Artículo 2.2.5.4.4.1.1.3.  Mineros de Pequeña Escala. Para efectos de esta Sección y para poder  acceder al contrato de concesión con requisitos diferenciales, los Mineros de  Pequeña Escala serán los que cumplan los siguientes requisitos:    

a) No contar con un título  minero vigente.    

b) Requerir en concesión un  máximo de hasta 100 hectáreas bajo el sistema de cuadrícula minera.    

c) Que su producción atienda el  volumen máximo anual establecido según el tipo de mineral, como se muestra a  continuación:    

Grupo    de Minerales        

Minería    Subterránea                        

Minería    a Cielo Abierto                  

Carbón        

(Ton/año)                        

Hasta 20.000                    

N/A*   

Materiales    de Construcción        

(M3/año)                        

N/A                    

Hasta 10.000   

Metálicos        

(Ton/año)**                        

Hasta 22.000                    

Hasta 35.000   

No    Metálicos        

(Ton/año)***                        

Hasta 16.000                    

Hasta 20.000   

Metales    Preciosos (oro plata y platino)        

(Ton/año)    o (M3/año)****                        

Hasta 10.000    

Ton/año                    

Hasta 165.000    

M3/año   

piedras    preciosas y semipreciosas (M3/año)                        

Hasta 6.000                    

N/A*    

* N/A: El mineral no aplica para  este tipo de minería.    

** El volumen de producción  hace referencia a material mineralizado.    

*** Incluye los minerales  industriales y los otros no metálicos no definidos en la tabla.    

**** El Volumen de producción hace  referencia a material removido para minería subterránea.    

En los casos no especificados  como material mineralizado se hace referencia a material removido.    

Artículo 2.2.5.4.4.1.1.4.  Beneficiarios de Devolución de Áreas para la formalización. Los pequeños  mineros a favor de quienes opere la devolución de áreas de acuerdo con la  normatividad vigente aplicable, así como los pequeños mineros que requieren ser  reubicados debido a restricciones ambientales o sociales en la zona donde están  ejerciendo sus labores; se sujetarán a las hectáreas y producción prevista para  la clasificación de la pequeña minería señalada en los artículos 2.2.5.1.5.4 y  2.2.5.1.5.5 del presente decreto.    

Subsección 2        

Requisitos de  presentación        

Artículo 2.2.5.4.4.1.2.1. Requisitos diferenciales para la  presentación de la Propuesta de Contrato de Concesión. Los Mineros de Pequeña  Escala y los Beneficiarios de Devolución de Áreas para la formalización,  deberán cumplir con los siguientes requisitos:    

a) Selección del área libre o  área de solicitud de conversión o área objeto de devolución que sea requerida  en concesión, en el Sistema Integral de Gestión Minera;    

b) Señalamiento del municipio,  departamento y de la autoridad ambiental competente según el área solicitada;    

c) Indicación del mineral o  minerales objeto del contrato;    

d) Presentación del anexo  técnico, el cual debe incluir entre otros aspectos, el programa mínimo  exploratorio, la idoneidad laboral y ambiental, y el estimativo de la inversión  mínima que se requiere para la exploración, de acuerdo con los términos de  referencia diferenciales adoptados por la autoridad minera nacional.    

Para los contratos que inician  en etapa de explotación, el estimativo de inversión se calculará con fundamento  en los flujos financieros que se presenten como parte del anexo técnico  conforme a la operación actual;    

e) Acreditación de la capacidad  económica, de acuerdo con los criterios diferenciales que expida la Autoridad  Minera Nacional en desarrollo de lo previsto en el artículo 22 de la Ley 1753 de 2015;    

Parágrafo 1°. Los Mineros  de Pequeña Escala a que hace referencia esta Sección y los Beneficiarios de  Devolución de Áreas que requieran ser reubicados, podrán solicitar con la  presentación de la propuesta, que una vez otorgado el contrato, se autorice la  realización de actividades de exploración con explotación anticipada, para lo  cual deberán presentar adicionalmente, dentro del anexo técnico establecido en  el literal d) del presente artículo, un diagnóstico de las actividades de  explotación, geología básica, un plan minero y un plan de cierre. Este  documento deberá tener en cuenta las condiciones, medidas y actividades que  aseguren el cumplimiento de los Reglamentos de Seguridad e Higiene Minera.    

De la misma manera, deberán  tramitar la licencia ambiental de acuerdo con los Términos de Referencia  Diferenciales establecidos por el Ministerio de Ambiente y Desarrollo  Sostenible para estos efectos.    

Parágrafo 2°. Para la  propuesta de contrato de concesión minera con requisitos diferenciales  presentada por los Beneficiarios de Devolución de Áreas que se encuentran  realizando actividades en el área del titular, minero que realiza la  devolución, no aplicará el requisito contenido en el literal d) del presente  artículo, y en su lugar se deberá presentar el Programa de Trabajos y Obras  (PTO) en los términos señalados por el artículo 84 de la Ley 685 de 2001 y  demás normas complementarias.    

Subsección 3        

De la Propuesta        

Artículo 2.2.5.4.4.1.3.1.  Presentación. La propuesta de contrato de concesión de que trata esta sección se  presentará por los Mineros de Pequeña Escala y por los Beneficiarios de  Devolución de Áreas, en el Sistema Integral de Gestión Minera con el  cumplimiento de los requisitos previstos en el artículo 2.2.5.4.4.1.2.1., de la  Subsección 2, de acuerdo con los términos de referencia diferenciales para la  presentación del anexo técnico de que trata el literal d) del artículo  2.2.5.4.4.1.2.1. y los criterios diferenciales para la acreditación de la  capacidad económica expedidos por la Autoridad Minera referido en el literal e)  del artículo 2.2.5.4.4.1.2.1.    

Parágrafo. Los  Beneficiarios de Devolución de Áreas que se encuentran realizando actividades  de explotación en el área del titular minero que realiza la devolución, deberán  suscribir un contrato de concesión atendiendo los lineamientos señalados en el  artículo 2.2.5.4.3.14. del presente decreto.    

Artículo 2.2.5.4.4.1.3.2.  Estudio y Evaluación de las propuestas. Serán aplicables para el  estudio y evaluación de las propuestas de contrato de concesión con requisitos  diferenciales de que trata la presente Sección, el procedimiento y condiciones  establecidas en la Ley 685 de 2001 y  demás normas que resulten aplicables.    

Subsección 4        

Características  Específicas        

Artículo 2.2.5.4.4.1.4.1. Viabilización de la explotación  anticipada. De aprobarse por la Autoridad Minera los aspectos establecidos  en el parágrafo 1° del artículo 2.2.5.4.4.1.2.1, el contrato de concesión se  otorgará en etapa de exploración con explotación anticipada, la cual tendrá la  misma vigencia del periodo exploratorio, consagrado en el artículo 71 de la Ley 685 de 2001. Esta  etapa podrá ser prorrogada por 2 años, y por una sola vez, siempre y cuando la  solicitud de prórroga se encuentre debidamente justificada, se presente la  actualización del anexo técnico de que trata el literal d) del artículo  2.2.5.4.4.1.2.1., y se solicite con una antelación no menor a 3 meses  anteriores al vencimiento del periodo inicial, de acuerdo con lo dispuesto por  el artículo 75 de la mencionada ley.    

En todo caso, sin la aprobación  del anexo técnico y sin la obtención de la licencia ambiental para pequeña  escala que se deriva del estudio de impacto ambiental presentado con los  términos de referencia diferenciales establecidos por el Ministerio de Ambiente  y Desarrollo Sostenible, no podrán realizarse actividades de construcción y  montaje ni de explotación.    

Parágrafo. Antes  del vencimiento definitivo del término señalado en el presente artículo, el  concesionario deberá presentar el Programa de Trabajos y Obras y solicitar la  modificación de la respectiva licencia ambiental si a ello hubiere lugar.    

Subsección 5        

Beneficios        

Artículo 2.2.5.4.4.1.5.1.  Beneficios para los Mineros de Pequeña Escala y Beneficiarios de Devolución de  Áreas que accedieron al contrato de concesión mediante requisitos  diferenciales. Los Mineros de Pequeña Escala y Beneficiarios de Devolución de  Áreas que hayan accedido al contrato de concesión a través de las condiciones  establecidas en la presente Sección, tendrán los siguientes beneficios:    

a) Acompañamiento técnico  integral por parte de la autoridad minera, siempre y cuando los Mineros de  Pequeña Escala de que trata esta sección y los Beneficiarios de Devolución de  Áreas lo soliciten.    

b) Fiscalización diferencial,  de acuerdo con los lineamentos que al respecto sean dados por el Ministerio de  Minas y Energía.    

Parágrafo. La  ejecución de las labores de acompañamiento que realice la autoridad minera no  eximirá a los Mineros de Pequeña Escala y a los Beneficiarios de Devolución de  Áreas del cumplimiento de las obligaciones emanadas del contrato y de la  imposición de las sanciones correspondientes.    

Artículo 2.2.5.4.4.1.5.2.  Previsiones especiales. Los titulares de contratos de concesión con  requisitos diferenciales podrán integrar las áreas dadas en concesión, sin  perder los beneficios aquí establecidos, siempre y cuando con la integración,  no excedan el área máxima de cien (100) hectáreas o ciento cincuenta (150)  hectáreas, según corresponda; y los volúmenes de producción dispuestos para  cada uno de estos mineros.    

Así mismo, podrán ceder sus  derechos o reclasificar su proyecto en los términos señalados en la ley. En el  evento de aprobarse la cesión total o parcial de derechos, solo habrá lugar a  mantener los beneficios descritos en la Ley 1955 de 2019 o la  que la modifique, adicione o sustituya, respecto de la fiscalización  diferencial y acompañamiento técnico en los casos en que el cesionario cumpla  con las condiciones de Minero de Pequeña Escala de que trata la presente norma.  Lo mismo aplicará para el caso de la aprobación de la cesión de áreas y la  reclasificación que se realice del proyecto cuando se exceda la producción  establecida en la presente Sección.    

Parágrafo. En la cesión  de derechos del contrato de concesión con requisitos diferenciales, el cedente  no podrá presentar una nueva solicitud de propuesta de contrato de concesión  con los requisitos de que trata esta Sección.    

CAPÍTULO 5    

DE LA LUCHA CONTRA LA MINERÍA ILEGAL    

SECCIÓN 1    

LEGALIZACIÓN MINERA    

Artículo 2.2.5.5.1.1. Definición. Para los  fines pertinentes de esta reglamentación entiéndase como explotadores de minas  de propiedad estatal sin título a las personas que, sin título minero inscrito  en el Registro Minero Nacional, llevan a cabo explotaciones de depósitos y/o  yacimientos mineros, con anterioridad al 17 de agosto de 2001.    

Parágrafo 1°.  Para los efectos de este artículo no se consideran explotadores de minas de  propiedad estatal sin título quienes se encuentran amparados en los artículos  152, 155, 248 y 249 de la Ley 685 de 2001 y en  tal virtud no podrán acogerse al presente decreto.    

Parágrafo  2°. En ningún caso serán sujetos de  la legalización de que trata esta sección los beneficiarios de títulos mineros,  otorgados o suscritos, pendientes de inscripción en el Registro Minero  Nacional. Tales títulos deberán ser inscritos en el Registro Minero Nacional de  conformidad con lo indicado en el inciso tercero del artículo 165 de la Ley 685 de 2001.    

En ningún caso podrán los interesados en solicitudes o propuestas  de contrato de concesión pretender modificar el trámite de las mismas para  acogerse a los beneficios o prerrogativas de esta sección. Tales solicitudes  deberán continuar su trámite de conformidad con las normas que les sean  aplicables.    

(Decreto 2390 de 2002,  artículo 1°)    

Artículo 2.2.5.5.1.2. Mineros sin título minero inscrito en Registro Minero Nacional. Los explotadores de minas de propiedad estatal sin título  minero inscrito en el Registro Minero Nacional, que pretendan beneficiarse de  las prerrogativas establecidas en el artículo 165 de la Ley 685 de 2001, deberán  diligenciar el formulario simplificado adoptado por el Ministerio de Minas y  Energía y presentarlo antes del 31 de diciembre de 2004 ante las autoridades  mineras delegadas.    

Parágrafo 1°.  Para los efectos de la presente sección, entiéndase por autoridades mineras  delegadas aquellas entidades que de conformidad con los artículos 320 de la Ley 685 de 2001 y 9°  de la Ley 489 de 1998 son  objeto de delegación de funciones mineras.    

Parágrafo 2°.  En las ciudades distintas a las de ubicación de las sedes de las  autoridades mineras delegadas, el interesado podrá presentar su solicitud en:    

1. Las sedes del Instituto de Investigación e Información  Geocientífica Minero Ambiental y Nuclear, Ingeominas, ubicadas en Cartagena y Popayán o quien haga  sus veces.    

2. Ante Notario o Alcalde de su residencia o por envío a  través de correo certificado a Minercol Ltda. sede  Bogotá o quien haga sus veces.    

Los funcionarios indicados en este parágrafo deberán  hacer constar en el formulario de solicitud la fecha y hora de presentación de  la misma y proceder al envío inmediato del formulario y sus anexos a Minercol Ltda. Sede Bogotá o quien haga sus veces, a través  de correo certificado y de los medios electrónicos que estén a su alcance.    

En el caso en que la solicitud de legalización sea  presentada ante Notario o Alcalde, el interesado en la misma deberá sufragar  los costos y gastos del envío de su solicitud a Minercol  Ltda. Sede Bogotá o quien haga sus veces.    

(Decreto 2390 de 2002,  artículo 2°)    

Artículo 2.2.5.5.1.3. Formulario especial de legalización. Con el formulario especial de legalización el interesado  deberá allegar, so pena de ser rechazada su solicitud:    

1. Mínimo dos (2) pruebas de las enumeradas a  continuación, que permitan demostrar sus actividades de explotación con  anterioridad al 17 de agosto del 2001:    

a) Declaración extraproceso de  dos (2) testigos rendida ante Juzgado, Alcaldía o Notaría, sobre la antigüedad  y ubicación de las actividades de explotación;    

b) Formulario de declaración de producción y liquidación  de regalías y su correspondiente recibo o certificado de pago;    

c) Facturas de comercialización y venta del mineral  explotado;    

d) Cualquier otro documento o prueba que demuestre la  antigüedad de la explotación con anterioridad al 17 de agosto de 2001.    

2. Plano a escala 1:5000, delimitando el polígono objeto  de legalización por una de las siguientes opciones: Por coordenadas planas de  Gauss o por rumbos y distancias, donde uno de los vértices del polígono deberá  estar relacionado mediante rumbo y distancia, al punto arcifinio. El punto  arcifinio deberá ser fácilmente identificable y estar definido por coordenadas  planas, las cuales pueden ser tomadas directamente de planchas o fotomosaicos del Instituto Geográfico Agustín Codazzi o,  cuando no existan las referencias en las mencionadas planchas, por métodos  astronómicos o geodésicos de los accidentes geográficos que conforman el punto  arcifinio seleccionado.    

3. Si el solicitante es persona natural, fotocopia de la  Cédula de Ciudadanía. Tratándose de Persona Jurídica, deberá aportar  Certificado de Existencia y Representación Legal expedido máximo con un (1) mes  de antelación, en cuyo objeto social figure la realización de actividades de  exploración y explotación de minerales y la duración o vigencia de la sociedad  por un término igual o mayor al del contrato de concesión a suscribirse,  fotocopia del Número de Identificación Tributaria, NIT, y fotocopia de la  cédula de ciudadanía del Representante Legal.    

Parágrafo 1°.  En el caso de que la solicitud de legalización no sea presentada en el  formulario adoptado para el efecto o carezca de los requisitos y anexos  señalados en el mismo, la autoridad minera delegada procederá en un término no  mayor a veinte (20) días a requerir al interesado para que la complete o  subsane, so pena de rechazo de la solicitud. El término para corregir o  subsanar la propuesta será de hasta treinta (30) días y la autoridad minera  contará con un plazo de treinta (30) días para resolver definitivamente.    

Parágrafo 2°.  Los explotadores de minas de propiedad estatal sin título minero inscrito  en el Registro Minero Nacional a los que se refiere la presente sección,  tendrán derecho a solicitar y obtener de la autoridad minera delegada  competente en cada caso, en forma gratuita, la asesoría técnica y jurídica que  demande la legalización.    

Las autoridades mineras delegadas podrán suscribir  convenios con los Consultorios Jurídicos de las Facultades de Derecho, así como  con las facultades de Ingeniería y Geología del país, con el fin de garantizar  la asesoría técnica y jurídica que requiera la legalización.    

(Decreto 2390 de 2002,  artículo 3°)    

Artículo 2.2.5.5.1.4. Superposición total de áreas en solicitudes de legalización. En el caso de superposición total de áreas y para el mismo  mineral, entre solicitudes de legalización con: Solicitudes de legalización en  trámite, propuestas de contratos de concesión y solicitudes anteriores,  solicitudes de autorización temporal anteriores o autorizaciones temporales en  ejecución, títulos mineros otorgados inscritos y no inscritos en el Registro  Minero Nacional, títulos de propiedad privada del subsuelo, zonas de reserva  especial, zonas de seguridad nacional, zonas excluibles de la minería, zonas de  minería restringida y demás áreas de protección ecológica y ambiental de  acuerdo con la normatividad ambiental vigente, sin la correspondiente  autorización o zonas de inversión estatal; y las áreas sobre las que se hubiere  resuelto abrir licitaciones y concursos dentro de las zonas anteriormente aportadas,  tal y como lo dispone el artículo 351 del Código de Minas,  se procederá al rechazo de la solicitud y se ordenará la suspensión de la  explotación de conformidad con lo establecido en el artículo 306 y el Capítulo  XVII del Código  de Minas.    

Parágrafo 1°.  En el caso de que la superposición sea parcial y para el mismo mineral, la  autoridad minera delegada procederá de oficio a eliminarla e informará al  interesado el área que queda libre, a efectos de que este manifieste en el  término de treinta (30) días siguientes al recibo de la comunicación en tal  sentido, si desea continuar con su solicitud respecto de esta, so pena de  proceder al rechazo de la misma.    

Parágrafo 2°.  En el caso de que la solicitud de legalización se encuentre ubicada dentro  del área de un título minero de explotación para mineral diferente, que cuente  con Programa de Trabajos y Obras, PTO, aprobado o Programa de Trabajos e  Inversiones, PTI, aprobado y que el titular del contrato no hubiere solicitado  la adición al objeto del mismo, se procederá de conformidad con el artículo 63 de  la Ley 685 de 2001 y el  artículo 2.2.4.8.1.7 de la presente sección.    

Parágrafo 3°.  Las superposiciones entre solicitudes de explotadores de minas de propiedad  estatal sin título minero inscrito en el Registro Minero Nacional a que se  refiere la presente sección, se definirán teniendo en cuenta la fecha de  presentación de la solicitud.    

Parágrafo 4°.  Cuando proceda el rechazo de la solicitud, del acto administrativo que la  declare se compulsará copia a la autoridad ambiental competente, con el fin de  que esta ordene la adopción de las medidas necesarias a tomar por parte del  solicitante para mitigar y corregir el impacto ambiental producido por la  explotación de hecho. Igualmente, se compulsará copia del mismo al alcalde del  municipio en que se adelantare la explotación, con el fin de que este proceda a  efectuar diligencia de cierre, suspensión de trabajos y decomiso de mineral, de  conformidad con el artículo 306 del Código de Minas.    

(Decreto 2390 de 2002,  artículo 4°)    

Artículo 2.2.5.5.1.5. Visita  técnica minero ambiental. Si habiéndose efectuado el estudio de  libertad de áreas, se determina que el área solicitada se encuentra totalmente  libre o si habiéndose presentado superposición parcial el interesado en la  solicitud de legalización acepta dentro del término previsto para ello, el área  que haya quedado libre, la autoridad minera delegada y la autoridad ambiental  respectiva adelantarán en conjunto una visita técnica al área correspondiente.    

Esta visita técnica minero ambiental tendrá los  siguientes objetivos:    

a) Constatar la existencia y explotación de minerales  dentro del área solicitada, así como establecer la antigüedad aproximada de las  labores mineras;    

b) Verificar en el terreno el área solicitada en planos y  realizar levantamiento topográfico de los trabajos mineros existentes en ella;    

c) Determinar las condiciones ambientales de la  explotación y las medidas a tomar para corregir las posibles fallas, así como  consultar los usos del suelo establecidos en los respectivos Planes de  Ordenamiento Territorial;    

d) Determinar la posibilidad de emprender proyectos  mineros conjuntos con otros explotadores legales e ilegales de la misma área  objeto de la legalización, para efectos de garantizar la explotación racional  del recurso y el adecuado aprovechamiento del yacimiento, de conformidad con el  artículo 101 de la Ley 685 de 2001;    

e) Verificar el (los) sistema(s) y método(s) de  explotación, infraestructura instalada, personal, herramienta, maquinaria y  equipo utilizado, sistema de beneficio y/o transformación y producción  referenciada por el solicitante;    

f) Identificar las condiciones técnicas de seguridad e  higiene minera en que se adelanta la explotación, de conformidad con las normas  vigentes sobre la materia;    

g) En caso de ser necesario, determinar los permisos,  concesiones o autorizaciones de aprovechamiento de recursos naturales  renovables que se requiere obtener para el desarrollo de la explotación minera  y su correspondiente legalización;    

h) Establecer las condiciones y características en que se  deberá elaborar el Plan de Manejo Ambiental para las actividades de explotación  minera objeto de legalización y la posibilidad de que se adelante dicho plan  dentro de un estudio regional;    

i) Determinar la pertinencia técnica y ambiental de la  explotación minera.    

Parágrafo 1°.  Practicada la visita técnica minero ambiental de que trata este artículo se  procederá a suscribir un acta en el formato que para el efecto adopte el  Ministerio de Minas y Energía, por parte de los miembros de la comisión que la  practican y por el solicitante de la legalización o por quien atienda la diligencia.    

Parágrafo 2°.  Para los efectos de este artículo, la autoridad minera delegada deberá informar  mensualmente a la autoridad ambiental respectiva de las solicitudes de  legalización recibidas y su ubicación, a efectos de coordinar el programa de  visitas correspondiente.    

La visita técnica minero ambiental a que se refiere este  artículo, se practicará previa coordinación con la autoridad ambiental  competente y dentro de los plazos y cronogramas que establezcan las autoridades  mineras delegadas.    

La fecha y hora de la visita técnica minero ambiental  será informada mediante correo certificado o cualquier otro medio idóneo al  explotador ilegal con la debida antelación, con el objeto de garantizar su  conocimiento sobre la realización de la misma a efectos de que pueda participar  en ella.    

Parágrafo  3°. Cuando el informe de visita  recomiende una legalización conjunta de varios explotadores legales e ilegales,  la autoridad minera delegada deberá proponer dicha opción a los explotadores  involucrados, quienes responderán en un término no superior a sesenta (60) días  sobre dicha propuesta. La viabilidad de la explotación conjunta requerirá de la  voluntad expresa de los solicitantes, quienes deberán presentar una nueva  solicitud que los agrupe a todos. En caso contrario, se  continuará el trámite independiente de cada una de las solicitudes.    

(Decreto 2390 de 2002,  artículo 5°)    

Artículo 2.2.5.5.1.6. Informe de visita. El informe de visita conjunta debe  referirse en forma expresa y clara a cada uno de los ítems indicados en el  artículo anterior y precisar si, desde el punto de vista minero y ambiental, es  viable continuar con el trámite de la solicitud o si, por el contrario, se  recomienda el rechazo de la misma.    

En el evento de que el informe recomiende continuar con  el trámite de la solicitud, la autoridad minera delegada procederá a ello  conforme lo establece el artículo 2.2.4.8.1.10 de la presente sección. Caso  contrario, se ordenará el rechazo de la solicitud a través de acto  administrativo motivado contra el cual sólo procede recurso de reposición.    

(Decreto 2390 de 2002,  artículo 6°)    

Artículo 2.2.5.5.1.7. Continuación del trámite de la  solicitud. Cuando  el informe de visita de qué trata el artículo anterior recomiende continuar el  trámite de la solicitud de legalización cuya área se superpone a un título  minero que tenga Programa de Trabajos y Obras (PTO) o Programa de Trabajos e  Inversiones (PTI) aprobado por la autoridad minera delegada y se refiera a un  mineral diferente, se procederá a comunicar esa situación al explotador de  hecho y a nombrar peritos, de conformidad con el artículo 63 de la Ley 685 de 2001.    

El perito designado para la práctica de la diligencia  será seleccionado de una lista de ingenieros de minas y geólogos que para el  efecto llevará cada una de las autoridades mineras delegadas de conformidad con  los lineamientos impartidos para el efecto por el Ministerio de Minas y  Energía. Los honorarios de los peritos serán tasados por la autoridad minera  delegada de conformidad con los precios que por dichos servicios esta  establezca.    

El perito para la elaboración de su dictamen, tendrá  acceso al informe de visita técnica minero ambiental practicada al área de  solicitud de legalización, así como al PTO o al PTI aprobado del beneficiario  del título vigente y la demás información disponible requerida para el  cumplimiento de su función.    

Cuando el dictamen del perito determine que las  explotaciones no son técnicamente compatibles, se procederá a rechazar la  solicitud de legalización. En el evento contrario, se continuará con el trámite  de la legalización de conformidad con lo establecido en el artículo  2.2.4.8.1.10 de esta sección.    

Los asuntos no regulados en esta sección estarán sujetos  al procedimiento establecido en el Código  de Procedimiento Civil, en cuanto sean compatibles con el artículo 63 de la  Ley 685 de 2001 y con  lo previsto en esta disposición.    

(Decreto 2390 de 2002,  artículo 7°)    

Artículo 2.2.5.5.1.8. No habrá lugar a la legalización. No habrá lugar a la legalización de  explotaciones mineras cuando a juicio de la autoridad ambiental no sean  viables, y/o cuando a juicio de la autoridad minera delegada sean  manifiestamente inseguras, presenten peligro inminente para la vida de los  mineros o de los habitantes de las zonas aledañas.    

(Decreto 2390 de 2002,  artículo 8°)    

Artículo 2.2.5.5.1.9. Zonas mineras de comunidades  negras, indígenas o mixtas. En caso de solicitudes de legalización que se localicen  en áreas de zonas mineras de comunidades negras, indígenas o mixtas se  procederá de acuerdo con lo establecido en el Capítulo XIV de la Ley 685 de 2001.    

(Decreto 2390 de 2002,  artículo 9°)    

Artículo 2.2.5.5.1.10. Registro de las condiciones. Una vez registradas las condiciones geológicas,  mineras y ambientales de la explotación y las existentes en el área a  legalizar, tal como se indica en el artículo 2.2.4.8.1.5 de la presente  sección, la autoridad minera delegada procederá a elaborar un Programa de  Trabajos y Obras (PTO) consistente con la información geológico-minera  disponible, para efectos de definir la viabilidad del proyecto; y, la autoridad  ambiental procederá a elaborar e imponer mediante resolución motivada el Plan  de Manejo Ambiental respectivo. Para la elaboración de tales estudios la  autoridad minera delegada y la ambiental tendrán un término no mayor a seis (6)  meses, contados a partir de la presentación del informe que recomiende la  legalización.    

Parágrafo 1°. Dentro de los treinta (30) días siguientes a la  ejecutoria del acto administrativo que imponga el Plan de Manejo Ambiental, el  interesado deberá solicitar los permisos, autorizaciones y concesiones para uso  o aprovechamiento de los recursos naturales renovables que sean necesarios para  adelantar la explotación.    

Parágrafo 2°. Una vez ejecutoriado el acto administrativo que  impone el Plan de Manejo Ambiental, la autoridad ambiental remitirá copia de la  respectiva providencia a la autoridad minera delegada, para que haga parte del  contrato de concesión minera a suscribirse.    

Elaborado por la autoridad minera delegada el Programa de  Trabajos y Obras (PTO), se requerirá al interesado en la solicitud con el fin  de que manifieste por escrito en forma expresa y clara, su aceptación a los  resultados y conclusiones precisados en dicho programa y, en tal virtud, se  comprometa a ejecutarlo. En caso que el interesado en la solicitud no acepte el  PTO elaborado, se procederá al rechazo de la misma.    

(Decreto 2390 de 2002,  artículo 10)    

Artículo 2.2.5.5.1.11. Aceptación el PTO. Si el interesado en la solicitud acepta  el PTO elaborado por la autoridad minera delegada, se procederá dentro de los  treinta (30) días siguientes a suscribir Contrato de Concesión para Explotación  Minera en el formato único de minuta que para el efecto adopte el Ministerio de  Minas y Energía.    

(Decreto 2390 de 2002,  artículo 11)    

Artículo 2.2.5.5.1.12. Competencia de las entidades. Las entidades delegadas por el Ministerio  de Minas y Energía para adelantar y decidir trámites mineros se consideran  competentes en los términos de la delegación, dentro del ámbito de su  jurisdicción y respecto de los minerales de su competencia para tramitar y  legalizar explotaciones de minas de propiedad estatal sin título minero  inscrito en el Registro Minero Nacional.    

(Decreto 2390 de 2002,  artículo 12)    

Artículo 2.2.5.5.1.13. Campañas de divulgación. Las autoridades mineras delegadas deberán  adelantar dentro del ámbito de su jurisdicción amplias campañas de divulgación  del programa de legalización con el fin de alcanzar con este la mayor cobertura  posible.    

De igual manera, deberán prestar a todos los interesados  la asesoría necesaria para dilucidar las inquietudes que se presenten en  relación con la aplicación de esta sección.    

(Decreto 2390 de 2002,  artículo 13)    

Artículo 2.2.5.5.1.14. Solicitud en trámite. Mientras la solicitud de legalización  presentada por explotadores de minas de propiedad estatal sin título minero  inscrito en el Registro Minero Nacional no haya sido resuelta por la autoridad  minera delegada competente, no habrá lugar a suspender las labores de  explotación, a decomisar el mineral explotado, ni a proseguir la acción penal a  que se refiere el artículo 338 de la Ley 599 de 2000 (Código Penal).  Lo anterior, sin perjuicio de las acciones que sean aplicables en virtud de la  normatividad ambiental vigente.    

(Decreto 2390 de 2002,  artículo 14)    

CAPÍTULO 6    

COMERCIALIZACIÓN    

SECCIÓN 1    

RUCOM    

Artículo 2.2.5.6.1.1.1. Modificado por el Decreto 1102 de 2017,  artículo 1º. Definiciones. Para efectos de la aplicación de  la presente sección se adoptan las siguientes definiciones:    

Titular Minero en Etapa de Explotación. Persona natural o jurídica  beneficiaría de un título minero debidamente otorgado e inscrito en el Registro  Minero Nacional, conforme a la Ley 685 de 2001 o  demás normas que la modifiquen o sustituyan; así como los beneficiarios de los  demás títulos mineros vigentes al entrar a regir el Código de Minas, que se  encuentren en etapa de explotación y cuenten con PTO/PTI aprobado y con las  autorizaciones o licencias ambientales respectivas.    

Explotador Minero Autorizado. Se entiende por Explotador  Minero Autorizado las siguientes personas: (i) Titular Minero en Etapa de  Explotación; (ii) Solicitantes de programas de  legalización o de formalización minera siempre y cuando cuenten con  autorización legal para su resolución (iii)  Beneficiarios de áreas de reserva especial mientras se resuelvan dichas  solicitudes; (iv) Subcontratista de formalización  minera; (v) Mineros de Subsistencia.    

Comercializador de Minerales Autorizado (CMA). Persona natural o jurídica que  realiza de forma regular la actividad de comprar y vender minerales para  transformarlos, beneficiarlos, distribuirlos, intermediarlos, exportarlos o  consumirlos, debidamente inscritos en el Registro Único de Comercializadores de  Minerales, y que cuente con certificación vigente de la Agencia Nacional de  Minería, donde conste dicha inscripción.    

Declaración de Producción para Mineros de Subsistencia. Es el documento mediante el  cual los mineros de subsistencia, declaran la producción objeto de venta.    

Minería de Subsistencia. Es la actividad minera desarrollada por personas  naturales o grupo de personas que se dedican a la extracción y recolección a  cielo abierto de arenas y gravas de río destinadas a la industria de la  construcción, arcillas, metales preciosos, piedras preciosas y semipreciosas,  por medios y herramientas manuales, sin la utilización de ningún tipo de equipo  mecanizado o maquinaria para su arranque.    

En la minería de subsistencia se entienden incluidas las labores de  barequeo y las de recolección de los minerales mencionados en este artículo que  se encuentren presentes en los desechos de explotaciones mineras,  independientemente del calificativo que estas últimas asuman en las diferentes  zonas del territorio nacional.    

Por razones de seguridad minera y en atención a que su ejecución  requiere la utilización de maquinaria o medios mecanizados prohibidos en la  minería sin título minero, la minería de subsistencia no comprenderá las  actividades mineras que se desarrollen de manera subterránea.    

Volumen máximo de producción. Es la cantidad máxima de minerales que puede  producirse legalmente en desarrollo de la actividad de explotación minera, la  cual para el caso de mineros de subsistencia se limita a los topes fijados por  el Ministerio de Minas y Energía, y para los titulares mineros al volumen  aprobado en el Plan de Trabajos y Obras y/o Plan de Trabajos e Inversiones.    

Certificado de Origen. Documento que se emite por el Explotador Minero Autorizado, con  excepción de los mineros de subsistencia, con el objeto de certificar la  procedencia lícita del mineral que se transporte, transforme, beneficie,  distribuya, intermedie, comercialice o exporte; el cual, no tendrá fecha de  vencimiento alguna.    

Constancia de la Alcaldía. Documento mediante el cual la Alcaldía respectiva  certifica la inscripción de los barequeros y en donde consta el lugar de  procedencia del mineral producto de las labores de barequeo de que trata el artículo  155 del Código de Minas.    

Registro Único de Comercializadores de Minerales (RUCOM). Es la base de datos en la que  se inscriben los Comercializadores de Minerales y los propietarios de las  Plantas de Beneficio que no hagan parte de un proyecto amparado por un título  minero.    

El Registro Único de Comercializadores de Minerales (RUCOM) también  efectúa la publicación de los listados de los explotadores de minerales y de  los propietarios de plantas de beneficio que hagan parte de un proyecto  amparado por un título minero.    

Texto inicial del artículo 2.2.5.6.1.1.1: “Definiciones. Para efectos de la aplicación de la presente sección se  adoptan las siguientes definiciones:    

Titular Minero en Etapa de  Explotación. Persona natural o jurídica  beneficiaria de un título minero debidamente otorgado e inscrito en el Registro  Minero Nacional, conforme a la Ley 685 de 2001  o demás normas que la modifiquen o sustituyan; así como los beneficiarios de  los demás títulos mineros vigentes al entrar a regir el Código de Minas,  que se encuentren en etapa de explotación y cuenten con PTO/PTI aprobado y con  las autorizaciones o licencias ambientales respectivas.    

Explotador Minero Autorizado.  Se  entiende por Explotador Minero Autorizado las siguientes personas: (i) Titular  Minero en Etapa de Explotación, (ii) Solicitante de  programas de legalización o de formalización minera, mientras se resuelvan  dichas solicitudes (iii) Beneficiarios de áreas de  reserva especial, mientras se resuelvan dichas solicitudes, (iv) Subcontratista de formalización minera, (v) Barequeros  inscritos ante la alcaldía respectiva, y (vi) Chatarreros.    

Comercializador de Minerales  Autorizado. Persona natural o jurídica que  realiza de forma regular la actividad de comprar y vender minerales para  transformarlos, beneficiarlos, distribuirlos, intermediarios, exportarlos o  consumirlos, debidamente inscritos en el Registro Único de Comercializadores de  Minerales, y que cuente con la certificación de la Agencia Nacional de Minería  donde conste dicha inscripción.    

Comercializador de Minerales.  Persona  natural o jurídica que realiza de forma regular la actividad de comprar y  vender minerales para transformarlos, beneficiarlos, distribuirlos,  intermediarios, exportarlos o consumirlos.    

Capacidad Instalada. Es la cantidad máxima de  minerales que puede producirse en el área de un título minero vigente e  inscrito en el Registro Minero Nacional en concordancia con lo estipulado en el  Plan de Trabajos y Obras y/o Plan de Trabajos e Inversiones, salvo para el caso  de piedras preciosas y semipreciosas.    

Certificado de Origen. Documento que se emite  para certificar la procedencia lícita del mineral que se transporte,  transforme, distribuya, intermedie o comercialice, el cual deberá ser expedido  por el Explotador Minero Autorizado, y no tendrá fecha de vencimiento alguna.    

Barequeros. Actividad popular de los  habitantes de terrenos aluviales actuales, que se contrae al lavado de arenas  por medios manuales sin ninguna ayuda de maquinaria o medios mecánicos, con el  objeto de separar y recoger metales preciosos contenidos en dichas arenas; y que  igualmente permite la recolección de piedras preciosas y semipreciosas por  medios similares a los aquí descritos, de conformidad con lo dispuesto por el  artículo 155 y siguientes de la Ley 685 de 2001.    

Chatarreros. Para efectos de esta  sección, se entiende por chatarrero la persona natural que se dedica a la  actividad manual de recolección de mineral con contenido de metales preciosos  presente en los desechos de las explotaciones mineras.    

RUCOM. Es el Registro Único de  Comercializadores de Minerales, en el cual deberán inscribirse los  Comercializadores de Minerales como requisito para tener acceso a la compra y/o  venta de minerales, así como publicarse los titulares de derechos mineros que  se encuentren en etapa de explotación y que cuenten con las autorizaciones o  licencias ambientales respectivas.”.    

(Decreto 0276 de 2015,  artículo 1°)    

Artículo 2.2.5.6.1.1.2. Administración del RUCOM. La Agencia Nacional de Minería o quien  haga sus veces administrará el RUCOM, y será el único medio para dar  autenticidad de los datos inscritos.    

(Decreto 0276 de 2015,  artículo 2°)    

Artículo 2.2.5.6.1.1.3. Certificación de Inscripción en  el RUCOM. La  Agencia Nacional de Minería, o quien haga sus veces, expedirá una certificación  en la que se acredite la calidad de Comercializador de Minerales Autorizado  debidamente inscritos en el RUCOM.    

(Decreto 0276 de 2015,  artículo 3°)    

Artículo  2.2.5.6.1.1.4. Modificado por el Decreto 1102 de 2017,  artículo 2º. Acreditación de la procedencia lícita del mineral. El Comercializador de  Minerales Autorizado con el fin de acreditar la procedencia lícita del mineral  deberá contar con: (i) Certificado de Origen expedido por el Titular Minero en  Etapa de Explotación, o por el solicitante de programas de legalización o de  formalización minera, o por los beneficiarios de áreas de reserva especial, o  por los subcontratistas de formalización minera o por propietarios de las  Plantas de Beneficio; (ii) Constancia de la Alcaldía,  en el caso de adquirir minerales de barequeros y (iii)  Declaración de Producción para los demás Mineros de Subsistencia.    

Parágrafo 1°. La Agencia Nacional de Minería elaborará e implementará  los formatos de Certificado de Origen de manera diferenciada, en los siguientes  términos:    

El formato del Certificado de Origen que deberá ser  diligenciado y expedido por el Titular Minero en Etapa de Explotación, por el  solicitante de programas de legalización o de formalización minera, por los  beneficiarios de áreas de reserva especial y los subcontratistas de  formalización minera, deberá contener, como mínimo, la siguiente información:  (i) Fecha de extracción y de venta del mineral; (ii)  Número Consecutivo; (iii) Identificación del  expediente por número o nombre del Explotador Minero Autorizado; (iv) Documento de identidad del Explotador Minero  Autorizado; (v) Municipio(s) y departamento(s) donde se realizó la extracción;  (vi) Tipo de mineral extraído;    

(vii) Cantidad de mineral comercializado y  unidad de medida; (viii) Nombre o razón social del  CMA a quien se le vende el mineral; (ix) Documento de  identidad y NIT del CMA o del consumidor; (x) Número del RUCOM del CMA que  adquiere el mineral.    

El formato del Certificado de Origen que deberá ser diligenciado y  expedido por las personas que poseen plantas de beneficio, deberá contener: (i)  Fecha; (ii) Nombre e identificación del propietario;  (iii) Número Consecutivo; (iv)  Relación de los Certificados de Origen de los Explotadores Mineros Autorizados  que benefician minerales en la planta con indicación del nombre y documento de  identidad; (v) Tipo del mineral beneficiado; (vi) Cantidad de mineral a  comercializar y unidad de medida; (vii) Nombre o  razón social del CMA a quien se le vende el mineral; (viii)  documento de identidad y NIT del CMA o del consumidor; (ix)  número del RUCOM del CMA que adquiere el mineral.    

Parágrafo 2°. Las personas obligadas a diligenciar los Certificados de Origen, deberán  llevar un control de estos Certificados mediante el número consecutivo indicado  en el formato establecido para el efecto. La información que se suministre en  ellos deberá coincidir con la producción declarada y liquidación de regalías  entregada a la Autoridad Minera Nacional. Lo anterior, para efectos del  seguimiento y control que debe ejercer dicha autoridad conforme a lo dispuesto  en la Ley 1530 de 2012.    

Parágrafo 3°. Los subcontratistas de Contratos de Operación Minera, deberán obtener  el correspondiente Certificado de Origen del titular minero respecto del cual  ejecutan los trabajos y obras de explotación.    

Parágrafo 4°. Los mineros de subsistencia deberán estar publicados en el RUCOM y  contar con la Declaración de Producción para vender el mineral producto de su  actividad. En el caso de los barequeros, estos deberán además tener la constancia  de inscripción ante la respectiva alcaldía y el Registro Único Tributario  (RUT).    

Parágrafo 5°. Cuando la compra del mineral se realice entre Comercializadores de Minerales  Autorizados, quien vende deberá suministrar copia del Certificado de Origen  expedido por el Explotador Minero Autorizado o Declaración de Producción  emitido por el Minero de Subsistencia.    

Parágrafo 6°. La Agencia Nacional de Minería elaborará e implementará los formatos,  así como el contenido de la Declaración de Producción para los Mineros de  Subsistencia.    

Texto inicial del artículo 2.2.5.6.1.1.4: “Expedición  del Certificado de Origen. El Comercializador de Minerales  Autorizado deberá contar con el Certificado de Origen expedido por el  Explotador Minero Autorizado y las Plantas de Beneficio.    

La  Agencia Nacional de Minería elaborará los formatos de Certificado de Origen de  manera diferenciada en los siguientes términos:    

El  formato del Certificado de Origen que deberá ser diligenciado y expedido por  los Explotadores Mineros Autorizados, con excepción de los Barequeros y  Chatarreros, deberá contener: (i) Fecha (ii)  Consecutivo (iii) identificación del expediente por  número o nombre del Explotador de Minerales Autorizado (iv)  documento de identidad del Explotador de Minerales Autorizado, (v) municipio  (s) y departamento(s) donde se realizó la extracción, (vi) tipo mineral  extraído, (vii) cantidad de mineral comercializado y  unidad de medida, (viii) nombre o razón social del  Comercializador de Minerales Autorizado a quien se le vende el mineral, (ix) documento de identidad; si se trata de una persona  jurídica deberá indicar el NIT del Comercializador de Minerales Autorizado o  consumidor (x) número RUCOM del Comercializador de Minerales Autorizado que  adquiere el mineral.    

El  formato del Certificado de Origen que deberá ser diligenciado y expedido por  los Barequeros y Chatarreros, deberá contener: (i) Fecha, (ii)  nombre, (iii) alcaldía en la cual se encuentra  inscrito, (iv) tipo de mineral extraído, (v) cantidad  de mineral comercializado y unidad de medida, (vi) nombre o razón social del  Comercializador de Minerales Autorizado a quien se le vende el mineral, (vii) documento de identidad; si se trata de una persona  jurídica deberá indicar el NIT del Comercializador de Minerales Autorizado o  consumidor (viii) número RUCOM del Comercializador de  Minerales Autorizado que adquiere el mineral.    

El  formato del Certificado de Origen que deberá ser diligenciado y expedido por  las personas que poseen plantas de beneficio, deberá contener: (i) Fecha (ii) Consecutivo (iii) Relación de  los Certificados de Origen de los Explotadores Mineros Autorizados que  benefician minerales en la planta con indicación del nombre y documento de  identidad de los Explotadores Mineros Autorizados que benefician minerales en  la planta, (iv) tipo mineral beneficiado, (v)  cantidad de mineral a comercializar y unidad de medida, (vi) nombre o razón  social del Comercializador de Minerales Autorizado a quien se le vende el  mineral, (vii) documento de identidad; si se trata de  una persona jurídica deberá indicar el NIT del Comercializador de Minerales  Autorizado o consumidor (viii) número RUCOM del  Comercializador de Minerales Autorizado que adquiere el mineral.    

Parágrafo  1°. Cuando la compra del mineral se realice de Comercializador de Minerales  Autorizado a Comercializador de Minerales Autorizado, quien vende deberá  suministrar copia del Certificado de Origen del mineral a quien compra.    

Parágrafo  2°. Las Plantas de Beneficio y el Explotador Minero Autorizado (con excepción  del Barequero y el Chatarrero) deberán llevar un control de los Certificados de  Origen expedidos, mediante el número consecutivo indicado en el formato  establecido para el efecto, cuya información deberá coincidir con la  declaración de producción y liquidación de regalías entregada a la Autoridad  Minera Nacional. Lo anterior, para efectos del seguimiento y control que debe  ejercer dicha autoridad conforme a lo dispuesto en la Ley 1530 de 2012.    

Parágrafo  3°. Los subcontratistas de Contratos de Operación Minera para la enajenación  del mineral por ellos extraído, deberán obtener el correspondiente Certificado  de Origen del titular minero respecto del cual ejecuta el trabajo y obra de  explotación.”.    

(Decreto 0276 de 2015,  artículo 4°)    

Artículo 2.2.5.6.1.1.5. Excepciones a la inscripción. Para efectos de esta sección, no tienen la obligación de  inscribirse en el RUCOM, las siguientes personas:    

a) Literal  modificado por el Decreto 1102 de 2017,  artículo 3º. El Explotador  Minero Autorizado, para quien operará la publicación de los respectivos  listados por parte de la Agencia Nacional de Minería en la plataforma del  Registro Único de Comercializadores (RUCOM), sin perjuicio de las inscripciones  que deban realizar de acuerdo con las disposiciones legales.    

Texto inicial del literal a): “El Explotador Minero Autorizado, para quienes  operará la publicación de los respectivos listados por parte de la Agencia  Nacional de Minería en la plataforma del Registro Único de Comercializadores  RUCOM, sin perjuicio de las inscripciones que deberán cumplir Barequeros y  Chatarreros ante las respectivas alcaldías.”.    

b) Quienes comercialicen productos ya elaborados para  joyería, y que dentro de su proceso de producción requieren como materia prima,  metales preciosos, piedras preciosas y semipreciosas, sin superar los  volúmenes, cantidades peso o cualquier otro criterio cualitativo que la Agencia  Nacional de Minería determine mediante acto administrativo de carácter general.    

c) Las personas naturales o jurídicas que adquieren  minerales para destinarlos a actividades diferentes a la comercialización de  los mismos, sin superar los volúmenes, cantidades, peso o cualquier otro  criterio cualitativo que la Agencia Nacional de Minería determine mediante acto  administrativo de carácter general y que permita evidenciar el comercio de  minerales.    

Parágrafo 1°. A  partir de la entrada en vigencia de esta sección, la Autoridad Minera Nacional  contará con un término de cuatro (4) meses para fijar los criterios referidos  en los literales anteriores.    

Parágrafo 2°. Las  personas exceptuadas en los literales b) y c) de este artículo, cuando les sea  requerida por las autoridades competentes, deberán demostrar la procedencia  lícita del mineral mediante la presentación de: (i) Copia del Certificado de  Origen suministrado por los Comercializadores de Minerales Autorizados o las  Plantas de Beneficio, (ii) Certificado de Origen  expedido por el Explotador Minero Autorizado.    

(Decreto 0276 de 2015,  artículo 5°)    

Artículo  2.2.5.6.1.1.6. Modificado por el Decreto 1102 de 2017,  artículo 4º. Publicación de Explotadores Mineros Autorizados. La Agencia Nacional de Minería  o quien haga sus veces, incluirá, publicará y mantendrá actualizada la  información de las personas naturales o jurídicas titulares de derechos mineros  que se encuentren en etapa de explotación. Esta publicación deberá contener:  Nombre e Identificación del Titular(es), Municipio(s), Departamento(s),  Mineral, Código del Registro Minero Nacional y Capacidad de Producción Mensual,  expresada en unidades de volumen de cada uno de los títulos mineros. Esta  información será la que corresponda a lo aprobado en el Programa de Trabajo e  Inversiones (PTI) o Plan de Trabajos y Obras (PTO).    

Así mismo, la Agencia Nacional de Minería o quien haga sus veces deberá  publicar y mantener actualizado el listado de los (i) Solicitantes de programas  de legalización o de formalización minera, siempre y cuando cuenten con  autorización legal para su resolución; (ii)  Beneficiarios de áreas de reserva especial, mientras se resuelvan dichas  solicitudes, (iii) Subcontratistas de formalización  minera, (iv) Mineros de Subsistencia. La publicación  deberá contener: Nombre e Identificación del Explotador Minero Autorizado,  Municipio(s), Departamento(s), Mineral, volúmenes de producción cuando  corresponda.    

Parágrafo 1°. La información sobre las inscripciones de los mineros de subsistencia  que extraen metales preciosos, piedras preciosas y semipreciosas que se  realicen ante la Alcaldía, se reportará a la autoridad minera dentro del mes  siguiente o antes si a ello hubiere lugar, para efecto de su publicación en los  listados del RUCOM.    

Los mineros de subsistencia que extraen metales preciosos, piedras  preciosas y semipreciosas deberán aportar el Registro Único Tributario (RUT) al  momento de realizar la inscripción ante la respectiva Alcaldía, como requisito  para su publicación en el RUCOM.    

La autoridad minera implementará las medidas necesarias para que en la  publicación del Registro Único de Comercializadores de Minerales (RUCOM), se  relacione el Registro Único Tributario (RUT) de los mineros de subsistencia que  extraen metales preciosos, piedras preciosas y semipreciosas.    

Parágrafo Transitorio. Los mineros de subsistencia que extraen metales preciosos, piedras  preciosas y semipreciosas, que se encuentren inscritos ante la alcaldía  correspondiente y publicados en el RUCOM, tendrán un término de seis (6) meses,  contados a partir de la publicación del presente decreto para presentar ante la  Alcaldía donde se encuentren inscritos, el Registro Único Tributario (RUT), so  pena que se eliminen de las listas de publicación del RUCOM. La Alcaldía dará  aviso a la autoridad minera nacional de la no presentación del RUT.    

Parágrafo 2°. La autoridad minera nacional, en el evento de tener conocimiento que  los mineros de subsistencia exceden los topes de producción establecidos por el  Ministerio de Minas y Energía, procederá a la eliminación de su publicación en  el RUCOM, previo adelantamiento de la respectiva actuación en los términos  establecidos en el Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso  Administrativo.    

Texto  inicial del artículo 2.2.5.6.1.1.6: “Publicación  de Titular Minero en Etapa de Explotación. La Agencia Nacional de  Minería o quien haga sus veces, publicará y mantendrá actualizada la  información personas naturales o jurídicas titulares de mineros se encuentren  en etapa explotación, tal y como se encuentran definidos en la presente  sección.    

En  esta publicación deberá contener: Nombre e Identificación Titular(es)  Municipio(s) y Departamento(s), Mineral y Código de Registro Minero Nacional, y  Capacidad de Producción Mensual expresada en unidades de volumen de cada uno de  los títulos mineros. Esta información será la que corresponda a lo aprobado en  el Programa de Trabajo e Inversiones (PTI) o Plan Trabajos y obras (PTO).    

Así  mismo, deberá publicar el listado de los (i) solicitantes de programas de  legalización o formalización minera, mientras se resuelvan dichas solicitudes (ii) beneficiarios de áreas de reserva especial, mientras se  resuelvan dichas solicitudes, (iii) Subcontratista de  formalización minera, (iv) Barequeros y Chatarreros  inscritos la alcaldía respectiva.    

Parágrafo.  Los alcaldes deberán, en un término de tres (3) meses la contados a partir  del 17 de febrero de 2015 remitir a la Agencia Nacional el listado de los  barequeros que ya se encuentren inscritos ante su despacho, con el fin de que  estos sean publicados a título informativo por esta autoridad en la plataforma  del RUCOM. Los chatarreras deberán inscribirse en la alcaldía donde su  actividad en el término doce (12) meses contados a partir del 17 de febrero de  2015, sin perjuicio de que puedan enajenar el mineral por ellos extraído,  durante este lapso.    

Los  listados de dichos inscritos deberán ser remitidos por el alcalde a la Agencia  Nacional Minería, dentro los tres (3) meses siguientes a dicha inscripción.    

Las  inscripciones que se realicen con posterioridad a los anteriores términos  deberán ser remitidos por el alcalde a la Agencia Nacional de Minería, cada seis  (6) meses, o antes, si a ello hubiere lugar.”.    

(Decreto 0276 de 2015,  artículo 6°)    

Artículo 2.2.5.6.1.1.7. Plantas de beneficio. El  certificado de origen que deben expedir las personas que poseen plantas de  beneficio, para la venta de los minerales presentes en el lodo aurífero que  resulta de las actividades realizadas en estas, deberá soportarse en los  certificados de origen de los diferentes explotadores mineros autorizados que  beneficien en dicha planta. Para este efecto, el propietario de la planta,  deberá anexar a su certificado de origen copia de los certificados de dichos  explotadores.    

(Decreto 0276 de 2015,  artículo 7°)    

Artículo 2.2.5.6.1.1.8. Casa de compra y venta. Las casas (sic) de compra y venta que compre mineral de  oro, plata y platino, así como piedras preciosas y semipreciosas de  explotadores mineros autorizados y plantas de beneficio deberá inscribirse en  el RUCOM y contar con el correspondiente certificado de origen. En los casos en  que estas solo adquieran joyería en desuso no deberán realizar dicha  inscripción; no obstante, deberán acreditar mediante la factura correspondiente  la compra de dichas joyas en este caso contrario estarán en la obligación de  inscribirse en el RUCOM.    

(Decreto 0276 de 2015,  artículo 8)    

SUBSECCIÓN 1.2    

COMERCIALIZADORES DE MINERALES    

Artículo 2.2.5.6.1.2.1. Requisitos.  Requisitos para la inscripción en el registro único de comercializadores de  minerales. Los siguientes son los requisitos de carácter obligatorio para la  debida inscripción en el RUCOM    

a) Nombre o razón social según se trate de persona  natural o jurídica    

b) Documento de identificación del inscrito si es persona  natural    

c) Registro Único Tributario (RUT)    

d) Certificado de existencia y representación legal, con  una antigüedad a la fecha de expedición no mayor a treinta (30) días, cuando se  trate de personas jurídicas.    

e) Domicilio principal y dirección para notificaciones    

f) Balance General y Estado de Resultados debidamente  certificados y dictaminados, junto con sus notas, con corte a 31 de diciembre  del año inmediatamente anterior, cuando se trate de personas jurídicas.    

g) Resolución expedida por la Dirección de Impuestos y  Aduanas Nacionales DIAN, cuando se trate de Sociedades de Comercialización  Internacional que las autoriza a realizar esta actividad.    

h) Demostración por las personas naturales y jurídicas de  la capacidad económica para cumplir las actividades de comercialización de  minerales, la cual deberá ser soportada de acuerdo con los criterios que para  el efecto fijará la Autoridad Minera Nacional.    

i) Literal  adicionado por el Decreto 1421 de 2016,  artículo 2º. Certificación de Inscripción en el Registro Mercantil.    

(Decreto 0276 de 2015,  artículo 9°)    

Nota,  artículo 2.2.5.6.1.2.1: Ver Resolucion 362 de 2017. Ver Resolución  208 de 2017, ANM.    

Artículo  2.2.5.6.1.2.2. Modificado por el Decreto 1102 de 2017,  artículo 5º. Obligaciones de los Comercializadores de Minerales Autorizados. El Comercializador de  Minerales Autorizado deberá:    

a) Mantener actualizada la inscripción en el Registro Único de  Comercializadores de Minerales (RUCOM);    

b) Cumplir con toda la normativa legal vigente en materia minera,  tributaria, aduanera, cambiaría y de comercio nacional e internacional;    

c) Tener vigentes y actualizados el Registro Único Tributario (RUT),  Registro Mercantil y Resolución de Facturación, cuando se trate de  establecimientos de comercio;    

d) Mantener actualizados todos los actos, libros y documentos respecto  de los cuales la ley exige esa formalidad;    

e) Llevar contabilidad regular de sus negocios conforme a las  prescripciones legales;    

f) Tener la factura comercial o documento equivalente del mineral o minerales  que transformen, beneficien, transporten distribuyan, intermedien,  comercialicen y exporten, cuando corresponda;    

g) Cumplir, para el caso de las sociedades de Comercialización  Internacional, con las disposiciones contenidas en el Decreto número  2685 de 1999 y demás normas que lo modifiquen, adicionen o sustituyan;    

h) Contar con la certificación en la que se acredite la calidad de  Comercializador de Minerales Autorizado inscrito en el Registro Único de  Comercializadores de Minerales (RUCOM);    

i) Contar con el correspondiente Certificado de Origen o Declaración de  Producción de los minerales que transforme, distribuya, intermedie,  comercialice, beneficie y consuma;    

j) Enviar a la Unidad de Información y Análisis Financiero (UIAF) los  reportes de información que establezca dicha entidad en el marco de las  funciones establecidas en las Leyes 526 de 1999 y 1621 de 2013, y en la  Parte 14 del Decreto número  1068 de 2015;    

k) Verificar, en el evento de comprar minerales a los mineros de  subsistencia, que estos no excedan los volúmenes de producción fijados por el  Ministerio de Minas y Energía para este tipo de minería, y que además, se  encuentren publicados en las listas del Registro Único de Comercializadores  (RUCOM).    

Parágrafo. La Agencia Nacional de Minería verificará el cumplimiento de las  obligaciones establecidas en este artículo. En caso de incumplimiento de  cualquiera de estas obligaciones, se procederá a la cancelación de la  inscripción en el Registro Único de Comercializadores de Minerales (RUCOM),  previo el adelantamiento de la respectiva actuación en los términos del Código  de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo.    

Texto inicial del artículo 2.2.5.6.1.2.2: “Obligaciones  de los Comercializadores de Minerales Autorizado. El Comercializador  de Minerales autorizado minerales deberá:    

a)  Mantener actualizada la inscripción en el Registro Único de Comercializadores  de Minerales -RUCOM.    

b)  Cumplir con toda la normativa legal vigente en materia minera, tributaria,  aduanera, cambiaria y de comercio nacional e internacional.    

c)  Tener vigentes y actualizados el Registro Único Tributario (RUT), Registro  Mercantil y Resolución de Facturación, cuando se trate de establecimientos de  comercio.    

d)  Mantener actualizados todos los actos, libros y documentos respecto de los  cuales la Ley exige esa formalidad.    

e)  Llevar contabilidad regular de sus negocios conforme a las prescripciones  legales.    

f) Tener  la factura comercial del mineral o minerales que transformen, distribuyan,  intermedien y comercialicen.    

g) Cumplir, para el caso de las sociedades de Comercialización  Internacional, con las disposiciones contenidas en el Decreto 2685 de 1999  y demás normas que lo modifiquen, adicionen o sustituyan.    

h)  Contar con la certificación en la que se acredite la calidad de Comercializador  de Minerales Autorizado inscrito en el Registro Único de Comercializadores de  minerales -RUCOM.    

i)  Contar con el correspondiente Certificado de Origen de los minerales que transforme,  distribuya, intermedie, comercialice, beneficie y consuma.    

j) Literal adicionado por el Decreto 1421 de 2016,  artículo 3º. Enviar a la Unidad de Información y Análisis Financiero (UIAF)  los reportes de información que establezca dicha entidad en el marco de las  funciones establecidas en las Leyes 526 de 1999 y 1621 de 2013, y en la Parte  14 del Decreto número 1068  de 2015.    

Parágrafo. Adicionado por el Decreto 1421 de 2016,  artículo 3º. La Agenda Nacional de Minería verificará el cumplimiento de  las obligaciones establecidas en este artículo. En caso de incumplimiento de  cualquiera de estas obligaciones, se procederá a la cancelación de la  inscripción en el Registro Único de Comercializadores de Minerales (Rucom), previo el adelantamiento de la respectiva actuación  en los términos del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso  Administrativo.”.    

(Decreto 0276 de 2015,  artículo 10)    

SUBSECCIÓN 1.3    

TRANSPORTADORES    

Artículo 2.2.5.6.1.3.1. Requisitos para el transporte de minerales. Quienes transporten minerales dentro del territorio nacional,  deberán portar (i) copia de la certificación de inscripción en el RUCOM del  Comercializador de Minerales Autorizado a quien pertenecen los minerales  transportados, y (ii) copia del Certificado de Origen  del mineral transportado.    

En el evento que el mineral transportado pertenezca a un  Explotador de Minerales Autorizado sólo se requerirá al transportador el  correspondiente Certificado de Origen.    

Estos serán los únicos documentos exigidos para acreditar  la procedencia lícita del mineral, sin perjuicio de la demás documentación que  se contemplen en las normas de transporte y que soliciten las autoridades  competentes.    

(Decreto 0276 de 2015,  artículo 11)    

SUBSECCIÓN 1.4    

ACTUALIZACIÓN DEL RUCOM Y SANCIONES    

Artículo  2.2.5.6.1.4.1. Modificado por el Decreto 1102 de 2017,  artículo 6º. Actualización. Los Comercializadores de Minerales Autorizados deberán actualizar la  información suministrada al momento de la inscripción en el RUCOM, ante  cualquier cambio que ocurra, y renovar en el mes de mayo de cada año, los  documentos contenidos en los literales d), f) y g) del artículo 2.2.5.6.1, 2.1  del presente decreto. El incumplimiento a la obligación de renovar la  información y documentación señalada, no permitirá extender la inscripción en  el RUCOM.    

La autoridad minera nacional deberá realizar la inscripción,  actualización o renovación en el RUCOM; y expedir la certificación  correspondiente en un término no mayor a cuarenta y cinco (45) días hábiles  contados a partir de la presentación de la solicitud.    

Texto inicial del artículo 2.2.5.6.1.4.1: “Actualización.  Comercializadores de Minerales Autorizados deberán actualizar la información  suministrada al momento de la inscripción en el RUCOM, ante cualquier cambio  que ocurra, y renovar en el mes de mayo cada año, los documentos contenidos en  los literales d), f) y g) del artículo 2.2.4.8.1.9 de la presente Sección. El  incumplimiento a la obligación de renovar la información y documentación  señalada, no permitirá extender la inscripción en el RUCOM.    

La  Autoridad Minera Nacional deberá realizar la inscripción, actualización o  renovación en el RUCOM; y expedir la certificación correspondiente en un  término no mayor a cuarenta a (45) días hábiles contados a partir la presentación  la solicitud.    

El  lapso anteriormente señalado también aplicará a las solicitudes debidamente  presentadas y pendientes de resolver por parte de la Agencia Nacional de  Minería ANM.”.    

(Decreto 0276 de 2015,  artículo 12)    

Artículo 2.2.5.6.1.4.2. Decomiso y Multa.  Una vez la Policía Nacional incaute con fines decomiso el mineral, cuya procedencia  lícita no haya sido certificada, procederá a dejarlo a disposición alcalde del  lugar donde se realice dicha incautación, para los fines pertinentes, sin  perjuicio de la información que deba suministrarse a la Fiscalía General de la  Nación.    

La acreditación de que habla el inciso anterior se  demostrará,(i) para el caso Comercializador de Minerales Autorizado, con: (a)  la certificación de inscripción en el RUCOM expedida por la Agencia Nacional  Minería (b) copia certificado origen del mineral, (c) factura en el evento que  se estime pertinente, (ii) para el caso del titular  minero en de explotación, de los solicitantes de procesos legalización o  formalización minera, beneficiarios de especial y subcontratos de formalización  con: certificado de origen del mineral, (iii) para el  caso del barequero o chatarrero, con: de inscripción en la alcaldía respectiva.    

Una vez el alcalde reciba el mineral de parte de la Policía  Nacional, efectuará el decomiso provisional del mismo y, no acreditarse la  procedencia lícita, lo pondrá a disposición de la autoridad penal competente,  la cual, una vez agotado el procedimiento respectivo, ordenará la enajenación a  título oneroso y que el producto se destine a programas de erradicación de  explotación ilícita de minerales.    

Parágrafo 1°. Cuando  no se acredite ante la Policía Nacional de minerales comercializados, esta  informará a la Agencia Nacional Minería para que imponga una multa de acuerdo  con lo dispuesto por el artículo 115 de la Ley 685 de 2001 en  concordancia con lo establecido por el artículo 112 de la Ley 1450 2011.  conforme a los para el fije el Ministerio de Minas y Energía.    

Parágrafo 2°. La  Policía Nacional para realizar la incautación, cumplirá con protocolos de actos  urgentes, rotulación, embalaje, fijación fotográfica, cadena de custodia,  entrevistas y demás que considere para dar legitimidad al procedimiento.    

(Decreto 0276 de 2015,  artículo 13)    

SUBSECCIÓN 1.5    

TRANSICIÓN Y VIGENCIA    

Artículo 2.2.5.6.1.5.1. Inventario. Las personas  naturales o jurídicas que a la fecha de publicación de la presente sección  tengan inventarios físicos de minerales sin Certificado de Origen, pero que se  encuentren declarados en su contabilidad, libros, registros contables,  inventarios o estados financieros expedidos hasta el año 2014, deberán realizar  su comercialización antes del 31 de diciembre del año 2015, so pena de multa y  decomiso de estos minerales, de acuerdo con lo dispuesto en la presente sección    

(Decreto 0276 de 2015,  artículo 14)    

Artículo 2.2.5.6.1.5.2. Barequeros. En  virtud del trato diferencial a la minería informal que consagra el artículo 107  de la Ley 1450 de 2011, los  barequeros que no se encuentren en los listados reportados por las alcaldías  podrán comercializar sus productos hasta por un lapso no superior a seis (6)  meses, contados a partir de del 17 de febrero de 2015Vencido dicho lapso se les  exigirá la inscripción correspondiente.    

(Decreto 0276 de 2015,  artículo 15)    

Artículo 2.2.5.6.1.5.3. Capacidad Económica. El requisito  de capacidad económica establecido en esta sección, será exigible a partir del  1° de enero del año 2017, a los comercializadores de minerales inscritos a la  fecha en el RUCOM; a los comercializadores de minerales que hayan iniciado el  trámite de inscripción, y a los comercializadores de minerales que la soliciten  a partir del 17 de febrero de 2015.    

(Decreto 0276 de 2015,  artículo 16)    

SECCIÓN 2    

Nota: Sección 2 adicionada por el Decreto 1421 de 2016,  artículo 1º.    

DE LAS MEDIDAS RELACIONADAS CON EL  BENEFICIO Y COMERCIALIZACIÓN DE MINERALES    

Artículo 2.2.5.6.2.1. Inscripción de las Plantas de Beneficio en el Registro Único de  Comercializadores de Minerales (Rucom). El propietario de las plantas de beneficio deberá  inscribirse en el Registro Único de Comercializadores de Minerales (Rucom) en un término de seis (6) meses contados a partir de  la publicación de este decreto, vencido este plazo, deberá contar con la  certificación de la Agencia Nacional de Minería donde conste dicha inscripción.    

Cuando la  Planta de Beneficio haga parte de un proyecto amparado por un título minero no  deberá inscribirse sino incluirse en las listas que debe publicar la Agencia  Nacional de Minería en la plataforma del Rucom.    

Las  Plantas de Beneficio solo podrán beneficiar minerales provenientes de  Explotadores Mineros Autorizados, so pena de incurrir en la conducta tipificada  en el artículo 160 de la Ley 685 de 2001, y que  se le cancele la inscripción en el Registro Único de Comercializadores de  Minerales (Rucom), previo el adelantamiento de la  respectiva actuación en los términos del Código de Procedimiento Administrativo  y de lo Contencioso Administrativo.    

Artículo 2.2.5.6.2.2. Requisitos para la inscripción de las Plantas de Beneficio en el Rucom.  Las personas naturales o jurídicas que posean plantas de beneficio deberán  cumplir y aportar los siguientes requisitos y documentos para su inscripción en  el Rucom:    

a) Indicar  su nombre o razón social según se trate de persona natural o jurídica;    

b)  Documento de identificación del inscrito si es persona natural;    

c)  Registro Único Tributario (RUT);    

d)  Certificado de existencia y representación legal, máximo con treinta (30) días  de expedición, cuando se trate de personas jurídicas;    

e) Indicar  su domicilio principal y dirección para notificaciones;    

f) Balance  General y Estado de Resultados debidamente certificados y dictaminados, si hay  lugar a ello, junto con sus notas, con corte a 31 de diciembre del año  inmediatamente anterior;    

g)  Acreditación de la capacidad económica de acuerdo con lo dispuesto en el  artículo 2.2.5.6.1.5.3 del Decreto número  1073 de 2015, la cual deberá ser soportada de acuerdo con los criterios que  para el efecto fijará la Autoridad Minera Nacional;    

h)  Certificación de Inscripción en el Registro Mercantil;    

i) Suministrar  la siguiente información: Ubicación de la planta de beneficio, mineral objeto  de beneficio, cantidad de mineral beneficiado en el año inmediatamente  anterior, capacidad de la planta, relación de insumos utilizados en el  beneficio, método de beneficio y equipos utilizados.    

Nota, artículo 2.2.5.6.2.2: Ver Resolucion 362 de 2017, ANM.    

Artículo 2.2.5.6.2.3. Obligaciones de las Plantas de Beneficio inscritas en el Rucom.  Las personas naturales o jurídicas que posean plantas de beneficio deberán  cumplir con las siguientes obligaciones:    

a)  Mantener actualizada la inscripción en el Registro Único de Comercializadores  de Minerales (Rucom);    

b) Cumplir  con toda la normativa legal vigente en materia ambiental, minera, tributaria,  aduanera, cambiaría y de comercio nacional e internacional;    

c) Tener  vigentes y actualizados el Registro Único Tributario (RUT), Registro Mercantil  y Resolución de Facturación, cuando se trate de establecimientos de comercio;    

d)  Mantener actualizados todos los actos, libros y documentos respecto de los  cuales la Ley exige esa formalidad;    

e) Llevar  contabilidad regular de sus negocios conforme a las prescripciones legales;    

f) Tener  la factura comercial del mineral o minerales que transformen, distribuyan,  intermedien y comercialicen;    

g) Contar con  la certificación en la que se acredite la calidad de inscrito en el Registro  Único de Comercializadores de minerales (Rucom);    

h) Contar  con el correspondiente Certificado de Origen de los minerales que transforme,  distribuya, intermedie, comercialice, beneficie y consuma;    

i) Enviar  a la Unidad de Información y Análisis Financiero (UIAF) los reportes de  información que establezca dicha entidad en el marco de las funciones  establecidas en las Leyes 526 de 1999 y 1621 de 2013, y en la Parte 14 del Decreto número  1068 de 2015.    

Parágrafo. La Agencia  Nacional de Minería verificará el cumplimiento de las obligaciones establecidas  en este artículo. En caso de incumplimiento de cualquiera de estas  obligaciones, se procederá a la cancelación de la inscripción en el Registro  Único de Comercializadores de Minerales (Rucom),  previo el adelantamiento de la respectiva actuación en los términos del Código  de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo.    

SECCIÓN 3.    

Nota: Sección 3 adicionada por el Decreto 1421 de 2016,  artículo 4º.    

INSTRUMENTOS PREVENTIVOS Y DE CONTROL    

Artículo 2.2.5.6.3.1 Acceso a la información. De conformidad con lo establecido en la Ley 526 de 1999 y en  su Decreto Reglamentario contenido en la Parte 14 del Decreto número  1068 de 2015, la Unidad de Información y Análisis Financiero (UIAF)  solicitará a la Agencia Nacional de Minería, a la Dirección de Impuestos y  Aduanas Nacionales (DIAN) y a la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales  (ANLA), la información que considere necesaria para el cumplimiento de sus  funciones, en relación con las obligaciones establecidas en este decreto.    

CAPÍTULO 7    

ASPECTOS ECONÓMICOS  Y TRIBUTARIOS    

Artículo 2.2.5.7.1. Obligación de declarar. Toda persona natural o jurídica propietaria privada del  subsuelo, está obligada a presentar ante Minercol  Ltda. o quien haga sus veces, conforme a los formularios de declaración de que  trata el artículo 2.2.5.7.2 de esta sección, dentro de los diez (10) días  hábiles siguientes a la terminación de cada trimestre calendario, una  declaración de producción de los minerales objeto del reconocimiento, indicando  la jurisdicción municipal de donde se extrajo el mineral y liquidando el  gravamen de que trata el inciso segundo del artículo 227 del Código de Minas  de acuerdo con la producción declarada.    

Parágrafo. Para  la respectiva declaración, el propietario privado del subsuelo tendrá en cuenta  el precio del mineral en boca o borde de mina fijado mediante delegación por la  Unidad de Planeación Minero-Energética, UPME, y que se encuentre vigente al  momento de la liquidación y pago de la obligación.    

(Decreto 2353 de 2001,  artículo 3°)    

(Modificado por el articulo 4° Decreto 1631 de 2002)  Nota: Al parecer es el Decreto 1631 de 2006.    

Artículo 2.2.5.7.2. Formularios de Declaración. La declaración a la cual se refiere el artículo anterior,  se presentará en los formularios que para el efecto diseñe Minercol  Ltda. o quien haga sus veces, en los cuales se deben indicar como mínimo los  siguientes datos:    

a) Trimestre declarado y año;    

b) Nombre, domicilio y dirección del declarante;    

c) Cédula de ciudadanía o número de identificación  tributaria (NIT);    

d) Nombre y lugar de ubicación de la mina o unidad de  producción (municipio, vereda);    

e) Cantidad del mineral producido en el trimestre a que  se refiere la declaración;    

f) Destino del mineral producido en el mencionado  trimestre; nombre y domicilio de las personas a las cuales se les suministró el  mineral, indicando la cantidad del mismo;    

g) Liquidación del gravamen de que trata el inciso  segundo del artículo 227 del Código de Minas  a cargo del declarante, propietario privado del subsuelo;    

h) Porcentajes que le corresponde a los entes  beneficiarios de acuerdo con lo estipulado en la Ley 141 de 1994 o las  normas que la adicionen o modifiquen.    

(Decreto 2353 de 2001,  artículo 4)    

Artículo 2.2.5.7.3. Lugar y forma de pago. El propietario privado del subsuelo deberá presentar su  declaración y pagar trimestralmente en dinero, en la misma fecha de  presentación, el valor de la liquidación del gravamen de que trata el inciso  segundo del artículo 227 del Código de Minas.  La declaración deberá estar acompañada del correspondiente recibo de pago.    

El pago deberá efectuarse a nombre de la Empresa Nacional  Mineral Ltda., Minercol Ltda. O quien haga sus veces,  en las oficinas de dicha entidad en Bogotá, en las regionales o ante las  dependencias de entidades bancarias que para ese fin señale Minercol  Ltda. O quien haga sus veces, Para tal efecto, deberá constituir cuentas  bancarias de recaudo nacional.    

Parágrafo. A  partir de 8 de noviembre de 2001. el propietario privado del subsuelo deberá  pagar lo correspondiente al último trimestre del año 2001 de manera  proporcional.    

(Decreto 2353 de 2001,  artículo 5°)    

Artículo 2.2.5.7.4. Transferencias.  Minercol Ltda. o quien haga sus veces, girará las  participaciones correspondientes al gravamen estipulado en el inciso segundo  del artículo 227 del Código de Minas  a las entidades beneficiarias (municipio productor, departamento productor,  municipio portuario, y Fondo Nacional de Regalías), dentro de los diez (10)  días hábiles siguientes al último día del mes de recaudo. Minercol  Ltda. o quien haga sus veces, enviará a la Comisión Nacional de Regalías,  dentro de los treinta (30) días hábiles siguientes al trimestre liquidado, un  informe consolidado de dicho gravamen, su distribución y la transferencia  efectuada por dicha Entidad en el período inmediatamente anterior.    

(Decreto 2353 de 2001,  artículo 6°)    

Artículo 2.2.5.7.5. Paz y salvo. El  propietario privado del subsuelo que explote carbón, directamente o a través de  terceros, en las áreas de los Reconocimientos de Propiedad Privada y destine su  producción a la exportación, deberá acreditar previamente ante la Dirección de  Impuestos y Aduanas Nacionales el respectivo pago y el trimestre en que se  causó.    

(Decreto 2353 de 2001,  artículo 7)    

Artículo 2.2.5.7.6.  Verificación de Producción. La  autoridad minera podrá realizar visitas técnicas de verificación de la  producción, con el objeto de realizar la liquidación de las regalías, cuando  considere que los pagos de regalías de los reconocimientos de propiedad privada  inscritos en el Registro Minero Nacional, no corresponden a la producción  declarada para el período liquidado.    

(Decreto 1631 de 2002  artículo 5°) Nota: Al parecer es el Decreto 1631 de 2006.    

Sección Transitoria    

Nota: Sección adicionada por el Decreto 1423 de 2019,  artículo 1º.    

Régimen de progresividad de Regalías para Propietarios Privados  del Subsuelo en explotaciones de carbón igual o mayor a tres millones de  toneladas anuales    

Artículo  2.2.5.7.1.1. Ámbito de  aplicación. La presente sección aplica a los  titulares de reconocimiento de propiedad privada sobre el subsuelo en la operación  minera del carbón según la producción, a la autoridad minera o sus delegadas, y  rige en todo el territorio nacional.    

Artículo  2.2.5.7.1.2. Incremento. Para efectos de la transición de que trata el último  inciso del artículo 330 de la Ley 1955 de 2019,  establézcase un incremento anual del 1,09%, durante tres años, hasta lograr  alcanzar el 3,27%.    

Artículo  2.2.5.7.1.3. Pago escalonado y  progresivo en los Reconocimiento de Propiedad Privada de carbón con producción  igual o mayor a tres millones de toneladas. Para el pago escalonado y progresivo del 3,27% para las  explotaciones u operaciones de los reconocimientos de propiedad privada de  carbón a cielo abierto, con producción igual o mayor a tres millones de  toneladas, se aplicarán los siguientes porcentajes:    

Años                    

% de    Regalía a aplicar                    

Periodo    de Liquidación   

Primer    año                    

1,09                    

Desde    el 25 de mayo de 2019 al 25 de mayo de 2020   

Segundo    año                    

2,18                    

Desde    26 de mayo de 2020 al 25 de mayo de 2021   

Tercer    año y siguientes                    

3,27                    

Desde 26    de mayo de 2021 en adelante    

Parágrafo.  Los titulares de las explotaciones de carbón en los Reconocimientos de  Propiedad Privada de que trata esta sección, liquidarán y pagarán las  correspondientes regalías de manera anual, a partir de la vigencia de la Ley 1955 de 2019, de  acuerdo con el cuadro anterior.    

Artículo  2.2.5.7.1.4. Declaración, liquidación  y pago de regalías. La  determinación del precio base para la declaración y liquidación de regalías se calculará  anualmente según la producción, teniendo en cuenta lo dispuesto por el artículo  15 de la Ley 1530 de 2011, o  la norma que lo modifique, adicione o sustituya. Los titulares de las minas de  Reconocimiento de Propiedad Privada de carbón, objeto de la presente Sección,  deberán demostrar ante la Agencia Nacional de Minería el pago de las regalías  en los porcentajes aquí señalados.    

CAPÍTULO 8    

RESERVAS ESPECIALES INDÍGENAS    

Artículo 2.2.5.8.7.7.1.1. Área de reserva indígena. Para los efectos del literal f) del artículo 10 del Código de Minas,  se considera reserva minera indígena el área ocupada en forma permanente por  los resguardos indígenas o, en el caso de que no existieren le galmente tales resguardos, la de los lugares  que se delimiten con el fin de que en ellos no puedan adelantarse actividades  mineras sino bajo condiciones técnicas y operativas que preserven las  especiales características culturales y económicas de los grupos y comunidades  aborígenes;    

El área de la reserva minera indígena y las condiciones  especiales, en que en la misma puedan desarrollarse actividades mineras, serán  señaladas por el Ministerio de Minas y Energía previo concepto favorable de la  División de Asuntos Indígenas del Ministerio de Gobierno.    

(Decreto 710 de 1990,  artículo 1°)    

Artículo 2.2.5.8.7.7.1.2. Zonas Mineras Indígenas. De acuerdo con lo establecido en el  artículo 123 del Código  de Minas, son zonas mineras indígenas las áreas señaladas como tales por el  Ministerio de Minas y Energía, ubicadas dentro de los Territorios Indígenas, y  en las cuales toda actividad de exploración y explotación del suelo y subsuelo  minero deberá ajustarse a las disposiciones especiales contenidas en el  Capítulo XVI del Código  de Minas.    

(Decreto 710 de 1990,  artículo 2°)    

Artículo 2.2.5.8.7.7.1.3. Limitación de las Zonas  Mineras. El  Ministerio de Minas y Energía de oficio o a petición de las comunidades o  grupos de indígenas y previo concepto favorable de la División de Asuntos  Indígenas del Ministerio de Gobierno, demarcará y limitará la zona minera  indígena teniendo en cuenta los estudios geológicos mineros que se hubieren  realizado sobre ella, los indicios o probabilidades de la existencia de  minerales en cantidades explotables, la ocurrencia del aprovechamiento de los  minerales por parte de la comunidades o grupos indígenas ocupantes del  territorio indígena respectivo, así como las circunstancias de orden social y  económico que hagan necesario dicho señalamiento para la protección del trabajo  y bienestar de tales comunidades y grupos.    

En todo caso las zonas mineras indígenas estarán dentro  del territorio indígena, delimitado por División de Asuntos Indígenas del  Ministerio de Gobierno con base en las disposiciones legales sobre la materia y  teniendo en cuenta la regularidad y permanencia de los asentamientos de los  grupos indígenas y las circunstancias económicas y culturales que obligan a  tomar como parte de ese territorio determinados lugares o áreas, continuas o  discontinuas, que aun cuando no sean poseídas ni ocupadas en forma regular o  permanente por dichos grupos, constituyan ámbito tradicional de sus actividades  económicas y culturales.    

(Decreto 710 de 1990,  artículo 3°)    

Artículo 2.2.5.8.7.7.1.4. Demarcación. La demarcación de la zona minera  indígena podrá no coincidir con otras demarcaciones establecidas en las leyes  con fines distintos de los establecidos en el artículo 123 del Código de Minas.    

(Decreto 710 de 1990,  artículo 5°) Nota: Al parecer es el artículo 4º del Decreto 710 de 1990.    

Artículo 2.2.5.8.7.7.1.5. Señalamiento de una zona minera  indígena. Para el  señalamiento de una zona minera indígena, el Ministerio de Minas y Energía  efectuará una visita técnica con el objeto de verificar sobre el terreno la  naturaleza y ubicación de los trabajos mineros que se hubieren adelantado en el  área, los indicios de que el suelo o subsuelo correspondientes son actual o  potencialmente productores de minerales y las circunstancias de orden social y  económico que hagan necesaria la constitución de la zona como medio de  subsistencia y desarrollo de los grupos indígenas que habitan en el lugar o en  sus cercanías.    

(Decreto 710 de 1990,  artículo 6°) Nota: Al parecer es el artículo 5º del Decreto 710 de 1990.    

Artículo 2.2.5.8.7.7.1.6. Resolución de linderos. La resolución que señale una zona  minera indígena con la determinación de sus linderos, será inscrita en el  Registro Minero y podrá ser modificada en cualquier tiempo por causa  justificada mediante resolución motivada, previo concepto favorable de la División  de Asuntos Indígenas del Ministerio de Gobierno.    

(Decreto 710 de 1990,  artículo 7°) Nota: Al parecer es el artículo 6º del Decreto 710 de 1990.    

Artículo 2.2.5.8.7.7.1.7. Derecho de Prelación. De acuerdo con lo establecido en el  artículo 125 y 126 del Decreto 2655 de 1988  – Código de  Minas, las comunidades y grupos indígenas gozarán del derecho de prelación  en el otorgamiento de licencia especial de exploración y explotación, dentro de  las zonas mineras indígenas, en los términos fijados en los artículos citados.  El procedimiento para establecer dichos beneficios será el señalado en los  siguientes artículos.    

(Decreto 710 de 1990,  artículo 7°)    

Artículo 2.2.5.8.7.7.1.8. Otorgamiento de licencias  especiales. El  Ministerio de Minas y Energía, a solicitud de una comunidad o grupo indígena  que habite dentro de un territorio indígena, podrá otorgarle licencia especial  de exploración y explotación de los minerales, o de determinado mineral,  ubicada en una zona minera indígena. La solicitud de licencia especial será  presentada por la autoridad del correspondiente grupo o comunidad, a nombre de  estos y no de las personas que lo integren, ante el Ministerio de Minas y  Energía. También podrá ser presentada en la División de Asuntos Indígenas del  Ministerio de Gobierno, para ser remitida al mencionado Despacho.    

Con la solicitud se anexará un certificado expedido por  la División de Asuntos Indígenas del Ministerio de Gobierno en el que conste  quien ejerce la autoridad y gobierno del grupo o comunidad solicitante.    

Si se trata de otorgamiento oficioso también se requerirá  de la certificación anterior.    

Artículo 2.2.5.8.7.7.1.9. Licencia especial. La licencia especial podrá otorgarse  para todos los minerales que puedan existir en el área con excepción del  carbón, la sal y los minerales radioactivos. Si se otorga sólo para  determinados minerales, el Ministerio de Minas y Energía podrá otorgar a  terceros licencias de exploración, sujetas al régimen ordinario, y en este caso  tomará las medidas necesarias para que las labores de los grupos o comunidades  indígenas titulares de la licencia especial no sean interferidas.    

(Decreto 710 de 1990,  artículo 9°)    

Artículo 2.2.5.8.7.7.1.10. Delimitación. El área de la licencia especial para explorar  y explotar minerales dentro de una zona minera indígena, será delimitada por el  Ministerio de Minas y Energía y tendrá una extensión que no exceda lo previsto  en los artículos 27, 28, 29 y 30 del Código de Minas,  y una duración de diez (10) años prorrogables indefinidamente por períodos  iguales. Esta licencia no será transferible en ningún caso.    

(Decreto 710 de 1990,  artículo 10)    

Artículo 2.2.5.8.7.7.1.11. Uso del Derecho de Prelación. Cuando una persona distinta del grupo o  comunidad indígena solicite al Ministerio de Minas y Energía título minero para  exploración o explotación de yacimientos o depósitos ubicados en la zona minera  indígena, oficiosamente y antes de darle trámite se notificará personalmente a  la autoridad del grupo o comunidad habitante del correspondiente territorio  indígena, para que en el término de sesenta (60) días haga valer la prelación  que en su favor establece el artículo 125 del Código de Minas  y solicite licencia especial para explorar y explotar el mineral o minerales  solicitados.    

También se comunicará al Jefe de la División de Asuntos  Indígenas del Ministerio de Gobierno.    

En todo caso el Ministerio de Minas y Energía en uso de  sus facultades oficiosas podrá otorgar la licencia especial al grupo o  comunidad indígena.    

Si se hace uso del derecho de prelación o el Ministerio  de Minas y Energía otorga oficiosamente la licencia especial, se rechazará la  petición del particular.    

En caso contrario se continuará con el trámite de la  solicitud inicial.    

(Decreto 710 de 1990,  artículo 11)    

Artículo 2.2.5.8.7.7.1.12. Vinculación Preferente. Cuando el Ministerio de Minas y Energía  otorgare títulos para explorar o explotar dentro de las zonas mineras  indígenas, a personas ajenas a la comunidad o grupo indígena, deberá señalar en  el título respectivo, la obligación que tiene el beneficiario, de vincular  preferentemente, a sus trabajos y obras, a los miembros de la comunidad o grupo  indígena, así como brindarles la capacitación requerida para hacer efectiva  dicha vinculación.    

(Decreto 710 de 1990,  artículo 12)    

Artículo 2.2.5.8.7.7.1.13. Participación de los miembros  de la comunidad en los trabajos mineros. Otorgada la licencia especial, corresponde a la autoridad  del grupo o comunidad indígena, para la ejecución de los trabajos mineros,  determinar las reglas y adoptar las medidas relacionadas con la participación  de sus miembros en la ejecución de dichos trabajos y tendrá en cuenta lo  dispuesto en el artículo 130 del Código de Minas.    

Estas reglas y medidas deben prever el señalamiento de  las personas, grupos o familias dedicadas a las labores mineras, las  condiciones y oportunidades del ingreso y retiro de las mismas y la forma,  época y condiciones de remuneración o participación en los productos obtenidos.    

La División de Asuntos Indígenas del Ministerio de  Gobierno velará por la observancia de las reglas o medidas sobre las materias  señaladas en el presente artículo.    

(Decreto 710 de 1990,  artículo 13)    

Artículo 2.2.5.8.7.7.1.14. Contratos con terceros. Cuando la comunidad o grupo indígena,  beneficiario de una licencia especial, resuelva efectuar en la correspondiente  área, obras o trabajos de exploración y explotación por contratos con terceros,  gozará de asistencia técnica gratuita del Ministerio de Minas y Energía para su  celebración.    

Dichos contratos, requieren para su validez de la  aprobación de ese Ministerio, previo concepto favorable de la División de  Asuntos Indígenas del Ministerio de Gobierno.    

(Decreto 710 de 1990,  artículo 14)    

Artículo 2.2.5.8.7.7.1.15. Planes de Capacitación y las  Labores. En la  exploración y explotación de carbón, sal y minerales radiactivos, que hayan de  adelantar las entidades descentralizadas titulares de aportes dentro de una  zona minera indígena, deberán poner en práctica un plan concreto de vinculación  permanente de los grupos o comunidades indígenas a tales actividades. Este plan  comprenderá tareas de capacitación que hagan posible dentro de plazos  determinados, la efectiva vinculación de las comunidades indígenas a las  actividades mencionadas.    

En caso de que las entidades a que se refiere el inciso  anterior, efectúen la exploración o explotación por contratos con terceros,  acordarán con estos, en los contratos respectivos, la ejecución de los planes  de capacitación y las labores que deberán asignarse a las comunidades  indígenas.    

Todos los planes y acuerdos sobre estas materias  requerirán concepto previo favorable de la División de Asuntos Indígenas del  Ministerio de Gobierno y la aprobación del Ministerio de Minas y Energía, en  concordancia, con lo establecido en el artículo 127 del Código de Minas.    

(Decreto 710 de 1990,  artículo 15)    

Artículo 2.2.5.8.7.7.1.16. Destinación de las Regalías. Los  municipios que perciban regalías o participaciones provenientes de  explotaciones mineras ubicadas en los territorios indígenas de que trata el  artículo 124 del Código  de Minas, deberán destinar los correspondientes ingresos a obras y  servicios que beneficien directamente a las comunidades y grupos aborígenes  asentados en tales territorios. Estas obras y servicios se diseñarán y  ejecutarán con la participación de las comunidades beneficiadas.    

(Decreto 710 de 1990,  artículo 16)    

Artículo 2.2.5.8.7.7.1.17. Informe Anual. La autoridad de la comunidad o grupo  indígena beneficiario de una licencia especial, deberá rendir al Ministerio de  Minas y Energía, a través de la División de Asuntos Indígenas del Ministerio de  Gobierno, en formulario breve y simplificado, un informe sobre la cantidad de  mineral explotado durante cada año de la licencia. Este informe se presentará  dentro de los dos primeros meses del año siguiente. (sic)     

(Decreto 710 de 1990,  artículo 17)    

Artículo 2.2.5.8.7.7.1.18. Temas Relacionados con las  Zonas Mineras Indígenas. De acuerdo con lo establecido en el inciso tercero del  artículo 253 del Código  de Minas cuando el Comité de Política Minera, aborde temas relacionados con  las zonas mineras indígenas o territorios indígenas, invitará a un  representante de la División de Asuntos Indígenas del Ministerio de Gobierno y  a un representante de la Organización u Organizaciones Regionales Indígenas,  como mínimo, que tengan presencia en dichos territorios.    

(Decreto 710 de 1990,  artículo 18)    

(Modificado por artículo 1° del Decreto 137 de 1993)    

Artículo 2.2.5.8.11.13. Dinero producto de la venta  directa de los bienes revertidos. El dinero producto de la venta directa de  los bienes revertidos entrará a formar parte del Presupuesto Nacional por  conducto de la Dirección Tesorería General de la República.    

(Decreto 137 de 1993,  artículo 13)    

(Derogado por artículo 2° Decreto 498 de 1994)    

Artículo 2.2.5.8.11.14. Entrega de bienes revertidos. Sin  perjuicio de lo establecido en el parágrafo del artículo duodécimo de la  presente sección, si el concesionario no demostrare interés en la compra  directa de los bienes revertidos estos podrán ser entregados para su  administración, previo convenio, a las entidades adscritas o vinculadas al  Ministerio de Minas y Energía que tengan a su cargo el manejo de recursos  naturales no renovables, o en su defecto a los municipios donde se encuentren  ubicados dichos bienes.    

(Decreto 137 de 1993,  artículo 14)    

(Derogado por artículo 2° Decreto 498 de 1994)    

Artículo 2.2.5.8.11.15. Renuncia o declaración de  caducidad del contrato. Lo establecido en los artículos anteriores se  aplicará en lo que fuere compatible, en caso de renuncia del concesionario  formulada después de 20 años de explotación o cuando se declare la caducidad  del contrato. En el mismo acto administrativo en que se acepte la renuncia o se  declare la caducidad del contrato, se declarará la reversión de bienes y se  ordenará la práctica de la visita de que trata el artículo décimo de la  presente sección.    

(Decreto 137 de 1993,  artículo 15)    

CAPÍTULO 9    

Nota: Capítulo 9 adicionado por el Decreto 2504 de 2015,  artículo 1º.    

FISCALIZACIÓN MINERA    

SECCIÓN 1.    

ASPECTOS GENERALES    

Artículo  2.2.5.9.1. Objeto. El objeto de este decreto es regular las actividades de  fiscalización en los títulos mineros y en los subcontratos de formalización  minera.    

Artículo  2.2.5.9.2. Ámbito de aplicación. Los lineamientos sobre  fiscalización dispuestos en este Decreto serán aplicados por el Ministerio de  Minas y Energía o la entidad a quien este delegue o a quien se tercerice la  fiscalización, respecto de los títulos mineros y de los subcontratos de  formalización minera.    

Artículo  2.2.5.9.3. Seguimiento a las labores  de fiscalización minera. El  Ministerio de Minas y Energía evaluará anualmente la gestión de la función de  fiscalización delegada, de acuerdo con la metodología que se establezca para el  efecto y para lo cual, deberá elaborar indicadores de gestión y eficiencia,  entre otros. De esta evaluación, se elaborará un informe, el cual contemplará  aspectos tales como las acciones de mejoramiento a que haya lugar por parte de  las delegadas. Este informe será puesto en conocimiento de dichas entidades  para que implementen las mencionadas acciones.    

Artículo 2.2.5.9.4. Tercerización  de la fiscalización minera. El Ministerio de Minas y Energía, ya sea directamente o a través  de la entidad delegada cuando lo considere necesario, podrá realizar contratos  o convenios con otras entidades públicas o privadas que cuenten con la debida  experiencia para la ejecución parcial o total de las actividades que contempla  la fiscalización a las actividades amparadas por un título minero, sin perder  el manejo y control oportuno de las decisiones, teniendo en cuenta lo previsto  por el inciso 2° del artículo 13 de la Ley 1530 de 2012.    

Artículo  2.2.5.9.5. Trámites, formatos y  protocolos. El Ministerio de Minas y  Energía o la entidad a quien este delegue o a quien se tercerice la  fiscalización, acogerá los trámites establecidos en la ley y adoptará los  formatos y protocolos que faciliten el desarrollo y cumplimiento de la función  de fiscalización teniendo en cuenta la clasificación de las actividades mineras  de pequeña, mediana y gran minería, de acuerdo con el artículo 21 de la Ley 1753 de 2015.    

El  Ministerio de Minas y Energía y la Agencia Nacional de Minería (ANM);  elaborarán el protocolo o protocolos necesarios para la implementación de los  Planes de Mejoramiento de que trata este decreto.    

La Autoridad  Minera elaborará términos de referencia diferenciales para la pequeña minería respecto  de los Programas de Trabajo y Obras (PTO).    

Parágrafo. Los perfiles de los profesionales que realicen la  fiscalización en la etapa de exploración deben ser: geólogos o ingenieros  geólogos; y en la etapa de construcción y montaje y explotación: ingenieros en  minas, ingenieros de minas y metalurgia, quienes podrán contar con el apoyo de  profesionales de otras disciplinas cuando las características del proyecto así  lo requieran. Respecto de la evaluación jurídica, esta debe efectuarse por  abogado titulado.    

Artículo  2.2.5.9.6. Lineamientos  interpretativos. Los  pronunciamientos que se expidan por el Ministerio de Minas y Energía en materia  de la fiscalización minera servirán de guía para las autoridades en las cuales  se delegue la función o se tercerice la fiscalización.    

SECCIÓN  2.    

ASPECTOS  TÉCNICOS, TECNOLÓGICOS, OPERATIVOS Y ADMINISTRATIVOS PARA EJERCER LA LABOR DE  FISCALIZACIÓN MINERA EN TÍTULOS MINEROS Y SE TOMAN OTRAS DETERMINACIONES    

Artículo  2.2.5.9.2.1. Criterios para la  fiscalización minera. Los  criterios mínimos para realizar la fiscalización minera por parte del  Ministerio de Minas y Energía, o la entidad a quien este delegue o a quien se  tercerice la fiscalización, según el caso, serán los siguientes:    

a)  Evaluación Documental. Es la parte  de la fiscalización que consiste en la evaluación del cumplimiento de todas las  obligaciones legales y contractuales a través de la verificación de los  documentos obrantes en el expediente minero. Entre estos documentos se  encuentran: Pólizas Mineras, Formatos Básicos Mineros (FBM), permisos y  autorizaciones ambientales, pago de las contraprestaciones económicas,  Programas de Trabajos e Inversiones (PTI) o Programas de Trabajo y Obras (PTO).    

b)  Inspecciones de Campo. Es la parte  de la fiscalización que se refiere a la verificación en campo del cumplimiento  de las obligaciones que se derivan del título minero y de la normatividad  vigente. Esta inspección se adelantará de acuerdo con la etapa en que se  encuentre el proyecto minero, sin perjuicio del cumplimiento de los requisitos  dispuestos en la ley para la ejecución, y comprenderá como mínimo, los  siguientes aspectos:    

• Etapa  de Exploración. La fiscalización en esta etapa verificará que las  actividades mineras que se están desarrollando corresponden a (i) las presentadas para la etapa de  exploración en la propuesta de contrato de concesión, (ii) que se encuentran ubicadas dentro  del área del título minero, (iii) que cumplen con las regulaciones de orden  técnico sobre exploración, higiene y seguridad minera y, (iv) la  normativa de orden ambiental y laboral:    

• Etapa  de Construcción y Montaje. La fiscalización en esta etapa  verificará que las actividades que se realizan en la etapa de construcción y  montaje correspondan a las aprobadas en los Programas de Trabajo e Inversiones  (PTI), y Programas de Trabajo y Obras (PTO). Así mismo, se deberá inspeccionar  que el proyecto minero cuente con los correspondientes permisos, concesiones,  licencias y/o autorizaciones ambientales para el desarrollo de esta etapa, y  que cumple con las regulaciones de higiene y seguridad minera y laboral.    

Salvo que se  hubiera hecho uso de la figura de explotación anticipada, de hallarse en el  área del título minero labores de explotación cuando se encuentre en etapas de  Exploración o de Construcción y Montaje, se deberá dejar constancia de esta  situación y ordenar la suspensión inmediata de las actividades no autorizadas.  La Autoridad Minera Nacional deberá adelantar el trámite correspondiente, de  acuerdo con lo dispuesto por el Código de Minas,  además de poner en conocimiento de la Autoridad Ambiental y Municipal competente  estos hechos.    

• Etapa  de Explotación. La fiscalización comprenderá las actividades  tendientes a verificar que las condiciones técnicas, operativas, de seguridad e  higiene minera, y laborales, bajo las cuales se están desarrollando las  actividades de explotación minera, estén acorde con la normatividad vigente y  con lo aprobado en los Programas de Trabajos e Inversiones (PTI) y Programas de  Trabajos y Obras (PTO). Al igual, se deberá hacer seguimiento a (i) la producción y volumen del  mineral explotado, de conformidad con la información relacionada en el Formato  Básico Minero (FBM), (ii) a los planes de gestión social, y, (iii) a las  actividades de beneficio y transformación cuando corresponda.    

En la  inspección de campo, independientemente de la etapa contractual en que se  encuentre el título minero, se deberá verificar la existencia de actividades  mineras ejecutadas por terceros no amparados por un subcontrato de  formalización o un contrato de operación, con el fin de informar a las  autoridades competentes a fin que se proceda a la aplicación de las medidas  legales pertinentes. Lo anterior, sin perjuicio del deber del titular minero de  reportar la existencia de estas actividades.    

c)  Requerimiento y Notificación. Realizada la  inspección de campo o la evaluación documental, el Ministerio de Minas y  Energía o la entidad a quien este delegue o a quien se tercerice la  fiscalización deberá en un término máximo de un (1) mes, rendir un informe de  inspección de campo, concepto técnico o acto administrativo, en el que se  determine el estado del cumplimiento de las obligaciones derivadas del título  minero, así como los requerimientos y recomendaciones que se deriven del mismo  , sin perjuicio de aquellas medidas que se tomen durante la inspección de  campo.    

La  autoridad minera efectuará los requerimientos a que haya lugar, de acuerdo con  los parámetros señalados en los artículos 287 y 288 del Código de Minas,  según se trate de causales que den lugar a la imposición de multa, caducidad o  cancelación, según corresponda. Los requerimientos antes referidos se realizarán  mediante acto administrativo que se notificará al titular minero de acuerdo con  lo dispuesto por el Artículo 269 del Código de Minas.    

d) Frecuencia  y Priorización de la fiscalización. La  entidad que realice la fiscalización deberá presentar para su aprobación a la  Dirección de Minería Empresarial del Ministerio de Minas y Energía, o quien  haga sus veces, en el mes de noviembre de cada año, un Plan de Acción con la  programación de las visitas que realizará el año siguiente.    

Lo anterior  sin perjuicio de las visitas de fiscalización que sin estar establecidas en el  plan de acción, requieran su realización inmediata.    

Parágrafo. El Plan de Acción deberá priorizar a: (i) los Proyectos de Interés Nacional  (PIN) y Proyectos de Interés Nacional Estratégicos (PINES), en razón de la  necesidad de efectuar un mayor seguimiento al cumplimiento de las obligaciones  de carácter económico y a la verificación de los volúmenes de producción de  estos proyectos; (ii)  títulos mineros que presenten alto riesgo de accidentalidad por  condiciones de inseguridad minera y, (iii) títulos cuyos beneficiarios sean pequeños  mineros que estén en los programas de formalización minera adoptado por el  Ministerio de Minas acorde con la política que adelanta dicha entidad y que se  encuentren en etapa de explotación de acuerdo con la información suministrada  por la entidad competente.    

Los títulos  mineros objeto de priorización, deberán ser visitados por lo menos dos (2)  veces al año.    

e)  Inspecciones conjuntas: El  Ministerio de Minas y Energía o la entidad a quien este delegue o a quién se  tercerice la fiscalización, informará a la autoridad ambiental competente la  programación de las inspecciones de campo en procura de contar con su  acompañamiento en las que considere pertinente; lo anterior a fin de  evidenciar, dentro del marco de sus competencias, el cumplimiento de las  obligaciones derivadas del título minero y del instrumento ambiental  correspondiente. Dicha información podrá ser compartida entre dichas  autoridades. No obstante, en ningún caso, la fiscalización se subordinará a su  realización en forma conjunta.    

Artículo  2.2.5.9.2.2. Plan de Mejoramiento para  Pequeña y Mediana minería.    

1. Concepto    

Es el  documento técnico que describe las acciones de corto, mediano y largo plazo que  se deben implementar con el fin de subsanar las situaciones o condiciones  identificadas en el informe de inspección de campo, concepto técnico o acto  administrativo que se derive del proceso de fiscalización.    

Este Plan de  Mejoramiento no incluirá los incumplimientos que constituyan causal de  caducidad ni aquellos incumplimientos que generen multas que, a juicio del  Ministerio de Minas y Energía o la entidad a quien este delegue o a quien se  tercerice la fiscalización, pongan en grave riesgo las condiciones de seguridad  y salud de las personas que desarrollan las labores mineras en las áreas  correspondientes al título minero que se fiscaliza.    

2. Beneficiarios    

Serán objeto  de Plan de Mejoramiento los títulos cuyos beneficiarios sean pequeños mineros  que hagan parte del Programa de Formalización Minera adoptado por el Ministerio  de Minas y Energía, acorde con la Política que adelanta dicha entidad.    

3. Elaboración    

El titular  minero de pequeña minería elaborará el Plan de Mejoramiento y su cronograma, para  lo cual podrá solicitar el acompañamiento de la entidad encargada de adelantar  las funciones de promoción y fomento, quien indicará las posibles acciones a  adelantar, con el fin de dar cumplimiento a los requerimientos y  recomendaciones que se deriven del proceso de fiscalización.    

En el evento  de requerir un plazo mayor al otorgado inicialmente por la autoridad minera o  su delegada, así lo hará saber a dicha autoridad justificando la necesidad de  un plazo mayor, de conformidad con lo previsto por el Artículo 287 de la Ley 685 de 2001.    

4. Aprobación  y ejecución    

Una vez elaborado  el Plan del Mejoramiento, el titular minero deberá remitirlo al Ministerio de  Minas y Energía o la entidad a quien este delegue o a quien se tercerice la  fiscalización con el objeto que lo apruebe.    

Aprobado el  Plan de Mejoramiento, se enviará a la entidad encargada de la promoción y el  fomento minero para que realice el acompañamiento a que haya lugar para la  ejecución del mismo. Los resultados de esta ejecución, se informarán a la  entidad que realiza la fiscalización, a fin de que proceda a determinar el  cumplimiento e incumplimiento de los requerimientos y recomendaciones derivados  del proceso de fiscalización minera.    

Parágrafo  1°. Durante el plazo en el cual se implemente el  plan de mejoramiento, el interesado deberá continuar con el cumplimiento de las  obligaciones propias del título minero, así como las que correspondan en  observancia de las normas de seguridad minera y ambiental.    

Parágrafo  2°. .Los beneficiarios de títulos mineros de  pequeña minería que no pertenezcan a los programas de formalización minera y  los de mediana minería que resulten de los procesos de legalización,  formalización, o áreas de reserva especial pero que quieran presentar plan de  mejoramiento, con el fin de dar cumplimiento a los requerimientos y  recomendaciones señalados en el informe de fiscalización, podrán hacerlo ante  el Ministerio de Minas y Energía o la entidad a quien este delegue o a quien se  tercerice la fiscalización para su aprobación, sin el acompañamiento de que  trata este artículo.    

Parágrafo  3°. Los titulares mineros de pequeña y mediana  escala de que trata este Artículo podrán acogerse al Plan de Mejoramiento de  que trata de este Artículo, por una sola vez.    

Parágrafo  4°. Las entidades competentes implementarán las  acciones de que trata este artículo, sin perjuicio de  la responsabilidad que le corresponda al titular minero de pequeña escala por  la elaboración y cumplimiento del Plan de Mejoramiento.    

SECCIÓN  3.    

FISCALIZACIÓN  DIFERENCIAL    

Artículo  2.2.5.9.3.1. Criterios para la  fiscalización diferencial. Los  criterios mínimos para realizar la fiscalización diferencial por parte del  Ministerio de Minas y Energía, o la entidad a quien este delegue o a quien se  tercerice la fiscalización, según el caso, serán los siguientes:    

a)  Evaluación Documental. Es la parte  de la fiscalización diferencial que consiste en la evaluación del cumplimiento  de todas las obligaciones legales y contractuales a través de la verificación  de los documentos obrantes en el expediente minero. Entre estos documentos se  encuentran: Formatos Básicos Mineros (FBM), permisos y autorizaciones  ambientales, pago de las contraprestaciones económicas, Programas de Trabajos y  Obras Complementario.    

b)  Inspecciones de Campo. Es la parte de  la fiscalización diferencial que se refiere a la verificación en campo del  cumplimiento de las obligaciones que se derivan del subcontrato de  formalización y de la normatividad vigente. Esta inspección comprenderá, sin  perjuicio del cumplimiento de los requisitos dispuestos en la ley para la  ejecución, los siguientes aspectos como mínimo:    

• Etapa  de Explotación. Verificar que las condiciones técnicas,  operativas, de seguridad e higiene minera, y laborales bajo las cuales se están  desarrollando las actividades de explotación minera estén acorde con la  normatividad vigente y con lo aprobado en el Programa de Trabajos y Obras  Complementario. Igualmente, se deberá hacer seguimiento a (i) la producción y volumen del  mineral explotado, de conformidad con la información relacionada en el Formato  Básico Minero (FBM), y, (ii) a las actividades de beneficio y transformación  cuando corresponda.    

Lo anterior,  sin perjuicio de la verificación que debe hacerse a las obligaciones dispuestas  para el subcontrato de formalización minera en la sección 2, capítulo 4, título  V, parte 2, Libro de 2 de este decreto.    

c)  Requerimiento y Notificación. Realizada la  inspección de campo y la evaluación documental, el Ministerio de Minas y  Energía o la entidad a quien este delegue o a quien se tercerice la  fiscalización deberá en un término máximo de un (1) mes, rendir un informe de  inspección de campo, concepto técnico o acto administrativo en el que se  determine el estado del cumplimiento de todas las obligaciones derivadas del  subcontrato de formalización minera, así como los requerimientos y  recomendaciones a que haya lugar, sin perjuicio de las que deban hacerse  durante la inspección de campo.    

La autoridad  minera efectuará los requerimientos a que haya lugar, los cuales se realizarán  mediante acto administrativo que se notificará de acuerdo con lo dispuesto por  el artículo 269 del Código de Minas.    

Cuando en el  desarrollo de la inspección de campo se detecte que la explotación en el  subcontrato de formalización minera no cumple con las condiciones técnicas  mínimas para la operación de la actividad minera, de seguridad e higiene  minera, la autoridad competente procederá en los términos del artículo 2.2  .5.4.2.13 de este decreto.    

d)  Frecuencia de la fiscalización diferencial. La entidad que · realice la fiscalización diferencial  deberá incluir en el plan de acción para fiscalización de títulos mineros, la  programación de las visitas que realizará el año siguiente a los subcontratos  de formalización minera, para que sean aprobadas por la Dirección de Minería  Empresarial del Ministerio de Minas y Energía, o quien haga sus veces.    

e)  Inspecciones conjuntas: El  Ministerio de Minas y Energía o la entidad a quien este delegue o a quien se  tercerice la fiscalización, informará a la autoridad ambiental competente, la  programación de las inspecciones de campo en procura de contar con su  acompañamiento en las que esta entidad considere pertinente, con el propósito  de evidenciar dentro del marco de sus competencias, el cumplimiento de las  obligaciones derivadas del subcontrato de formalización minera y del  instrumento ambiental correspondiente, dicha información podrá ser compartida  entre dichas autoridades. No obstante, en ningún caso la fiscalización se  subordinará a su realización en forma conjunta.    

Artículo  2.2.5.9.3.2. Plan de Mejoramiento para  Subcontrato de Formalización Minera    

1. Definición    

Es el  documento técnico que describe las acciones de corto, mediano y largo plazo que  se deben implementar con el fin de subsanar las situaciones o condiciones  identificadas en el informe de inspección de campo, concepto técnico o acto  administrativo que se derive del proceso de fiscalización.    

Este Plan de  Mejoramiento no incluirá los incumplimientos que constituyan causal de  terminación de la aprobación del Subcontrato de Formalización Minera y aquellas  que, a juicio del Ministerio de Minas y Energía o la entidad a quien este  delegue o a quien se tercerice la fiscalización, pongan en grave riesgo las  condiciones de seguridad y salud de las personas que desarrollan las labores  mineras en las áreas correspondientes objeto de fiscalización.    

2.  Beneficiarios    

Serán objeto  de Plan de Mejoramiento los beneficiarios de Subcontratos de Formalización  Minera que hagan parte del Programa de Formalización Minera adoptado por el  Ministerio de Minas y Energía, acorde con la Política que adelanta dicha  entidad.    

3. Elaboración    

El  Subcontratista elaborará el Plan de Mejoramiento y el cronograma para su  ejecución, para lo cual podrá solicitar el acompañamiento de la entidad encargada  de adelantar las funciones de promoción y fomento, quien indicará las posibles  acciones a adelantar, con el fin de dar cumplimiento a los requerimientos y  recomendaciones que se deriven del proceso de fiscalización.    

4.  Aprobación y ejecución    

Una vez  elaborado el Plan del Mejoramiento, el subcontratista de formalización deberá  remitirlo al Ministerio de Minas y Energía o la entidad a quien este delegue o  a quien se tercerice la fiscalización con el objeto que lo apruebe, dentro del  término del requerimiento concedido por la autoridad minera o su delegada, de  conformidad con lo dispuesto por el inciso segundo del artículo 17 del Código  de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso-Administrativo.    

Una vez  aprobado el Plan de Mejoramiento, se enviará a la entidad encargada de la  promoción y el fomento minero para que realice el acompañamiento a que haya  lugar para la ejecución del mismo. Los resultados de esta ejecución, se  informarán la entidad que realiza la fiscalización, a fin de que proceda a  determinar el cumplimiento e incumplimiento de los requerimientos y  recomendaciones derivados del proceso de fiscalización minera.    

Parágrafo 1°. Durante el plazo en el cual se implemente el plan de mejoramiento,  el interesado deberá continuar con el cumplimiento de las obligaciones propias  para el ejercicio de la actividad minera, así como las que correspondan en  observancia de la normas de seguridad minera y ambiental.    

Parágrafo  2°. Los Subcontratistas de Formalización podrán  acogerse al Plan de Mejoramiento de que trata este Artículo, por una sola vez.    

Parágrafo  3°. Las entidades competentes implementarán las  acciones de que trata este artículo, sin perjuicio de  la responsabilidad que le corresponda al Subcontratista de Formalización Minera  por la elaboración y cumplimiento del Plan de Mejoramiento.    

CAPÍTULO 10    

Nota: Capítulo 10 adicionado por el Decreto 1353 de 2018,  artículo 1º.    

Nota: Ver Resolución 732 de 2018, SGC. D.o. 50.756, pag. 11    

DE LA NATURALEZA DEL PATRIMONIO GEOLÓGICO Y  PALEONTOLÓGICO    

Artículo  2.2.5.10.1. Objeto. El presente capítulo tiene como objeto establecer el  sistema de gestión integral que permita la identificación, protección,  conservación, rehabilitación y la transmisión a las futuras generaciones del  patrimonio geológico y paleontológico de la Nación.    

Artículo  2.2.5.10.2. Definiciones. Para efectos del presente capítulo se tendrán en cuenta  las siguientes definiciones:    

Patrimonio  geológico: Conjunto de lugares geológicos que poseen  valores propios de naturaleza patrimonial con características científicas,  culturales y/o educativas, y que permiten conocer, estudiar e interpretar: el  origen y evolución de la Tierra, los procesos que la han modelado, los climas y  paisajes del pasado y presente, el origen y evolución de la vida.    

Patrimonio  paleontológico: Parte constituyente  del patrimonio geológico integrado por el conjunto de restos directos de  organismos o restos indirectos (resultado de su actividad biológica), que se  han conservado en el registro geológico y al cual se le ha asignado un valor  científico, didáctico o cultural. Está integrado por los fósiles y los  yacimientos donde se encuentran, que permiten conocer, estudiar e interpretar la  evolución de la historia geológica de la Tierra.    

Bien  de interés geológico y paleontológico: Todo elemento de naturaleza mueble o inmueble susceptible  de ser objeto de estudios geológicos y paleontológicos, que haya sido o pueda  ser extraído de la corteza terrestre, que se encuentre en la superficie o en el  subsuelo, sumergido bajo las aguas o dentro del sustrato o fondo marino y que,  de acuerdo con la metodología de valoración establecida por el Servicio  Geológico Colombiano, posea un valor suficiente y sea declarado como tal por la  entidad mediante resolución de carácter general.    

Geotopo: Segmento o porción espacial claramente delimitada de la  geoesfera, definida en  virtud de los valores patrimoniales geológicos o paleontológicos existentes en  sus elementos integrantes o en el conjunto de los mismos.    

Geositio: Tipo especial de geotopo  de interés global, donde los bienes de interés geológico y paleontológico  individualmente o en conjunto son relevantes desde el punto de vista  patrimonial geológico y paleontológico de la Nación. Los geositios constituyen por excelencia los geotopos de interés científico  mundial que permiten el estudio multidisciplinario de eventos y procesos  geológicos propios de la historia del planeta o de la vida; o que constituyen  los registros que permiten la correlación mundial de los mismos.    

Inventario  Nacional Geológico y Paleontológico: Es  el registro de todos los bienes geológicos y paleontológicos de interés  científico y patrimonial que se identifiquen, en el cual se anotará su  descripción, naturaleza, tenedor, quien lo declaró y la condición en que se  encuentra, entre otros. Dicho inventario será llevado por el Servicio Geológico  Colombiano en una plataforma electrónica que integrará las diferentes  colecciones y piezas geológicas y paleontológicas del país. Realizada la  valoración por el Servicio Geológico Colombiano determinará qué elementos son  bienes de interés, así como los geotopos  y geositios que harán parte  del patrimonio geológico y paleontológico de la Nación.    

Tipo:  Entiéndase por tipo la definición  establecida por el Código Internacional de Nomenclatura Zoológica y demás  estándares internacionales.    

Zona  de protección patrimonial Geológica y Paleontológica: Área de protección y aplicación de consideraciones  especiales en virtud de la presencia de patrimonio geológico y/o  paleontológico.    

Artículo  2.2.5.10.3. Integración del Patrimonio  Geológico y Paleontológico.  El Patrimonio Geológico y Paleontológico es parte constitutiva del patrimonio  de la Nación, y lo integran los fósiles y los yacimientos fosilíferos, los  meteoritos, y todas aquellas rocas, formaciones y estructuras geológicas,  formas de relieve y cualquier manifestación geológica que, de acuerdo con la  metodología de valoración del Servicio Geológico Colombiano se le asigne un  valor científico, educativo, y/o cultural suficiente porque permiten conocer,  estudiar e interpretar: el origen y evolución de la Tierra, los procesos que la  han modelado, los climas y paisajes del pasado y presente.    

Artículo  2.2.5.10.4. Valoración de posibles  bienes de interés geológico y paleontológico. Método que orienta y contribuye a la atribución y  definición de la significación geológica y paleontológica. La significación  geológica y paleontológica es la definición del valor del posible bien a partir  de su análisis integral que permite identificar, localizar, clasificar, definir  el valor intrínseco, la potencialidad de uso y riesgo de degradación de estos  posibles bienes, con el fin de asegurar la preservación y aprovechar el  potencial que tienen.    

El  Servicio Geológico Colombiano establecerá la metodología a seguir para la  declaratoria de los bienes de interés geológico y paleontológico, como geotopos y geositios.    

Artículo  2.2.5.10.5. Participación de las  entidades en la protección del Patrimonio Geológico y Paleontológico. La declaratoria de zonas de protección patrimonial  geológica y paleontológica que realice el Servicio Geológico Colombiano  requiere la construcción e implementación de un Plan de Manejo y Protección de  toda el área de interés, que será elaborado por las respectivas autoridades  territoriales en coordinación con el Servicio Geológico Colombiano y el  Instituto Colombiano de Antropología e Historia (ICANH) y las autoridades  ambientales regionales, cuando el patrimonio geológico y paleontológico se  encuentre localizado en áreas de especial importancia ecológica regional, de  conformidad con lo establecido en la Ley 397 de 1997, Ley 1185 de 2008 y el  Decreto número  1076 de 2015 o las normas que los modifiquen o sustituyan.    

El Servicio  Geológico Colombiano será la entidad que establecerá los lineamientos  específicos aplicables en aspectos como protección, conservación,  infraestructura y funcionamiento interno, y colecta de material geológico y  paleontológico, entre otros.    

Parágrafo  1°. Para la participación de las autoridades territoriales en la protección del  Patrimonio Geológico y Paleontológico, se dará aplicación de los principios de  coordinación, concurrencia y subsidiariedad, previstos en el artículo 288 de la Constitución Política.    

Parágrafo  2°. Cuando dicho patrimonio se encuentre al interior de las áreas protegidas  del Sistema Nacional de Áreas Protegidas (SINAP), el Servicio Geológico  Colombiano deberá generar recomendaciones en torno a la protección del  Patrimonio Geológico y Paleontológico de la Nación a la autoridad ambiental  administradora del área protegida, quien a su vez, las deberá incorporar en el  plan de manejo ambiental de dicha área, en caso que a ello hay lugar, y siempre  y cuando las mismas no riñan con el régimen de usos del área protegida.    

Artículo  2.2.5.10.6. Zona de Protección  Patrimonial Geológica y Paleontológica. Área declarada como Zona de Protección Patrimonial  Geológica y Paleontológica por el Servicio Geológico Colombiano en razón de la  presencia de bienes de interés geológico y paleontológico, como geotopo o conjunto de geotopos determinados.    

El área  declarada como Zona de Protección Patrimonial Geológica y Paleontológica no  afecta la propiedad del suelo ni los títulos mineros o concesiones otorgadas.    

Parágrafo.  La declaratoria de protección por parte del Servicio Geológico Colombiano  deberá contar con los conceptos previos en los términos del artículo  2.2.5.10.1.3.    

SECCIÓN 1    

DE LA GESTIÓN INTEGRAL DEL PATRIMONIO GEOLÓGICO Y  PALEONTOLÓGICO    

Artículo  2.2.5.10.1.1. Registro en el Inventario  Nacional Geológico y Paleontológico. El Servicio Geológico Colombiano realizará las gestiones  necesarias para la conformación, manejo y actualización permanente del  Inventario Nacional Geológico y Paleontológico, el cual se podrá realizar con  la colaboración de las universidades e instituciones científicas. El Servicio  Geológico Colombiano establecerá mediante resolución el trámite a seguir para  el registro en el Inventario Nacional Geológico y Paleontológico (INGEP) de los  bienes de interés geológico y paleontológico en poder de particulares.    

Parágrafo.  Una vez el Servicio Geológico Colombiano implemente el registro de que trata el  presente artículo, los interesados deberán solicitar el registro de los bienes  de interés geológico y paleontológico en un término máximo de 5 años, contados  a partir de la entrada en vigencia del presente capítulo.    

Artículo  2.2.5.10.1.2. Declaratoria de Bienes  muebles de Interés Geológico y Paleontológico. El Servicio Geológico Colombiano, una vez realizada la valoración  pertinente o por solicitud de un tercero declarará los bienes muebles de  interés geológico y paleontológico mediante resolución de carácter general,  estableciendo las condiciones para su conservación y protección.    

Para  determinar que un bien es de interés geológico y paleontológico se tendrá en  cuenta su valor intrínseco y/o su representatividad desde el punto de vista  científico, estético, educativo, cultural y/o recreativo.    

Parágrafo.  El concepto de pertenencia de un bien o conjunto de bienes determinados al  patrimonio geológico y paleontológico no tiene carácter declarativo, sino de  reconocimiento en materia técnica y científica para determinados efectos  previstos en las normas vigentes.    

Artículo  2.2.5.10.1.3. Declaratoria de Zonas de  Protección Patrimonial Geológica y Paleontológica. El Servicio Geológico Colombiano, una vez realizada la  valoración pertinente o por solicitud de un tercero, declarará Zonas de  Protección Patrimonial Geológica y Paleontológica por presencia de dicho  patrimonio mediante resolución de carácter general, estableciendo las  condiciones para su conservación y protección.    

Para tal  efecto, previamente consultará a otras entidades públicas y autoridades  territoriales que puedan haber concedido permisos o licencias dentro de dichas  áreas o que puedan tener interés en la decisión. El resultado de estas  consultas deberá ser remitido junto con la solicitud de informe al Ministerio  de Minas y Energía, el cual a través de sus áreas técnicas se pronunciará  respecto de las actividades mineras, de hidrocarburos y de generación,  interconexión, trasmisión, distribución y  comercialización de energía que puedan presentarse en la zona de eventual  declaración. Las observaciones, recomendaciones y conclusiones que presente el  Ministerio de Minas y Energía serán de obligatorio cumplimiento en la  resolución que decida sobre la declaratoria de la zona de protección  patrimonial geológica y paleontológica.    

Para la presentación  de este informe, se hará uso de la interoperabilidad de la información y se  tendrá en cuenta los términos establecidos en la Ley 1755 de 2015.    

Parágrafo  1°. El Servicio Geológico Colombiano contará con un término de diez (10) días hábiles  a partir del informe emitido por el Ministerio de Minas y Energía, para la  evaluación, valoración de la información recolectada y la declaratoria de  dichas zonas de protección.    

Parágrafo  2°. Para la declaratoria de zonas de protección patrimonial geológica y  paleontológica, se respetarán los derechos adquiridos de las personas naturales  y jurídicas que adelanten actividades mineras, de hidrocarburos y de  generación, interconexión, trasmisión, distribución y  comercialización de energía.    

Parágrafo  3°. Para la declaratoria de zonas de protección patrimonial geológica y  paleontológica, se dará aplicación de los principios de coordinación,  concurrencia y subsidiariedad, previstos en el artículo 288 de la Constitución Política,  en concordancia con el artículo 2.2.5.10.7 del presente decreto.    

Parágrafo  4°. El patrimonio geológico y paleontológico que se localice al interior de las  áreas protegidas del Sistema Nacional de Áreas protegidas (SINAP) se conservará  de acuerdo con lo dispuesto en el parágrafo segundo del artículo 2.2.5.10.5 del  presente decreto.    

Artículo  2.2.5.10.1.4. Tenencia temporal de  bienes de interés geológico y paleontológico. Las personas naturales o jurídicas, que deseen ser  tenedores de bienes de interés geológico y paleontológico, deberán registrarlos  en el Inventario Nacional Geológico y Paleontológico del Servicio Geológico  Colombiano y solicitar a esta entidad la autorización para la tenencia temporal  de los mismos, que podrá ser otorgada hasta por diez (10) años prorrogables por  un plazo de igual duración, con la obligación de reportar cada dos años al  Servicio Geológico Colombiano las condiciones de conservación en los términos  que esta entidad establezca.    

La  autorización para tenencia temporal de estos bienes, incluye el compromiso  legal del tenedor de responder a su costa por la debida custodia, conservación,  salvaguarda y posible difusión científica del bien de interés geológico y  paleontológico de la Nación, y, deberán estar disponibles para el estudio por  la comunidad en los términos y condiciones que estime necesarios el Servicio  Geológico Colombiano.    

La tenencia  de los bienes de interés geológico y paleontológico que no se encuentren  registrados por el Servicio Geológico Colombiano, constituye causal de decomiso  en los términos del inciso 4 del artículo 3° de la Ley  397 modificado por el artículo 3° de la Ley 1185 de 2008, por lo que las  autoridades competentes deberán realizar las actividades necesarias para la  entrega de los mismos a dicha entidad, sin perjuicio de otras sanciones a las  que haya lugar.    

Parágrafo.  Las universidades colombianas debidamente  acreditadas por el Ministerio de Educación Nacional que cuenten con el programa  aprobado de geología, ingeniería geológica, geociencias o biología, así como  los centros de investigación geológica y paleontológica acreditados por Colciencias, podrán ejercer la tenencia indefinida de  bienes de interés geológico y paleontológico, tener colecciones de dichos  bienes, bajo su responsabilidad, obligándose a su conservación en condiciones  óptimas y disponibles para el estudio por la comunidad científica; previo  registro en el Inventario Nacional Geológico y Paleontológico.    

Artículo  2.2.5.10.1.5. Exportación temporal de  bienes de interés geológico y paleontológico para estudio y/o exhibición fuera  del país. Está prohibida la  exportación de cualquier bien de interés geológico y paleontológico, sin la  autorización previa del Servicio Geológico Colombiano.    

Toda  autorización de exportación temporal de bienes de interés geológico y  paleontológico deberá ser solicitada ante el Servicio Geológico Colombiano por  universidades colombianas y/o extranjeras, debidamente acreditadas por  autoridad competente, que cuenten con el programa aprobado de geología,  ingeniería geológica, geociencias o biología, centros de investigación geológica  y paleontológica acreditados por Colciencias, o a una  institución extranjera de investigación que tenga un acuerdo de cooperación  vigente con el Servicio Geológico Colombiano. Esta autorización podrá ser  solicitada por investigadores científicos adscritos a las entidades  relacionadas en el presente inciso.    

Las  autorizaciones de exportación temporal serán otorgadas hasta por un periodo de  tres (3) años prorrogables, con la obligación en todos los casos de devolver el  bien de interés al país.    

Para la  obtención de la autorización de exportación, se deberá suscribir un contrato de  comodato con el Servicio Geológico Colombiano en donde se deberá establecer,  como mínimo, el plazo de autorización, las obligaciones del solicitante, el  objeto de autorización y las garantías de cumplimiento de las obligaciones por  el valor tasado de acuerdo con la metodología establecida por el Servicio  Geológico Colombiano.    

Artículo  2.2.5.10.1.6. Control y seguimiento a  la exportación temporal de bienes de interés geológico y paleontológico. El Servicio Geológico Colombiano ejercerá el control y  seguimiento a los bienes de interés geológico y paleontológico que hayan sido  exportados temporalmente en los términos del artículo anterior. Para ello,  quienes hayan obtenido autorización de exportación temporal de bienes de  interés geológico y paleontológico deberán informar al Servicio Geológico  Colombiano el cumplimiento de las obligaciones establecidas en los términos,  mecanismos y condiciones establecidas en el respectivo contrato.    

Artículo  2.2.5.10.1.7. Convenios. El Servicio Geológico Colombiano podrá suscribir acuerdos  de cooperación con instituciones nacionales, extranjeras o multilaterales  debidamente acreditadas, con el fin de desarrollar proyectos científicos  geológicos y/o paleontológicos que posean como objeto propender por la gestión  integral del patrimonio geológico y paleontológico de la Nación, o el  establecimiento de geositios,  parques geológicos y/o zonas de protección patrimonial geológica y  paleontológica.    

Las  autoridades ambientales nacionales o regionales podrán participar en la firma  de estos convenios cuando los bienes o las áreas que se pretendan vincular a  los proyectos científicos geológicos y/o paleontológicos se encuentren  localizados en el interior de alguna de las áreas del Sistema Nacional de Áreas  Protegidas (SINAP) por ellas administradas.    

Artículo  2.2.5.10.1.8. Encuentro fortuito de  posibles bienes de interés geológico y paleontológico. Quien de manera fortuita encuentre posibles bienes de  interés geológico o paleontológico deberá dar aviso inmediato a las autoridades  locales y al Servicio Geológico Colombiano o la entidad que este autorice en un  plazo máximo de 24 horas siguientes al hallazgo.    

Recibida  la información por el Servicio Geológico Colombiano se iniciarán los estudios  técnicos y determinaciones de las medidas aplicables al posible bien de interés  geológico y paleontológico, de acuerdo con lo dispuesto en este capítulo, para  determinar si corresponde o no a un bien integrante del patrimonio geológico y  paleontológico, de conformidad con las valoraciones y la metodología que  establezca dicha entidad y, en cumplimiento a lo dispuesto en el artículo  2.2.5.10.1.2. del presente decreto.    

Artículo  2.2.5.10.1.9. Protección de los  posibles bienes de interés geológico y paleontológico y zonas de protección  geológica y paleontológica. En  toda clase de actividades mineras, de hidrocarburos y de generación,  interconexión, trasmisión, distribución y  comercialización de energía de movimiento de tierras para edificaciones o para  construcciones viales, así como en demoliciones de edificios, intervenciones de  obras civiles o de cualquier otra obra de naturaleza semejante, quedan a salvo  los derechos de la Nación sobre los posibles bienes de interés geológico y  paleontológico que puedan hallarse en el territorio nacional. Para estos casos,  el director, administrador o inmediato responsable de los trabajos dará cuenta  a la autoridad territorial y al Servicio Geológico Colombiano, del hallazgo de  un posible bien de interés geológico y paleontológico.    

Recibida  la información por el Servicio Geológico Colombiano se iniciarán los estudios  técnicos y determinaciones de las medidas aplicables de acuerdo con lo  dispuesto en este capítulo, para establecer si corresponde o no a un bien de  interés geológico y paleontológico, o a un geotopo o conjunto de geotopos, susceptibles de ser declarados como zona  de protección patrimonial geológica y paleontológica.    

El  Servicio Geológico Colombiano o la autoridad territorial competente concertarán  con el director, administrador o inmediato responsable de los trabajos antes  indicados la forma en la que se continuarán realizando las actividades, de tal  manera que se garantice la preservación del bien integrante del patrimonio  geológico y paleontológico.    

Cuando de  estos estudios se deduzca la existencia de posibles bienes de interés geológico  y paleontológico susceptibles de ser movilizados, el Servicio Geológico  Colombiano o la autoridad territorial competente promoverá una excavación de  emergencia para rescatarlos y conciliar la protección de los bienes con el buen  fin de la obra que motivó el hallazgo.    

Para los  efectos de este artículo, los trámites y determinaciones de las medidas  aplicables por el Servicio Geológico Colombiano para establecer si corresponde  o no a un bien de interés geológico y paleontológico, o a un geotopo o conjunto de geotopos, susceptibles de ser  declarados como zona de protección patrimonial geológica y paleontológica,  deberán efectuarse en los términos de los artículos 2.2.5.10.1.2. y 2.2.5.10.3  del presente decreto.    

Artículo  2.2.5.10.1.10. Autorización para  realizar obras en zonas de protección geológica y paleontológica. En desarrollo del literal (d) del artículo 5 de la Ley 45 de 1983, las  personas naturales o jurídicas, que deseen realizar obras en las zonas de protección  patrimonial geológica y paleontológica deberán solicitar la autorización  correspondiente ante el Servicio Geológico Colombiano, de conformidad con las  condiciones y términos que establezca dicha entidad.    

Cuando  dichas obras se pretendan realizar al interior del Sistema Nacional de Parques  Nacionales Naturales por personas naturales o jurídicas, se deberá tramitar y  obtener previamente la correspondiente licencia ambiental con el fin de  solicitar y contar con la autorización por parte del Servicio Geológico  Colombiano.    

Artículo  2.2.5.10.1.11. Movilización y/o  exhibición de bienes de interés geológico y paleontológico dentro del  territorio nacional. No podrán  movilizarse ni exhibirse los bienes de interés geológico y paleontológico sin  la autorización expresa del Servicio Geológico Colombiano sobre cada uno de  estos bienes.    

Las  condiciones y parámetros mínimos para la movilización y/o exhibición de los  bienes de interés geológico y paleontológico serán definidos por el Servicio  Geológico Colombiano.    

Las  universidades colombianas debidamente acreditadas por el Ministerio de  Educación Nacional que cuenten con el programa aprobado de geología, ingeniería  geológica, geociencias o biología, así como los centros de investigación  geológica y paleontológica acreditados por Colciencias,  tienen autorización para el desarrollo de las actividades previstas en el  presente artículo, siendo responsables de su conservación y registro en el  Inventario Nacional Geológico y Paleontológico.    

Artículo  2.2.5.10.1.12. Prohibición de  comercializar los bienes de interés paleontológico. Los bienes del patrimonio arqueológico y otros bienes  culturales que conforman la identidad nacional pertenecen a la Nación y son  inalienables, inembargables e imprescriptibles. Por tal motivo los bienes de  interés paleontológico registrados o no en el Inventario Nacional Geológico y  Paleontológico bajo la guarda del titular de una autorización de las que trata  este decreto, y aquellos que sean custodiados por terceros en calidad de tenedores  o poseedores, no podrán ser comercializados.    

SECCIÓN 2    

DE LAS ACTIVIDADES CIENTÍFICAS DE CARÁCTER PALEONTOLÓGICO    

Artículo  2.2.5.10.2.1. Actividades de excavación  e intervención de carácter paleontológico. Para adelantar una o algunas de las labores y actividades  que sustentan o acompañan la investigación científica paleontológica tales  como: colecta, extracción y excavación de restos paleontológicos, intervención  y aplicación de pruebas, ensayos y análisis especializados sobre bienes  extraídos, entre otras, se requerirá de la autorización para el desarrollo de  actividades de excavación e intervención de carácter paleontológico expedido  por el Servicio Geológico Colombiano.    

Las  universidades colombianas debidamente acreditadas por el Ministerio de  Educación Nacional que cuenten con el programa aprobado de geología, ingeniería  geológica, geociencias o biología, así como los centros de investigación geológica  y paleontológica acreditados por Colciencias, tienen  autorización para el desarrollo de las actividades previstas en el presente  artículo, estando obligadas a informar previamente la realización de la  actividad, así como los resultados generados, indicando los posibles bienes  encontrados y su posterior registro en el Inventario Nacional Geológico y  Paleontológico, garantizando en todo momento la protección integral de los  bienes de interés geológico y paleontológico encontrados.    

Cuando en el  desarrollo de actividades de excavación e intervención de carácter  paleontológico las universidades colombianas debidamente acreditadas por el  Ministerio de Educación Nacional que cuenten con el programa aprobado de  geología, ingeniería geológica, geociencias o biología, así como los centros de  investigación geológica y paleontológica, contraten el desarrollo de alguna de  las actividades indicadas a través de terceros, se requerirá de la autorización  de que trata este artículo.    

Las  autorizaciones para el desarrollo de actividades de excavación e intervención  de carácter paleontológico de las que trata el presente capítulo podrán  incluir, si corresponde, la autorización para la movilización dentro del  territorio nacional de los posibles bienes de interés geológico y  paleontológico objeto de estudio. En cualquier caso, el Servicio Geológico  Colombiano emitirá una comunicación en la que conste de manera expresa qué  bienes serán objeto de movilización y de qué forma se realizará.    

Parágrafo:  En los casos donde estas excavaciones e  intervención de carácter paleontológico se encuentren en áreas del Sistema de  Áreas Protegidas (SINAP), se deberá contar con la respectiva autorización de la  autoridad ambiental competente.    

Artículo  2.2.5.10.2.2. Finalidad de las  actividades de excavación e intervención de carácter paleontológico. Las actividades de excavación e intervención de carácter  paleontológico sobre posibles bienes y bienes de interés paleontológico de la  Nación tendrán como finalidad exclusiva la investigación científica, la  preservación, la docencia y la exhibición.    

Artículo  2.2.5.10.2.3. Custodia de Tipos.  Todos los ejemplares que sean clasificados  como “Tipos” hallados en  el territorio colombiano deberán entregarse al Museo Geológico del Servicio Geológico  Colombiano.    

El  Servicio Geológico Colombiano a solicitud del interesado podrá autorizar su  tenencia en un lugar diferente al Museo Geológico del Servicio Geológico  Colombiano, cuando previa verificación determine que se garantiza en todo momento  su conservación y acceso para estudio por la comunidad científica.    

Artículo 2.2.5.10.2.4. Otorgamiento de  autorizaciones para el desarrollo de actividades de excavación e intervención  de carácter paleontológico. El Servicio  Geológico Colombiano como autoridad competente otorgará la autorización para el  desarrollo de actividades de excavación e intervención paleontológica, siempre  que las mismas se encuentren en el marco de investigaciones científicas, la  preservación, la docencia y la exhibición y no se encuentren localizadas al  interior del Sistema Nacional de Áreas Protegidas (SINAP).    

Para el  desarrollo de tales actividades de carácter paleontológico se deberá solicitar  y obtener previamente la respectiva autorización, de conformidad con la regulación  que expida el Servicio Geológico Colombiano para tal fin.    

Las  universidades nacionales que no cuenten con programas relacionados con  geología, paleontología, ingeniería geológica, geociencias y biología, los  centros de investigación diferentes a los señalados en el artículo  2.2.5.10.2.1., los grupos de investigación, así como las instituciones de  investigación extranjera que pretendan realizar actividades de excavación e  intervención de carácter paleontológico deberán cumplir, entre otras, con las siguientes  condiciones:    

a) Contar  con líneas de investigación científica que contengan las diferentes temáticas o  campos de investigación asociados a las actividades científicas de carácter  paleontológico;    

b) Contar con  una dependencia o persona responsable de la administración de dichas líneas de  investigación científica;    

c)  Encontrarse debidamente acreditadas por el Ministerio de Educación Nacional, y  sus líneas de investigación debidamente aprobadas y reconocidas dentro de la  institución;    

d) En el  caso de instituciones de investigación extranjeras, estar debidamente  acreditadas y contar con amplio reconocimiento en la investigación geológica  y/o paleontológica.    

Parágrafo  1°. Excepcionalmente, el Servicio Geológico  Colombiano podrá conceder autorización a investigadores científicos para el  desarrollo de actividades de excavación e intervención de carácter  paleontológico, bajo las condiciones científicas y técnicas que para tal fin  establezca la entidad.    

Parágrafo  2°. Cuando se trate del otorgamiento de  autorización para el desarrollo de actividades de excavación e intervención de  carácter paleontológico y que se proyecten de manera total o parcialmente  dichas actividades al interior de un área en la que se adelanten actividades  mineras, de hidrocarburos y de generación, interconexión, trasmisión,  distribución y comercialización de energía, el Servicio Geológico Colombiano deberá  tener en cuenta las observaciones, recomendaciones y conclusiones presentadas  en el informe emitido por parte del Ministerio de Minas y Energía en los  términos de los artículos 2.2.5.10.1.2. y 2.2.5.10.1.3 del presente decreto  para la toma de la decisión correspondiente.    

Artículo  2.2.5.10.2.5. Investigadores  extranjeros. Los  investigadores científicos extranjeros que pretendan adelantar actividades de  excavación e intervención de carácter paleontológico con fines exclusivos de  investigación científica deberán estar vinculados a una institución nacional o  extranjera de investigación debidamente acreditada o a una institución  extranjera que tenga un acuerdo de cooperación vigente con el Servicio  Geológico Colombiano o con una institución nacional de investigación que cuente  con dicha autorización.    

Artículo  2.2.5.10.2.6. Obligaciones del titular  de la autorización para el desarrollo de actividades de excavación e  intervención de carácter paleontológico. Sin perjuicio de las obligaciones específicas que se  establecen en cada autorización, quienes sean titulares de una autorización  para el desarrollo de actividades de excavación e intervención de carácter  paleontológico, y las universidades y centros de investigación autorizados,  deberán cumplir para el proyecto de investigación con las obligaciones que  determine el Servicio Geológico Colombiano.    

Artículo  2.2.5.10.2.7. Vigencia de las  autorizaciones para el desarrollo de actividades de excavación e intervención  de carácter paleontológico.    

Las autorizaciones  para el desarrollo de actividades de excavación e intervención de carácter  paleontológico, según las labores o actividades por desarrollar, podrán  otorgarse por un término de hasta cinco (5) años prorrogables dependiendo de la  naturaleza del yacimiento, de conformidad con la solicitud y necesidad del  peticionario.    

Artículo  2.2.5.10.2.8. Cesión de la  autorización para el desarrollo de actividades de excavación e intervención de  carácter paleontológico. La  autorización para el desarrollo de actividades de excavación e intervención de  carácter paleontológico podrá cederse, previa autorización expresa del Servicio  Geológico Colombiano.    

Artículo  2.2.5.10.2.9. Modificación o ajustes  de la autorización para el desarrollo de actividades de excavación e  intervención de carácter paleontológico. El Servicio Geológico Colombiano podrá solicitar al  titular de la autorización modificar los límites concedidos en la autorización  correspondiente, por considerar que las actividades de excavación e  intervención de carácter paleontológico en desarrollo puedan afectar  negativamente tanto otros bienes constitutivos de patrimonio geológico y  paleontológico de la Nación.    

Así mismo,  el titular de la autorización podrá solicitar ajustes al Servicio Geológico  Colombiano para la inclusión de otros lugares de interés dentro del proyecto de  investigación, para lo cual deberá tramitar la modificación.    

Artículo  2.2.5.10.2.10. Suspensión  o terminación de la autorización para el desarrollo de excavación e  intervención de carácter paleontológico. El Servicio Geológico  Colombiano podrá, mediante resolución motivada en conceptos técnico, científico  y/o jurídico, suspender o terminar la autorización para el desarrollo de  actividades de excavación e intervención de carácter paleontológico, cuando las  condiciones y exigencias establecidas en el mismo no se estén cumpliendo a  cabalidad, para lo cual se surtirán los procedimientos requeridos para  garantizar el debido proceso y el derecho de defensa, de conformidad con el  procedimiento administrativo sancionatorio definido  en el Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso  Administrativo, o aquella disposición que lo sustituya o modifique.    

Artículo 2.2.5.10.2.11. Consulta  previa. En caso de que la ejecución de las actividades de excavación e  intervención de carácter paleontológico requiera surtir el procedimiento de  consulta previa, el titular de la autorización será el único responsable de  adelantarla de conformidad con los lineamientos y directrices establecidos por  el Ministerio del Interior.    

El  cumplimiento de dicho requisito es obligatorio, previo al inicio de la ejecución  de las actividades del proyecto, y deberá ser reportado al Servicio Geológico  Colombiano.    

Artículo  2.2.5.10.2.12. Control y seguimiento  de las autorizaciones para el desarrollo de actividades de excavación e  intervención de carácter paleontológico. El Servicio Geológico Colombiano ejercerá el control y  seguimiento a las autorizaciones para el desarrollo de actividades de  excavación e intervención de carácter paleontológico otorgados. Para ello,  quienes hayan obtenido la autorización para el desarrollo de actividades de  excavación e intervención de carácter paleontológico deberán informar en forma  permanente al Servicio Geológico Colombiano el cumplimiento de las condiciones  establecidas en la respectiva autorización para efectos de su control y seguimiento.    

Artículo  2.2.5.10.2.13. Trámite en línea. El Servicio Geológico Colombiano establecerá los  mecanismos y procedimientos en línea para adelantar los trámites contenidos en  el presente capítulo, sin perjuicio de que los ciudadanos puedan presentarlos  de forma presencial en las oficinas del Servicio Geológico, de acuerdo con lo  establecido en la Ley 1437 de 2011.    

TÍTULO VI    

Nota 1: Título VI adicionado por el Decreto 2253 de 2017,  artículo 1º.    

Nota 2: Ver Resolución  135 de 2018, ANM.    

DEL INCENTIVO A LAS INVERSIONES EN HIDROCARBUROS Y  MINERÍA    

CAPÍTULO 1    

Disposiciones generales    

Artículo  2.2.6.1.1. Objeto. Establecer los parámetros y lineamientos para el  otorgamiento del incentivo al incremento de las inversiones en exploración y  explotación de hidrocarburos y minerales a través de Certificados de Reembolso  Tributario (CERT) de que trata el Artículo 365 de la Ley 1819 de 2016.    

Las  inversiones en el sector de hidrocarburos que darán lugar al otorgamiento del CERT  serán exclusivamente aquellas que tengan por objeto el descubrimiento de nuevas  reservas de hidrocarburos, la adición de reservas probadas o la incorporación  de nuevas reservas recuperables, ya sea mediante actividades de exploración o  mediante actividades dirigidas al aumento del factor de recobro en proyectos de  cuencas en tierra firme, incluidas en este último caso las respectivas pruebas  piloto.    

En el sector  de minería, las inversiones que podrán acceder al incentivo son las que tienen  como objeto mantener o incrementar la producción de los proyectos actuales,  acelerar los proyectos que están en transición (de construcción y montaje a  explotación) e incrementar los proyectos de exploración minera.    

Artículo  2.2.6.1.2. Ámbito de aplicación. El presente decreto  aplica a las empresas que en su condición de Operador sean titulares de  Contratos de Asociación suscritos por Ecopetrol;  Contratos de Exploración y Producción de Hidrocarburos, E&P;  Convenios de Exploración y/o Explotación de Hidrocarburos vigentes, o cualquier  otra modalidad de contrato para la exploración y producción de hidrocarburos  suscrito por el Estado y a los titulares mineros que incrementen sus  inversiones en las actividades mencionadas en el artículo 365 de la Ley 1819 de 2016,  siempre que cumplan con los requisitos establecidos en la ley y el reglamento.    

Artículo  2.2.6.1.3. Características generales  del Certificado de Reembolso Tributario (CERT). El Certificado de Reembolso Tributario o CERT, que será  otorgado a aquellos contribuyentes que incrementen las inversiones de acuerdo  con lo estipulado en el presente decreto, corresponderá a un monto derivado de  un porcentaje sobre valor del incremento de las inversiones, será un ingreso no  constitutivo de renta ni ganancia ocasional para quien lo percibe o adquiere,  podrá ser utilizado para el pago de impuestos de carácter nacional  administrados por la DIAN, será libremente negociable en el mercado de valores  secundario, divisible y su redención solo podrá realizarse desde el año dos  hasta el año cinco, contados a partir de la fecha en que fue otorgado.    

Artículo  2.2.6.1.4. Definición del cupo y acto  administrativo de apertura. El Ministerio  de Hacienda y Crédito Público definirá anualmente el cupo del CERT que podrá  ser otorgado de conformidad con los términos del presente decreto.    

Una vez se  conozca el cupo definido, el Ministerio de Minas y Energía expedirá un acto  administrativo que establecerá el monto correspondiente del cupo que le  corresponde a hidrocarburos y a minería.    

En el caso  de hidrocarburos también se definirá cuánto se distribuirá para proyectos de  exploración y para proyectos de aumento de factor de recobro, mientras que en  minería se establecerá cuánto corresponderá para proyectos de exploración,  construcción y montaje y explotación por mineral.    

La Agencia  Nacional de Hidrocarburos (ANH) y la Agencia Nacional de Minería (ANM),  mediante resolución, implementarán todos los trámites necesarios para otorgar  el incentivo CERT descrito en el presente decreto.    

La ANM y  la ANH deberán controlar el monto de CERT expedido frente al cupo de CERT  asignado a minería y a hidrocarburos respectivamente y serán responsables de la  veracidad de la información incluida en los informes de que trata el artículo  2.2.6.3.1. del presente decreto.    

Nota, artículo 2.2.6.1.4: Ver Resolución  108 de 2018, ANH. Ver Resolución  860 de 2018, M. de Hacienda.    

CAPÍTULO 2    

Disposiciones especiales    

Artículo  2.2.6.2.1. Limitación para el  otorgamiento del CERT. No serán  sujetos del incentivo CERT los siguientes montos de inversión:    

1. Los  montos de inversión de los proyectos de los contratos en fase de exploración de  hidrocarburos que se encuentren con un procedimiento de incumplimiento en  curso.    

2. Los  montos de inversión de los proyectos que sean desarrollados por personas  jurídicas en el territorio nacional en las que las tarifas aplicables de  impuesto sobre la renta y complementarios sean inferiores al 25%, tales como  zonas francas costa afuera.    

3. Los montos  de inversión en las actividades orientadas al incremento de la producción y  reservas, que se encuentren dentro de las obligaciones acordadas en los  Contratos o Proyectos de Producción Incremental vigentes.    

Artículo  2.2.6.2.2. Inversiones en el sector  hidrocarburos. Para  efectos del beneficio del CERT, se entenderán por inversiones incrementales en  el sector de hidrocarburos la disposición de recursos financieros para el  desarrollo de las siguientes actividades: (i) Perforación de pozos; (ii) Adquisición, procesamiento e  interpretación sísmica; (iii)  Compra o alquiler de equipos para la inyección de fluidos líquidos o gaseosos  para los Proyectos de Aumento del Factor de Recobro e insumos exclusivamente  para proyectos EOR (Inyección continua de vapor, CEOR “Chemical  Enhanced Oil Recovery”,  o Combustión In Situ), que serán valorados mediante el acto administrativo que  reglamenta la presentación de información para aplicar al incentivo; (iv) Compra e instalación de  equipos para el tratamiento de fluidos; (v) Infraestructura para el  almacenamiento y transporte de la producción incremental.    

Lo  anterior, ya sea que se realice directamente por el Operador o a través de  este, por sus asociados en los casos de Uniones Temporales o Consorcios, con el  fin de obtener nuevas reservas de hidrocarburos, la adición de reservas  probadas o la incorporación de nuevas reservas recuperables, mediante  actividades de exploración, o mediante actividades dirigidas al aumento del  factor de recobro en proyectos de cuencas en tierra firme, incluidas en este  último caso las respectivas pruebas piloto.    

Artículo  2.2.6.2.3. Requisitos de presentación  de los proyectos de los contratos petroleros en fase de exploración y proyectos  de los campos comerciales. Para  efectos del otorgamiento del CERT, los interesados deberán presentar una  solicitud a la ANH entre el 1 de agosto y el 30 de septiembre del año anterior  a la realización de las inversiones que darían derecho a la obtención del CERT  con el cumplimiento de los siguientes requisitos y demás criterios y parámetros  establecidos en el presente decreto, de acuerdo con el tipo de proyecto a  desarrollar:    

1. Proyectos de Exploración. El Operador deberá presentar  comunicación escrita a la ANH que contenga la propuesta con la cual pretende  que se le otorgue el incentivo del CERT para cada contrato en fase de  exploración, la cual debe incluir las inversiones incrementales asociadas a  pozos exploratorios A3/A2/A1 y sísmica 2D equivalente (2D o 3D con su equivalencia a 2D, factor de equivalencia 1,6 km  de sísmica 2D = 1 km2 de sísmica 3D), así como los  recursos prospectivos estimados.    

Las propuestas contendrán además de la información técnica para calificarlas,  el monto de la inversión en pesos colombianos para los dos años siguientes,  diferenciando la inversión año por año de las inversiones incrementales del  contrato en fase de exploración que se presenta y el monto en pesos colombianos  del incentivo del CERT que se solicita. Así mismo, se debe presentar el  porcentaje base del CERT solicitado para cada contrato en fase de exploración a  realizar en el año de inversión, que se calcula de la siguiente manera:    

         

Donde:    

        

es el Porcentaje Base del CERT   

es el monto del CERT solicitado para el contrato en fase de    exploración c en el año t de inversión.   

es el monto de las inversiones incrementales del contrato en    fase de exploración c.      

2. Proyectos de aumento del Factor de Recobro. El Operador deberá  presentar comunicación escrita a la ANH que contenga la propuesta e identifique  cada uno de los proyectos con un nivel de agregación por cada campo comercial.    

Para estos  efectos, indicará en cada proyecto las actividades propuestas para alcanzar los  volúmenes de reservas probadas y producción objetivos, el estimado de inversión  y la clasificación actual de tales volúmenes (Reservas Probables, Posibles o  Recursos Contingentes).    

Lo  dispuesto en el inciso anterior aplicará para el primer año de desarrollo del  proceso, junto con la información consignada en el más reciente Informe de  Recursos y Reservas con el que cuente la ANH. Para los años siguientes, la ANH  tomará solamente la información consignada en el más reciente Informe de  Recursos y Reservas (IRR).    

Para los  efectos aquí previstos, el Operador presentará para cada campo comercial los  proyectos a realizar, en los formatos que para el efecto apruebe y comunique  mediante acto administrativo la ANH.    

Las  propuestas contendrán además de la información técnica necesaria para establecer  su orden de elegibilidad, el monto de inversión incremental en pesos  colombianos a realizar en cada uno de los años por los que se está solicitando  el incentivo CERT, así como el monto del incentivo del CERT que se solicita  para cada año. Así mismo, se debe incluir el porcentaje base del CERT  solicitado para cada campo comercial en cada año de inversión, que debe  resultar de la división del monto del CERT solicitado en pesos para cada campo  comercial por el respectivo monto de las inversiones incrementales de ese mismo  campo comercial.    

Si se  requiere información complementaria, de aclaración o de corrección, la ANH la  requerirá al Operador, dentro de los diez (10) días calendario siguientes a la  fecha de presentación de la solicitud, para lo cual, el solicitante contará con  un plazo máximo de un (1) mes para completar la información, en los términos  del artículo 17 de la Ley 1437 de 2011.    

Dentro de  los quince (15) días hábiles siguientes a la presentación de la solicitud o al  día en que se allegue la información faltante, en caso de requerimiento, la ANH  comunicará al interesado si su solicitud ha sido o no aprobada mediante  comunicación escrita enviada a la dirección registrada en la solicitud.    

Parágrafo  transitorio. Para la vigencia 2018, la solicitud de que  trata el presente artículo podrá ser presentada dentro del mes siguiente a la  publicación de la reglamentación que expida la ANH. Los términos para su  evaluación serán los contenidos en el presente artículo y en la reglamentación  que para el efecto expida la ANH.    

Artículo  2.2.6.2.4. Criterios para revisión de  las variables a cumplir en la distribución inicial del CERT disponible. Para efectos del otorgamiento del CERT a las inversiones  del sector de hidrocarburos, los interesados deberán tener en cuenta los  siguientes criterios y parámetros en la presentación de las solicitudes:    

1. Proyectos de Exploración. Estos proyectos deberán cumplir con  los siguientes parámetros de presentación:    

a) Las  actividades propuestas deben ser ejecutadas dentro del área en exploración del  respectivo Contrato en fase de exploración, y deben corresponder a:    

i)  Perforación de pozos exploratorios adicionales, dentro de los cuales tendrán  una mayor valoración los del tipo A3.    

ii) Adquisición  de sísmica 2D equivalente.    

b) El  valor de la inversión asociada a las Actividades Incrementales presentadas por  el Operador, será considerado conforme a los valores definidos en las normas  expedidas por la ANH.    

Si el  Operador considera viable la anticipación de actividades cuya ejecución se  encuentra programada para los próximos dos (2) años, podrán ser incluidas en la  propuesta. Estas inversiones serán valoradas contra la inversión pactada y el  tiempo de anticipo con respecto al cronograma propuesto en el respectivo  Contrato en fase de exploración.    

c)  Asimismo, deberá adjuntar cronograma de ejecución de las Actividades  Incrementales propuestas, indicando las fechas de inicio y finalización de cada  una. El tiempo mínimo de adelanto considerado será de seis meses a partir de la  fecha reportada en el cronograma de ejecución de actividades aprobado para la  fase exploratoria en curso.    

d) El  operador deberá adjuntar, junto con su propuesta, un Informe de Recursos  Prospectivos debidamente certificado por la Compañía con el soporte técnico  correspondiente, cumpliendo los lineamientos del PRMS (Petroleum Resources  Management System)  vigente. Lo anterior aplicará para el primer año, para las vigencias  posteriores se tomará la información consignada en el Informe de Recursos y  Reservas (IRR) reportado a la ANH anualmente.    

e) Si se  trata de un contratista plural, el Operador deberá allegar comunicación escrita  mediante la cual cada una de las empresas que componen el Contratista expresen  su conformidad con la propuesta presentada a la ANH.    

Podrán  optar por el incentivo aquellas empresas titulares de Contratos en los términos  y bajo las condiciones de este Decreto, incluso los que se celebren con la ANH  como resultado de procedimientos competitivos o de asignación directa  desarrollados en aplicación de las normas expedidas por la ANH.    

2. Proyectos de aumento del factor de recobro de cuencas en tierra  firme. Estos proyectos deberán cumplir con la documentación e  información requerida en el numeral 2 del Artículo 2.2.6.2.6 de este decreto.    

Artículo  2.2.6.2.5. Distribución inicial del  CERT para proyectos de más de un año continuo de inversión. Con el fin de participar en la distribución inicial anual  del incentivo CERT, se podrán presentar proyectos de inversiones incrementales  con ejecución de inversiones de hasta cuatro años, sin perjuicio que el  Gobierno nacional implemente de nuevo el incentivo en los términos del artículo  365 de Ley 1819 de 2016.    

Para efectos  de la distribución anual del beneficio CERT entre todos los contratos que se  presenten anualmente, el cupo anual establecido deberá afectarse con los montos  del beneficio CERT distribuidos en años anteriores a los proyectos de más de un  año de ejecución de inversiones, de modo tal que la disponibilidad para la  distribución que se haga en cada año subsiguiente del cupo del CERT  corresponderá a la resta entre el cupo anual del CERT determinado y los montos  comprometidos en años anteriores para proyectos de más de un año.    

Artículo  2.2.6.2.6. Parámetros del Orden de  Elegibilidad para la distribución del CERT de los contratos en fase de  exploración y de los campos comerciales. La ANH puntuará los contratos en fase de exploración de  hidrocarburos, o los campos comerciales presentados para efectos de la  distribución de la disponibilidad del CERT, con el fin de obtener su orden de  elegibilidad, de acuerdo con las variables que a continuación se establecen,  los cuales serán determinados en forma agregada por contrato de hidrocarburos o  agregada por campo comercial.    

Si se  presenta más de un proyecto para un mismo contrato en fase de exploración de  hidrocarburos o para un mismo campo comercial, la puntuación del contrato en  fase de exploración de hidrocarburos o del campo comercial se obtiene de la  suma de cada uno de los proyectos presentados para ese contrato en fase de  exploración de hidrocarburos o ese campo comercial.    

El orden  de elegibilidad inicial será determinado por la ANH con base en los puntajes  asignados, organizados de mayor a menor puntaje. La distribución inicial del  CERT se obtendrá después de aplicar el trámite que se establece en el presente  artículo.    

En  aquellos casos que se presenten, para contratos en fase de exploración o para  campos comerciales, inversiones incrementales a ejecutar en forma continua  hasta por máximo cuatro años, contados a partir del primer proceso que se  realice para distribución inicial del CERT, se debe indicar la cantidad, valor  o monto de cada uno de los siguientes criterios en valores corrientes o  nominales de cada año, y se deberá incluir para efectos de establecer el orden  de elegibilidad de los contratos en fase de exploración o de los campos  comerciales, el valor presente de dichos valores, calculado con referencia al  año en que se desarrolla el proceso de distribución inicial del CERT, con una  tasa de descuento anual del diez por ciento (10%).    

La  puntuación de los contratos se hará de conformidad con el siguiente trámite:    

1. Proyectos de contratos en fase de exploración. La distribución  inicial del incentivo CERT se realizará de conformidad con la puntuación que se  obtiene de la evaluación realizada por la ANH de las siguientes variables:  actividades incrementales propuestas, adelanto de actividades exploratorias,  inversiones incrementales de acuerdo con los siguientes puntajes:    

a) Mayor  monto total de inversiones incrementales: Se le otorgará 20 puntos al  ganador.    

b) Mayor  adelanto de inversiones (pozos exploratorios del tipo A3,  A2 o adquisición de sísmica 2D  equivalente): El tiempo mínimo a considerar para el adelanto de las  inversiones será de seis meses, a partir de la fecha reportada en el cronograma  de ejecución de actividades aprobado y el monto a considerar como inversión  adelantada, corresponde a la diferencia entre el valor pactado para la  actividad en el programa exploratorio y el valor presente neto de la inversión  a la fecha de ejecución, con una tasa de descuento anual del diez por ciento.  Se le otorgarán 10 puntos al ganador.    

c) Mayor  número de pozos exploratorios adicionales perforados: Se le otorgarán 15  puntos por el mayor número de pozos tipo A3 al  ganador, 7 puntos al mayor número de Pozos tipo A2 y  3 puntos por el mayor número de pozos tipo A1.    

d) Mayor  cantidad de adquisición de sísmica 2D equivalente: Se  le otorgarán 10 puntos al ganador.    

e) Barriles  prospectivos por pesos colombianos de inversión: Es la relación entre el  volumen de barriles equivalentes prospectivos de hidrocarburos esperados sobre  la inversión incremental propuesta. Se le otorgarán 20 puntos a quien presente  el índice más alto.    

f) Menor porcentaje del CERT solicitado: Corresponde al porcentaje  base del CERT solicitado. Se le otorgarán 25 puntos a quien presente el índice  más bajo.    

Para aquellos proyectos que no obtengan el puntaje máximo, el  puntaje en las variables a), b), c), d) y e) se obtendrá con la siguiente  fórmula:    

         

Donde:    

        

Puntaje del contrato de exploración por cada variable de los    anteriores literales.   

Puntaje máximo otorgado en cada uno de los literales.   

Cantidad de cada variable para los contratos en fase de    exploración presentados.   

Mayor cantidad de cada variable para los contratos en fase de    exploración presentados.      

Para aquellos proyectos que no obtengan el puntaje máximo, el  puntaje en la variable f) se obtendrá con la siguiente fórmula:    

         

Los  puntajes para cada criterio se sumarán y se otorgará el puntaje final total,  que en todo caso no puede superar el máximo de 100 puntos.    

2. Proyectos que incrementen el Factor de Recobro. La  distribución inicial del incentivo CERT se realizará por parte de la ANH de  conformidad con la puntuación que se obtiene aplicando las siguientes  variables, a partir de la sumatoria de los proyectos correspondientes a cada  campo comercial:    

a) Mayor  volumen de producción anual de reservas adicionadas, en cada año por el  proyecto, en barriles equivalentes por año: se le otorgarán 25 puntos al  máximo.    

b) Mayor  volumen de reservas probadas a adicionar, en barriles equivalentes: se le  otorgarán 25 puntos al máximo.    

c) Mayor  nivel de inversiones incrementales, en millones de pesos colombianos por año:  se le otorgarán 25 puntos al máximo.    

d) Menor  porcentaje del CERT solicitado ($ pesos de incentivo CERT / $ pesos de  inversión total incremental): se le otorgarán 25 puntos al máximo.    

Para  aquellos proyectos que no obtengan el puntaje máximo, el puntaje en las  variables a), b) y c) se obtendrá con la siguiente fórmula:    

         

Para aquellos proyectos que no obtengan el puntaje máximo, el  puntaje de la variable d), se obtendrá con la siguiente fórmula:    

         

Los  puntajes para cada criterio se sumarán y se otorgará el puntaje final total,  que en todo caso no puede superar el máximo de 100 puntos.    

Una vez se  puntúen los contratos en fase de exploración o campos comerciales presentados,  se organizarán de mayor a menor puntaje y se hará la distribución inicial hasta  el cupo CERT disponible.    

Artículo  2.2.6.2.7. Ajuste del porcentaje base  del CERT. La ANH, ajustará el  porcentaje base del CERT de los contratos cada año, a partir del cual se  distribuirán inicialmente los montos disponibles del CERT a los contratos en  fase de exploración de hidrocarburos o campos comerciales elegibles que, para  el año de ejecución, previamente han sido beneficiados en la distribución  inicial en procesos desarrollados en años anteriores.    

Para estos  efectos calculará un factor multiplicador (FMt)  que resulta del promedio aritmético diario de los seis meses calendario  inmediatamente anteriores al mes del acto administrativo de apertura del precio  BRENT.    

Una vez calculado el factor multiplicador, se procederá al  cálculo del porcentaje base del CERT ajustado para cada contrato, así:    

         

Inciso 4º modificado por el Decreto 1262 de 2018,  artículo 1º. Dicho Factor  Multiplicador depende del nivel internacional de precios del petróleo crudo,  que variará en función de un rango que tomará como valor mínimo y máximo  aquellos que sean fijados anualmente por el Ministerio de Hacienda y Crédito  Público y el Ministerio de Minas y Energía. En caso de que el precio promedio  BRENT sea inferior al valor mínimo del rango o sea superior al valor máximo del  rango, de acuerdo con los valores que anualmente determine el Ministerio de  Minas y Energía, dicho factor será igual a cero (0). Para los proyectos de más  de un (1) año de ejecución, el rango de precios fijado para obtener el Factor  Multiplicador será el mismo que se usó en la distribución inicial de CERT del  año en que fueron presentados.    

Texto  inicial del inciso 4º: “Dicho  Factor de Ajuste depende del nivel internacional de precios del petróleo crudo,  que variará en función de un rango que tomará como valor mínimo y máximo aquellos  que sean fijados anualmente por el Ministerio de Hacienda y Crédito Público y  el Ministerio de Minas y Energía. En caso de que el precio promedio BRENT sea  inferior al valor mínimo del rango o sea superior al valor máximo del rango, de  acuerdo con los valores que anualmente determine el Ministerio de Minas y  Energía, dicho factor será igual a cero (0). En este caso, para los proyectos  de más de un año de ejecución, el Factor de Ajuste será el mismo que se usó en  la distribución inicial de CERT del año en que fueron presentados.”.    

Parágrafo.  Para efectos de lo anterior, se utilizará el Precio Promedio del BRENT, con  base en la base de datos Spot Price FOB, tomada del  “US Energy Information  Administration, EIA”.    

Nota, artículo 2.2.6.2.7: Ver Resolución  4-0341 de 2019. Ver Resolución  4-0285 de 2018, M. de Minas.    

Artículo 2.2.6.2.8.  Ajuste del monto del CERT. En caso de que el precio BRENT de referencia varíe  respecto al usado en el año en que se recibió la distribución inicial, para proyectos  de más de un año, el monto del CERT para cada año siguiente corresponderá a  aquel que resulte del recálculo del Factor Multiplicador FMt, según lo dispuesto en el  artículo 2.2.6.2.7 del presente decreto.    

Si dicho  Factor Multiplicador FMt se reduce respecto del  inicialmente utilizado, el Porcentaje Base del CERT será recalculado para las  inversiones del año de inversión t de estos contratos de hidrocarburos en fase  de exploración o de los campos comerciales. Si el Factor de Ajuste FMt resulta superior al usado en el año de la distribución  inicial, el Factor de Ajuste FMt de estos proyectos se  mantendrá igual al obtenido para la distribución inicial del CERT.    

El monto  ajustado del CERT (CERTajust,jt) será  calculado por la ANH de acuerdo con la siguiente fórmula:    

Donde:    

         

PBACERT,jt: Porcentaje base del CERT en el año de inversión t de  acuerdo con lo establecido en el artículo 2.2.6.2.3.    

IPjt: Monto de las inversiones incrementales realizadas en el  año de inversión t en los contratos de exploración o campos comerciales.    

Artículo  2.2.6.2.9. Distribución inicial del  CERT. Una vez determinado el orden de  elegibilidad de acuerdo con el artículo 2.2.6.2.6, la ANH procederá a  determinar la distribución inicial del CERT de acuerdo con el siguiente  trámite:    

1.  Anualmente la ANH, mediante resolución, determinará el Factor de Eficiencia  Mínimo que tendrá en cuenta la relación de beneficio costo del CERT de acuerdo  con el impuesto a la renta esperado de las inversiones incrementales que dieron  lugar al otorgamiento del CERT.    

2.  Calcular el Factor de Eficiencia (FE) de cada contrato de exploración y de cada  campo comercial, el cual resulta de la división del monto ajustado del CERT  solicitado en pesos colombianos por el número de barriles que se esperan  clasificar como barriles prospectivos en contratos de exploración, o aumento de  reservas recuperables o reservas probadas (RP1) en campos comerciales con  aumento de factor de recobro, por efecto de las inversiones incrementales.    

Lo anterior se obtiene de la aplicación de la siguiente fórmula:    

         

3. Obtener  el Factor de Eficiencia Agregada (FEagregada)  de los contratos de hidrocarburos en fase de exploración o de los campos  comerciales, incluidos en la selección del orden de elegibilidad inicial. Dicho  factor resulta de la división del monto total del CERT de los proyectos  seleccionados en el orden de elegibilidad inicial, entre la cantidad total  estimada de barriles prospectivos en el caso de los contratos en fase de  exploración o barriles de reserva a adicionar como reserva recuperable.    

4. Si el  Factor de Eficiencia Agregada obtenido en la forma anterior es superior al  Factor de Eficiencia mínimo, se excluirá del orden de elegibilidad inicial  seleccionado, el contrato en fase de exploración o el campo comercial que haya  presentado el más alto valor de factor de Eficiencia FE.    

5. A  partir de lo anterior y con el fin de redistribuir el monto del CERT del  contrato o del proyecto excluido en el paso anterior, se incluirá en el orden  de elegibilidad inicial seleccionado el siguiente proyecto del orden de  elegibilidad inicial que no resultó seleccionado.    

6. Se  procede a calcular el Factor de Eficiencia agregada con el orden de  elegibilidad seleccionado y si este resulta inferior al Factor de Eficiencia  Mínima FEmin,  se le distribuirá a este contrato en fase de exploración o campo comercial el  monto del CERT del contrato o campo comercial excluido.    

7. En el caso en que el monto CERT solicitado por el contrato en  fase de exploración o campo comercial incluido en la selección del orden de  elegibilidad, de acuerdo con el numeral 4 anterior, sea superior al monto CERT  del contrato de hidrocarburos o campo comercial excluido de acuerdo con el  numeral 3 anterior, la distribución inicial del CERT de este contrato de  hidrocarburos o campo comercial corresponderá como máximo al monto del CERT  disponible remanente.    

8. En el  caso en que el monto CERT solicitado por el contrato en fase de exploración o  campo comercial incluido en la selección del orden de elegibilidad, de acuerdo  con el numeral 4 anterior, sea inferior al monto CERT del contrato en fase de  exploración de hidrocarburos o campo comercial excluido, de acuerdo con el  numeral 3 anterior, se procederá a seguir con el mismo trámite en los numerales  anteriores hasta poder realizar la distribución total del cupo CERT.    

9. Si después  de realizar el trámite establecido en los numerales anteriores, no se logra  obtener un Factor de Eficiencia Agregada igual o inferior al Factor de  Eficiencia Mínima para la distribución inicial total o parcial del cupo del  CERT, se excluirá el segundo contrato en fase de exploración o el campo  comercial que haya presentado el siguiente valor más alto del Factor de  Eficiencia FE y se volverá a realizar el trámite del numeral 3 anterior y  siguientes hasta lograr que el Factor de Eficiencia Agregada sea inferior al  Factor de Eficiencia Mínima.    

10. Si  después de efectuado todo lo anterior hay solamente una distribución inicial de  una parte del cupo CERT, el cupo CERT restante no será distribuido.    

Al último  contrato de hidrocarburos en fase de exploración o campo comercial seleccionado  con el que se alcance la igualdad del monto ajustado agregado solicitado del  CERT con el monto del CERT disponible para el proceso, se le distribuirá el  incentivo de acuerdo con el saldo que iguale al monto CERT disponible, y por  ello se recalculará el Porcentaje Base Ajustado de dicho contrato en fase de  exploración de hidrocarburos o campo comercial.    

Este  trámite será llevado a cabo por parte de la ANH y los resultados serán  informados a los interesados a través de acto administrativo a más tardar en  los primeros cinco (5) días hábiles del mes de diciembre del año anterior al  que se realizan las inversiones.    

Artículo  2.2.6.2.10. Distribución final del  CERT. En el mes de abril del año siguiente al año  en que se realiza la inversión incremental, la ANH determinará el monto del  CERT que se le otorgará a los operadores de los contratos en fase de  exploración de hidrocarburos o de los campos comerciales que certificaron las  inversiones incrementales realizadas en el año anterior, de acuerdo con el  siguiente trámite:    

1. Las  empresas remitirán a la ANH las comunicaciones de los Revisores Fiscales de  cada empresa operadora, en la que se certifique para cada contrato en fase de  exploración de hidrocarburos o campo comercial, el monto de las inversiones  incrementales realizadas en el año de ejecución. Para la radicación de la  comunicación anterior, se tendrá como plazo máximo el 31 de marzo del año  siguiente en el que se realizan las inversiones incrementales.    

2. Para cada contrato en fase de exploración de hidrocarburos o  campo comercial que cuente con distribución inicial del incentivo CERT, la ANH  obtendrá el CERT a otorgar (CERTojt) multiplicando el  monto certificado para cada año de inversiones incrementales (ICjt) por  el Porcentaje Base Ajustado del CERT (PBACERT,jt) del contrato  en fase de exploración de hidrocarburos o del campo comercial.    

         

Si las inversiones  incrementales certificadas para el contrato de exploración o campo comercial en  el año (ICjt)  son superiores a las inicialmente presentadas para ejecución en ese año (IPjt), el  monto por el cual se multiplicará el Porcentaje Base Ajustado del CERT del  contrato de exploración o campo comercial, será el monto de inversiones  presentado IPjt,  de acuerdo con el artículo 2.2.6.2.8.    

3. En  aquellos casos en los que los proyectos de más de un año de ejecución de  inversiones en que el porcentaje de la ejecución certificada para cada año de  ejecución de las inversiones incrementales, sea inferior al ciento por ciento  (100%), se adicionará al monto del CERT para el siguiente año de ejecución de  inversiones. El monto de inversiones incrementales no ejecutadas no podrá  superar el 15% del monto total aprobado en la distribución inicial del CERT.    

En el caso  de certificarse una ejecución inferior al ochenta y cinco por ciento (85%) en  ese año de inversión, el monto del beneficio CERT correspondiente a la diferencia  entre el porcentaje de ejecución certificado y el porcentaje anteriormente  enunciado, pasará a ser redistribuido de conformidad con lo establecido en el  siguiente numeral.    

4. Una vez  recibidas la totalidad de las certificaciones de los revisores fiscales de los  operadores de los contratos de exploración o campos comerciales que recibieron  una distribución inicial del incentivo CERT, la ANH realizará el siguiente  trámite:    

a) Obtendrá el valor total del CERT otorgado a los contratos de  exploración o campos comerciales, de acuerdo con lo establecido en el numeral 2  anterior, con base en el siguiente cálculo:    

         

Donde:    

CERTott: Valor de CERT total otorgado sobre las inversiones  presentadas inicialmente para distribución.    

CERTojt: CERT otorgar para cada  contrato en fase de exploración de hidrocarburos o campo comercial que cuente  con distribución inicial del incentivo.    

J: Número total de los contratos en fase de  exploración de hidrocarburos o de los campos comerciales con distribución de  CERT para cada año.    

b) Para cada contrato en fase de exploración o campo comercial  con distribución inicial del CERT, obtendrá el valor total de los montos  certificados de inversión incremental que fueron superiores a los montos de  inversión incremental inicialmente presentados en el proceso de selección para  distribución del CERT (CERTjsupt). En esta etapa  se deberán excluir del cálculo, los contratos en fase de exploración de  hidrocarburos o campos comerciales a los que se les asignó el beneficio para un  período de más de 1 año de inversión. Se calcula de la siguiente manera:    

         

c) Para  cada contrato en fase de exploración o campo comercial con distribución inicial  del CERT, se obtendrá el valor total de los montos certificados de inversión  incremental que fueron inferiores a los montos de inversión incremental  presentados inicialmente en el proceso de selección para distribución del CERT,  para el contrato en fase de exploración o campo comercial (CERTjinft).    

Se excluirán los contratos en fase de exploración o los campos  comerciales con más de 1 año de ejecución, siempre y cuando las inversiones que  se están certificando no sean las del último año de inversión, de acuerdo con  lo estipulado en el numeral 3 de este artículo y el monto de inversión  certificada corresponda a por lo menos el 85% de la inversión presentada. En el  caso de los contratos en fase de exploración o de los campos comerciales con  inversiones incrementales de más de 1 año de ejecución con beneficio CERT que  no hayan certificado un porcentaje de ejecución de las inversiones en el año de  por lo menos el 85%, se pasará a redistribuir la diferencia entre el 85% del  monto de la inversión presentada para la distribución inicial de ese año y el  monto certificado de inversión de ese año, a continuación se procede a calcular  el monto CERT de redistribución (CERTiinft) de la  siguiente manera:    

         

d) Posteriormente se calculará el cociente  de ejecución del año de inversión (CECERTt),  entre la sumatoria de los montos de inversión presentados inicialmente para  distribución que no se ejecutaron en el año  y la sumatoria de los montos  que se ejecutaron por encima de la inversión incremental presentada para la  distribución inicial  del CERT de la siguiente manera:    

         

e) En caso que el cociente anterior CECERT,t obtenido sea  igual o superior a 1, se les otorgará un CERT adicional a los contratos en fase  de exploración de hidrocarburos o a los campos comerciales (CERToadjt),  sobre los que se certificaron montos de inversión superiores a los presentados  inicialmente para distribución del CERT, que resulta de la multiplicación del  Porcentaje Base Ajustado del CERT para el contrato en fase de exploración de  hidrocarburos o campo comercial, por el monto de la inversión superior respecto  de la presentada inicialmente.    

         

f) En  ningún caso se otorgará un CERT por encima del que resulte de aplicar a las  inversiones totales realizadas para el contrato en fase de exploración de  hidrocarburos o campo comercial j en el año t, el Porcentaje Base Ajustado de  cada contrato en fase de exploración de hidrocarburos o campo comercial.    

Artículo  2.2.6.2.11. Seguimiento de ejecución de  los proyectos y certificación de las inversiones para que se otorgue el  beneficio del CERT. En  desarrollo de la delegación de la función de fiscalización de las actividades  de exploración y explotación de hidrocarburos, en los términos señalados en el  inciso 5° del artículo 2° del Acto Legislativo 05 de 2011 y la Ley 1530 de 2012  (artículos 7° Núm. 3 y 101) y demás disposiciones aplicables, al año siguiente  de la distribución inicial del incentivo CERT, la ANH dará inicio a la  verificación del cumplimiento de la ejecución de actividades de los proyectos  seleccionados y certificará el monto del CERT a ser otorgado de acuerdo con lo  siguiente:    

En el caso  de los proyectos de exploración, conforme al cronograma presentado, la ANH  realizará seguimiento y control al cumplimiento de las inversiones  incrementales aprobadas en la resolución de adjudicación a los beneficiarios  del incentivo, para lo cual contará con los siguientes mecanismos de  verificación:    

a) Reporte  mensual de actividades.    

b)  Reportes diarios de perforación.    

c) Visitas  de verificación en campo por parte de la ANH. Al finalizar cada visita se  elaborará acta de la misma.    

d)  Certificado de entrega de productos generados de las Actividades Incrementales  al Banco de Información Petrolera (BIP), emitido por el Servicio Geológico  Colombiano.    

e)  Certificados suscritos por el revisor fiscal del operador.    

El certificado de entrega de productos al BIP y el certificado  de revisor fiscal de las inversiones incrementales reales ejecutadas en la  perforación de los pozos exploratorios, incluidos en la propuesta, deberán ser  allegados dentro del primer trimestre del año siguiente a la ejecución de las  actividades.    

En  el caso de los proyectos de aumento del factor de recobro, las empresas  operadoras de campos comerciales a los que se les haya distribuido inicialmente  el incentivo CERT, deberán presentar a la ANH cada trimestre del calendario,  dentro de los cinco (5) días siguientes a la terminación del trimestre, un  informe de ejecución respecto de las actividades e inversiones desarrolladas en  cada trimestre, con el contenido estipulado en el acto administrativo mediante  el cual se realiza la distribución inicial del beneficio del CERT.    

A partir  del año siguiente al año de inversión, las empresas operadoras, junto con el  primer informe trimestral al que se ha hecho alusión en el inciso anterior,  deberán entregar a la ANH la certificación suscrita por el revisor fiscal del  operador del campo comercial, con indicación del monto de las inversiones  realizadas en el año.    

Sin  perjuicio de la presentación de la información aquí requerida, la ANH  discrecionalmente podrá realizar visitas a los proyectos aprobados con el fin  de verificar la información reportada, previa comunicación en tal sentido  dirigida al operador.    

A más  tardar el 30 de abril del año siguiente al que se realizan las inversiones  incrementales, la ANH una vez lleve a cabo el trámite establecido en el  artículo 2.2.6.2.10, deberá informar anualmente al Ministerio de Minas y  Energía y al Ministerio de Hacienda y Crédito Público los resultados del  trámite establecido en el presente decreto y la lista de los beneficiarios del  CERT junto con el monto de las inversiones efectivamente realizadas y el monto  del CERT a ser otorgado.    

Artículo  2.2.6.2.12. Inversiones en el sector  minero. Las inversiones que  podrán dar derecho a la obtención del CERT serán aquellas inversiones  adicionales a las establecidas por el titular minero en los diferentes  documentos técnicos de proyección de las labores de exploración, construcción y  montaje y explotación aprobados por la ANM para cada una de las etapas  contractuales y de acuerdo con el régimen aplicable.    

Para la  etapa de exploración únicamente se tendrán en cuenta aquellas inversiones  adicionales que tengan relación directa con el cumplimiento de las actividades  establecidas en las fases de exploración, de acuerdo con los términos de  referencia para la elaboración del Programa Mínimo Exploratorio adoptado por la  ANM.    

Para la  etapa de construcción y montaje únicamente se tendrán en cuenta aquellas  inversiones adicionales que tengan relación directa con el cumplimiento de las  actividades establecidas en el Programa de Trabajos y Obras aprobado o  documento técnico correspondiente, según el régimen aplicable, encaminadas a la  mejora de la infraestructura, maquinarias o equipo proyectadas, o al inicio  anticipado de las actividades de explotación.    

Para la  etapa de explotación únicamente se tendrán en cuenta aquellas inversiones  adicionales que tengan relación directa con el cumplimiento de las actividades  establecidas en el Programa de Trabajos y Obras aprobado o documento técnico  correspondiente, según el régimen aplicable, encaminadas a mantener o  incrementar el nivel de producción proyectado o al aumento de las reservas estimadas.    

Los  beneficiarios de títulos mineros inscritos en el Registro Minero Nacional  podrán acceder a la obtención del CERT mediante la presentación de una solicitud  de Acuerdo de Inversión, siempre que cumplan con los requisitos que se señalan  en los artículos siguientes, de acuerdo con la etapa contractual en la que se  encuentre el proyecto minero. Dicha solicitud será objeto de evaluación y  aprobación por parte de la ANM.    

Artículo  2.2.6.2.13. Requisitos para solicitar  y acceder al incentivo en etapa de exploración. Para ser beneficiario de la aplicación del incentivo del  CERT en la etapa de exploración, el titular minero deberá cumplir con los  siguientes requisitos:    

1.  Presentar solicitud de acuerdo de inversión en el formato diseñado por la ANM,  acompañada de los anexos solicitados en el mismo, dentro de los cuales se deben  establecer las actividades a realizar, las inversiones adicionales que se van a  efectuar y el respectivo cronograma. Dicho cronograma debe estar acorde con el  plazo señalado en el presente decreto.    

2. La  inversión adicional a realizar en el año siguiente al de radicación de la  solicitud deberá superar la inversión establecida para dicha anualidad en el  programa mínimo exploratorio aprobado o, a falta del programa mínimo  exploratorio, en el acuerdo de inversión siempre que se cumplan con los  requisitos del presente artículo.    

3. La  Inversión mínima adicional en esta etapa deberá ser igual o superior a treinta  y un mil trescientos ochenta y nueve (31.389) UVT.    

4. El  titular minero deberá estar al día con las obligaciones derivadas del título  minero al momento de radicar su solicitud ante la ANM.    

Artículo  2.2.6.2.14. Requisitos para solicitar  y acceder al incentivo en etapa de construcción y montaje. Para ser beneficiario del CERT en la etapa de  construcción y montaje, el titular minero deberá cumplir los siguientes  requisitos:    

1.  Presentar solicitud de acuerdo de inversión, en el formato diseñado por la ANM,  acompañada de los anexos solicitados en el mismo, dentro de los cuales se deben  establecer las actividades a realizar, las inversiones adicionales que se van a  efectuar y el respectivo cronograma. Dicho cronograma debe estar acorde con el  plazo señalado en el presente decreto.    

2. Contar  con el Programa de Trabajos y Obras o documento técnico correspondiente  aprobado por la Agencia Nacional de Minería o su delegada y con la licencia  ambiental otorgada o plan de manejo ambiental aprobado por la autoridad  ambiental competente.    

3. La  inversión a realizar en el siguiente año al de radicación de la solicitud  deberá superar la inversión establecida para ese año en el Programa de Trabajos  y Obras aprobado o documento técnico correspondiente, según el régimen  aplicable.    

4. La  Inversión mínima adicional en esta etapa deberá ser superior o igual a treinta  y un mil trescientos ochenta y nueve (31.389) UVT.    

5. El titular  minero deberá estar al día con las obligaciones derivadas del título minero al  momento de radicar su solicitud ante la ANM.    

Artículo  2.2.6.2.15. Requisitos para solicitar  y acceder al incentivo en etapa de explotación. Para ser beneficiario del CERT en la etapa de  explotación, el titular minero deberá cumplir los siguientes requisitos:    

1.  Presentar solicitud de acuerdo de inversión, en el formato diseñado por la ANM,  acompañada de los anexos solicitados en el mismo, dentro de los cuales se deben  establecer las actividades a realizar, las inversiones adicionales que se van a  efectuar y el respectivo cronograma. Dicho cronograma debe estar acorde con el  plazo señalado en el presente decreto.    

2. Contar con  el Programa de Trabajos y Obras o documento técnico correspondiente aprobado y  la licencia ambiental otorgada o plan de manejo ambiental aprobado por la  autoridad ambiental competente.    

3. La  inversión a realizar en el siguiente año calendario al de radicación de la  solicitud deberá superar la inversión establecida para ese año en el Programa  de Trabajos y Obras aprobado o documento técnico correspondiente, según el  régimen aplicable. En caso de no encontrarse de forma expresa la inversión a  realizar en el siguiente año calendario al de radicación de la solicitud dentro  del Programa de Trabajos y Obras aprobado o documento técnico correspondiente,  el titular minero deberá allegar adicionalmente los documentos que soporten la  inversión a realizar en la respectiva anualidad, de acuerdo con las actividades  y obras señaladas en el Programa de Trabajos y Obras aprobado o documento  técnico correspondiente, así como aquella inversión adicional propuesta, que  supere el porcentaje señalado, de acuerdo con lo establecido en el presente  decreto.    

4. La  Inversión mínima adicional en esta etapa deberá ser superior o igual a i)  Trescientos trece mil ochocientos ochenta y tres (313.883) UVT en minería a  cielo abierto o ii) Sesenta  y dos mil setecientos setenta y seis (62.776) UVT en minería subterránea.    

5. El  titular minero deberá estar al día con las obligaciones derivadas del título  minero al momento de radicar su solicitud ante la ANM.    

6. El  precio de referencia del respectivo mineral al momento de presentar la  solicitud de acuerdo de inversión deberá ser igual o inferior a los valores  fijados anualmente por la ANM, para lo cual podrá tener como referencia el  costo de producción de los proyectos mineros en ejecución. Adicionalmente, se  establecerá también de manera anual, qué minerales podrán ser objeto de las  inversiones que aspiren el otorgamiento del CERT de acuerdo con el impacto de  dichas inversiones en el recaudo de impuestos y de regalías, para lo cual podrá  tener como referencia el listado de minerales de interés estratégico señalados  por el Ministerio de Minas y Energía.    

Nota, artículo 2.2.6.2.15: Ver Resolución  614 de 2019, ANM.    

Artículo  2.2.6.2.16. Priorización de solicitudes para acceder al incentivo. En caso de que los recursos disponibles para el CERT resulten  insuficientes para cubrir a la totalidad de los solicitantes que cumplan con  los requisitos señalados en los artículos anteriores, la ANM priorizará la  suscripción de los acuerdos de inversión teniendo como criterio los  solicitantes que tengan un mayor incremento porcentual en las inversiones  adicionales con respecto a las proyectadas inicialmente en el documento técnico  correspondiente. Igualmente se priorizarán aquellas solicitudes que presenten  los titulares que se encuentren en las etapas de exploración y construcción y  montaje que permitan iniciar de forma anticipada la explotación del yacimiento  minero.    

Artículo  2.2.6.2.17. Trámite para la evaluación  y suscripción del acuerdo de inversión. La solicitud de acuerdo de inversión deberá presentarse  entre el 1º de agosto y el 30 de septiembre del año anterior a la realización  de las inversiones que darían derecho a la obtención del CERT ante la ANM para  su evaluación y aprobación.    

Una vez  presentada la solicitud, la ANM verificará las actividades proyectadas y las  inversiones adicionales propuestas, determinando si el solicitante cumple o no  los requisitos exigidos para ser potencial beneficiario del CERT.    

En caso de  ser necesaria información complementaria o alguna corrección, la ANM requerirá  al solicitante dentro de los diez (10) días siguientes a la fecha de radicación  de la solicitud para que presente la información solicitada en el término  máximo de un (1) mes, en los términos del artículo 17 de la Ley 1437 de 2011.    

Dentro de los  quince (15) días hábiles siguientes a la presentación de la solicitud o al día  en que se allegue la información faltante, en caso de requerimiento, la ANM  comunicará al interesado si su solicitud ha sido o no aprobada mediante  comunicación escrita enviada a la dirección registrada en la solicitud.    

En caso de  ser aprobada la solicitud de acuerdo de inversión, en la comunicación escrita  se convocará al titular minero para que dentro de los tres (3) días hábiles  siguientes a su recibo, suscriba el acuerdo de inversión.    

Parágrafo  transitorio. Para la vigencia 2018, la solicitud de que  trata el presente artículo podrá ser presentada dentro del mes siguiente a la  publicación de la reglamentación que expida la ANM al presente decreto. Los  términos para su evaluación serán los contenidos en el presente artículo y en  la reglamentación que para el efecto expida la ANM.    

Artículo  2.2.6.2.18. Verificación y  fiscalización de inversiones. De  acuerdo con el cronograma aprobado, la ANM realizará junto con las labores de  fiscalización, seguimiento y control al cumplimiento de las obligaciones  emanadas del título minero, la verificación al cumplimiento de las inversiones  adicionales aprobadas en el acuerdo de inversión.    

Se establecen  como herramientas de verificación, entre otras, las siguientes:    

a)  Programa Mínimo Exploratorio.    

b)  Programa de Trabajos y Obras.    

c)  Formatos Básicos Mineros.    

d) Planes  Mineros Anuales.    

e)  Programa de Trabajos e Inversiones.    

f) Informe  y Certificación de Revisor Fiscal.    

g)  Reservas avaladas por profesional certificado como Quality Person  en dicha materia.    

h)  Inspecciones a campo.    

En el acuerdo  de inversión se deberá establecer la periodicidad de los informes y documentos  que debe presentar el beneficiario del incentivo del CERT.    

El informe  final, junto con los anexos que den cuenta del cumplimiento de las actividades,  cronograma e inversiones del acuerdo de inversión deberá ser presentada ante la  ANM por el titular minero dentro de los primeros diez (10) días hábiles del mes  de marzo del año siguiente a la finalización del año de las inversiones. Este  informe deberá ser acompañado por una certificación del revisor fiscal en donde  conste el monto de las inversiones adicionales efectivamente realizadas.    

Presentado  el informe final de cumplimiento, junto con sus anexos y conforme a la  verificación de los informes periódicos, la ANM evaluará la ejecución del  acuerdo de inversión suscrito con el titular minero y dentro de los quince (15)  días siguientes a la presentación del informe final, se pronunciará mediante  acto administrativo sobre el cumplimiento o no del acuerdo de inversión.    

En caso de  cumplirse con la inversión adicional propuesta por el titular minero, a más  tardar el 30 de abril del año siguiente al que se realizan las inversiones, la  ANM le informará al Ministerio de Minas y Energía y al Ministerio de Hacienda y  Crédito Público los beneficiarios del CERT, el monto de la inversión  efectivamente realizada y el monto de CERT a ser otorgado.    

En el  evento en que hechos constitutivos de fuerza mayor o caso fortuito, o hechos de  orden técnico o económico no constitutivos de fuerza mayor o caso fortuito,  impidan desarrollar la totalidad de actividades contenidas en el acuerdo de  inversión, se podrá suspender la ejecución de las inversiones adicionales  establecidas en el Acuerdo de Inversión conforme al cronograma establecido, esta  circunstancia será considerada en la evaluación del cumplimiento del Acuerdo de  Inversión por parte de la ANM.    

En caso de  que en la evaluación de la ejecución del acuerdo de inversión se establezca que  el cumplimiento de la inversión adicional es inferior al propuesto, y sin  embargo supere en un ochenta y cinco por ciento (85%) su ejecución, esta  situación será señalada por la ANM en la evaluación y dará lugar al  otorgamiento del CERT a prorrata del porcentaje correspondiente de  cumplimiento.    

Parágrafo.  Los valores del CERT que no sean  distribuidos por inversiones que no se realicen efectivamente debido a  incumplimiento total o parcial del acuerdo de inversión en cada periodo, podrán  ser redistribuidos en favor de los beneficiarios de acuerdos de inversión  suscritos en el mismo periodo, en cuya ejecución hayan superado las inversiones  adicionales propuestas, para lo cual se tomará el valor del CERT no distribuido  y se redistribuirá de forma proporcional a favor de aquellos titulares que  superen los valores de inversión adicional propuestos.    

Artículo  2.2.6.2.19. Niveles porcentuales del  CERT. El valor del CERT no podrá superar el 20%  de la inversión adicional efectivamente realizada y se establecerá de manera  anual por parte de la ANM conforme al cupo del CERT disponible aprobado y con  el impacto de las inversiones en el recaudo de impuestos y de regalías. Para lo  anterior se podrá tener como referencia el listado de minerales de interés  estratégico señalados por el Ministerio de Minas y Energía.    

CAPÍTULO 3    

Disposiciones finales    

Artículo  2.2.6.3.1. Informe de beneficiarios  del CERT. La ANH y la ANM  anualmente enviarán al Ministerio de Minas y Energía y al Ministerio de  Hacienda y Crédito Público un informe con los beneficiarios del CERT, el monto  de inversiones efectivamente realizadas y el porcentaje y monto de CERT a  otorgar. En todo caso, el Ministerio de Minas y Energía y el Ministerio de  Hacienda y Crédito Público en cualquier momento, podrán solicitarle a la ANH y  a la ANM información relacionada con las inversiones que dieron lugar al  otorgamiento del CERT.    

Artículo  2.2.6.3.2. Expedición del CERT. El Ministerio de Hacienda y Crédito Público ordenará la  expedición del CERT a cada uno de los beneficiarios a través de un acto  administrativo, dentro del mes siguiente a la recepción del informe final de  que trata el artículo 2.2.6.3.1 de este Decreto. Dicho informe contendrá la  lista de beneficiarios con el monto de inversiones y el monto del CERT a  otorgar, y será remitido, según corresponda, por la ANH o la ANM, al Ministerio  de Minas y Energía y al Ministerio de Hacienda y Crédito Público.    

Artículo  2.2.6.3.3. Riesgo en variaciones de  TRM. El incentivo CERT se otorgará en pesos  colombianos a inversiones efectivamente realizadas y se certifican en pesos  colombianos. Las inversiones inicialmente realizadas en dólares de los Estados  Unidos de América y presentadas por los operadores o titulares mineros en pesos  colombianos para efectos del otorgamiento del incentivo CERT, utilizarán para  la conversión de la moneda la tasa representativa del mercado vigente al  momento de la realización de la inversión.    

Artículo  2.2.6.3.4. Ingreso no constitutivo de  renta ni ganancia ocasional. El  valor del CERT constituirá un ingreso no constitutivo de renta ni ganancia  ocasional para quien lo percibe o adquiere, debiendo demostrar su calidad de  beneficiario en los términos de los artículos 2.2.6.3.1 y 2.2.6.3.2 de este  decreto.    

Capítulo 4    

Nota:  Capítulo 4 adicionado por el Decreto 98 de 2020,  artículo 2º.    

Obras por Regalías para el Desarrollo de las Entidades  Territoriales    

Artículo 2.2.6.4.1. Entidad  interlocutora. El Ministerio de Minas y  Energía, en el marco de sus funciones, será interlocutor con los demás Órganos del  Sistema General de Regalías para la ejecución de los proyectos de obras por  regalías.    

Artículo 2.2.6.4.2.  Comunicación. Aprobado por el Órgano  Colegiado de Administración y Decisión (OCAD), el proyecto de inversión a ser  financiado bajo la modalidad de obras por regalías de que trata el artículo 51  de la Ley 1942 de 2018, la(s)  persona(s) jurídica(s) debe(n) remitir una comunicación a la Agencia Nacional  de Hidrocarburos o a la Agencia Nacional de Minería, según corresponda, donde  informe:    

1. Nombre de la(s) persona(s) jurídica(s) y Número(s) de  Identificación Tributaria.    

2. Nombre del proyecto, código BPIN del Banco de  Programas y Proyectos de Inversión del Sistema General de Regalías con su  correspondiente MGA y valor total del proyecto.    

3. Tratándose de cofinanciación entre personas jurídicas,  el monto y porcentaje de los aportes de recursos al proyecto de inversión.    

4. Período de regalías que se pretende pagar con el valor  de asignaciones directas aportado para la ejecución del proyecto.    

De la misma manera deberá remitir los siguientes  documentos:    

1. Acta de aprobación de la Junta Directiva de la(s)  persona(s) jurídica(s) o del representante legal según corresponda, o quien  haga sus veces, de optar por esta modalidad de pago.    

2. Copia del documento de acuerdo suscrito entre la  entidad territorial y la(s) persona(s) jurídica(s).    

3. Copia del acuerdo de la sesión del Órgano Colegiado de  Administración y Decisión (OCAD) en la que conste la aprobación del respectivo  proyecto.    

Artículo 2.2.6.4.3.  Finalización y entrega del proyecto. Cumplidos  los términos para la ejecución del proyecto la(s) persona(s) jurídica(s)  realizará(n) la entrega formal y material del mismo en disposición para su uso  y funcionamiento a la entidad territorial beneficiaria, adjuntando el informe  final de la interventoría en el que esta certifica el recibo a satisfacción.    

Posteriormente, la entidad territorial beneficiaria en un  plazo no mayor de quince (15) días expedirá certificación de completa ejecución  y recibo del proyecto a la(s) persona(s) jurídica(s), con el propósito de que  esta(s) última(s) adelante(n) el trámite respectivo ante la Agencia Nacional de  Minería o ante la Agencia Nacional de Hidrocarburos, según corresponda.    

Parágrafo. El informe final satisfactorio de interventoría será  suficiente para que la entidad territorial reciba el proyecto. La entidad  territorial solo podrá controvertir este informe final por evidentes  violaciones a reglamentos técnicos de construcción aplicables al proyecto  correspondiente; estas controversias deberán ser soportadas técnicamente por  profesionales idóneos.    

En aquellos casos excepcionales en que la entidad  territorial presente inconformidades con la evaluación expedida por la  interventoría, la entidad territorial y la(s) persona(s) jurídica(s) acudirán a  mecanismos alternativos de resolución de conflictos para dirimir la  controversia. El costo de este mecanismo será asumido por la(s) persona(s)  jurídica(s).    

Artículo 2.2.6.4.4.  Finalización y entrega anticipada del proyecto. En los casos en que se finalice la ejecución del proyecto  con antelación al plazo previsto y se cumplan las actividades de terminación y  entrega de este, la(s) persona(s) jurídica(s) podrá(n) solicitar ante la  Agencia Nacional de Hidrocarburos o la Agencia Nacional de Minería, según  corresponda, el respectivo descuento del pago de las regalías a su cargo en el  período inmediatamente siguiente a la emisión de la certificación de la entidad  territorial beneficiaria.    

Artículo 2.2.6.4.5.  Acreditación del pago. La(s)  persona(s) jurídica(s) que exploten los recursos naturales no renovables y que  opten por la modalidad de obras por regalías, solo podrán solicitar la  acreditación del pago de las regalías, una vez remitan la certificación de  completa ejecución y recibo del proyecto de inversión emitida por la entidad  territorial beneficiaria, previa certificación de recibo a satisfacción de la  interventoría.    

El valor para reconocerse como pago por concepto de  regalías por parte de la(s) persona(s) jurídica(s) corresponderá al aprobado  por el Órgano Colegiado de Administración y Decisión (OCAD), incluidos los  ajustes realizados y aprobados durante la ejecución del proyecto, el cual  deberá estar conforme con lo reportado en la certificación de completa  ejecución y recibo emitida por la entidad territorial teniendo en cuenta lo  dispuesto en el artículo 2.2.4.1.1.14.5. del Decreto 1082 de 2015.    

Artículo 2.2.6.4.6. Solicitud  de pago. La(s) persona(s) jurídica(s) deberá(n)  tramitar ante la Agencia Nacional de Minería o ante la Agencia Nacional de  Hidrocarburos, según corresponda, la solicitud de reconocimiento de la obra  ejecutada como pago de regalías.    

La solicitud de pago debe incluir:    

1. Copia de la comunicación que se relaciona en el  artículo 2.2.6.4.2. del presente decreto.    

2. Copia de los Acuerdos del Órgano Colegiado de  Administración y Decisión (OCAD) en los que conste el valor total aprobado del  proyecto.    

3. Copia de la certificación de recibo a satisfacción  emitido por la entidad territorial.    

Parágrafo 1°. En caso de que varias personas jurídicas hayan  participado en la ejecución de un proyecto financiado bajo la modalidad de  obras por regalías, deben radicar una solicitud conjunta en la que indiquen los  nombres de sus empresas, el número de identificación tributaria, el valor del  aporte de cada empresa y los porcentajes a imputarse en cada caso, además de  señalar lo dispuesto en los numerales 1, 2 y 3 del presente artículo.    

Parágrafo 2°. En caso de  que la(s) persona(s) jurídica(s) no tenga más obligaciones de pago de regalías  para el respectivo bienio, podrá(n) acreditar el valor del proyecto ejecutado  como el pago de regalías en los términos del artículo 97 de la Ley 1530 de 2012, o  la norma que los modifique o sustituya, cuando aplique.    

Parágrafo 3°. La Agencia Nacional de Minería o la Agencia Nacional de  Hidrocarburos, según corresponda, verificará el cumplimiento de los requisitos  mencionados y procederá a realizar el trámite definido por cada una de ellas  para reconocer la obra ejecutada como pago por regalías.    

Parágrafo 4°. El pago efectuado a título de regalías será deducible,  siempre y cuando se cumplan los requisitos previstos en el artículo 107 del  Estatuto Tributario.    

Artículo 2.2.6.4.7. Entrega del  certificado de pago a la(s) persona(s) jurídica(s). Realizada la entrega final del proyecto, conforme la  certificación de recibo a satisfacción que emita la entidad territorial  beneficiaria, la Agencia Nacional de Minería o la Agencia Nacional de Hidrocarburos,  según corresponda, contará con 30 días para la expedición de la certificación  en la que conste que la persona jurídica realizó el respectivo pago por  concepto de regalías.    

TÍTULO VII    

Nota: Título VII adicionado por el Decreto 1476 de 2022,  artículo 1º.    

DEL HIDRÓGENO    

CAPÍTULO 1    

Condiciones y lineamientos generales sobre hidrógeno    

Artículo 2.2.7.1.1. Objeto. El presente capítulo  tiene por objeto definir los mecanismos, condiciones e incentivos para promover  el desarrollo local, la innovación, investigación, producción, almacenamiento,  transporte, distribución y uso del hidrógeno destinado a la prestación del  servicio público de energía eléctrica, almacenamiento de energía, y  descarbonización de sectores como transporte, gas, hidrocarburos, minería e  industria.    

Parágrafo. Para efectos de la aplicación de las disposiciones  aquí contenidas y en las demás normas que lleguen a reglamentar la materia, el  hidrógeno será considerado un vector energético usado para almacenamiento  energético, como combustible o insumo industrial.    

Artículo 2.2.7.1.2. Proyectos de Hidrógeno Verde. Un  proyecto de Hidrógeno Verde es el conjunto de actividades que se desarrollan para  la producción, almacenamiento, acondicionamiento, distribución, reelectrificación, investigación, o uso final del Hidrógeno  Verde, en los términos definidos en la Ley 2099 de 2021.    

Los proyectos de producción de Hidrógeno Verde podrán utilizar  energía eléctrica autogenerada o tomada de la red. La totalidad de la energía  proveniente de la red debe ser respaldada con Fuentes No Convencionales de  Energía Renovable (FNCER), para lo cual se deberá suscribir un contrato  bilateral de suministro de energía a partir de Fuentes No Convencionales de  Energía Renovable (FNCER), además de contar con certificados de energía  renovable expedidos por un tercero bajo estándares internacionales reconocidos  y verificables a través de una plataforma de consulta pública de registro.    

Artículo 2.2.7.1.3. Proyectos de Hidrógeno Azul. Un  proyecto de Hidrógeno Azul es el conjunto de actividades que se desarrollan  para la producción, almacenamiento, acondicionamiento, distribución, reelectrificación, investigación, o uso final del Hidrógeno  Azul, en los términos definidos en la Ley 2099 de 2021.    

Los proyectos de Hidrógeno Azul deberán contar con un sistema de  Captura, Uso y Almacenamiento de Carbono (CCUS) que permita la captura del  dióxido de carbono generado a grandes escalas en fuentes fijas, de conformidad  con lo establecido en el artículo 22 de la Ley 2099 de 2021.    

Artículo 2.2.7.1.4 Hidrógeno de Bajas Emisiones. El  Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible y el Ministerio de Minas y  Energía definirán el umbral máximo de emisiones de gases de efecto invernadero  (GEI) para que el hidrógeno sea considerado de bajas emisiones.    

Parágrafo. Los Ministerios de Ambiente y Desarrollo Sostenible; Transporte;  Minas y Energía; Comercio, Industria y Turismo; Ciencia, Tecnología e  Innovación podrán, en el ámbito de sus competencias, establecer mecanismos y  condiciones para promover el hidrógeno de bajas emisiones.    

Artículo 2.2.7.1.5. Certificación de Origen del Hidrógeno. El  Ministerio de Minas y Energía y el Ministerio de Ambiente y Desarrollo  Sostenible podrán adoptar un mecanismo público de certificación de origen del  hidrógeno producido en el país, con el que se permita asegurar la unicidad y la  trazabilidad de los insumos utilizados para la producción del hidrógeno y su  intensidad de emisiones asociadas, así como cualquier otro atributo que se  considere relevante monitorear.    

Parágrafo. Las certificaciones de origen del hidrógeno no serán  un requisito para la obtención de los beneficios tributarios de los que trata  la Ley 2099 de 2021.    

Artículo 2.2.7.1.6. Almacenamiento de hidrógeno en el subsuelo. El  Ministerio de Minas y Energía y el Ministerio de Ambiente y Desarrollo  Sostenible establecerán, en el marco de sus competencias, los lineamientos,  requisitos y metodologías para el uso de formaciones geológicas para el  almacenamiento de hidrógeno.    

Artículo 2.2.7.1.7. Armonización regulatoria. La  Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) realizará los ajustes  regulatorios necesarios para el uso del hidrógeno destinado a la prestación de  los servicios públicos domiciliarios de energía y gas. Igualmente, la Comisión  de Regulación de Energía y Gas (CREG) establecerá las condiciones para la  inyección y transporte de hidrógeno en el Sistema Nacional de Transporte, en las  redes de distribución de gas y en los sistemas de transporte por poliductos.    

Artículo 2.2.7.1.8. Uso del hidrógeno en el sector transporte. El  Ministerio de Transporte, en coordinación con el Ministerio de Ambiente y  Desarrollo Sostenible, expedirá y actualizará los requisitos, procedimientos,  condiciones, e incentivos, para el uso del hidrógeno en el sector transporte.    

Parágrafo. El Ministerio de Comercio, Industria y Turismo podrá  establecer condiciones para garantizar la importación de autopartes y repuestos  para los vehículos propulsados con hidrógeno.    

Artículo 2.2.7.1.9. Transporte de hidrógeno por carretera. El  Ministerio de Transporte y el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible  deberán revisar y actualizar, de ser necesario, los requisitos técnicos y de  seguridad para el transporte de hidrógeno por carretera, con el fin de prevenir  y mitigar los riesgos asociados a su transporte, así como para garantizar la  seguridad y proteger la vida y el medio ambiente.    

Artículo 2.2.7.10. Suministro de hidrógeno para uso vehicular. El  Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este delegue, definirá la  ubicación, diseño, construcción, modificación y/o mejoras, calibración, aforo,  pruebas y demás requisitos que deberán cumplir los interesados en construir  infraestructura, de uso público o privado, con dedicación al suministro de  hidrógeno para uso vehicular.    

Parágrafo. El suministro de hidrógeno en estaciones de servicio  o puntos de suministro energético, tanto públicos como privados, se deberá  hacer de acuerdo con los requisitos técnicos y las obligaciones que señale el  Ministerio de Minas y Energía.    

Artículo 2.2.7.1.11. Fomento a la innovación. El  Ministerio de Ciencia, Tecnología e Innovación, actuando en el ámbito de sus  competencias, y en coordinación con el Ministerio de Minas y Energía,  establecerá programas de Ciencia, Tecnología e Innovación (CTel)  para promover la formación de capacidades científicas, técnicas y tecnológicas  para la investigación, desarrollo tecnológico, e innovación, conexas con las  tecnologías vinculadas a la cadena de valor de la industria del hidrógeno.    

Artículo 2.2.7.1.12. Mecanismo exploratorio de regulación para  modelos de negocio innovadores. Sin perjuicio del cumplimiento  de los demás requisitos establecidos en el artículo 2.2.1.19.2.3. del Decreto 1074 de 2015,  o aquel que lo modifique, adicione o sustituya, los proyectos de sandbox relacionados con el hidrógeno podrán tener una  duración mayor a la prevista en el numeral 3 de dicho artículo, de conformidad  con lo que establezca el Ministerio de Minas y Energía.    

Artículo 2.2.7.1.13. Reporte de información. El  Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este delegue, podrá implementar  un sistema de información aplicable a los agentes y actores de la cadena de  valor del hidrógeno, con el fin de organizar y obtener información sistematizada  de las diferentes actividades a nivel nacional. El Ministerio de Minas y  Energía podrá albergar el sistema de información del hidrógeno en alguno de los  sistemas de información actualmente operantes del sector minas y energía.    

Artículo 2.2.7.1.14. Implementación adicional en sectores de  energía y gas. El Ministerio de Minas y Energía podrá, en el marco de sus  competencias, adoptar disposiciones adicionales para desarrollar los usos y  aplicaciones del hidrógeno y sus derivados en los sectores de energía y gas.    

TÍTULO VIII    

Nota: Título VIII adicionado por el Decreto 1580 de 2022,  artículo 1º.    

DEL FONDO ÚNICO DE SOLUCIONES ENERGÉTICAS (FONENERGÍA)    

CAPÍTULO 1    

DISPOSICIONES GENERALES    

Artículo 2.2.8.1.1. Naturaleza jurídica y objeto del Fondo Único  de Soluciones Energéticas (FONENERGÍA). El Fondo Único de Soluciones  Energéticas (FONENERGÍA), es un patrimonio autónomo constituido por el  Ministerio de Minas y Energía, mediante la suscripción de un contrato de  fiducia mercantil.    

El régimen de contratación y administración del FONENERGÍA será  el de derecho privado y sus recursos serán inembargables.    

El objeto del Fondo Único de Soluciones Energéticas (FONENERGÍA)  será la coordinación, articulación y focalización de las diferentes fuentes de  recursos para financiar y realizar planes, proyectos y programas de mejora de  calidad en el servicio, expansión de la cobertura energética y normalización de  redes a través de soluciones de energía eléctrica y gas combustible con  criterios de sostenibilidad ambiental y progreso social, bajo esquemas de  servicio público domiciliario o diferentes a este. Este objeto incluye, pero no  se limita, a la atención de emergencias en las Zonas no Interconectadas (ZNI),  a inversión en acometidas y redes internas, así como en mecanismos de  sustitución hacia Fuentes no Convencionales de Energía (FNCE) y combustibles  más limpios.    

Artículo 2.2.8.1.2. Entrada en operación del FONENERGÍA. FONENERGÍA  entrará en operación una vez se suscriba el contrato de fiducia mercantil.  Antes de su entrada en operación, el Ministerio de Minas y Energía, en  cumplimiento de sus funciones, deberá normalizar la tenencia y realizar el  inventario de los activos a que haya lugar del FAER, FAZNI, FECFGN y PRONE,  según el parágrafo transitorio del artículo 41 de la Ley 2099 de 2021.    

Parágrafo 1°. El Ministerio de Minas y  Energía financiará los costos asociados al proceso de contratación de la  entidad fiduciaria que administrará el patrimonio autónomo, así como las  actividades descritas en el presente artículo.    

Parágrafo 2°. El Ministerio de Minas y  Energía determinará las actividades necesarias para adelantar la normalización  de la tenencia de los activos de su propiedad, el mecanismo para dar  continuidad a la ejecución de los contratos vigentes, así como los términos en  el que estos activos y/o contratos desarrollados con recursos de los Fondos  FAER, FAZNI, FECFGN, y programa PRONE ingresarán al FONENERGÍA.    

Parágrafo 3°. En el caso de los programas,  planes y proyectos a financiar con recursos de los Fondos FAER, FAZNI, FECFGN,  y programa PRONE, que a la entrada en operación de FONENERGÍA se les hubiere  asignado recursos, pero respecto de los cuales no se haya suscrito el contrato,  se entenderá que los derechos y obligaciones adquiridos por el Ministerio de Minas  y Energía se transferirán a FONENERGÍA. Entre las obligaciones de FONENERGÍA  estará la suscripción del contrato por el cual se financia el programa, plan o  proyecto.    

Parágrafo 4°. Los planes, programas o  proyectos que a la entrada en operación de FONENERGÍA se encuentren evaluados y  priorizados por la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) para ser  financiados por el FECFGN, pero no se les haya asignado recursos por el  Ministerio de Minas y Energía, deberán ser considerados por el Consejo Directivo  de FONENERGÍA para su financiación, conservando su orden de priorización de  acuerdo con el marco normativo aplicable al momento de su evaluación.    

Los planes, programas o proyectos que a la entrada en operación  de FONENERGÍA se encuentren evaluados por la Unidad de Planeación  Minero-Energética (UPME), el Instituto de Planificación y Promoción de  Soluciones Energéticas para las Zonas No Interconectadas (IPSE), o por la  Dirección de Energía Eléctrica del Ministerio de Minas y Energía, para ser  financiados por los Fondos FAER y FAZNI o por el programa PRONE, pero no se les  haya asignado recursos por el comité de administración respectivo, deberán ser  considerados por el Consejo Directivo para su financiación, luego de aplicarles  la metodología de priorización de FONENERGÍA.    

CAPÍTULO 2    

DE LA TITULARIDAD Y ADMINISTRACIÓN DE LOS RECURSOS, DERECHOS Y  ACTIVOS DE FONENERGÍA    

Artículo 2.2.8.2.1. De la administración y titularidad de los  recursos y activos. Los recursos y activos, derechos y obligaciones, a que haya  lugar, adquiridos en virtud de los contratos financiados con cargo a los fondos  y programa que sustituye el FONENERGÍA, serán fideicomitidos por parte del  Ministerio de Minas y Energía al patrimonio autónomo, en el marco del contrato  de fiducia mercantil. Las condiciones de la transferencia serán definidas por  el Ministerio de Minas y Energía.    

Los recursos y activos, derechos y obligaciones adquiridos en  virtud de los contratos financiados con cargo al FONENERGÍA también conformarán  dicho patrimonio autónomo, y deberán ser administrados y ejecutados de  conformidad con su finalidad, según lo establecido en el presente decreto, en  el Manual Operativo y en el contrato de fiducia mercantil.    

Para efectos del Registro Nacional de Reducción de Emisiones de  Gases de Efecto Invernadero (RENARE), o el mecanismo que lo modifique o  sustituya, el Ministerio de Minas y Energía será el titular de los beneficios  que se deriven del registro de los planes, programas y proyectos financiados  con recursos de FONENERGÍA como iniciativas de mitigación de emisiones de gases  de efecto invernadero, con la finalidad de demostrar el cumplimiento de metas  nacionales de cambio climático establecidas bajo Convención Marco de las  Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC), en proporción directa al  aporte de recursos de financiación del Fondo.    

Parágrafo 1°. Los activos financiados por el  FONENERGÍA serán de su titularidad en proporción directa al aporte de recursos  del Fondo, mientras que no se efectúe la reposición de la infraestructura  inicial por parte de las empresas de servicios públicos que adelanten  actividades de administración, operación y mantenimiento.    

Parágrafo 2°. Cuando sea aplicable para  FONENERGÍA, se estará sujeto a lo previsto en el numeral 87.9 del artículo 87  de la Ley 142 de 1994, o la  norma que lo modifique, adicione o sustituya.    

Parágrafo 3°. Los derechos y obligaciones adquiridos  en virtud de los contratos que fueron financiados con cargo a los fondos que  sustituye el FONENERGÍA, también podrán conformar el patrimonio autónomo, en  los términos que defina el Ministerio de Minas y Energía.    

Artículo 2.2.8.2.2. Recaudo de los recursos de FONENERGÍA. Los  recursos del FONENERGÍA estarán integrados por lo dispuesto en el inciso cuarto  del artículo 41 de la Ley 2099 de 2021, o la  norma que lo modifique, adicione o sustituya.    

Dentro del FONENERGÍA se deberán crear por lo menos dos (2)  cuentas para administrar los recursos: i) cuenta de energía eléctrica para los  recaudos del sector eléctrico; ii) cuenta de gas para  los recaudos del sector de gas combustible. Dentro de las cuentas de cada  sector, energía o gas, se podrán abrir tantas subcuentas como sean necesarias,  para la adecuada administración de los recursos que integran el FONENERGÍA.    

Se podrán realizar transferencias entre subcuentas siempre y  cuando no se afecte la destinación específica de los recursos. Los lineamientos  acerca de la administración de las cuentas y subcuentas se definirán mediante  el Manual Operativo.    

Se podrán cofinanciar planes, programas y proyectos mediante la  combinación de los recursos de diferentes subcuentas. También se podrán  realizar transferencias entre las subcuentas de un mismo sector: energía  eléctrica o gas, con el propósito de buscar eficiencia en el manejo de los  recursos, de conformidad con los términos que establezca el Manual Operativo.    

Una vez entre en operación el FONENERGÍA, el Ministerio de Minas  y Energía deberá solicitar a los siguientes gestores que giren los recursos  recaudados al patrimonio autónomo, a la cuenta que este determine, y remitan un  informe mensual de los mismos tanto al FONENERGÍA como al Ministerio de Minas y  Energía, cuando aplique:    

a) Al Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales  (ASIC) para efectos de los recaudos del sector de energía de los que trata el  artículo 105 de la Ley 788 de 2002, el  artículo 81 de la Ley 633 de 2000 y de las  normas que los adicionan y modifican.    

b) A las empresas prestadoras del servicio público de transporte  de gas combustible para efectos del recaudo de que trata el artículo 15 de la Ley 401 de 1997.    

El Ministerio de Minas y Energía deberá indicar a la Dirección  General de Crédito Público y del Tesoro Nacional del Ministerio de Hacienda y  Crédito Público, las cuentas en las cuales se deberán consignar los saldos  remanentes de los recursos recaudados por concepto de FAER, FAZNI, PRONE y  FECFGN.    

Parágrafo 1°. Los recursos del Presupuesto  General de la Nación con destino al FONENERGÍA estarán sujetos a la disponibilidad  de recursos del Marco Fiscal de Mediano Plazo y el Marco de Gasto Mediano Plazo  del sector.    

Parágrafo 2°. El Administrador del Sistema de  Intercambios Comerciales (ASIC) continuará destinando cuarenta centavos ($0,40)  por kilovatio hora despachado en la Bolsa de Energía Mayorista del recaudo a  que se refiere el artículo 81 de la Ley 633 de 2000, al  Fondo de Energías No Convencionales y Gestión Eficiente de la Energía (FENOGE),  en los términos del artículo 7° de la Ley 2099 de 2021, que  modificó el artículo 10 de la Ley 1715 de 2014.    

Artículo 2.2.8.2.3. Destinación de los recursos. Los  recursos del FONENERGÍA para energía eléctrica serán destinados a la  financiación y ejecución de los planes, proyectos y/o programas relacionados  con la mejora de la calidad en el servicio, la expansión de la cobertura de  energía eléctrica, la normalización de redes a través de soluciones de energía  eléctrica, con criterios de sostenibilidad ambiental y progreso social, bajo  esquemas de servicio público domiciliario o diferentes a este. Se podrán destinar  los recursos a la financiación y ejecución de los planes, proyectos y/o  programas relacionados con la atención de emergencias en las Zonas no  Interconectadas (ZNI), con inversión en acometidas y redes internas, así como  mecanismos de sustitución de las fuentes de generación de energía eléctrica  hacia Fuentes no Convencionales de Energía (FNCE) y combustibles más limpios.  Los recursos de FONENERGÍA para gas combustible serán destinados a financiar y  realizar planes, proyectos y/o programas dirigidos a la expansión de la  cobertura y el desarrollo de infraestructura del servicio de gas combustible,  con criterios de sostenibilidad ambiental y progreso social.    

Los intereses y rendimientos financieros que produzcan las  subcuentas del FONENERGÍA pertenecientes a los sectores de energía eléctrica y  de gas combustible se incorporarán a las mismas, en proporciones que atiendan a  su recaudo, y cubrirán los costos de administración que correspondan a cada  subcuenta. En caso tal que, existan excedentes provenientes de interés y/o  rendimientos luego de cubrir los costos de administración, los mismos serán  destinados al desarrollo del objeto mismo de las diferentes subcuentas.    

Las condiciones para la asignación de los recursos para  financiar los planes, programas y proyectos del FONENERGÍA deberán ceñirse a  los parámetros y lineamientos establecidos en el presente Decreto y en lo que  se indique en el Manual Operativo.    

Artículo 2.2.8.2.4. Condiciones de adjudicación de la  infraestructura para la prestación del servicio. La  infraestructura objeto de las inversiones en planes, programas y/o proyectos  del FONENERGÍA, podrá ser cedida a cualquier título a los prestadores del  servicio y/o a los beneficiarios de la misma, siempre que exista aprobación del  Consejo Directivo, previo concepto que así lo justifique del Director Ejecutivo  de acuerdo con los lineamientos contenidos en este artículo, en el artículo  2.2.8.2.1. sobre la administración y titularidad de los recursos y activos, así  como aquellos que se indiquen en el Manual Operativo.    

En los contratos que celebre el Fondo Único de Soluciones  Energéticas (FONENERGÍA) se dejará expresa la obligación del beneficiario de  recibir la infraestructura para garantizar la prestación del servicio,  indicando el título bajo el cual la recibe y las condiciones aprobadas por el  Consejo Directivo.    

Parágrafo 1°. En relación con el servicio de  energía eléctrica, cuando se financien redes de distribución en el Sistema  Interconectado Nacional (SIN) para ampliación de cobertura, se tendrán en  cuenta las siguientes disposiciones:    

i. Los activos que se construyan con recursos de FONENERGÍA  podrán ser cedidos preferentemente al Operador de Red que brindó concepto o  aval técnico y financiero en la etapa de estructuración y viabilización  del plan, programa o proyecto, y/o garantía de sostenibilidad de los activos,  de acuerdo con las condiciones y aprobación que emita el Consejo Directivo.    

ii. Una  vez concluidas las obras contempladas para el plan, programa o proyecto, los  activos serán considerados como activos de uso del Sistema de Distribución  Local o Sistema de Transmisión Regional, según sea el caso para efectos de su  remuneración y responsabilidad.    

Parágrafo 2°. En relación con el sector de gas  combustible, los activos que se financien con recursos del FONENERGÍA podrán  ser cedidos preferentemente a la empresa de servicios públicos a la cual el  FONENERGÍA, o el Ministerio de Minas y Energía, asignó recursos para la  financiación de la construcción de infraestructura dirigida a la expansión de  la cobertura y la prestación del servicio de gas combustible de conformidad con  el Manual Operativo, con el fin de que sea esta empresa quien preste el  servicio público, de acuerdo con las condiciones y aprobación que emita el  Consejo Directivo.    

Parágrafo 3°. En el evento en el que la  empresa que está obligada a recibir la infraestructura no la reciba o no  garantice la prestación del servicio en los términos previstos en el contrato,  el FONENERGÍA deberá adelantar todas las acciones necesarias para que, a través  de mecanismos abiertos y competitivos, se seleccione otra empresa de servicios  públicos idónea a la cual se cedan los activos financiados con recursos del  FONENERGÍA para la prestación del servicio, sin perjuicio de las acciones  legales y contractuales a las que haya lugar.    

CAPÍTULO 3    

ÓRGANOS DE GOBIERNO DEL FONENERGÍA    

Artículo 2.2.8.3.1. Consejo Directivo de FONENERGÍA. El  FONENERGÍA contará con un Consejo Directivo encargado de dirigir la  administración y asignación de los recursos. El Consejo Directivo estará  integrado por cuatro (4) miembros del Gobierno nacional y tres (3) miembros  independientes designados por el Presidente de la República, quienes contarán  con voz y voto.    

Los miembros pertenecientes al Gobierno Nacional que integrarán  el Consejo Directivo serán los siguientes:    

a) Un delegado del Ministro de Minas y Energía.    

b) El Director de la Unidad de Planeación Minero Energética  (UPME).    

c) El Director de Energía Eléctrica del Ministerio de Minas y  Energía.    

d) El Director de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y  Energía.    

El Presidente de la República, nombrará a los tres (3) miembros independientes  con reconocido prestigio profesional y académico antes de la entrada en  operación del FONENERGÍA. Los miembros independientes deberán manifestar la  existencia de cualquier conflicto de interés que pueda afectar su gestión al  interior del Consejo Directivo.    

El Consejo Directivo será presidido por el delegado del Ministro  de Minas y Energía.    

El Consejo Directivo podrá invitar a aquellas personas que  considere pertinente, según los asuntos que se traten en cada una de sus  sesiones, y de acuerdo con los planes, programas y/o proyectos que vayan a ser  evaluados. Los invitados contarán con voz, pero sin voto.    

El Consejo Directivo podrá sesionar antes de la entrada en  operación del Fondo.    

Artículo 2.2.8.3.2. Funciones del Consejo Directivo. Son  funciones del Consejo Directivo del FONENERGÍA.    

1. Designar al Director Ejecutivo, por un término no mayor a dos  (2) años, fijar su remuneración mensual, y las condiciones de su vinculación y  desvinculación.    

2. Impartir al Director Ejecutivo los lineamientos y directrices  generales sobre la estructura y gastos administrativos requeridos para la  operación del FONENERGÍA.    

3. Adoptar políticas y criterios generales, sobre los planes,  programas y/o proyectos, a ser financiados con cargo a los recursos del  FONENERGÍA.    

4. Aprobar u objetar los planes, programas y/o proyectos a ser  financiados con cargo a los recursos del FONENERGÍA y en atención al desarrollo  de su objeto.    

5. Aprobar el presupuesto del FONENERGÍA y las modificaciones  presupuestales.    

6. Definir las políticas generales de inversión de los recursos  que ingresen al FONENERGÍA, incluyendo lo relativo a la inversión temporal de  los excedentes de liquidez según la norma aplicable, y velar por su seguridad y  adecuado manejo.    

7. Proponer al Ministerio de Minas y Energía modificaciones al  Manual Operativo, incluyendo entre otras, lo relacionado con los criterios para  la viabilización, evaluación, y priorización de los  diversos planes, programas y/o proyectos a ser financiados por el FONENERGÍA.    

8. Estudiar y aprobar los informes elaborados por la entidad  fiduciaria que administre el patrimonio autónomo.    

9. Aceptar la renuncia o dar por terminado el contrato del  Director Ejecutivo, según los términos y condiciones que rijan su vinculación  con el FONENERGÍA.    

10. Aprobar la cesión o transferencia a cualquier título de la  infraestructura objeto de las inversiones en planes, programas y/o proyectos.    

11. Aprobar las reglas que determinen el funcionamiento interno  de FONENERGÍA, de acuerdo con las propuestas presentadas por el Director  Ejecutivo.    

12. Las demás que se establezcan en el Manual Operativo del  FONENERGÍA.    

Artículo 2.2.8.3.3. Director Ejecutivo de FONENERGÍA. El  Director Ejecutivo será el encargado de la gerencia del FONENERGÍA y tendrá las  siguientes funciones:    

1. Preparar y presentar al Consejo Directivo las reglas para  determinar el funcionamiento interno del Fondo.    

2. Planear, dirigir y preparar los asuntos que serán propuestos  para la aprobación del Consejo Directivo, de conformidad con los criterios  establecidos en este Decreto, el Manual Operativo del fondo y el contrato de  fiducia mercantil.    

3. Preparar y presentar el presupuesto del FONENERGÍA, para  aprobación por parte del Consejo Directivo.    

4. Instruir a la Entidad Fiduciaria para que adopte las acciones  necesarias para conformar y contratar el Equipo de Trabajo del FONENERGÍA, de  acuerdo con los lineamientos, políticas y/o instrucciones establecidas por el  Consejo Directivo.    

5. Dirigir y coordinar las operaciones y la administración del  FONENERGÍA, dentro de las instrucciones y presupuesto establecidos por el  Consejo Directivo, así como de los planes, proyectos, programas e iniciativas  aprobadas.    

6. Instruir a la Entidad Fiduciaria para que expida o celebre  los actos, contratos y/o convenios de cualquier naturaleza con cargo a los  recursos del FONENERGÍA, que sean necesarios para el cumplimiento de las  funciones del Fondo de acuerdo con las instrucciones, decisiones, políticas y  presupuesto, según corresponda, en concordancia con lo dispuesto en el Manual  Operativo, y demás reglas e instrucciones que adopte e imparta el Consejo Directivo.    

7. Establecer la priorización para la financiación de los  Planes, Programas y/o Proyectos con cargo a los recursos del FONENERGÍA,  conforme a los lineamientos establecidos en el Manual Operativo, y poner a  consideración del Consejo Directivo dicha priorización.    

8. Coordinar y realizar seguimiento a las actuaciones judiciales  o extrajudiciales en las cuales esté vinculado el patrimonio autónomo  representado por su administrador fiduciario en representación del FONENERGÍA.    

9. Las demás que le asigne el Consejo Directivo y/o el Manual  Operativo.    

Parágrafo. El Ministerio de Minas y Energía podrá  designar a un funcionario del nivel directivo o asesor para que desempeñe las  funciones de Director Ejecutivo mientras el Consejo Directivo realiza la respectiva  designación.    

Artículo 2.2.8.3.4. Equipo de trabajo del FONENERGÍA. El  equipo de trabajo del FONENERGÍA será el equipo que, bajo el liderazgo del  Director Ejecutivo, tendrá a su cargo la ejecución del objeto de FONENERGÍA y  la coordinación, interacción administrativa, técnica, operativa, de control y  seguimiento de las respectivas actividades. El equipo de trabajo será  contratado con cargo a los recursos del FONENERGÍA.    

CAPÍTULO 4    

MANUAL OPERATIVO, LINEAMIENTOS DE LA ENTIDAD FIDUCIARIA Y  DEROGATORIAS    

Artículo 2.2.8.4.1. Manual Operativo. El  Ministerio de Minas y Energía expedirá mediante resolución el Manual Operativo  de FONENERGÍA, de acuerdo con las condiciones de entrada en operación y  funcionamiento establecidas en este Decreto.    

El Manual Operativo incluirá, entre otros, lo relacionado con:  (i) la estructura organizacional del FONENERGÍA; (ii)  los recursos del Fondo y la destinación de estos; (iii)  los mecanismos de presentación de los planes, programas y/o proyectos y quienes  pueden acceder a estos; (iv) la viabilización  y priorización de los planes, programas y/o proyectos a financiar; (v) los  demás aspectos que resulten pertinentes de acuerdo con la finalidad y objeto  del contrato de Fiducia Mercantil y el objeto de FONENERGÍA.    

Artículo 2.2.8.4.2. Lineamientos de la Entidad Fiduciaria. La  Entidad Fiduciaria con la cual se celebre el contrato de fiducia mercantil para  administración de los recursos del FONENERGÍA, se regirá por los siguientes  lineamientos:    

1. Será seleccionada por el Ministerio de Minas y Energía para  la administración de los recursos y activos del FONENERGÍA, y será la vocera  del mismo, según la normatividad que regula lo correspondiente a las obligaciones  y deberes fiduciarios de las sociedades administradoras de patrimonios  autónomos y lo señalado en este Decreto, siendo la competente para comprometer  jurídicamente al FONENERGÍA y le corresponderá ejercer sus derechos y  obligaciones, y representación judicial y extrajudicial.    

2. La Entidad Fiduciaria celebrará de manera diligente y  eficiente todos los actos jurídicos necesarios para cumplir con el objeto de  FONENERGÍA, en atención a las políticas definidas por el Consejo Directivo y  las instrucciones que reciba del Director Ejecutivo.    

3. Responderá con su patrimonio por el incumplimiento de sus  deberes fiduciarios y hasta por la culpa leve en el cumplimiento de su gestión.    

4. Realizará Comités Fiduciarios mensuales, en los cuales  presentará informes de gestión.    

5. Realizará un informe consolidado del año inmediatamente  anterior, el cual será presentado al Consejo Directivo.    

6. Atenderá las directrices que en materia de contabilidad para  el patrimonio autónomo realice la Contaduría General de la Nación.    

LIBRO 3    

DISPOSICIONES FINALES    

DEROGATORIA Y VIGENCIA    

Artículo 3.1.1. Derogatoria Integral. Este decreto regula íntegramente las materias  contempladas en él. Por consiguiente, de conformidad con el artículo 3° de la Ley 153 de 1887,  quedan derogadas todas las disposiciones de naturaleza reglamentaria relativas  al Sector de Minas y Energía que versan sobre las mismas materias, con  excepción, exclusivamente, de los siguientes asuntos:    

1. No quedan cobijados por la derogatoria anterior los  decretos relativos a la creación y conformación de comisiones intersectoriales,  comisiones interinstitucionales, consejos, comités, sistemas administrativos y  demás asuntos relacionados con la estructura, configuración y conformación de  las entidades y organismos del sector administrativo.    

2. Tampoco quedan cobijados por la derogatoria anterior  los decretos que desarrollan leyes marco.    

3. También, seguirán aplicándose las normas que por  mandato legal rigen para cada uno de los títulos mineros vigentes que hayan  sido expedidos con anterioridad a la Ley 685 de 2001.    

4. Igualmente, quedan excluidas de esta derogatoria las  normas de naturaleza reglamentaria de este sector administrativo que, a la  fecha de expedición del presente decreto, se encuentren suspendidas por la  Jurisdicción Contencioso Administrativa, las cuales serán compiladas en este decreto,  en caso de recuperar su eficacia jurídica.    

5. Así mismo quedan vigentes y en consecuencia se  exceptúan de esta derogatoria, los decretos contentivos de Programas de  Enajenación Accionaria expedidos por el Ministerio de Minas y Energía, lo mismo  que conservan su vigencia los Decretos 222 de 1993 y 1335 de 1987 relacionados  con normas técnicas de higiene y seguridad industrial en labores mineras a  cielo abierto, y los preceptos referidos a la seguridad en las labores  subterráneas.    

Los actos administrativos expedidos con fundamento en las  disposiciones compiladas en el presente decreto mantendrán su vigencia y  ejecutoriedad bajo el entendido de que sus fundamentos jurídicos permanecen en  el presente decreto compilatorio.    

Artículo 3.1.2 Vigencia. El presente decreto rige a partir de su  publicación en el Diario Oficial.    

Publíquese y cúmplase.    

Dado en Bogotá, D. C., a 26 de mayo de 2015.    

JUAN MANUEL SANTOS CALDERÓN    

El Ministro de Minas y Energía,    

Tomás González Estrada.