MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA

Transcripción

1 República de Colombia. MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA DECRETO No. ( ) 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 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 conforme al Artículo 2 de la Constitución Política, son fines esenciales del Estado: servir a la comunidad, promover la prosperidad general y garantizar la efectividad de los principios, derechos y deberes consagrados en la Constitución. Que el Artículo 365 ibídem establece que los servicios públicos son inherentes a la finalidad social del Estado y es deber de éste asegurar su prestación eficiente a todos los habitantes del territorio nacional. Que el Artículo 7º del Código de Petróleos (Decreto Ley 1056 de 1953), sustituido por el 4º 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 domiciliarios esenciales y el Estado intervendrá en los mismos a fin de, entre otros, garantizar la calidad del bien y su disposición final para asegurar el mejoramiento de la calidad de vida de los usuarios, así como su prestación continua, ininterrumpida y eficiente. Que el Artículo 8.2 de la Ley 142 de 1994 establece que es competencia privativa de la Nación asignar y gestionar el uso del gas combustible en cuanto sea económica y técnicamente posible, a través de empresas oficiales, mixtas o privadas. Que, de conformidad con el Numeral 74.1 del Artículo 74 de la Ley 142 de 1994, es función de la CREG regular el ejercicio de las actividades de los sectores de energía y gas combustible para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente y establecer el reglamento de operación para realizar el planeamiento y la coordinación de la operación del sistema interconectado nacional y para regular el funcionamiento del mercado mayorista de energía y gas combustible. Que la Unidad de Planeación Minero Energética - UPME ha identificado posibles faltantes en el suministro de gas natural, según escenarios factibles de reservas disponibles y demanda de gas natural y, por ende, se hace necesario adoptar medidas en orden a garantizar el abastecimiento pleno de la demanda de gas natural en el país en el largo plazo.

2 DECRETO DE Hoja No. 2 de 12 Que el Ministerio de Minas y Energía, con base en los estudios elaborados por la CREG y la Unidad de Planeación Minero Energética - UPME ha determinado la conveniencia de incentivar la importación de gas natural. Que para incentivar 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 tienen características particulares en su proceso de exploración y explotación que requieren de esquemas comerciales que incentiven su desarrollo en el país. Que se ha identificado la necesidad de introducir reformas al sector en orden a incentivar el desarrollo oportuno de infraestructura de suministro y/o transporte de gas natural, así como contar con nuevas fuentes de suministro. Que en cumplimiento de lo previsto en el Artículo 7 de la Ley 1340 de 2009 el proyecto de decreto fue sometido a consideración de la Superintendencia de Industria y Comercio, la cual mediante comunicación radicado XXXXXXX del XXX de XXX de 2011 formuló sus comentarios al respecto. DECRETA: CAPÍTULO I SIGLAS Y DEFINICIONES Artículo 1. Para interpretar el presente Decreto se tendrán en cuenta las siguientes siglas: ANH: Agencia Nacional de Hidrocarburos CREG: Comisión de Regulación de Energía y Gas GBTUD: Giga BTU (British Thermal Unit) por día GNCV: Gas Natural Comprimido Vehicular MME: Ministerio de Minas y Energía MPCD: Millones de Pies Cúbicos por Día PDV: Producción Disponible para la Venta PC: Producción Comprometida PP: Potencial de Producción de un campo UPME: Unidad de Planeación Minero Energética Artículo 2. Definiciones. Para interpretar y aplicar el presente Decreto se tendrán en cuenta las siguientes definiciones: Agentes Operacionales: Son las personas naturales o jurídicas entre las cuales se dan 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 de gas natural. Agente Exportador. Es una persona jurídica que exporta gas natural. Agente Importador. Es una persona jurídica que importa gas natural

3 DECRETO DE Hoja No. 3 de 12 Demanda Esencial: Es aquella demanda para consumo interno que defina el MME y que debe contar con suministro de gas natural con Respaldo Físico. Producción Comprometida de un Productor: Son las cantidades diarias de gas natural que un productor tiene comprometidas en MPCD y GBTUD, con Respaldo Físico, para venta mediante contratos de suministro, en cada campo, por un período de diez (10) años para el mercado nacional o de exportaciones. Además, se entenderán como Producción Comprometida de un Productor: i) Las cantidades mínimas requeridas para la operación del campo, avaladas por la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas Energía o quien haga sus veces en materia de fiscalización de hidrocarburos; ii) Las cantidades mínimas de gas natural requeridas diariamente por Ecopetrol S.A., como combustible, para la operación de las Refinerías de Barrancabermeja y Cartagena, siempre y cuando éstas pertenezcan exclusivamente a Ecopetrol S.A.; dichas cantidades requerirán aval de la Dirección de Gas del Ministerio de Minas Energía; iii) las cantidades de gas metano en depósitos de carbón requeridas como combustible para la operación minera del mismo depósito, avaladas por la Dirección de Gas del Ministerio de Minas Energía, siempre y cuando la condición de explotador de ambos recursos naturales esté radicada en cabeza de la misma persona jurídica; iv) las cantidades mínimas requeridas para el cierre financiero de los proyectos de Gas Natural Licuado LNG avaladas por la ANH. Producción Disponible para la Venta: Son las cantidades diarias promedio año estimadas de gas natural, en MPCD y GBTUD, que el productor estima tendrá disponibles para la venta, en cada campo y proyectadas a diez (10) años. Este pronóstico considera el desarrollo de las reservas probadas, el factor de disponibilidad de las instalaciones existentes y futuras, así como la información técnica de los yacimientos. Para cada campo la sumatoria de la Producción Disponible para la Venta debe ser igual al Potencial de Producción del Campo menos la sumatoria de la Producción Comprometida por los asociados o socios de dicho campo y menos las regalías y participaciones de la ANH. Gas Natural de Propiedad del Estado proveniente de Regalías y de las participaciones de la ANH: Es el que recibe el Estado a título de regalía y/o como participación en la propiedad del recurso en los contratos de exploración y explotación de hidrocarburos. Intercambios Comerciales Internacionales: Son las exportaciones e importaciones de gas natural. Infraestructura de Regasificación: Instalación que permite convertir gas natural en estado líquido a gas natural en estado gaseoso.. Interconexión Internacional de Gas Natural: Es un gasoducto o grupo de gasoductos dedicados exclusivamente a la importación o exportación de gas natural, que pueden estar o no, conectado físicamente al Sistema Nacional de Transporte de Gas Natural y que no hacen parte de dicho Sistema. Potencial de Producción de gas natural de un campo determinado: Es el pronóstico de las cantidades de producción diarias de gas natural a la tasa máxima eficiente de recobro de un campo en MPCD y GBTUD proyectadas a diez (10) años; descontando las cantidades de gas natural requeridas para la operación del campo, avaladas por la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía o quien haga sus veces en materia de fiscalización y debe ser declarado por el Productor que funja como Operador del campo.

4 DECRETO DE Hoja No. 4 de 12 Respaldo Físico: Es la garantía de que se cuenta materialmente con el gas natural requerido para cumplir compromisos contractuales, desde el momento en que se inicien las entregas hasta el cese de las mismas. Reservas Probadas de Gas Natural: Son las cantidades de gas natural que, de acuerdo con el análisis de la información geológica y de ingeniería, se estima, con razonable certeza, que podrán ser comercialmente recuperadas, a partir de una fecha dada, desde acumulaciones conocidas y bajo las condiciones económicas, operacionales y regulaciones gubernamentales existentes. Estas pueden clasificarse en Reservas Probadas Desarrolladas y Reservas probadas no Desarrolladas. En general, las acumulaciones de gas natural en cantidades determinadas se consideran reservas probadas a partir de la declaración de comercialidad. Sistema Nacional de Transporte de Gas Natural: Es el conjunto de gasoductos, 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/o con los Sistemas de Almacenamiento. Yacimiento Convencional de Gas: Yacimientos donde se presentan acumulaciones de hidrocarburos en trampas estratigráficas y/o estructurales. Yacimiento No Convencional de Gas. Yacimientos donde la acumulación es predominantemente regional, extensa y la mayoría de las veces independiente de trampas estratigráficas o estructurales. Los Yacimientos No Convencionales típicos incluyen las arenas compactas de gas, carbonatos compactos, gas de capas de carbón, hidrocarburos de carbonatos y/o areniscas naturalmente fracturadas, arenas bituminosas y gas de lutitas. Entre estos gases se suelen incluir: i) los gases extraídos de arenas de baja permeabilidad o gas en arenas compactas (tight sands); ii) los gases presentes en arcillas bituminosas o gas en esquistos (gas shales); y iii) el gas metano en depósitos de carbón (coalbed natural gas, coalbed gas methane o natural gas in coal). Artículo 3. Ámbito de aplicación: Este Decreto aplica a todos los productores de gas, los Agentes Operacionales, al Agente Importador, al Agente Exportador y al Comercializador de GNCV. CAPÍTULO II DEL ABASTECIMIENTO Y CONFIABILIDAD DEL SERVICIO DE GAS NATURAL Artículo 4. Obligación de atención prioritaria. Los productores, los productores comercializadores, los transportadores, los comercializadores y los Agentes Exportadores tienen la obligación de atender de manera prioritaria la demanda de gas natural para consumo interno. Artículo 5. Destinación del Gas Natural de propiedad del Estado. El Gas Natural de Propiedad del Estado colombiano se destinará prioritariamente a la atención de la demanda interna de este combustible, bajo esquemas que promuevan la competencia en el mercado. Parágrafo 1. Sin perjuicio de los compromisos adquiridos a la fecha de expedición del presente Decreto, la Agencia Nacional de Hidrocarburos ANH venderá el Gas Natural de Propiedad del Estado proveniente de Regalías y de las Participaciones de la ANH a través de un tercero, escogido mediante un proceso de múltiple concurrencia, y adoptará todas las medidas a su alcance para asegurar que la venta de este

5 DECRETO DE Hoja No. 5 de 12 combustible se ajuste a lo dispuesto en este Artículo, de acuerdo con la regulación que para el efecto establezca la Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG. Artículo 6. Publicación de certificación de las reservas. La Agencia Nacional de Hidrocarburos ANH mediante acto administrativo publicará la información consolidada de Reservas Probadas de Gas Natural y de Petróleo, a más tardar, el primero (1º) de abril de cada año. Artículo 7. Declaración de Producción. Los productores y los productorescomercializadores de gas natural declararán a la Agencia Nacional de Hidrocarburos ANH, con base en toda la información disponible al momento de calcularla, discriminada mensualmente: (i) El Potencial de Producción del campo, conforme a lo establecido en el Artículo 1 de este Decreto; (ii) la Producción Estimada Disponible de Gas para la Venta; y (iii) la Producción Comprometida, debidamente discriminada conforme a lo indicado en el Artículo 1 del presente Decreto. Dicha declaración deberá presentarse, con copia al Ministerio de Minas y Energía, a más tardar el 31 de marzo de cada año o cuando así lo determine el Ministerio de Minas y Energía. En el caso de que un productor no cuente con Producción Estimada Disponible de Gas para la Venta, así deberá declararlo, motivando y documentando suficientemente esta condición. El Productor Comercializador o Comercializador que, de conformidad con lo señalado en el Parágrafo 1 del Artículo 4. del presente Decreto, venda el Gas Natural de Propiedad del Estado proveniente de Regalías y/o de las Participaciones de la ANH deberá declararlo. Parágrafo 1. Toda la información declarada a la ANH conforme a lo previsto en el presente Decreto será analizada, consolidada y publicada por la ANH mediante acto administrativo, dentro de los quince (15) días siguientes a la fecha máxima de recibo de la misma y sólo podrá ser modificada cuando las circunstancias así lo ameriten. Parágrafo 2. La Primera declaración de los Productores y de los Productores- Comercializadores de gas natural a la ANH, deberá ser presentada dentro de los quince (15) días hábiles a la expedición del presente Decreto, con copia al Ministerio de Minas y Energía. Parágrafo 3. La declaración de producción respecto de los campos que se encuentren en pruebas extensas o sobre los cuales no se haya declarado su comercialidad corresponderá al período sobre el cual se cuente con información disponible. Artículo 8. Actualización de la Declaración de Producción. Todos los Agentes 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. La ANH actualizará la publicación de que trata el Parágrafo 2 del Artículo anterior. Artículo 9. Procedimiento de Comercialización de la Producción Disponible para Ofertar. La comercialización, total o parcial, de la Producción Disponible para la Venta declarada, conforme a lo previsto en el Artículo 7 del presente Decreto, se deberá realizar siguiendo el procedimiento de comercialización que establecerá la CREG en concordancia con los lineamientos previstos en este Decreto. Dicho procedimiento será aplicable, además, a los comercializadores puros de gas natural

6 DECRETO DE Hoja No. 6 de 12 Parágrafo 1. Dicho procedimiento deberá promover la búsqueda y desarrollo de nuevas fuentes de suministro, promover la competencia, la formación de precios a través de procesos competitivos que reflejen el costo de oportunidad del recurso, la generación de información oportuna y suficiente para los Agentes; privilegiar la atención de la demanda esencial y que controle el abuso de posición dominante. Parágrafo 2. Mientras la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG expide el procedimiento de comercialización de que trata este Artículo, se aplicará el procedimiento establecido en la Resolución CREG 095 de 2008, modificada por la Resoluciones CREG 045 y 147 de Parágrafo 3. El procedimiento de comercialización de que trata el presente Artículo no se aplicará respecto de la producción de los campos que se encuentren en pruebas extensas o sobre los cuales no se haya declarado su comercialidad, la cual se realizará en las condiciones que el productor de gas defina. No obstante, si estos productores así lo deciden, podrán aplicar el procedimiento de comercialización establecido por la CREG. Artículo 10. Normalización de Contratos de Suministro. La CREG diseñará las formas contractuales para el suministro de gas natural, estableciendo los requisitos mínimos respecto de cada una de ellas, con el fin de homogenizar los productos que se comercializan en el mercado o mercados de gas natural a través de dichos contratos. Artículo 11. Incentivos a la producción de Gas proveniente de Yacimientos No Convencionales. Los Productores o Productores-Comercializadores de Campos de Gas Natural 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 la materia. Parágrafo 1. Los productores de Yacimientos No Convencionales podrán comercializar su gas en las condiciones que ellos definan, sujetándose en lo pertinente a las formas contractuales de suministro que defina la CREG. No obstante, si estos productores así lo deciden, podrán aplicar el procedimiento de comercialización establecido por la CREG. Parágrafo 2. El Ministerio de Minas y Energía y el ANH podrá implementar incentivos adicionales a los previstos en este Artículo para promover la explotación y comercialización de Gas proveniente de Yacimientos No Convencionales. Artículo 12. Reglamentación y Contratación de Campos de Gas Natural No Convencionales. El Ministerio de Minas y Energía, en un plazo no mayor a seis (6) meses siguientes a la entrada en vigencia del presente Decreto, expedirá las normas técnicas para la exploración y explotación de Campos de Gas Natural No Convencionales y reglas de coexistencia con actividades mineras, considerando la especificidad técnica de esta actividad. Así mismo, la ANH en un plazo no mayor a seis (6) meses, transcurridos a partir de la entrada en vigencia del presente Decreto, adoptará un reglamento para la contratación de áreas para la exploración y explotación de Campos de Gas Natural No Convencionales, incluyendo un modelo de contrato específico para esta actividad. Artículo 13. Incentivos a la producción de gas proveniente de campos menores. Los productores de Yacimientos Convencionales de gas natural con capacidad de producción inferior a 30 MPCD podrán comercializar su gas en las condiciones que ellos mismos definan. No obstante deberán sujetarse a las formas contractuales de

7 DECRETO DE Hoja No. 7 de 12 suministro que defina la CREG. Así mismo, si estos productores así lo deciden, podrán aplicar el procedimiento de comercialización establecido por la CREG. Artículo 14. Plan Indicativo de Abastecimiento. Con el objeto de orientar las decisiones de los Agentes y de la Nación con el objeto de asegurar la satisfacción de la demanda nacional de gas natural, la UPME elaborará para aprobación del Ministerio de Minas y Energía, teniendo en cuenta la información de que trata el Artículo 7 de este Decreto, un plan indicativo de abastecimiento de gas natural por un período de diez (10) años, el cual será actualizado anualmente o cuando el Ministerio de Minas y Energía así lo solicite. Este plan será elaborado en concordancia con el Plan Nacional de Desarrollo y considerará entre otros, el comportamiento proyectado de la demanda de gas, las reservas y la infraestructura de transporte. Parágrafo. Los Agentes Operacionales que desarrollen proyectos de infraestructura de transporte identificados por la Unidad de Planeación Minero Energética - UPME en el Plan de Abastecimiento deberán remitir a la Dirección de Gas del Ministerio de Minas y Energía un informe sobre el avance de los proyectos en los términos que éste defina. Artículo 15. Inversiones para Asegurar la Confiabilidad del Servicio. Los transportadores, los distribuidores y/o cualquier otro Agente Operacional que establezca la Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG 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. La Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG establecerá los criterios de confiabilidad que deberán asegurarse para el cubrimiento de la demanda de los usuarios finales del servicio y establecerá el esquema tarifario que debe remunerar las inversiones eficientes que para el efecto presenten los Agentes a los que se refiere este Artículo. Artículo 16. Almacenamiento Subterráneo en Campos de Hidrocarburos. El Ministerio de Minas y Energía y la ANH evaluarán 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. CAPÍTULO III DE LA COORDINACIÓN OPERATIVA Y COMERCIAL DEL SISTEMA, LOS PROTOCOLOS Y ACUERDOS Artículo 17. Gestor del Mercado de Gas Natural. Se contará con un Gestor del Mercado de Gas Natural responsable de recopilar, analizar y publicar información sobre las condiciones operativas y los planes de expansión de la infraestructura de suministro y de transporte de gas natural; recopilar y publicar información comercial de los mercados de gas natural y de transporte de este combustible; administrar los mercados de gas natural y de transporte, en los términos que establezca la Comisión de Regulación de Energía y Gas -CREG; y, desarrollar las demás actividades que ésta defina. Parágrafo 1. El Gestor del Mercado de Gas Natural será una persona jurídica seleccionada por el Ministerio de Minas y Energía a través del mecanismo de convocatoria pública diseñada por la CREG.

8 DECRETO DE Hoja No. 8 de 12 Parágrafo 2. La CREG establecerá la metodología para seleccionar y remunerar los servicios prestados por el Gestor del Mercado de Gas Natural, la cual deberá ajustarse en la medida en que la CREG le asigne otras obligaciones no previstas en desarrollo del proceso de convocatoria. Artículo 18. Requisitos del Gestor del Mercado de Gas Natural. El Gestor del Mercado de Gas natural deberá cumplir con los siguientes requisitos mínimos: (i) (ii) (iii) (iv) No podrá ser un Agente Operacional; No podrá tener vinculación económica con los Agentes Operacionales actuales, ni con los que se lleguen a constituir como tales en el futuro; Deberá incorporar en sus estatutos reglas que garanticen la neutralidad, la transparencia, la objetividad y la independencia en el desarrollo de sus funciones; Deberá contar con solidez financiera y experiencia comprobada en las actividades que deberá desarrollar. Artículo 19. Protocolos y Acuerdos Operativos. El Consejo Nacional de Operación de Gas Natural CNO gas desarrollará los protocolos operativos acordes con las mejores prácticas internacionales, con el fin de establecer los principios y reglas básicos que deben regir para: i) la operación del Sistema Nacional de Transporte, ii) la programación de mantenimientos y/o intervenciones a la infraestructura de suministro y transporte de gas natural, que impliquen la suspensión del servicio, en coordinación con el Centro Nacional de Despacho del Sistema Interconectado Nacional Eléctrico - CND, iii) la coordinación de los Agentes Operacionales para el manejo de emergencias y/o las situaciones de Racionamiento Programado. El CNO gas someterá a consideración de la CREG los respectivos protocolos operativos. La CREG contará con noventa (90) días para pronunciarse y, si lo considera pertinente, expedir el acto administrativo correspondiente. Igual procedimiento aplicará para los Acuerdos Operativos que defina el CNO gas. CAPÍTULO IV DE LAS EXPORTACIONES E IMPORTACIONES DE GAS NATURAL Artículo 20. Naturaleza de las Exportaciones e Importaciones de gas natural. Las actividades de exportación e importación de gas natural no constituyen servicio público domiciliario ni actividades complementarias al mismo, de manera que no se rigen por la Ley 142 de Sin perjuicio de lo anterior, la comercialización de gas natural importado con destino a la atención del servicio público domiciliario de gas natural se sujetará íntegramente a la Ley 142 de 1994, a la reglamentación y regulación vigente. Artículo 21. De las Interconexiones Internacionales de Gas Natural. Los Agentes Exportadores o Importadores que comercialicen gas natural podrán construir, administrar, operar y mantener la infraestructura que se requiera 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 1. Si para realizar la exportación o importación de gas natural se utilizan tramos que hagan parte del Sistema Nacional de Transporte de Gas Natural, deberá cumplirse con lo previsto en el Reglamento Único de Transporte RUT y con la regulación tarifaria aplicable. Parágrafo 2. Cuando la infraestructura de interconexiones internacionales sea utilizada tanto para las exportaciones como para las importaciones de gas natural, el Ministerio

9 DECRETO DE Hoja No. 9 de 12 de Minas y Energía promoverá la celebración de acuerdos bilaterales en busca de un tratamiento equitativo para el país, cuando a ello haya lugar. Artículo 22. Libertad de Exportaciones de gas natural. Los Agentes Exportadores podrán asumir libremente compromisos de exportación de gas natural. Parágrafo 1. El Ministerio de Minas y Energía limitará la libre disposición de las reservas de gas natural para asumir compromisos de exportación cuando se pueda ver comprometido el abastecimiento pleno de la demanda nacional de gas natural. Para este efecto, diseñará un indicador que considere, entre otros aspectos, las reservas de gas natural, el comportamiento de la demanda en el corto y mediano plazo y las importaciones de gas natural. Dicho indicador será calculado anualmente a partir de junio 30 de 2011 y publicado por el Ministerio de Minas y Energía. Artículo 23. Obligación de Información de Exportaciones de Gas Natural. Una vez perfeccionados los contratos de exportación, se enviará copia de los mismos al Ministerio de Minas y Energía para su información. Cada vez que los contratos de exportación sean modificados se informará al Ministerio con los documentos respectivos que den cuenta de tal modificación. Respecto de la información a que se refiere este Artículo el Ministerio 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. Artículo 24. Los comercializadores que pretendan vender gas importado con destino a la atención de la demanda nacional para consumo interno declararán a la ANH, con copia al Ministerio de Minas y Energía, las cantidades diarias promedio año de gas natural en MPCD y en GBTUD disponibles para la venta y las cantidades de gas comprometidas, correspondientes al período respecto del cual cuenten con información disponible, en los mismos términos establecidos en el Artículo 7 de este Decreto. Artículo 25. 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 de exportación con Respaldo Físico en el mercado primario, se reconocerá el costo de oportunidad del gas natural al Agente Exportador. 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. 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 por no vender su gas en el exterior; y ii) las compensaciones que deba pagar el Agente Exportador por no honrar su contrato con Respaldo Físico. Parágrafo 1. 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, en proporción al gas natural de exportación que les haya sido suministrado. Artículo 26. Libre Acceso a la Interconexiones Internacionales de Gas Natural. En aplicación de lo previsto en el Artículo 47 del Código de Petróleos, los transportadores en las Interconexiones Internacionales de gas natural deberán dar acceso sin discriminación a otros Agentes que requieran de dicha infraestructura para la exportación o importación de gas natural mientras exista sobrante efectivo de capacidad transportadora y, 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. Los Agentes

10 DECRETO DE Hoja No. 10 de 12 sólo podrán ejercer su derecho de acceso abierto a dicha infraestructura mediante la celebración del contrato respectivo. Parágrafo 2. Cuando las partes no lleguen a un acuerdo sobre la capacidad efectiva transportadora no utilizable, el asunto se someterá a la decisión del Ministerio de Minas y Energía. Artículo 27. Acceso Abierto a la Infraestructura de Regasificación. Los operadores de la Infraestructura de Regasificación deberán permitir el acceso abierto a los Agentes que requieran de dicha infraestructura para la importación de gas natural, siempre y cuando se cumplan con las siguientes condiciones: (i) Se cuente con capacidad disponible para ser contratada por el Agente. (ii) No se interfiera ni se ponga en riesgo el cumplimiento de los contratos vigentes por asumir nuevos compromisos contractuales con el Agente. Parágrafo 1. Los Agentes sólo podrán ejercer el derecho de acceso abierto a la infraestructura de Regasificación mediante la celebración del contrato respectivo con el operador. Parágrafo 2. Cuando las partes no lleguen a un acuerdo sobre el acceso a la Infraestructura de Regasificación, el asunto se someterá a la decisión del Ministerio de Minas y Energía. Para este efecto, el Ministerio podrá solicitar concepto de la Comisión de Regulación de Energía y Gas. Artículo 28. Modificaciones y Derogatorias. Se derogan los Decretos 3428 de 2003, 2687 y 4670 de 2008 y 1514, 2730 y 2807 de Artículo 29. El presente Decreto rige a partir de la fecha de su publicación. PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE Dado en Bogotá, a los CARLOS RODADO NORIEGA Ministro de Minas y Energía