por el cual se establecen mecanismos para promover el aseguramiento del abastecimiento nacional de gas natural y se dictan otras disposiciones

El Presidente de la República de Colombia, en ejercicio de sus facultades constitucionales y legales, en especial las previstas en los artículos 189 numeral 11, 333, 334, 365 y 370 de la Constitución Política y de conformidad con la Ley 142 de 1994, en especial los artículos 2°, 3° y 8°, y

CONSIDERANDO:

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

Que el Decreto-Ley 1056 de 1953 -Código de Petróleos- en su artículo 7°, sustituido por el artículo 4° de la Ley 10 de 1961, prevé que las personas que se dediquen a la industria del petróleo en cualquiera de sus ramas, suministrarán al Gobierno los datos de carácter científico, técnico, económico y estadístico.

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

Que el Ministerio de Minas y Energía, con base en los estudios elaborados por la Comisión de Regulación de Energía y Gas - CREG y la Unidad de Planeación Minero Energética - UPME, ha determinado la conveniencia de incentivar la importación de gas natural y el desarrollo de nuevas fuentes de suministro.

Que para estimular la autosuficiencia de gas natural, a través del incremento de las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos, se hace necesario promover las exportaciones de este energético, así como establecer instrumentos que garanticen el abastecimiento nacional de este combustible, respetando los contratos existentes.

Que los hidrocarburos no convencionales, como el gas en esquistos y el gas metano en depósitos de carbón, entre otros, tienen características particulares en su proceso de exploración y explotación que requieren reglamentación y esquemas comerciales que incentiven su desarrollo en el país.

Que se ha identificado la necesidad de introducir reformas al sector de gas en orden a incentivar el desarrollo oportuno de infraestructura de suministro y/o transporte de gas natural, contar con nuevas fuentes de suministro, promover una mayor confiabilidad y propender por un uso más eficiente de la infraestructura de suministro y transporte de gas.

Que en cumplimiento de lo previsto en el artículo 7° de la Ley 1340 de 2009 el proyecto de este decreto fue sometido a consideración de la Superintendencia de Industria y Comercio, entidad que mediante oficio radicado 2011024254 del 12 de mayo de 2011 formuló sus comentarios al respecto y manifestó que la norma objeto de estudio "no tiene incidencias en la libre competencia y que por el contrario busca la ampliación del mercado, permitiendo la nueva entrada de nuevos agentes a este".

DECRETA:

CAPÍTULO I

Siglas, definiciones y ámbito de aplicación

Artículo 1°. 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.

Artículo 2°.Definiciones. Para la adecuada interpretación de las expresiones empleadas en este decreto se tendrán en cuenta las definiciones de la Ley 142 de 1994 y las de las normas expedidas por la CREG y el MME hasta la fecha de expedición de este decreto, a menos que un significado diferente sea expresamente atribuido a los mismos en las definiciones que se incluyen en este artículo o en otra parte de este decreto:

Acuerdo Operativo: Decisiones sobre los aspectos técnicos del SNT, tendientes a lograr una operación segura, económica y confiable.

Agentes: Son los productores de gas, los Agentes Operacionales, los Agentes Exportadores, los Agentes Importadores, los propietarios y/o transportadores en las Interconexiones Internacionales de Gas, los propietarios y/u operadores de la Infraestructura de Regasificación.

Agente Exportador de Gas: Persona jurídica que exporta gas.

Agente Importador de Gas: Persona jurídica que importa gas. Cuando el Agente Importador vende el gas importado para la atención del servicio público domiciliario de gas combustible, es un comercializador.

Agentes Operacionales: Personas naturales o jurídicas entre las cuales se dan las relaciones técnicas y/o comerciales de compra, venta, suministro y/o transporte de gas natural, comenzando desde la producción y pasando por los sistemas de transporte hasta alcanzar el punto de salida de un usuario. Son agentes los productores-comercializadores, los comercializadores, los distribuidores, los transportadores, los usuarios no regulados y los almacenadores independientes. Para los efectos de este decreto el Comercializador de GNCV es un Agente Operacional.

Campos Menores: Campos productores de hidrocarburos cuyo PP es igual o inferior a 30 MPCD.

Cantidades Importadas Disponibles para la Venta - CIDV: Cantidades diarias promedio mes de gas natural, medidas en GBTUD, que un Agente Importador estima tendrá disponibles para la venta para consumo interno, en un período determinado, a través de contratos de suministro.

Comercializador de GNCV: Persona natural o jurídica que suministra GNCV a través de estaciones de servicio automotriz.

Contrato Firme o que Garantiza Firmeza: Contrato escrito en el que un Agente garantiza el servicio de suministro de una cantidad máxima de gas natural y/o de capacidad máxima de transporte, sin interrupciones, durante un período determinado, excepto en los días establecidos para mantenimiento y labores programadas. Esta modalidad de contrato requiere de Respaldo Físico.

Demanda Esencial: Corresponde a: (i) la demanda de gas natural de usuarios residenciales y pequeños usuarios comerciales inmersos en la red de distribución; (ii) la demanda de GNCV; (iii) la demanda de gas natural para la operación de las estaciones de compresión del SNT; y, (iv) la demanda de gas natural de las refinerías.

Gas Natural de Propiedad del Estado proveniente de Regalías y de las participaciones de la ANH: Es el gas que recibe el Estado a título de regalía y/o como participación en la propiedad del recurso en los contratos y/o convenios de exploración y explotación de hidrocarburos suscritos con la ANH.

Infraestructura de Regasificación: Conjunto de instalaciones que permiten transformar el gas natural de estado líquido a estado gaseoso que incluyen, entre otras instalaciones complementarias, las requeridas para descargar, transportar, almacenar, procesar y tratar el gas natural importado.

Intercambios Comerciales Internacionales de Gas Natural: Son las exportaciones e importaciones de gas natural.

Interconexión Internacional de Gas Natural: Gasoducto o grupo de gasoductos dedicados exclusivamente a los Intercambios Comerciales Internacionales de Gas, que puede estar o no, conectada físicamente al SNT y que no hace parte de dicho Sistema.

Potencial de Producción de gas natural de un campo determinado - PP: Pronóstico de las cantidades de gas natural, medidas en GBTUD, que pueden ser producidas diariamente en promedio mes, en cada campo o puestas en un punto de entrada al SNT para atender los requerimientos de la demanda, descontando las cantidades de gas natural requeridas para la operación. Este pronóstico considera el desarrollo de las Reservas de Gas Natural, la información técnica de los yacimientos del campo o campos de producción a la tasa máxima eficiente de recobro y está basado en la capacidad nominal de las instalaciones de producción existentes y proyectadas. El PP de un campo corresponde a la suma de la PC, la PTDV y el Gas Natural de Propiedad del Estado.

Producción Comprometida de un Productor - PC: Cantidades diarias promedio mes de gas natural, medidas en GBTUD, que un productor tiene comprometidas para la venta mediante contratos de suministro firmes o que garanticen firmeza, para cada campo o en un punto de entrada al SNT. Incluye, además, el consumo de gas por productores establecido en el artículo 8° de este decreto.

Producción Total Disponible para la Venta - PTDV: Totalidad de las cantidades diarias promedio mes de gas natural, medidas en GBTUD, que un productor o productor comercializador estima que tendrá disponibles para la venta bajo cualquier modalidad, en un 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.

Protocolo Operativo: Plan escrito y detallado que establece objetivos, guías y procedimientos de carácter técnico para el desarrollo de un proceso operativo específico, de acuerdo con las mejores prácticas generalmente aceptadas a nivel nacional e internacional.

Reservas de Gas Natural: Son las reservas probadas y probables certificadas por los productores de gas a la ANH.

Respaldo Físico: Garantía de que un productor cuenta con Reservas de Gas Natural, o que un comercializador cuenta físicamente con el gas natural, o que un transportador cuenta físicamente con la capacidad de transporte para asumir y cumplir compromisos contractuales Firmes o que Garantizan Firmeza desde el momento en que se inicien las entregas hasta el cese de las mismas.

Sistema Nacional de Transporte de Gas Natural - SNT: Conjunto de gasoductos localizados en el territorio nacional, excluyendo conexiones y gasoductos dedicados, que vinculan los centros de producción de gas del país con las puertas de ciudad, con los sistemas de distribución, con los usuarios no regulados, con las Interconexiones Internacionales de Gas Natural y sistemas de almacenamiento.

Artículo 3°. Ámbito de aplicación. Este Decreto aplica a todos los Agentes e igualmente a todas las instituciones públicas y privadas relacionadas con el desarrollo de la actividad económica de gas natural.

CAPÍTULO II

Del abastecimiento de gas y confiabilidad del servicio

Artículo 4°.Obligación de atención prioritaria. Los productores, los productores comercializadores, los comercializadores, los transportadores atenderán de manera prioritaria la demanda de gas para consumo interno. Para este efecto deberán sujetarse a las disposiciones que expida el MME en aplicación del parágrafo 1° del artículo 26 de este decreto.

Parágrafo. Los Agentes Exportadores atenderán prioritariamente la demanda de gas natural para consumo interno cuando se presenten Insalvables Restricciones en la Oferta de Gas Natural o Situaciones de Grave Emergencia Transitorias y No Transitorias o Racionamiento Programado de gas natural de que trata el Decreto 880 de 2007, modificado por el Decreto 4500 de 2009 o aquel que lo modifique o sustituya. Cuando para atender la demanda nacional de gas natural para consumo interno se deban suspender los compromisos de exportación con Respaldo Físico, las cantidades de gas objeto de interrupción se reconocerán al costo de oportunidad de que trata el artículo 27 de este decreto.

Artículo 5°. Demanda Esencial. Los Agentes que atiendan la Demanda Esencial tienen la obligación de contratar el suministro y el transporte de gas natural para la atención de dicha demanda, según corresponda, con Agentes que cuenten con Respaldo Físico. Las cantidades de gas declaradas en virtud del artículo 8° de este decreto y que se destinen para la atención de la demanda de gas natural para las refinerías tendrán el tratamiento de contratadas para los efectos de este artículo.

Parágrafo 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 trata el Decreto 880 de 2007, modificado por el Decreto 4500 de 2009 o el que lo modifique o sustituya y los Agentes que atiendan la Demanda Esencial no cuenten con los contratos Firmes o que Garanticen Firmeza asumirán directamente los costos en que incurran los Agentes que por ello resulten afectados. Lo anterior, sin perjuicio de las acciones administrativas y sanciones que puedan derivarse de este incumplimiento.

Parágrafo 2°. La CREG, siguiendo los lineamientos establecidos en el artículo 13 de este decreto, definirá los mecanismos que permitan a los Agentes que atiendan a la Demanda Esencial tener acceso a los contratos de suministro y/o transporte de gas natural a que se refiere este artículo.

Parágrafo 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.

Artículo 6°. Administración del Gas Natural de Propiedad del Estado y de las Participaciones de la ANH. En la celebración de contratos u operaciones de cualquier naturaleza que la ANH celebre para la administración del Gas Natural de Propiedad del Estado y de las Participaciones de la ANH, deberá tener en cuenta los siguientes lineamientos:

• 1. Que dichos contratos u operaciones no tengan por objeto aumentar la concentración en la oferta de gas natural en el mercado. Para este efecto la ANH podrá, entre otros, acordar con cada productor en los contratos de explotación de hidrocarburos el recaudo y la comercialización del Gas Natural de propiedad del Estado y de las Participaciones de la ANH, en proporción a la participación que le corresponda.

• 1. 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.

• 1. 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.

• 1. Que el Gas Natural de Propiedad del Estado y de las Participaciones de la ANH se destine prioritariamente a la atención de la demanda interna de este combustible para el aseguramiento del abastecimiento nacional.

Parágrafo. Los contratos u operaciones de cualquier naturaleza a los que se refiere este artículo que se encuentren vigentes en la fecha de expedición del presente decreto se seguirán ejecutando en los términos inicialmente acordados, pero en el evento de que se prorrogue su vigencia, dicha prórroga deberá sujetarse a lo previsto en este artículo.

Artículo 7°. 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.

Artículo 8°. Consumo de gas natural por productores. El productor o productor-comercializador declarará en los términos previstos en el artículo 9° de este decreto las cantidades diarias promedio mes de gas natural, medidas en GBTUD, de las que sea propietario y que sean destinadas para su propio consumo.

Parágrafo. Si las cantidades de gas natural declaradas en este artículo llegaran a ser ofrecidas para la venta por el productor o por el productor-comercializador, total o parcialmente, estas se someterán a los mecanismos y procedimientos de comercialización de que trata el artículo 11 de este decreto.

Artículo 9°. 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° y 8° del presente decreto. Así mismo, el productor que sea el operador del campo declarará: (i) el PP de cada campo, y (ii) el porcentaje de participación de los productores y el Estado en la producción de hidrocarburos de dicho campo o de aquellos de explotación integrada.

Tal declaración deberá presentarse desagregada mensualmente, a más tardar, el 31 de marzo de cada año o cuando así lo determine el MME para un 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 6° del presente decreto, comercialice el Gas Natural de Propiedad del Estado proveniente de Regalías y/o de las Participaciones de la ANH deberá declararlo en los términos del presente artículo.

Parágrafo 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.