Capitulo 2.

Aseguramiento Del Abastecimiento de Gas Natural

Artículo 2.2.2.2.1.  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 1o. La CREG determinará los protocolos operativos que considere necesarios con el fin de establecer la forma en que se realizará la entrega física del gas natural asignado conforme la prioridad señalada en este artículo. Igualmente, la CREG establecerá los mecanismos para remunerar los servicios de transporte de gas natural requeridos para abastecer la demanda teniendo en cuenta a la prioridad definida en este artículo.

Parágrafo 2o El usuario al que se le asigne gas natural de un productor-comercializador o de un agente importador de gas con el que no tenga contrato firme no podrá nominar una cantidad de gas superior a la que requiera. En caso de que tenga excedentes tras la asignación, no podrá ofrecerlos en el mercado secundario. Lo mismo se predicará del servicio de transporte cuando se asigne a un remitente con el que un transportador no tiene contrato firme.

Parágrafo 3o. La declaratoria del periodo de Insalvables Restricciones en la Oferta de Gas Natural o Situaciones de Grave Emergencia No Transitorias, por la ocurrencia de un evento propio del ámbito de acción de un productor, transportador o comercializador, no lo eximirá del cumplimiento de sus obligaciones contractuales, salvo que dicho suceso obedezca a un evento de fuerza mayor, caso fortuito, causa extraña o a un evento eximente de responsabilidad conforme a lo dispuesto en la regulación vigente.

Parágrafo 4o. El gas natural que se importe para soportar obligaciones de energía firme de plantas termoeléctricas estará excluido de la aplicación de este artículo, salvo que (i) el gas natural de las otras fuentes de suministro no permita cubrir totalmente la demanda de usuarios residenciales y pequeños usuarios comerciales inmersos en la red de distribución; y siempre y cuando, (ii) no se ponga en riesgo el suministro de gas natural con destino a las generaciones de seguridad y al cumplimiento de las obligaciones de energía firme de las plantas que soportan dichas obligaciones con la mencionada fuente.

En este evento, los excedentes del gas natural importado se destinarán prioritariamente a cubrir el faltante de los usuarios residenciales y pequeños usuarios comerciales inmersos en la red de distribución.

(Decreto 880 de 2007, art. 2°, modificado por el Decreto 2345 de 2015, art. 3°)

Artículo 2.2.2.2.2. Asignación de los volúmenes y/o capacidad de transporte de gas natural entre los agentes que tienen el mismo nivel de prioridad.
(Decreto 880 de 2007, art 3°, Derogado por el artículo 8° del decreto 2345 de 2015)

Artículo 2.2.2.2.3. Orden de atención para condición crítica en el mercado mayorista de electricidad.
(Decreto 880 de 2007, art 4°, Derogado por art. 8° del Decreto 2345 de 2015)

Artículo 2.2.2.2.4.  Orden de atención de la demanda de gas natural entre los agentes tratándose de Racionamiento programado de Gas Natural o de Energía  EléctricaCuando  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, art. 5°; modificado por el Decreto 4500 del 2009, art. 1°)
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, art. 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, art. 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, art. 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, art. 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, art. 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 ésta 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 ésta establezca para el efecto, la información sobre la aplicación de lo dispuesto en este Decreto.

 Parágrafo  1º.  Las  publicaciones  a  que  hace  referencia  este  artículo,  serán realizadas  por  los  Productores-Comercializadores,  los  Comercializadores,  losTransportadores 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, art. 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, art. 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, art 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, art 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, art. 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, art 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, art. 4°)

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, art 5°)

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, art 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 art. 2º)

Artículo 2.2.2.2.19.          Certificación  y  publicación  de  las  reservas.  Los productores continuarán presentando a la ANH la certificación de sus Reservas de Gas Natural expedida por un organismo especializado y reconocido en la prestación de este servicio, conforme a los criterios y procedimientos expedidos por la ANH para el efecto.

La ANH deberá publicar la información consolidada de Reservas de Gas Natural y de petróleo y desagregadas por campo y ubicación geográfica, dentro de los ciento cincuenta (150) días calendario siguientes al inicio de cada año, con corte a
31 de diciembre del año anterior.

(Decreto 2100 de 2011, art 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, art 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, art 9°)

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, art 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, art 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, art 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, art 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, art 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, art 15°)

Artículo 2.2.2.2.28.   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.

 (Decreto 2100 de 2011, art 17°, modificado por el Decreto 2345 de 2015, art. 4°)
Artículo 2.2.2.2.29.        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.
(Decreto 2100 de 2011, art 18°, modificado por el Decreto 2345 de 2015, art. 5°)

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, art 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 art 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, art 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, art 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, art 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, art 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°. 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

(Modificado por el Decreto 2345 de 2015, art. 6°)

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, art 26°)

Artículo 2.2.2.2.38.          Costo    de    oportunidad    del    gas    natural    de exportación objeto de interrupción. Cuando para atender la demanda nacional de gas natural para consumo interno se deban suspender los compromisos en firme de exportación, a los productores y/o productores comercializadores se les reconocerá el costo de oportunidad del gas natural dejado de exportar. Las cantidades de gas natural de exportación que sean objeto de interrupción deberán ser adquiridas por los Agentes Operacionales que no hayan podido cumplir sus contratos de suministro y/o no cuenten con contratos Firmes o que Garantizan Firmeza y las requieran para la atención de su demanda. La anterior obligación no aplicará para los Agentes Operacionales que cuenten con contratos de suministro con firmeza condicionada a interrupción de exportaciones.

El costo de oportunidad del gas natural dejado de exportar será asumido por los Agentes Operacionales a quienes se les hayan suplido sus faltantes de suministro. El reconocimiento del costo de oportunidad de dicho gas será determinado por la CREG según metodología que incluya, entre otros: (i) el precio del gas natural que deja de percibir el productor y/o productor-comercializador por no vender su gas en  el  exterior;  y  (ii)  las  compensaciones  que  deba  pagar  el  productor  y/o productor-comercializador por no honrar su Contrato Firme de Exportación. La CREG adicionalmente, determinará el mecanismo mediante el cual se realizará el pago de este costo al Agente Exportador por parte de los Agentes Operacionales a quienes se les haya suplido sus faltantes de suministro y la forma en que dicho costo será asumido por el Agente.

(Decreto 2100 de 2011, art 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, art 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, art 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, art 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, art. 1)

Artículo 2.2.2.2.43.  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.

(Decreto 2245 de 2015, art. 7°)

Artículo 2.2.2.2.44.  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. 

(Decreto 2245 de 2015, art. 7°)