Subtipo: DECRETO ÚNICO
El Presidente de la República de Colombia, en desarrollo de la facultad contenida en el numeral 11 del artículo 189 de la Constitución Política, y
CONSIDERANDO:
Que la producción normativa ocupa un espacio central en la implementación de políticas públicas, siendo el medio a través del cual se estructuran los instrumentos jurídicos que materializan en gran parte las decisiones del Estado.
Que la racionalización y simplificación del ordenamiento jurídico es una de las principales herramientas para asegurar la eficiencia económica y social del sistema legal y para afianzar la seguridad jurídica.
Que constituye una política pública gubernamental la simplificación y compilación orgánica del sistema nacional regulatorio.
Que la facultad reglamentaria incluye la posibilidad de compilar normas de la misma naturaleza.
Que por tratarse de un decreto compilatorio de normas reglamentarias preexistentes, las mismas no requieren de consulta previa alguna, dado que las normas fuente cumplieron al momento de su expedición con las regulaciones vigentes sobre la materia.
Que la tarea de compilar y racionalizar las normas de carácter reglamentario implica, en algunos casos, la simple actualización de la normativa compilada, para que se ajuste a la realidad institucional y a la normativa vigente, lo cual conlleva, en aspectos puntuales, el ejercicio formal de la facultad reglamentaria.
Que en virtud de sus características propias, el contenido material de este decreto guarda correspondencia con el de los decretos compilados; en consecuencia, no puede predicarse el decaimiento de las resoluciones, las circulares y demás actos administrativos expedidos por distintas autoridades administrativas con fundamento en las facultades derivadas de los decretos compilados.
Que la compilación de que trata el presente decreto se contrae a la normatividad vigente al momento de su expedición, sin perjuicio de los efectos ultractivos de disposiciones derogadas a la fecha, de conformidad con el artículo 38 de la Ley 153 de 1887.
Que por cuanto este decreto constituye un ejercicio de compilación de reglamentaciones preexistentes, los considerandos de los decretos fuente se entienden incorporados a su texto, aunque no se transcriban, para lo cual en cada artículo se indica el origen del mismo.
Que las normas que integran el Libro 1 de este Decreto no tienen naturaleza reglamentaria, como quiera que se limitan a describir la estructura general administrativa del sector.
Que durante el trabajo compilatorio recogido en este Decreto, el Gobierno verificó que ninguna norma compilada hubiera sido objeto de declaración de nulidad o de suspensión provisional, acudiendo para ello a la información suministrada por la Relatoría y la Secretaría General del Consejo de Estado.
Que con el objetivo de compilar y racionalizar las normas de carácter reglamentario que rigen en el sector y contar con un instrumento jurídico único para el mismo, se hace necesario expedir el presente decreto Reglamentario Único Sectorial.
Por lo anteriormente expuesto,
DECRETA
LIBRO 1.
ESTRUCTURA DEL SECTOR MINERO ENERGÉTICO
PARTE 1.
SECTOR CENTRAL
TÍTULO 1
CABEZA DEL SECTOR
Artículo 1.1.1.1.1 Objetivo. El Ministerio de Minas y Energía tiene como objetivo formular, adoptar, dirigir y coordinar las políticas, planes y programas del Sector de Minas y Energía.
(Decreto 381 de 2012, artículo 1°)
PARTE 2.
SECTOR DESCENTRALIZADO
TÍTULO 1.
ENTIDADES ADSCRITAS
Artículo 1.2.1.1.1 Objetivo. La Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, tiene como objetivo administrar integralmente las reservas y recursos hidrocarburíferos de propiedad de la Nación; promover el aprovechamiento óptimo y sostenible de los recursos hidrocarburíferos y contribuir a la seguridad energética nacional.
(Decreto 4137 de 2011, artículo 3°)
Artículo 1.2.1.1.3.1. Objeto. El objeto de la Agencia Nacional de Minería, ANM, es administrar integralmente los recursos minerales de propiedad del Estado, promover el aprovechamiento óptimo y sostenible de los recursos mineros de conformidad con las normas pertinentes y en coordinación con las autoridades ambientales en los temas que lo requieran, lo mismo que hacer seguimiento a los títulos de propiedad privada del subsuelo cuando le sea delegada esta función por el Ministerio de Minas y Energía de conformidad con la ley.
(Decreto 4134 de 2011, artículo 3°)
Artículo 1.2.1.1.3.1.1 Objeto. La Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, tiene por objeto regular los monopolios en la prestación de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible, cuando la competencia no sea, de hecho, posible; y, en los demás casos, la de promover la competencia entre quienes presten servicios públicos, para que las operaciones de los monopolistas o de los competidores sean económicamente eficientes, no impliquen abusos de la posición dominante, y produzcan servicios de calidad. Igualmente tiene por objeto expedir la regulación económica para las actividades de la cadena de combustibles líquidos derivados de hidrocarburos, en los términos y condiciones señalados en la Ley.
(Decreto 1260 de 2013, artículo 2°)
Artículo 1.2.1.1.5. Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas para las Zonas no Interconectadas (IPSE).
Artículo 1.2.1.1.5.1 Objeto. El Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas para las Zonas no Interconectadas, IPSE, tendrá por objeto identificar, promover, fomentar, desarrollar e implementar soluciones energéticas mediante esquemas empresariales eficientes, viables financieramente y sostenibles en el largo plazo, procurando la satisfacción de las necesidades energéticas de las Zonas no Interconectadas, ZNI, apoyando técnicamente a las entidades definidas por el Ministerio de Minas y Energía.
(Decreto 257 de 2004, artículo 4°)
Artículo 1.2.1.1.6.1 Objeto. Como consecuencia del cambio de naturaleza, el Servicio Geológico Colombiano tiene como objeto realizar la investigación científica básica y aplicada del potencial de recursos del subsuelo; adelantar el seguimiento y monitoreo de amenazas de origen geológico; administrar la información del subsuelo; garantizar la gestión segura de los materiales nucleares y radiactivos en el país; coordinar proyectos de investigación nuclear, con las limitaciones del artículo 81 de la Constitución Política, y el manejo y la utilización del reactor nuclear de la Nación.
(Decreto 4131 de 2011, artículo 3°)
Artículo 1.2.1.1.7 Objeto. La Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), tendrá por objeto planear en forma integral, indicativa, permanente y coordinada con los agentes del sector minero energético, el desarrollo y aprovechamiento de los recursos mineros y energéticos; producir y divulgar la información requerida para la formulación de política y toma de decisiones; y apoyar al Ministerio de Minas y Energía en el logro de sus objetivos y metas.
(Decreto 1258 de 2013, artículo 3°)
TÍTULO 2
ENTIDADES VINCULADAS
Artículo 1.1.2 2.11. Empresa de Energía del Archipiélago de San Andrés, Providencia y Santa Catalina S. A. E.S.P. - EEDAS S. A. ESP
Artículo 1.1.2 2.12. Generadora y Comercializadora de Energía del Caribe S. A. E.S.P - Gecelca S. A. E.S.P.
Artículo 1.1.2 2.15. Corporación Eléctrica de la Costa Atlántica, Corelca S. A. E.S.P. en Liquidación.
LIBRO 2.
RÉGIMEN REGLAMENTARIO DEL SECTOR MINERO ENERGÉTICO
PARTE 1.
DISPOSICIONES GENERALES
TÍTULO 1.
OBJETO Y ÁMBITO DE APLICACIÓN
Artículo 2.1.1.1 Objeto. El objeto de este decreto es compilar la normatividad vigente expedida por el Gobierno Nacional mediante las facultades reglamentarias conferidas por el numeral 11 del artículo 189 de la Constitución Política al Presidente de la República para para la cumplida ejecución de las leyes.
Artículo 2.1.1.2 Ámbito de aplicación. El presente decreto aplica a las entidades del sector Minero Energético y rige en todo el territorio nacional.
PARTE 2.
REGLAMENTACIONES
TÍTULO I.
DEL SECTOR DE HIDROCARBUROS
CAPÍTULO 1.
ACTIVIDADES
SECCIÓN 1
EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS.
Artículo 2.2.1.1.1.1. Definición de yacimientos no convencionales. Para los efectos de la presente Sección se entenderá por yacimiento no convencional la formación rocosa con baja permeabilidad primaria a la que se le debe realizar estimulación para mejorar las condiciones de movilidad y recobro de hidrocarburos.
Parágrafo. Los yacimientos no convencionales incluyen gas y petróleo en arenas y carbonatos apretados, gas metano asociado a mantos de carbón (CBM), gas y petróleo de lutitas (shale), hidratos de metano y arenas bituminosas.
(Decreto 3004 de 2013, artículo 1°)
Artículo 2.2.1.1.1.2. Competencia del Ministerio para reglamentar las actividades de exploración y explotación de yacimientos no convencionales. Dentro del término de seis (6) meses contados a partir del 26 de diciembre de 2013, el Ministerio de Minas y Energía, de acuerdo con sus competencias, expedirá las normas técnicas y procedimientos en materia de integridad de pozos, estimulación hidráulica, inyección de agua de producción, fluidos de retorno y sobre otras materias técnicas asociadas a la exploración y explotación de los yacimientos no convencionales, para adelantar actividades de exploración y explotación de hidrocarburos en los citados yacimientos, a excepción de las arenas bituminosas e hidratos de metano.
Parágrafo. Las normas que expida el Ministerio de Minas y Energía deberán ser observadas sin perjuicio del cumplimiento de las obligaciones de carácter ambiental establecidas por las autoridades competentes.
(Decreto 3004 de 2013, artículo 2°)
Artículo 2.2.1.1.1.3. Notificaciones Organización Mundial del Comercio. Para efectos de la expedición de la reglamentación de que trata el artículo precedente, el Ministerio de Minas y Energía deberá adelantar previamente las notificaciones correspondientes a la Organización Mundial del Comercio (OMC), en cumplimiento de lo establecido en el Acuerdo sobre Obstáculos Técnicos al Comercio (OTC).
(Decreto 3004 de 2013, artículo 3°)
Artículo 2.2.1.1.1.4. Acuerdos operacionales e intervención del Ministerio de Minas y Energía. El Ministerio de Minas y Energía, dentro del término de veinticuatro (24) meses contados a partir del 26 de diciembre de 2013, revisará y ajustará las normas que establecen el procedimiento, términos y condiciones que deberán observar los titulares mineros y los contratistas de hidrocarburos para llevar a cabo acuerdos operacionales ante la existencia de superposición parcial o total en las actividades de exploración y explotación de recursos naturales no renovables de manera concurrente, así como la intervención de la citada Entidad en estos eventos. En consecuencia, hasta tanto se expida la normatividad pertinente continuarán siendo aplicables las disposiciones que regulan los mencionados procedimientos.
(Decreto 3004 de 2013, artículo 4°, modificado por el Decreto 2638 artículo 1°)
Artículo 2.2.1.1.1.5. Estándares y normas para la Exploración y Explotación de los Yacimientos convencionales continentales y costa afuera. Las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos en yacimientos convencionales continentales y costa afuera deberán observar los estándares y normas técnicas nacionales e internacionales y especialmente las recomendadas por el AGA, API, ASTM, NFPA, NTCICONTEC, RETIE o aquellas que las modifiquen o sustituyan.
(Decreto 1616 de 2014, artículo 1°)
Artículo 2.2.1.1.1.6. Otras disposiciones aplicables a la exploración y explotación de yacimientos convencionales continentales y costa afuera. Las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos en yacimientos convencionales continentales y costa afuera se encuentran sujetas a las disposiciones relativas a la protección de los recursos naturales, del medioambiente, de salubridad y de seguridad industrial, así como el Convenio 174 de la OIT y todos aquellos que los modifiquen.
(Decreto 1616 de 2014, artículo 2°)
Artículo 2.2.1.1.1.7. Competencia del Ministerio para desarrollar y ajustar las actividades de exploración y explotación de yacimientos convencionales continentales y costa afuera. Dentro del término de doce (12) meses contados a partir del 28 de agosto de 2014, el Ministerio de Minas y Energía de acuerdo con sus competencias, revisará, ajustará y/o expedirá las normas técnicas y procedimientos que en materia de exploración y explotación de hidrocarburos en yacimientos convencionales continentales y costa afuera (en aguas someras, profundas y ultraprofundas), deberán observar los operadores de bloques autorizados por la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) y demás contratos vigentes o aquellos que se suscriban, aplicando las mejores prácticas y teniendo en cuenta los aspectos técnicos, operativos, ambientales y administrativos.
Parágrafo. Las normas que expida el Ministerio de Minas y Energía deberán ser observadas sin perjuicio del cumplimiento de las obligaciones de carácter ambiental establecidas por las autoridades competentes.
(Decreto 1616 de 2014, artículo 3°)
Artículo 2.2.1.1.1.8. Notificaciones a la Organización Mundial del Comercio. Para efectos de la expedición de la reglamentación de que trata el artículo precedente, el Ministerio de Minas y Energía deberá adelantar previamente las notificaciones correspondientes a la Organización Mundial del Comercio (OMC), en cumplimiento de lo establecido en el Acuerdo sobre Obstáculos Técnicos al Comercio (OTC)
(Decreto 1616 de 2014, artículo 4°)
Artículo 2.2.1.1.1.9. Usos del petróleo crudo y/o sus mezclas. A partir del primero de febrero de 2004 y con criterios de autoabastecimiento energético y de uso racional y eficiente de la energía, el petróleo crudo y/o sus mezclas que se explote en el territorio nacional y que se destine para consumo interno, solamente podrá ser utilizado para refinación.
Parágrafo 1°. Los refinadores comprarán el petróleo crudo y/o sus mezclas que se explote en el territorio nacional y que se destine para consumo interno, a precios de referencia internacional acordados entre las partes.
Parágrafo 2°. La restricción señalada en el presente artículo no aplica para crudos y/o mezclas de crudos con calidad igual o inferior a 14 grados API, excepto en lo relacionado con el contenido de azufre de que trata el Decreto Reglamentario Único del Sector Ambiente, sección “de las emisiones contaminantes”, o la norma que lo aclare, modifique o derogue.
No obstante lo anterior, toda persona natural o jurídica que se encuentre interesada en la comercialización de dicho crudo y/o las mezclas que lo contengan, deberá solicitar autorización al Ministerio de Minas y Energía y cumplir respecto de su almacenamiento, manejo y distribución, las disposiciones contenidas en la sección “Distribución de combustibles del presente decreto, o las normas que los aclaren, modifiquen o deroguen.
La autorización mencionada en el inciso anterior deberá solicitarse a la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía, dentro de los dos (2) meses siguientes al 25 de enero de 2005 y debe contener tanto la información establecida en las normas reglamentarias, como la relacionada con la calidad, proceso de mezcla, procedencia y destino de los productos a comercializar.
El Ministerio de Minas y Energía revisará la documentación presentada, inspeccionará las instalaciones y se pronunciará dentro de los treinta (30) días siguientes al recibo de la solicitud. En caso de que dicho Ministerio formule observaciones relacionadas con:
i) Adecuación de las instalaciones a lo exigido en las normas técnicas;
ii) Incumplimiento a lo establecido en los Planes de Ordenamiento Territorial (POT) del respectivo municipio;
iii) Incumplimiento de distancias de seguridad con respecto a sitios de alta densidad poblacional; el interesado deberá ejecutar las obras necesarias tendientes a la adecuación de las instalaciones o al traslado de las mismas, según corresponda. En ningún caso, el cronograma de actividades necesarias para la terminación de las obras o traslado de las instalaciones podrá ser superior a doce (12) meses, contados a partir del 25 de enero de 2005.
Los interesados que dentro de los dos (2) meses señalados en el inciso tercero del presente parágrafo soliciten la autorización, podrán continuar desarrollando sus actividades por el término de doce (12) meses contados a partir del 25 de enero de 2005, observando las medidas de seguridad y calidad que amerita la comercialización del producto, al igual que las disposiciones establecidas respecto del suministro y porte de la guía única de transporte de que habla el parágrafo 3° del presente artículo.
Quienes dentro de los términos previstos en el presente artículo no tramiten la autorización respectiva ante la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía, o no culminen las obras de adecuación o el traslado de las instalaciones exigidas, deberán suspender inmediatamente sus actividades hasta tanto obtengan la respectiva autorización.
Las personas que infrinjan el presente decreto y las demás normas sobre el funcionamiento del servicio público de distribución, transporte y almacenamiento de crudo de calidad igual o inferior a 14 grados API y/o las mezclas que los contengan, estarán sujetos a la imposición, por parte del Ministerio de Minas y Energía, de las siguientes sanciones de conformidad con la naturaleza, efectos, modalidades y gravedad del hecho: Amonestación, multa, suspensión del servicio y cancelación de la autorización, de acuerdo con lo establecido en la sección “Sanciones” del presente Título o en las normas que lo modifiquen, adicionen o deroguen.
Parágrafo 3°. Las personas naturales o jurídicas que produzcan y/o comercialicen crudo de calidad igual o inferior a 14 grados API y/o las mezclas que lo contengan deberán entregar diligenciada la guía única de transporte en los términos establecidos en el presente decreto, o las normas que lo modifiquen, adicionen o deroguen, al transportador y por intermedio de este al distribuidor mayorista o al usuario final, según corresponda, al momento de la entrega del producto.
Una vez vencidos los plazos y/o condiciones señalados en el parágrafo 2° del presente artículo, solo podrán entregar la guía única de transporte aquellos agentes debidamente habilitados para el efecto por el Ministerio de Minas y Energía-Dirección de Hidrocarburos
(Decreto 3683 de 2003, artículo 23, parágrafos 2° y 3 modificados por el Decreto 139 de 2005, arts. 1° y 2° respectivamente.)
JURISPRUDENCIA [Mostrar]
LEGISLACIÓN ANTERIOR [Mostrar]
SUBSECCIÓN 1.1
VALORACIÓN Y CONTABILIZACIÓN DE LAS RESERVAS DE HIDROCARBUROS.
Artículo 2.2.1.1.1.1.1.1. Definiciones. Para efectos de lo dispuesto en la presente subsección, se adoptarán las siguientes definiciones:
Razonable certeza: Cuando mediante el uso de procedimientos determinísticos o probabilísticos, existe un alto grado de certidumbre o al menos un 90% de probabilidad de recuperación de los volúmenes estimados.
Reservas de hidrocarburos: Reservas de crudo y gas que incluyen tanto los volúmenes de reservas probadas como las reservas no probadas.
Reservas probadas: Cantidades de hidrocarburos que, de acuerdo con el análisis de la información geológica y de ingeniería, se estiman, con razonable certeza, podrán ser comercialmente recuperadas, a partir de una fecha dada, desde acumulaciones conocidas y bajo las condiciones económicas operacionales y regulaciones gubernamentales existentes. Estas pueden clasificarse en reservas probadas desarrolladas y reservas probadas no desarrolladas. En general, las acumulaciones de hidrocarburos en cantidades determinadas se consideran reservas probadas a partir de la declaración de comercialidad.
Reservas probadas desarrolladas: Volúmenes a recuperar a partir de pozos, facilidades de producción y métodos operacionales existentes.
Reservas probadas no desarrolladas: Volúmenes que se espera recuperar a partir de nuevos pozos en áreas no perforadas, por la profundización de pozos existentes hacia yacimientos diferentes, o como consecuencia del desarrollo de nuevas tecnologías.
Reservas no probadas: Volúmenes calculados a partir de información geológica e ingeniería disponible, similar a la utilizada en la cuantificación de las reservas probadas; sin embargo, la incertidumbre técnica, económica o de otra naturaleza, no permite clasificarlas como probadas.
WTI: Mezcla de crudos producidos en los estados de Texas, Oklahoma y Nuevo México –Estados Unidos– conocida con el nombre de WTI, o West Texas Intermediate, y utilizada en el mercado internacional del petróleo como un crudo de referencia.
(Decreto 727 de 2007, artículo 1°)
Artículo 2.2.1.1.1.1.1.2. Registro de las reservas en el balance de la Nación. El valor de las reservas probadas de hidrocarburos de propiedad de la Nación deberá revelarse en el Balance General de la Nación, a través del Ministerio de Minas y Energía, tomando como método de valoración el definido en el artículo siguiente.
(Decreto 727 de 2007, artículo 2°)
Artículo 2.2.1.1.1.1.1.3. Método de valoración de las reservas de hidrocarburos de propiedad de la Nación. El valor presente neto de las reservas de hidrocarburos de propiedad de la Nación será igual al valor presente de las regalías y las participaciones en producción a favor de la Agencia Nacional de Hidrocarburos previstas en los contratos correspondientes. Para este efecto, el Ministerio de Minas y Energía seguirá el siguiente procedimiento:
1. Se tendrá en cuenta para el cálculo, las reservas probadas del país;
2. Se calculará el valor presente de las regalías y las participaciones en producción a favor de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, con base en el pronóstico de producción de cada campo, de conformidad con las normas legales y contractuales aplicables a cada caso, los precios proyectados de regalías y participaciones en producción a favor de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, según corresponda.
3. El precio unitario de las regalías y de las participaciones en producción a favor de la Agencia Nacional de Hidrocarburos previstas en los contratos correspondientes, se calculará al finalizar cada año con base en el pronóstico de cada campo y de acuerdo con las proyecciones de los precios de mercado y los ajustes a que haya lugar. Dichos precios serán calculados por el Ministerio de Minas y Energía y serán la base para la valoración de las reservas durante el año siguiente;
4. La tasa de descuento a utilizar será establecida por el Ministerio de Hacienda y Crédito Público;
5. Los flujos se proyectarán en dólares de los Estados Unidos de América.
Parágrafo transitorio. Para el año 2007, Ecopetrol S.A. suministrará al Ministerio de Minas y Energía, dentro los 15 días siguientes al 7 de marzo de 2007, el volumen de las reservas de las cuales son titulares de los derechos de producción dicha entidad y sus socios. Adicionalmente, Ecopetrol S.A. o quien haga sus veces realizará el cálculo del valor presente de dichas reservas y de aquellas en cabeza de la Agencia Nacional de Hidrocarburos – ANH de acuerdo con la información que esta suministre, aplicando la metodología establecida en la presente subsección.
Parágrafo transitorio número 2°. Para el año 2008, Ecopetrol S. A. o quien haga sus veces suministrará al Ministerio de Minas y Energía, dentro de los veinte (20) días siguientes al 30 de julio de 2008, el volumen de las reservas de las cuales son titulares de los derechos de producción dicha entidad y sus socios. En el mismo término, Ecopetrol S. A. o quien haga sus veces realizará el cálculo del valor presente de dichas reservas y de aquellas en cabeza de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, de acuerdo con la información que esta suministre, aplicando la metodología establecida en la presente subsección.
(Decreto 727 de 2007, artículo 3°, parágrafo transitorio numero 2° adicionado por el Decreto 2767 de 2008, artículo 1°)
Artículo 2.2.1.1.1.1.1.4. Envío de información al Ministerio de Minas y Energía. Envío de información al Ministerio de Minas y Energía. A partir del año 2009, la Agencia Nacional de Hidrocarburos –ANH– deberá enviar al Ministerio de Minas y Energía, dentro de los ciento veinte (120) días calendario posteriores al inicio de cada año, la información correspondiente a los volúmenes de las reservas probadas de hidrocarburos de propiedad de la Nación y el pronóstico de producción por cada campo, con el fin de que el Ministerio de Minas y Energía calcule y registre el valor de las reservas probadas de hidrocarburos de propiedad de la Nación.
Parágrafo 1°. La Agencia Nacional de Hidrocarburos, como administrador integral de los recursos hidrocarburíferos de la Nación, reglamentará la forma, contenido, plazos, métodos de valoración, etc. en que las compañías de exploración y producción de hidrocarburos presentes en el país, deberán suministrarle la información correspondiente a las reservas de hidrocarburos del país.
Parágrafo 2°. En el evento que el la función de control de la producción de hidrocarburos sea asignada a otra entidad, esta deberá enviarle mensualmente al Ministerio de Minas y Energía, dentro de los veinticinco (25) días hábiles siguientes a la terminación de un mes calendario, la información correspondiente a los volúmenes producidos de las reservas probadas de hidrocarburos de propiedad de la Nación.
(Decreto 727 de 2007, artículo 4°, inciso primero modificado por el Decreto 2767 de 2008, artículo 2°)
Artículo 2.2.1.1.1.1.1.5. Registro de los derechos de explotación o producción de hidrocarburos de Ecopetrol S.A. Ecopetrol S.A. o quien haga sus veces registrará el valor de los derechos de explotación o producción de hidrocarburos de los que dicha empresa era titular a la fecha de entrada en vigencia del Decreto 1760 de 2003, de las áreas correspondientes a contratos que ella hubiere celebrado o celebre con posterioridad a esta última fecha y los derechos de explotación y producción de hidrocarburos que se obtengan o le sean otorgados con posterioridad a la vigencia del Decreto 1760 de 2003. El valor de los derechos de explotación o producción se valorará de conformidad con los criterios internacionales empleados en el sector de hidrocarburos y se registrarán de acuerdo con las normas y prácticas de contabilidad que le sean aplicables.
(Decreto 727 de 2007, artículo 5°)
Artículo 2.2.1.1.1.1.1.6. Reglamentación contable. De conformidad con lo dispuesto por el Decreto 143 de 2004, el Contador General de la Nación determinará el tratamiento contable a aplicar, en concordancia y desarrollo de la presente subsección.
(Decreto 727 de 2007, artículo 6°)
SUBSECCIÓN 1.2
YACIMIENTOS UBICADOS EN DOS O MÁS ENTIDADES TERRITORIALES
Artículo 2.2.1.1.1.1.2.2. Definiciones. Para los fines de la presente Subsección se tendrán en cuenta las siguientes definiciones:
Área del Contrato de Concesión Minera: Es aquella que está definida y técnicamente delimitada para labores de exploración y explotación de terrenos de cualquier clase y ubicación, y que ha sido oficial y debidamente inscrita y descrita en el Registro Minero Nacional. Esta área estará delimitada por un polígono de cualquier forma y orientación delimitado con referencia a la red geodésica nacional. Dicha área se otorgará por linderos y no por cabida, y tendrá una extensión máxima de diez mil (10.000) hectáreas.
Todas las áreas del Título Minero a tratar, incluyendo las ubicadas en corrientes de agua, estarán reglamentadas en su extensión y forma de conformidad con la legislación minera vigente al momento de su respectiva inscripción en el Registro Minero Nacional.
Área del Yacimiento de Hidrocarburos: Es el área procedente del mapa estructural o de curvas de isonivel del tope de la formación productora de un yacimiento de hidrocarburos, delimitada por los bordes de la trampa la cual está definida por el nivel de contacto agua-hidrocarburos hallado o el nivel más bajo conocido de hidrocarburos, fallas, plegamientos, cambios de facies, roca sello o cualquier otro evento geológico que no permita la transferencia de fluidos a través de él. Para todos los efectos de esta resolución, y para determinar el Área del Yacimiento de Hidrocarburos, esta será considerada la proyección en superficie del mismo, teniendo en cuenta los criterios de delimitación descritos.
Área del Yacimiento Mineral: Es la porción del yacimiento mineral incluida dentro del área del Título Minero, que corresponde a la proyección en planta del yacimiento de que trata el respectivo título minero.
Campo: Cuando se trate de producción de hidrocarburos, se entenderá como el área en cuyo subsuelo existen uno o más yacimientos.
Producción de Hidrocarburos: Se refiere a la cantidad neta de petróleo crudo producido a condiciones de 60 °F y una presión de 14,65 libras por pulgada cuadrada y/o a la cantidad de gas producido en pies cúbicos a condiciones de 60 °F y 14.65 libras por pulgada cuadrada.
Producción Minera: Se refiere a la cantidad neta de mineral(es) de interés económico en un yacimiento, obtenida en su respectivo proceso de beneficio minero, si fuera el caso, o en su fase extractiva de no ser necesario su beneficio. Estas cantidades son declaradas en unidades de volumen o de peso, tales como: metros cúbicos, toneladas, gramos, onzas, entre otras.
Yacimiento Convencional de Hidrocarburos: Formación rocosa donde ocurren acumulaciones de hidrocarburos en trampas estratigráficas y/o estructurales. Está limitado por barreras geológicas, tales como estratos impermeables, condiciones estructurales y agua en las formaciones, y se encuentra efectivamente aislado de cualquier yacimiento que pueda estar presente en la misma área o estructura geológica.
Yacimiento Mineral: Acumulación natural de una sustancia mineral o fósil, cuya concentración excede el contenido normal de una sustancia en la corteza terrestre, que se encuentra en el subsuelo o en la superficie terrestre y cuyo volumen es tal que resulta interesante desde el punto de vista económico, utilizable como materia prima o como fuente de energía.
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.1.1.2.3. Definición del área de yacimientos mineros. Para efecto de establecer la participación de dos o más entidades territoriales ubicadas sobre un yacimiento mineral, el Ministerio de Minas y Energía o quien haga sus veces en materia de fiscalización, con base en la información técnica relacionada y provista por los respectivos titulares, que se encuentre en el expediente minero, definirá el área del yacimiento mineral.
Con la superposición del área del yacimiento mineral y del mapa de la división política del área a analizar, establecida por el Instituto Geográfico Agustín Codazzi (IGAC), el Ministerio de Minas y Energía o quien haga sus veces en materia de fiscalización, señalará porcentualmente el área del yacimiento mineral que corresponda a cada entidad territorial.
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.1.1.2.4. Reporte de información sobre producción minera. Los titulares mineros informarán al Ministerio de Minas y Energía o a quien haga sus veces en materia de fiscalización, la producción total de minerales provenientes de la explotación del yacimiento.
Dicha información es de carácter obligatorio debiendo ser presentada por los titulares mineros al momento de presentar el Formato Básico Minero, o cuando la entidad competente lo solicite, señalando la entidad territorial en que se encuentran ubicados los frentes de explotación e indicando para cada uno de ellos su producción.
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.1.1.2.5. Mecanismo para definir el porcentaje de participación en yacimientos mineros. El Ministerio de Minas y Energía o quien haga sus veces en materia de fiscalización, teniendo en cuenta: (i) la definición del área del yacimiento, (ii) los volúmenes de producción con base en la información de que trata el artículo anterior, y (iii) mediante la aplicación de la fórmula de que trata el artículo 2.2.1.1.1.1.2.9., de esta Subsección, señalará mediante resolución, el porcentaje de participación en la distribución de regalías y compensaciones que como producto de la explotación del yacimiento corresponda a cada entidad territorial.
La resolución de que trata el presente artículo se expedirá dentro del mes calendario siguiente a la fecha en que el Ministerio de Minas y Energía o quien haga sus veces en materia de fiscalización cuente con la totalidad de la información necesaria para determinar la participación.
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.1.1.2.6. Definición del Área del Yacimiento de Hidrocarburos. Para efectos de determinar el porcentaje de participación en regalías y compensaciones generadas por la producción de un yacimiento ubicado en dos o más entidades territoriales, el Ministerio de Minas y Energía o quien haga sus veces en materia de fiscalización, definirá el área del yacimiento de hidrocarburos que se encuentre ubicada en cada una de las entidades territoriales con base en la siguiente información que deberá ser suministrada por la compañía operadora del campo de producción:
1. Mapa estructural del yacimiento proyectado verticalmente. El área proyectada del yacimiento comprenderá el menor número posible de vértices, cuya delimitación debe estar referida al datum MAGNA- SIRGAS con proyección al origen central establecido por el Instituto Geográfico Agustín Codazzi (IGAC).
2. Mapa de la división política administrativa de los entes territoriales involucrados en la distribución del yacimiento, cuyas coordenadas deben estar referidas al datum MAGNA - SIRGAS con proyección al origen central establecido por el Instituto Geográfico Agustín Codazzi (IGAC).
3. Mapa de superposición de los mapas anteriormente requeridos.
4. Señalamiento en kilómetros cuadrados (km2) y porcentual del área del yacimiento que corresponde a cada entidad territorial.
Parágrafo 1°. La información espacial deberá presentarse tanto en formato análogo como digital, en la forma exigida en las disposiciones vigentes.
Parágrafo 2°. La información señalada en el presente artículo será entregada por la compañía operadora al Ministerio de Minas y Energía o a quien haga sus veces en materia de fiscalización, junto con la solicitud de aprobación de la Forma 6 CR “Informe de Terminación Oficial de Pozo”, o el documento establecido para el efecto, del pozo descubridor del Yacimiento de Hidrocarburos.
Parágrafo 3°. La compañía operadora del campo deberá ajustar la información de que trata el presente artículo en los siguientes eventos:
1. Periódicamente, a medida que la operadora obtenga mayor información del yacimiento, a través del Informe Técnico Anual de Ingeniería en la forma señalada en las disposiciones vigentes.
2. Al solicitar el inicio de explotación en la forma establecida en la normativa aplicable.
3. Cuando la entidad competente así lo solicite.
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.1.1.2.7. Mecanismo para definir el porcentaje de participación en yacimientos de hidrocarburos. El Ministerio de Minas y Energía o quien haga sus veces en materia de fiscalización, teniendo en cuenta: (i) la definición del área del yacimiento y (ii) mediante la aplicación de la fórmula de que trata el artículo 2.2.1.1.1.1.2.9., de esta Subsección, señalará mediante resolución, el porcentaje de participación en la distribución de regalías y compensaciones que como producto de la explotación del yacimiento corresponda a cada entidad territorial.
El Ministerio de Minas y Energía o quien haga sus veces en materia de fiscalización, dentro del mes calendario siguiente a la solicitud de aprobación de la Forma 6 CR “Informe de Terminación Oficial de Pozo”, o el documento establecido para el efecto, del pozo descubridor del Yacimiento de Hidrocarburos señalará mediante resolución el Porcentaje de Participación para efectos de la liquidación de regalías y compensaciones que como producto de la explotación del yacimiento corresponda a cada una de las entidades territoriales beneficiarias.
Parágrafo. La resolución mediante la cual se determine el Porcentaje de Participación para efectos de la liquidación de regalías y compensaciones deberá ser actualizada, cuando a ello haya lugar, en virtud de los ajustes de información efectuados en los eventos señalados en el Parágrafo 3 del artículo 2.2.1.1.1.1.2.6., de la presente Subsección.
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.1.1.2.8. Límites de las entidades territoriales. Cuando existan límites dudosos de las entidades territoriales, el Ministerio de Minas y Energía o quien haga sus veces en materia de fiscalización, determinará el porcentaje de participación en regalías y compensaciones a aplicar a cada entidad territorial, con base en los límites provisionales a que se refiere la Ley 1447 de 2011 o las disposiciones que la modifiquen o sustituyan y demás normas reglamentarias, hasta tanto la limitación geográfica se determine definitivamente por la autoridad competente, debiéndose revisar la participación si hubiere lugar a ello.
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
SECCIÓN 1A
DE LOS PROYECTOS PILOTO DE INVESTIGACIÓN INTEGRAL (PPII) SOBRE YACIMIENTOS NO CONVENCIONALES (YNC) DE HIDROCARBUROS CON LA UTILIZACIÓN DE LA TÉCNICA DE FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO MULTIETAPA CON PERFORACIÓN HORIZONTAL - FH-PH”
SUBSECCIÓN 1
DISPOSICIONES GENERALES
(Adicionada por Decreto 328 de 2020)
Artículo 2.2.1.1.1A.1.1. Objeto. La presente Sección tiene por objeto fijar los lineamientos para adelantar los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) sobre Yacimientos No Convencionales (YNC) de hidrocarburos con la utilización de la técnica de Fracturamiento Hidráulico Multietapa con Perforación Horizontal (FH-PH).
Artículo 2.2.1.1.1A.1.2. Definiciones. Para efectos de lo dispuesto en la presente Sección, se adoptarán las siguientes definiciones:
- Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII): Son procesos experimentales, científicos y técnicos, de carácter temporal, que se desarrollan en un polígono específico, y que buscan: (i) recopilar información social, ambiental, técnica, operacional y de dimensionamiento de los Yacimientos No Convencionales (YNC) que requieran el uso de la técnica de Fracturamiento Hidráulico Multietapa con Perforación Horizontal (FH-PH) para su extracción; (ii) generar conocimiento para el fortalecimiento institucional; promover la participación ciudadana, la transparencia y acceso a la información; y iii) evaluar los efectos de la técnica de Fracturamiento Hidráulico Multietapa con Perforación Horizontal (FH-PH), según las condiciones de diseño, vigilancia, monitoreo y control que se establezcan.
Fracturamiento Hidráulico Multietapa con Perforación Horizontal (FH-PH): Técnica usada en la extracción de gas o petróleo en Yacimientos No Convencionales (YNC), como lutitas y carbonatos apretados de baja porosidad y permeabilidad, mediante la cual se inyecta en una o varias etapas, un fluido compuesto por agua, propante y aditivos a presiones controladas con el objetivo de generar canales que faciliten el flujo de los fluidos de la formación productora al pozo perforado horizontalmente. Esta técnica difiere de las técnicas utilizadas en los yacimientos convencionales en los que se utiliza el fracturamiento hidráulico y en los Yacimientos No Convencionales (YNC) de gas metano asociado a los mantos de carbón y las arenas bituminosas.
- Línea Base: Condiciones iniciales ambientales, sociales, económicas y de salud, previa a las intervenciones que se originen de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) sobre un espacio determinado.
- Líneas Base Generales: Son las líneas base que determinarán las entidades estatales en los términos del artículo 2.2.1.1.1A.2.8.
- Líneas Base Locales: Son las líneas base que deberán establecer los Contratistas de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) para solicitar la licencia ambiental.
- Tecnología de Mínimo Impacto (TMI): Es el conjunto de instrumentos, métodos y técnicas empleados durante la ejecución de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), de manera que minimice la afectación al medio ambiente y a la comunidad del área de influencia de los proyectos. La Tecnología de Mínimo Impacto (TMI) deberá ser garantizada durante todas las fases de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII).
- Yacimiento No Convencional (YNC): Son aquellos que se caracterizan por tener una baja permeabilidad primaria y que se les debe realizar estimulación para mejorar las condiciones de movilidad y recobro. Entre ellos se incluyen gas y petróleo de lutitas, carbonatos apretados, gas metano asociado a los mantos de carbón, las arenas apretadas y arenas bituminosas.
- Contratista de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII): Será la empresa o las empresas, en caso de que decidan asociarse, que suscriban un mecanismo contractual con la Agencia Nacional de Hidrocarburos para el desarrollo de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII).
SUBSECCIÓN 2
DESARROLLO DE LOS PROYECTOS PILOTO DE INVESTIGACIÓN INTEGRAL PAUTAS PARA LA IMPLEMENTACIÓN
Artículo 2.2.1.1.1A.2.1. Personas jurídicas que podrán desarrollar los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII). Las personas jurídicas que deseen desarrollar los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) deberán solicitarlo a la Agencia Nacional de Hidrocarburos, para lo cual deberán cumplir con los requisitos que dicha agencia establezca para este propósito, acorde con la ubicación geográfica que determine el Ministerio de Minas y Energía. La Agencia Nacional de Hidrocarburos determinará los mecanismos contractuales o las modificaciones a los mismos, según corresponda, para el desarrollo de los mencionados proyectos.
Parágrafo. Los polígonos en los cuales se desarrollarán los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) se establecerán en el mecanismo contractual que suscriban los Contratistas de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) y la Agencia Nacional de Hidrocarburos.
Artículo 2.2.1.1.1A.2.2. Requisitos técnicos. El Ministerio de Minas y Energía, en el marco de sus competencias, señalará los requisitos técnicos para el desarrollo de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), atendiendo a las normas internacionales para el desarrollo de hidrocarburos en Yacimientos No Convencionales (YNC) a través de la técnica Fracturamiento Hidráulico Multietapa con Perforación Horizontal (FH-PH). La perforación de pozos durante los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) deberá llevarse a cabo con Tecnologías de Mínimo Impacto (TMI).
Parágrafo 1°. Los requisitos técnicos determinados por el Ministerio de Minas y Energía deberán establecer las ubicaciones donde se podrán adelantar los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) y el número de locaciones y pozos que se podrán desarrollar en cada uno de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) y lo referente a la Tecnología de Mínimo Impacto (TMI) disponibles.
Parágrafo 2°. Aquellos aspectos no regulados en virtud de las normas a las que se refiere esta Subsección, se regirán por la normatividad vigente y aplicable en materia técnica.
Artículo 2.2.1.1.1A.2.3. Requisitos ambientales. Los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) sobre Yacimientos No Convencionales (YNC) de hidrocarburos con la utilización de la técnica de Fracturamiento Hidráulico Multietapa con Perforación Horizontal (FH-PH), estarán sujetos a la expedición de la licencia ambiental correspondiente, para lo cual el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, en el marco de sus competencias, expedirá los términos de referencia, sin perjuicio de la aplicación de los principios ambientales de que trata la Ley 99 de 1993.
La Autoridad Nacional de Licencias Ambientales, en el marco de sus competencias, deberá evaluar las solicitudes de licencia ambiental y pronunciarse sobre su otorgamiento en los plazos definidos por la normativa vigente.
Parágrafo. Aquellos aspectos no regulados en virtud de las normas a las que se refiere esta Subsección, se regirán por la normatividad vigente y aplicable en materia ambiental.
Artículo 2.2.1.1.1A.2.4. Ajustes y fortalecimiento institucional. Durante el desarrollo de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), las entidades estatales realizarán un diagnóstico de su capacidad institucional en la gestión de los mismos e identificarán los ajustes institucionales que deban realizar para el desarrollo de Yacimientos No Convencionales (YNC) a través de la técnica de Fracturamiento Hidráulico Multietapa con Perforación Horizontal (FH-PH). A su vez, cada entidad relacionada con el desarrollo de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), establecerá e implementará una línea específica de trabajo para el fortalecimiento institucional.
ETAPAS DE LOS PROYECTOS PILOTO DE INVESTIGACIÓN INTEGRAL
Artículo 2.2.1.1.1A.2.5. Etapas de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII). Los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) se desarrollarán en 3 etapas: Etapa de Condiciones Previas, Etapa Concomitante y Etapa de Evaluación.
ETAPA DE CONDICIONES PREVIAS
Artículo 2.2.1.1.1A.2.6. Duración. Esta etapa iniciará con la expedición de esta Sección y se extenderá hasta el otorgamiento de la licencia ambiental.
Parágrafo. El fin de esta etapa se determinará de manera individual para cada Proyecto Piloto de Investigación Integral (PPII), de acuerdo con el momento en que obtengan la licencia ambiental.
Artículo 2.2.1.1.1A.2.7. Objetivo de la Etapa. El objetivo de esta etapa es diagnosticar condiciones en materia social, ambiental, técnica e institucional para el desarrollo de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), previa a la perforación de los pozos.
Durante esta etapa las empresas interesadas deberán adelantar los trámites para suscribir el mecanismo contractual con la Agencia Nacional de Hidrocarburos y obtener la licencia ambiental. Esta etapa incluye la expedición de los términos de referencia generales por parte del Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible.
Parágrafo 1°. La elaboración de las Líneas Base Locales estará a cargo de los Contratistas de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), de conformidad con los términos de referencia que se establezcan por el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible.
Parágrafo 2°. En materia de salud, se deberán establecer las Líneas Base Generales por parte de las Secretarías de Salud de los municipios, o quien haga sus veces, en los que se desarrollen los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), en coordinación con el Ministerio de Salud y Protección Social y de acuerdo con la metodología que este defina.
Artículo 2.2.1.1.1A.2.8. Determinación de Líneas Base Generales. Para medir los posibles impactos de las actividades relacionadas con los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), se determinarán las Líneas Base Generales en materia ambiental, de sismicidad, de salud y social. El avance de estas líneas base se publicará en el Centro de Transparencia cuando el primer Proyecto Piloto de Investigación Integral (PPII) obtenga la licencia ambiental.
Corresponde determinar las Líneas Base Generales a las entidades que se relacionan a continuación:
Línea Base Ambiental
- La línea base de aguas superficiales será la que determine el Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales.
- La línea base de aguas subterráneas será la que determine el Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales, con base en la información hidrogeológica que suministre el Servicio Geológico Colombiano.
- La línea base de ecosistemas y biodiversidad será la que determine el Instituto Alexander von Humboldt y el Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales.
b) Línea Base de Salud
- La línea base de salud se determinará a nivel municipal y será la que determine la Secretaría Municipal respectiva, según los lineamientos que establezca el Ministerio de Salud y Protección Social y en coordinación con este.
c) Línea Base de Sismicidad
La línea base de sismicidad será la que determine el Servicio Geológico Colombiano.
d) Línea Base Social
La línea base social será la que determine el Ministerio del Interior, en coordinación con el Ministerio de Minas y Energía y la Agencia Nacional de Hidrocarburos.
Parágrafo. Cada entidad deberá determinar el alcance de la Línea Base General, en el acto administrativo que emita en desarrollo del artículo 2.2.1.1.1A.2.9.
Artículo 2.2.1.1.1A.2.9. Definición de Variables a monitorear. Las variables a monitorear serán definidas durante la Etapa de Condiciones Previas por las siguientes entidades estatales, en el marco de sus competencias, y sin perjuicio de las funciones relacionadas y el monitoreo que debe realizar la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales en el marco de la licencia ambiental:
a) El Servicio Geológico Colombiano.
b) El Instituto Alexander von Humboldt.
c) El Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales.
d) El Ministerio de Minas y Energía.
e) El Ministerio del Interior.
f) El Ministerio de Salud y Protección Social.
Parágrafo. Las entidades relacionadas en el presente artículo deberán establecer la forma y periodicidad en que se hará dicho monitoreo.
Artículo 2.2.1.1.1A.2.10. Creación de las Mesas Territoriales de Diálogo y Seguimiento. Durante esta etapa se conformará para cada uno de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) una mesa de las que trata el artículo 2.2.1.1.1A.4.3. como apoyo a la Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico.
ETAPA CONCOMITANTE
Artículo 2.2.1.1.1A.2.11. Duración. Esta etapa iniciará desde el otorgamiento de la licencia ambiental para los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) y se extenderá hasta la terminación de las actividades de la aplicación de la técnica de Fracturamiento Hidráulico Multietapa con Perforación Horizontal (FH-PH), según la definición del Ministerio de Minas y Energía.
Artículo 2.2.1.1.1A.2.12. Objetivo de la etapa. Desarrollar las actividades de perforación, completamiento, fracturación, estimulación, y dimensionamiento del yacimiento; y simultáneamente, revisar, gestionar y monitorear los aspectos técnicos, ambientales, de salud, sociales e institucionales.
De la misma manera, durante esta etapa se recolectará información y conocimiento para la evaluación; en particular, incluye el control y seguimiento ambiental, efectuado por parte de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales, lo cual se constituye como insumo para la Etapa de Evaluación.
Artículo 2.2.1.1.1A.2.13. Monitoreo. Las entidades estatales a las que se refiere el artículo 2.2.1.1.1A.2.9. deberán realizar el monitoreo durante la Etapa Concomitante en los términos que se establezcan en los actos administrativos que estas expidan para el efecto y deberán cumplir con el flujo de información dispuesto en el artículo 2.2.1.1.1A.3.
ETAPA DE EVALUACIÓN
Artículo 2.2.1.1.1A.2.14. Duración. Inicia con la terminación de las actividades de la aplicación de la técnica de Fracturamiento Hidráulico Multietapa con Perforación Horizontal ( FH-PH), según la definición del Ministerio de Minas y Energía y finaliza con la publicación de los resultados de la evaluación.
Artículo 2.2.1.1.1A.2.15. Objetivo de la etapa. Evaluar, (i) la información generada y las necesidades de fortalecimiento institucional que resulte durante la ejecución de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII); y, (ii) los resultados de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), con el fin de determinar, desde una perspectiva general, si se cumplen las condiciones que permitan proceder con la exploración comercial en Yacimientos No Convencionales (YNC) mediante la técnica Fracturamiento Hidráulico Multietapa con Perforación Horizontal (FH-PH). Así mismo, en esta etapa se publicarán los resultados de la evaluación elaborada por el Comité Evaluador.
Parágrafo 1°. En esta etapa el Comité Evaluador tendrá en cuenta el control y seguimiento de la licencia ambiental realizado por la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales y el seguimiento que efectúa la Agencia Nacional de Hidrocarburos.
Parágrafo 2°. El Ministerio de Minas y Energía establecerá: (i) el término durante el cual deberá adelantarse el dimensionamiento del yacimiento para proceder a la evaluación; y (ii) la muestra de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) con la cual deberá llevarse a cabo la evaluación..
Artículo 2.2.1.1.1A.2.16. Conformación del Comité Evaluador. El Comité Evaluador estará conformado por:
a) El Ministro de Hacienda y Crédito Público o su delegado.
b) El Ministro de Salud y Protección Social o su delegado.
c) El Ministro de Minas y Energía o su delegado.
d) El Ministro de Ambiente y Desarrollo Sostenible o su delegado.
e) Un representante experto en temas ambientales vinculado a una universidad acreditada.
f) Un representante experto en temas de hidrocarburos vinculado a una universidad acreditada o a un cuerpo técnico consultivo del Gobierno nacional.
g) Un representante de las asociaciones, corporaciones y organizaciones nacionales de la sociedad civil.
Parágrafo 1°. Los miembros del Comité a los que se refieren los literales e) y f) serán designados por la comunidad académica. El miembro al que se refiere el literal g será designado por las asociaciones, corporaciones y organizaciones nacionales legalmente constituidas. El reglamento para su elección y los perfiles de los miembros a elegir será establecido por la Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico.
Parágrafo 2°. Los miembros a los que se refiere los literales e), f) y g) deberán elegirse máximo dentro de los 45 días calendario siguientes de la aprobación del reglamento para su elección por parte de la Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico.
Parágrafo 3°. El Comité Evaluador podrá sesionar con el resto de sus miembros en caso de que no sean elegidos dentro del plazo establecido en el Parágrafo Segundo anterior los miembros de los que tratan los literales e), f) y g).
Parágrafo 4°. El Comité Evaluador podrá invitar con voz pero sin voto, a los expertos que hayan participado de la Comisión Interdisciplinaria Independiente a que asistan a sus diferentes sesiones.
Parágrafo 5°. La Secretaría Técnica del Comité Evaluador estará a cargo del Ministerio de Minas y Energía.
Artículo 2.2.1.1.1A.2.17. Funciones del Comité Evaluador. El Comité Evaluador tendrá las siguientes funciones:
a) Analizar la información que le provean el Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales, el Servicio Geológico Colombiano, el Instituto Alexander von Humboldt, el Ministerio de Salud y Protección Social, la Agencia Nacional de Hidrocarburos, la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales y la Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico respecto al desarrollo de cada uno de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII).
b) Recomendar las acciones que se deberán adelantar por parte de todos los actores relacionados con la ejecución de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), en caso de que se decida proseguir con la exploración y explotación, de acuerdo con el resultado de la evaluación.
c) Definir si los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), individualmente considerados, cumplieron con los requisitos y las condiciones establecidas por el Comité Evaluador, con el fin de recomendar el tratamiento que debe dárseles después de la evaluación, sin perjuicio de las competencias de la Agencia Nacional de Hidrocarburos y de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales.
d) Llevar a cabo la evaluación y un análisis de los riesgos de la aplicación de la técnica Fracturamiento Hidráulico Multietapa con Perforación Horizontal (FH-PH) y su plan de manejo de acuerdo con la información recibida por la Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico.
e) Expedir y publicar en el Centro de Transparencia su reglamento en un plazo máximo de un mes después de que finalice el término de 45 días fijado en el Parágrafo Segundo del artículo 2.2.1.1.1A.2.16, sin perjuicio de que se hayan elegido o no los miembros a los que se refieren los literales e), f) y g) de dicho artículo. El reglamento deberá establecer los criterios a partir de los cuales se realizará la evaluación en relación con el desarrollo del Fracturamiento Hidráulico Multietapa con Perforación Horizontal (FH-PH) y el término para efectuar dicha evaluación.
f) Recibir en sesión plenaria a los delegados que designe cada una de las Mesas Territoriales de Diálogo y Seguimiento, quienes podrán rendir un informe sobre el desarrollo de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) en cada una de las áreas de influencia.
g) Conformar los grupos interdisciplinarios e interinstitucionales que se requieran para apoyar el cumplimiento de sus funciones.
Parágrafo 1°. El Comité Evaluador deberá conformarse 45 días después de la aprobación del reglamento para la elección por parte de la Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico, de los miembros del Comité Evaluador en los términos del artículo 2.2.1.1.1A.2.16. de la presente Sección.
Parágrafo 2°. Los criterios técnicos y ambientales que se tendrán en cuenta para la evaluación integral de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) sobre los Yacimientos No Convencionales (YNC) de hidrocarburos con la utilización de la técnica de Fracturamiento Hidráulico Multietapa con Perforación Horizontal (FH-PH), serán objetivos, medibles y verificables.
Sin perjuicio de la aplicación de los principios ambientales de que trata la Ley 99 de 1993, dichos criterios se enfocarán en los siguientes aspectos: (i) recurso hídrico superficial, (ii) recurso hídrico subterráneo, (iii) ecosistemas y biodiversidad, y (iv) posibles impactos que puedan generarse a partir de sismicidad inducidas por la actividad y que tengan consecuencias más allá de los lineamientos permitidos en el marco de las reglamentaciones expedidas por el Servicio Geológico Colombiano
Artículo 2.2.1.1.1A.2.18. Condición de los Proyectos Piloto de Investigación Integral. Los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) mantendrán tal condición en los términos que determine la Agencia Nacional de Hidrocarburos, mientras que las autoridades competentes adoptan las determinaciones necesarias en relación con estos.
SUBSECCIÓN 3
TRANSPARENCIA Y PARTICIPACIÓN CIUDADANA
Artículo 2.2.1.1.1A.3.1. Transparencia y acceso a la información. Durante todas las etapas de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), se deberá asegurar la transparencia y el debido acceso a la información pública, en cumplimiento de la Ley 1712 de 2014, así:
a) Etapa de Condiciones Previas: divulgar, a través de la página web de cada entidad competente y en el Centro de Transparencia del que trata el artículo 2.2.1.1.1A.3.2, la información relacionada con las Líneas base y demás actividades de dicha etapa.
b) Etapa Concomitante: cumplir con el siguiente flujo de información, con el fin de adelantar el seguimiento y monitoreo de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII):
1. Los Contratistas de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) deberán enviar la información sobre el desarrollo de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) a cada una de las entidades competentes, con copia digital y reporte a la secretaría técnica de los Subcomités Intersectoriales Técnicos y Científicos que se desarrollan en el artículo 2.2.1.1.1A.4.4. que corresponda y al Centro de Transparencia, de acuerdo con la periodicidad y requisitos que se establezcan en el reglamento mencionado en el artículo 2.2.1.1.1A.4.1.
2. Las entidades competentes deberán enviar los informes de monitoreo a la Secretaría del Subcomité Intersectorial Técnico y Científico que corresponda y al Centro de Transparencia, de acuerdo con la periodicidad y requisitos que se establezcan en el reglamento mencionado en el artículo 2.2.1.1.1A.4.1.
3. Cada Mesa Territorial de Diálogo y Seguimiento, de las que trata el artículo 2.2.1.1.1A.4.3. podrá remitir informes de seguimiento a los Subcomités Intersectoriales Técnicos y Científicos, los cuales deberán ser publicados en el Centro de Transparencia.
4. Los Subcomités Intersectoriales Técnicos y Científicos deberán analizar y reportar la información a la que se refieren los numerales 1 y 2 del presente artículo a la Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico, de la que trata el artículo 2.2.1.1.1A.4.1.
5. La Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico deberá generar y dar a conocer informes semestrales con criterios pedagógicos y de lenguaje claro sobre el desarrollo de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), de acuerdo con lo que se establezca en el reglamento. Para el efecto, deberá cargarlos en el Centro de Transparencia, y darlos a conocer a las comunidades que se encuentren dentro del área de influencia de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), a través de medios idóneos.
6. Las entidades competentes y los Subcomités Intersectoriales Técnicos y Científicos, deberán mantener informada a la Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico sobre cualquier alerta o evento extraordinario que afecte el normal desarrollo de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII). Así mismo, dicha comisión podrá solicitar la información que considere necesaria para el desarrollo de sus funciones.
c) Etapa de Evaluación: el Comité Evaluador deberá publicar los resultados de la evaluación en el Centro de Transparencia
Artículo 2.2.1.1.1A.3.2. Centro de Transparencia. La información relacionada con el desarrollo de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) se centralizará y divulgará a través de un Centro de Transparencia para generar un canal de comunicación con la ciudadanía. El Centro de Transparencia será administrado y operado por el Ministerio de Minas y Energía o el tercero que este disponga, quien habilitará una página web para el efecto. La información allí contenida deberá ser de fácil acceso y estar disponible al público en general.
Artículo 2.2.1.1.1A.3.3. Programa de Apropiación Social del Conocimiento Científico. El Subcomité Intersectorial Técnico y Científico - Social y de Transparencia diseñará y coordinará un programa de pedagogía dirigido a las comunidades y autoridades públicas en las áreas de influencia de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) que contemplará, en lenguaje claro y con las metodologías apropiadas, contenidos referidos a:
i) La industria de los hidrocarburos; ii) la técnica Fracturamiento Hidráulico Multietapa con Perforación Horizontal (FH-PH) y sus posibles riesgos ambientales y a la salud humana y los mecanismos de mitigación correspondientes; iii) la geología, la biodiversidad y el sistema hidrológico de las áreas de influencia de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII); y iv) la gestión social del riesgo.
Parágrafo. Con el fin de aprovechar la información obtenida durante el desarrollo de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), la Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico, directamente o a través de las entidades que la componen, podrá prestar apoyo técnico para la estructuración de proyectos de ciencia, tecnología e innovación que sean presentados al Fondo de Ciencia, Tecnología e Innovación del Sistema General de Regalías por las entidades territoriales de las áreas de influencia.
Artículo 2.2.1.1.1A.3.4. Acompañamiento Territorial Permanente. Para la ejecución de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), el Subcomité Intersectorial Técnico y Científico - Social y de Transparencia establecerá un plan de acompañamiento territorial permanente a todo el proceso de ejecución de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), para coordinar los espacios de participación y diálogo social con las Mesas Territoriales de Diálogo y Seguimiento.
Artículo 2.2.1.1.1A.3.5. Diálogos territoriales. El diálogo social entre los Contratistas de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), las comunidades y el Estado será transversal a la ejecución de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII). Se convocarán diálogos territoriales en 3 momentos específicos con la participación amplia de las comunidades en las zonas de influencia, las autoridades locales y las empresas operadoras, convocados y liderados por el Subcomité Intersectorial Técnico y Científico - Social y de Transparencia, atendiendo a las condiciones geográficas y de conectividad territorial.
1. Primer diálogo territorial: tendrá lugar en la Etapa de Condiciones Previas, una vez se haya celebrado el mecanismo contractual entre los Contratistas de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) y la Agencia Nacional de Hidrocarburos y antes de iniciar el proceso de licenciamiento ambiental.
2. Segundo diálogo territorial: tendrá lugar al inicio de la Etapa Concomitante, en el que se presentan los resultados del Estudio de Impacto Ambiental y el Plan de Manejo Ambiental.
3. Tercer diálogo territorial: tendrá lugar al finalizar la Etapa de Evaluación y permitirá hacer una rendición de cuentas territorial de todos los actores involucrados en la ejecución de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII).
Parágrafo 1°. El Subcomité Intersectorial Técnico y Científico - Social y de Transparencia, establecerá la metodología para el desarrollo de los Diálogos Territoriales y, en el caso que corresponda, se acordará con las Mesas Territoriales de Diálogo y Seguimiento y con los Contratistas de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII).
Parágrafo 2°. El Subcomité Intersectorial Técnico y Científico - Social y de Transparencia invitará al Ministerio Público a participar en los diálogos territoriales y le solicitará que acompañe su desarrollo y seguimiento a los acuerdos o compromisos a los que se lleguen.
Parágrafo 3°. El Ministerio del Interior, en coordinación con el Ministerio de Minas y Energía, desarrollará y regulará los lineamientos en materia de diálogo social y relacionamiento territorial, y regulará los demás aspectos sociales que se consideren necesarios para el desarrollo de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), en aplicación de la Ley 1757 de 2015 y demás normas que la modifiquen, complementen o deroguen.
Artículo 2.2.1.1.1A.3.6. Participación económica de las comunidades en los pozos de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII). Durante la ejecución de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), los Contratistas de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) destinarán una suma complementaria de inversión social, por cada pozo perforado al que se le aplique la técnica de Fracturamiento Hidráulico Multietapa con Perforación Horizontal (FH-PH), para proyectos en favor de las comunidades, acorde a las condiciones que establezca la Agencia Nacional de Hidrocarburos.
Parágrafo. Esta obligación, así como la forma en la que se ejecutarán los recursos, deberán estar consignadas en el mecanismo contractual que se suscriba entre la Agencia Nacional de Hidrocarburos y los Contratistas de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII).
SUBSECCIÓN 4
ACOMPAÑAMIENTO INSTITUCIONAL
Artículo 2.2.1.1.1A.4.1. Objeto y conformación de la Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico. La Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico se encargará de orientar y coordinar el seguimiento a la ejecución de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), con base en la información y alertas que se reciban de los Subcomités Intersectoriales Técnicos y Científicos.
La Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico estará conformada por: (i) el Viceministro de Energía; (ii) el Viceministro de Políticas y Normalización Ambiental; (iii) el Viceministro de Salud Pública y Prestación de Servicios; (iv) el Viceministro de Conocimiento, Innovación y Productividad; (v) el Viceministro para la Participación e Igualdad de Derechos; (vi) el Viceministro General del Ministerio de Hacienda y Crédito Público; (vii) el Presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos; (viii) el Director del Servicio Geológico Colombiano; (ix) el Director de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales; (x) el Director del Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales; (xi) el Director del Instituto Alexander von Humboldt y, (xii) la Secretaría de Transparencia de la Presidencia de la República, o sus delegados.
Parágrafo 1°. Serán invitados permanentes de la Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico dos miembros de la comunidad académica pertenecientes a universidades acreditadas. La elección de dichos invitados permanentes se establecerá en el reglamento que expida la Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico.
Parágrafo 2°. La Secretaría Técnica la ejercerá el Ministerio de Minas y Energía y citará a su primera reunión dentro de los 30 días siguientes a la expedición de esta Sección. En dicha sesión se deberá expedir el reglamento de la Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico y de los Subcomités Intersectoriales Técnicos y Científicos.
Artículo 2.2.1.1.1A.4.2. Funciones de la Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico. La Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico tendrá las siguientes funciones:
a) Orientar la integración, análisis y divulgación de la información generada durante la ejecución de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), teniendo en cuenta los informes semestrales de los Subcomités Intersectoriales Técnicos y Científicos, y las alertas recibidas en la ejecución de los proyectos.
b) Impartir los lineamientos para la elaboración de los informes que deben presentar los Subcomités Intersectoriales Técnicos y Científicos sobre las actividades de seguimiento y monitoreo.
c) Coordinar la recepción y análisis de los informes que emitan las Mesas Territoriales de Diálogo y Seguimiento a los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII).
d) Coordinar la preparación y remisión de los informes que solicite el Comité Evaluador.
e) Hacer seguimiento al cronograma para el desarrollo de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII).
f) Recomendar a la entidad competente la suspensión de las actividades cuando se verifica alguna de las causales establecidas en la normatividad vigente, sin perjuicio de las competencias asignadas a cada una de las entidades.
g) Recomendar a la entidad competente, en caso de que se haya decretado la suspensión de actividades, que levante la suspensión si se considera que los motivos que dieron lugar a la misma ya cesaron.
h) Elaborar un informe final que compile la información obtenida y el conocimiento generado con la implementación de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) y remitirlo al Comité Evaluador.
i) Reunirse trimestralmente de manera ordinaria y de manera extraordinaria cuando las condiciones así lo aconsejen.
j) Solicitar a las entidades competentes la información que considere necesaria para el desarrollo de sus funciones.
k) Orientar el cumplimiento de las funciones de las Mesas Territoriales de Diálogo y Seguimiento y de los Subcomités Intersectoriales Técnicos y Científicos de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII).
l) Emitir su reglamento de funcionamiento.
m) Las demás funciones que le sean propias a su naturaleza.
Parágrafo 1°. La Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico podrá invitar a sus sesiones a autoridades del orden nacional y territorial, a los entes de control, la comunidad científica, a las organizaciones de la sociedad civil, a los Contratistas de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), y a particulares que puedan aportar al cumplimiento de las funciones de la comisión, de acuerdo con su competencia, conocimiento y el asunto a tratar en la sesión respectiva.
Parágrafo 2°. La Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico conformará las Mesas Territoriales de Diálogo y Seguimiento y los Subcomités Intersectoriales Técnicos y Científicos a los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), de conformidad con lo que se establece en los siguientes artículos.
Artículo 2.2.1.1.1A.4.3. Mesas Territoriales de Diálogo y Seguimiento. Son las instancias de apoyo a la Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico, cuyo objeto es el permanente seguimiento y monitoreo a la ejecución de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), conformadas por los actores sociales e institucionales que viven y desarrollan actividades en las áreas de influencia.
Estas mesas, se constituirán e iniciarán su funcionamiento en la Etapa de Condiciones Previas. Serán, a su vez, un espacio de transmisión de información y fortalecimiento de capacidades comunitarias.
La Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico determinará cómo se integrarán estas mesas.
Las Mesas Territoriales de Diálogo y Seguimiento tendrán como funciones principales:
a) Hacer seguimiento permanente a la ejecución de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) dentro del marco de su objeto.
b) Servir de espacio de interlocución periódica entre los diferentes actores sociales e institucionales que viven y desarrollan actividades en el área de influencia de cada uno de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII).
c) Servir de espacio de diálogo para adelantar los ejercicios de planeación y priorización participativa de las inversiones que adelantarán las empresas operadoras en las zonas de influencia de los proyectos.
d) Remitir a la Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico alertas sobre la posible materialización de riesgos y afectaciones al medio ambiente o la salud humana durante la ejecución de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII).
e) Elaborar un Plan de Observación Ambiental y Social Participativo.
f) Las demás que determine la Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico.
Parágrafo. La conformación de las Mesas Territoriales de Diálogo y Seguimiento a los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) no limita otras instancias o mecanismos de participación ciudadana establecidos en la Constitución Política y en la ley y será un mecanismo que operará únicamente para el desarrollo de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII).
Artículo 2.2.1.1.1A.4.4. Conformación de los Subcomités Intersectoriales Técnicos y Científicos. Se conformarán los Subcomités Intersectoriales Técnicos y Científicos como instancias técnicas de la Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico, según se enumeran a continuación, junto con sus miembros:
Salud:
1. Un delegado del Ministro de Salud y Protección Social, quien lo liderará.
2. Un delegado del Ministro de Minas y Energía.
3. El Director del Departamento Nacional de Planeación o su delegado.
4. El Director del Departamento Administrativo Nacional de Estadística o su delegado.
5. El Director del Instituto Nacional de Salud o su delegado.
Sismicidad, Hidrogeología y Normatividad Técnica:
1. Un delegado del Ministro de Minas y Energía, quien lo liderará.
2. El Director del Servicio Geológico Colombiano o su delegado.
3. Un delegado del Ministro de Ambiente y Desarrollo Sostenible.
4. El Presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, o su delegado.
5. El Director del Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales o su delegado.
6. El Director de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales o su delegado.
Aguas Superficiales, Ecosistemas y Biodiversidad:
1. Un delegado del Ministro de Ambiente y Desarrollo Sostenible, quien lo liderará.
2. Un delegado del Ministro de Minas y Energía.
3. Un delegado del Ministro de Salud y Protección Social.
4. El Director de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales o su delegado.
5. El Presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos o su delegado.
6. El Director del Instituto Alexander von Humboldt o su delegado.
7. El Director del Servicio Geológico Colombiano o su delegado.
Social y de Transparencia:
1. Un delegado del Ministro de Interior, quien lo liderará.
2. El Director del Departamento Administrativo de la Presidencia de la República o su delegado.
3. Un delegado del Ministro de Ambiente y Desarrollo Sostenible.
4. Un delegado del Ministro de Minas y Energía.
5. El Presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos o su delegado.
6. El Director de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales o su delegado.
Parágrafo. Los Subcomités Intersectoriales Técnicos y Científicos invitarán a los organismos de control para que hagan parte de sus sesiones. Adicionalmente, podrán invitar a las entidades públicas, privadas, educativas, científicas, gremios o asociaciones, entre otras, que puedan ser de ayuda en el cumplimiento de sus funciones.
Cada subcomité deberá designar un invitado permanente vinculado a una universidad acreditada. En el caso del Subcomité Intersectorial Técnico y Científico - Social y de Transparencia, y sin perjuicio de los invitados que sean llamados a participar en el mismo, será un invitado permanente el Departamento Administrativo Nacional de Estadística.
Artículo 2.2.1.1.1A.4.5. Funciones de los Subcomités Intersectoriales Técnicos y Científicos. Los Subcomités Intersectoriales Técnicos y Científicos tendrán las siguientes funciones:
a) Hacer seguimiento a las variables de su competencia según el tema asignado a cada Subcomité Intersectorial Técnico y Científico de acuerdo con los artículos 2.2.1.1.1A.4.4. y 2.2.1.1.1A.2.9.
b) Entregar información trimestral a la Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico, incluyendo las alertas que se hayan levantado durante dicho periodo, sobre los asuntos de su competencia en el desarrollo de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) y publicarlos en el Centro de Transparencia del que trata el artículo 2.2.1.1.1A.3.2. para información de la ciudadanía.
c) Advertir a la Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico de la ocurrencia de una causal de la suspensión de las actividades, según las competencias de cada Subcomité Intersectorial Técnico y Científico y en atención a las variables establecidas en el artículo 2.2.1.1.1A.2.9. del presente decreto.
d) Requerir, recibir, compilar y analizar la información enviada por las entidades competentes y los Contratistas de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII).
e) Definir y poner en marcha una estrategia de pedagogía y apropiación social del conocimiento científico dirigida a las comunidades en las áreas de influencia de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), según los temas objeto de su competencia y monitoreo.
f) En el caso del Subcomité Intersectorial Técnico y Científico - Social y de Transparencia, adoptar y poner en marcha una estrategia de acompañamiento institucional territorial a los diferentes espacios de participación ciudadana, diálogo social y monitoreo ambiental comunitario que se ejecuten y acompañar el desarrollo de los planes de trabajo de las Mesas Territoriales de Diálogo y Seguimiento.
g) El Subcomité Intersectorial Técnico y Científico - Social y de Transparencia establecerá, en un plazo máximo de 3 meses a la expedición de esta Sección, la metodología para la conformación y el funcionamiento de los Mesas Territoriales de Diálogo y Seguimiento.
h) Las demás que determine la Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico.
Parágrafo 1°. Los líderes de cada Subcomité Intersectorial Técnico y Científico deberán designar una dependencia de su entidad, para que ejerza la secretaría técnica del mismo.
Parágrafo 2°. Todos los Subcomités Intersectoriales Técnicos y Científicos tendrán que reunirse cada mes de manera ordinaria, y de manera extraordinaria, cuando la situación así lo amerite, lo cual tendrá que incluirse en el reglamento que emita la Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico, en los términos del artículo 2.2.1.1.1A.4.1.
SECCIÓN 2
DISTRIBUCIÓN DE COMBUSTIBLES
SUBSECCIÓN 2.1
GENERALIDADES
Artículo 2.2.1.1.2.2.1.1. Objeto. Esta sección tiene por objeto establecer los requisitos, obligaciones y el régimen sancionatorio, aplicables a los agentes de la cadena de distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo, excepto GLP, señalados en el artículo 61 de la Ley 812 de 2003, con el fin de resguardar a las personas, los bienes y preservar el medio ambiente.
Parágrafo 1°. La refinación, almacenamiento, manejo, transporte y distribución de los combustibles líquidos derivados del petróleo son considerados servicios públicos que se prestarán conforme a la ley, el presente decreto y demás disposiciones que reglamenten la materia.
Parágrafo 2°. Los agentes de la cadena de distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo regulado por el presente decreto, enunciado en el artículo 61 de la Ley 812 de 2003, prestarán el servicio en forma regular, adecuada y eficiente, de acuerdo con las características propias de este servicio público.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 1°)
Artículo 2.2.1.1.2.2.1.2. Campo de aplicación. La presente sección se aplicará a los siguientes agentes de la cadena de distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo, excepto GLP: refinador, importador, almacenador, distribuidor mayorista, transportador, distribuidor minorista y gran consumidor.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 2°)
Artículo 2.2.1.1.2.2.1.3. Autoridad de regulación control y vigilancia. Corresponde al Ministerio de Minas y Energía de conformidad con las normas vigentes, la regulación, control y vigilancia de las actividades de refinación, importación, almacenamiento, distribución y transporte de los combustibles líquidos derivados del petróleo, sin perjuicio de las competencias atribuidas o delegadas a otras autoridades.
Corresponde a la CREG regular las actividades de refinación, importación, almacenamiento, distribución y transporte de los combustibles líquidos derivados del petróleo.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 3°, modificado por el Decreto-ley 4130 de 2010, artículo 3° numeral 5)
Artículo 2.2.1.1.2.2.1.4. Definiciones aplicables a la distribución de combustibles líquidos derivados del Petróleo. Para efectos de la aplicación e interpretación de la presente sección y sus subsecciones se consideran las siguientes definiciones:
ACPM: Para los efectos de la presente sección, el ACPM o diésel marino corresponde a una mezcla de hidrocarburos entre diez y veintiocho átomos de carbono que se utiliza como combustible de motores diésel y se obtiene por destilación directa del petróleo. Las propiedades de este combustible deberán ajustarse a las especificaciones establecidas en la Resolución 0068 del 18 de enero de 2001 de los Ministerios del Medio Ambiente y Desarrollo Sostenible y Minas y Energía y las disposiciones que la modifiquen o deroguen.
(Decreto 1503 de 2002, artículo 1°)
Aeropuertos del Golfo de México: Son los aeropuertos de Miami y Ft. Lauderdale, ubicados en La Florida-Estados Unidos.
(Decreto 2166 de 2006, artículo 1°)
Aeropuertos del área: Son los aeropuertos de las ciudades de Quito (Ecuador), Lima (Perú) y Panamá (Panamá).
(Decreto 2166 de 2006, artículo 1°)
Alcohol carburante: La definición establecida en la Resolución 180687 del 17 de junio de 2003, modificada por la Resolución 18 1069 del 18 de agosto de 2005, expedida por el Ministerio de Minas y Energía, o en aquellas normas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, la cual se transcribe: “Compuesto orgánico líquido, de naturaleza diferente a los hidrocarburos, que tiene en su molécula un grupo hidroxilo (OH) enlazado a un átomo de carbono. Para efectos de esta resolución se entiende como alcohol carburante al Etanol Anhidro combustible desnaturalizado obtenido a partir de la biomasa”.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 4°)
Almacenador: Toda persona natural o jurídica dedicada a ejercer la actividad de almacenamiento de combustibles líquidos derivados del petróleo, en los términos de los Artículos 2.2.1.1.2.2.3.81 y 2.2.1.1.2.2.3.82 del presente decreto.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 4°)
Almacenamiento comercial: Es el volumen necesario para el adecuado manejo de los combustibles líquidos derivados del petróleo por parte del distribuidor mayorista, en los términos de los Artículos 2.2.1.1.2.2.3.95 y 2.2.1.1.2.2.3.96 del presente decreto.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 4°)
Ampliación de instalaciones y/o servicios: Se refiere al aumento en cantidad, área y/o capacidad de islas, tanques, productos, tuberías, accesorios, y/o construcciones, como también al incremento de servicios adicionales a los autorizados inicialmente.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 2°)
Áreas críticas: Aquellas que por su naturaleza, ubicación y manejo de determinados productos, representan un mayor riesgo de ocurrencia de siniestro, tales como islas de abastecimiento de combustibles, ubicación de tanques de almacenamiento de estos, puntos de desfogue y acumulación de gases y áreas en las que se generen potenciales riesgos.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 2°)
Barril: Volumen de cuarenta y dos (42) galones americanos o ciento cincuenta y ocho punto nueve (158.9) litros.
(Decreto 283 de 1990, artículo 3°; subrogado por el Decreto 1521 de 1998, artículo 2°)
Buque o nave: La definición establecida en la Ley 658 de 2001, la cual se transcribe: “Toda construcción principal o independiente, idónea para la navegación y destinada a ella, cualquiera que sea su sistema de propulsión”.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 4°)
Cambiadero de aceites: Establecimiento de comercio dedicado principalmente a la lubricación de automotores. Además, puede prestar servicios menores de mantenimiento automotriz.
(Decreto 283 de 1990, artículo 3°)
Certificación: Será la definición contenida en la sección “Organización Del Subsistema De La Calidad” del Decreto Reglamentario Único del Sector Comercio, Industria y Turismo o aquella que la modifique sustituya o adicione.
(Decreto 1471 de 2014, artículo 7° numeral 13)
Certificado de conformidad: Será la definición contenida en la sección “Organización Del Subsistema de la Calidad” del Decreto Reglamentario Único del Sector Comercio, Industria y Turismo o aquella que la modifique sustituya o adicione.
(Decreto 1471 de 2014, artículo 7° numeral 15)
Combustibles básicos: La definición establecida en la Resolución 180687 del 17 de junio de 2003 expedida por el Ministerio de Minas y Energía, o en aquellas normas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, la cual se transcribe: “Son mezclas de hidrocarburos derivados del petróleo que han sido diseñadas como combustibles de motores de combustión interna, ya sean solas o en mezcla con componentes oxigenantes, para reformular combustibles con mejores características de combustión. Para efectos del presente decreto se entienden como combustibles básicos la gasolina corriente, la gasolina extra, el diésel corriente y el diésel extra o de bajo azufre”.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 4°)
Combustibles líquidos derivados de petróleo: Son todos los productos clasificables dentro de las categorías de las gasolinas, gasóleos, querosenes y fuelóleos, entre los cuales se cuentan: Combustibles para aviación (avigás), gasolina motor (gasolina extra, gasolina corriente, gasolina corriente oxigenada, gasolina extraoxigenada), combustibles de aviación para motores tipo turbina, queroseno, diésel extra o de bajo azufre, diésel corriente (ACPM), diésel marino (se conoce también con los siguientes nombres: diésel fluvial, marine diésel, gas oil, intersol, diésel número 2), y combustible para quemadores industriales (combustóleosfuel oil).
(Decreto 4299 de 2005, artículo 4°)
Combustibles oxigenados: La definición establecida en la Resolución 180687 del 17 de junio de 2003, expedida por el Ministerio de Minas y Energía o en aquellas normas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, la cual se transcribe: “Son mezclas de combustibles básicos derivados del petróleo con alcoholes carburantes en una proporción reglamentada. Sus especificaciones de calidad técnica y ambiental son reglamentadas por los Ministerios de Minas y Energía y de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial, según sus competencias. Para los efectos de este Decreto entiéndase “gasolina corriente oxigenada” y “gasolina extra oxigenada”.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 4°)
Comercializador industrial: Es el distribuidor minorista que utilizando vehículos tipo carrocería tanque o barcazas habilitadas para almacenar y distribuir combustibles líquidos derivados del petróleo, en los términos previstos en los artículos 2.2.1.1.2.2.3.90 a 2.2.21.1.2.2.3.92 del presente decreto.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 4°, modificado por el Decreto 1717 de 2008, artículo 2°).
Componentes oxigenantes: La definición establecida en la Resolución 180687 del 17 de junio de 2003, expedida por el Ministerio de Minas y Energía o en aquellas normas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, la cual se transcribe: “Son alcoholes carburantes derivados de la biomasa, los cuales mezclados con combustibles básicos mejoran las características antidetonantes en el caso de las gasolinas y reducen las emisiones contaminantes generadas en la combustión en los motores”.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 4°)
Detector: Sustancia o equipo que permite detectar la presencia y/o concentración del “Marcador” en el combustible.
(Decreto 1503 de 2002, artículo 1°)
Detección: Proceso mediante el cual se usa el “Detector” para comprobar si el combustible tiene o no “Marcador”. El resultado es comparado después con un patrón que permite garantizar la procedencia del combustible.
(Decreto 1503 de 2002, artículo 1°)
Diagnosticentro o serviteca: Establecimiento dedicado al mantenimiento preventivo de vehículos. Generalmente ofrece servicio de diagnóstico sobre funcionamiento del motor, sistemas de dirección y eléctrico; cambio, reparación y venta de llantas y demás servicios afines.
(Decreto 283 de 1990, artículo 3°)
Distribuidor mayorista: Toda persona natural o jurídica dedicada a ejercer la distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo, a través de una planta de abastecimiento conforme a lo señalado en el artículo 2.2.1.1.2.2.3.83 y siguientes del presente decreto.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 4°, modificado por el Decreto 1333 de 2007, artículo 2°)
Distribuidor minorista: Toda persona natural o jurídica dedicada a ejercer la distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo al consumidor final, a través de una estación de servicio o como comercializador Industrial, en los términos del artículo 2.2.1.1.2.2.3.90. y siguientes del presente decreto.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 4°, modificado por el Decreto 1717 de 2008, artículo 2°)
Ebullición Desbordante: Fenómeno presentado en el incendio de ciertos aceites en un tanque abierto, cuando después de arder por cierto tiempo, hay un repentino aumento en la intensidad del fuego, asociado con la expulsión de aceite incendiado fuera del tanque. Este fenómeno se presenta en la mayoría de los petróleos crudos, combustibles líquidos de amplio intervalo de ebullición como el combustible (Fuel Oil número 6) y cuando en el fondo del tanque se acumula agua que se vaporiza repentinamente.
(Decreto 283 de 1990, artículo 3°)
Estación de servicio: Establecimiento en el cual se almacenan y distribuyen al consumidor final los combustibles líquidos derivados del petróleo. Dependiendo del tipo de combustibles que distribuyan las estaciones de servicio se clasifican en:
i) Estación de servicio de aviación;
ii) Estación de servicio automotriz;
iii) Estación de servicio fluvial, y
iv) Estación de servicio marítima.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 4°)
Estación de servicio de aviación: Establecimiento en donde se almacenan y distribuyen combustibles líquidos derivados del petróleo, destinados exclusivamente para aviación.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 4°)
Estación de servicio automotriz: Establecimiento en el cual se almacenan y distribuyen combustibles básicos utilizados para vehículos automotores, los cuales se entregan a partir de equipos fijos (surtidores) que llenan directamente los tanques de combustible.
Dichos establecimientos pueden incluir facilidades para prestar uno o varios de los siguientes servicios: lubricación, lavado general y/o de motor, cambio y reparación de llantas, alineación y balanceo, servicio de diagnóstico, trabajos menores de mantenimiento automotor, venta de llantas, neumáticos, lubricantes, baterías y accesorios y demás servicios afines.
En las estaciones de servicio automotriz también podrá operar venta de GLP en cilindros portátiles, con destino al servicio público domiciliario, caso en el cual se sujetarán a la reglamentación específica que establezca el Ministerio de Minas y Energía. Asimismo podrán funcionar minimercados, tiendas de comidas rápidas, cajeros automáticos, tiendas de vídeos y otros servicios afines a estos, siempre y cuando se obtengan de las autoridades competentes las autorizaciones correspondientes y se cumplan todas las normas de seguridad para cada uno de los servicios ofrecidos.
Las estaciones de servicio también podrán disponer de instalaciones y equipos para la distribución de gas natural comprimido (GNC) para vehículos automotores, caso en el cual se sujetarán a la reglamentación expedida por el Ministerio de Minas y Energía.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 4°)
Estación de servicio fluvial: Establecimiento en el cual se almacenan y distribuyen los combustibles líquidos derivados del petróleo, a partir de equipos (surtidores), que cuenta con tanques de almacenamiento instalados en barcazas flotantes no autopropulsadas y ancladas o aseguradas en un lugar fijo, que llenan directamente los tanques de combustible.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 4°, modificado por el Decreto 1717 de 2008, artículo 2°)
Estación de servicio marítima: Establecimiento en donde se almacenan y distribuyen combustibles líquidos derivados del petróleo destinados exclusivamente para buques o naves.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 4°)
Estación de servicio privada: Establecimiento perteneciente a una empresa o institución, destinada exclusivamente al suministro de combustibles líquidos derivados del petróleo para sus vehículos, aeronaves, barcos y/o naves.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 4° adicionado por el Decreto 1717 de 2008, artículo 1°)
Estación de servicio pública: Establecimiento destinado al suministro de combustibles líquidos derivados del petróleo, servicios y venta de productos al público en general, según la clase del servicio que preste.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 4°, adicionado por el Decreto 1717 de 2008, artículo 1°)
Evaluación de la conformidad: Será la definición contenida en la sección “Organización Del Subsistema de la Calidad” del Decreto Reglamentario Único del Sector Comercio, Industria y Turismo o aquella que la modifique sustituya o adicione.
(Decreto 1471 de 2014 artículo 7°)
Gasolina Motor o Gasolina: Para los efectos del presente decreto la gasolina es una mezcla compleja de hidrocarburos entre tres y doce átomos de carbono formada por fracciones combustibles provenientes de diferentes procesos de refinación del petróleo tales como destilación atmosférica, ruptura catalítica, ruptura térmica, alquilación, polimerización, reformado catalítico, etc. Las propiedades de este combustible deberán ajustarse a las especificaciones establecidas en la Resolución 0068 del 18 de enero de 2001 de los Ministerios de Medio Ambiente y desarrollo sostenible y Minas y Energía y las disposiciones que la modifiquen o deroguen.
(Decreto 1503 de 2002, artículo 1°)
Gran consumidor: Persona natural o jurídica que, por cada instalación, consume en promedio anual más de 20.000 galones mes de combustibles líquidos derivados del petróleo para uso propio y exclusivo en sus actividades, en los términos establecidos en los artículos 2.2.1.1.2.2.3.93. y 2.2.1.1.2.2.3.94 del presente decreto, y puede ser: i) gran consumidor con instalación fija, ii) gran consumidor temporal con instalación y iii) gran consumidor sin instalación.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 4°, modificado por el Decreto 1717 de 2008, artículo 2°)
Gran consumidor con instalación fija: Es aquel gran consumidor que cuenta con instalaciones que permiten descargar, almacenar y despachar combustibles líquidos derivados del petróleo.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 4°, adicionada por el Decreto 1333 de 2007, artículo 1°)
Gran Consumidor Individual No Intermediario de ACPM: Únicamente para efectos de aplicar el artículo 14 de la Ley 681 de 2001, se considera Gran Consumidor Individual No Intermediario de ACPM aquel que tiene un consumo propio de ACPM, nacional o importado, igual o superior a diez mil (10.000) barriles mensuales. Los Sistemas de Transporte Terrestre Masivos de Pasajeros y las empresas generadoras de energía ubicadas en las Zonas Interconectadas del Territorio Nacional serán considerados como Grandes Consumidores Individuales No Intermediarios de ACPM, independientemente de su consumo.
Para efectos del presente decreto se entiende como ACPM, el definido por el artículo 2° de la Ley 681 de 2001, y por consumo propio, el utilizado en las actividades relacionadas con su objeto social principal.
Parágrafo 1°. Se exceptúa el ACPM consumido por el servicio público de generación eléctrica en las Zonas No Interconectadas del Territorio Nacional.
Parágrafo 2°. En el caso de los sistemas de transporte masivo, el combustible se cobrará en forma proporcional a las diferentes empresas operadoras que participen en el mismo y sobre los volúmenes consumidos por cada una de ellas en los buses que hacen parte de su operación.
Ecopetrol S. A. o quien haga sus veces, previo visto bueno del Ministerio de Minas y Energía -Dirección de Hidrocarburos-, definirá los procedimientos generales de cobro sobre el particular”.
(Decreto 2988 de 2003, artículo 1° modificado por el Decreto 4483 de 2006, artículo 1° modificado por la Ley 1430 de 2010).
Gran consumidor temporal con instalación: Es aquel gran consumidor que cuenta con instalaciones que permiten descargar, almacenar y despachar combustibles líquidos derivados del petróleo y que para el desarrollo de su actividad, como la ejecución de obras de infraestructura, servicios petroleros, exploración y explotación petrolera y minera y actividades agroindustriales, requiera el consumo de combustibles en un periodo que no exceda de un año.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 4°, modificado por el Decreto 1717 de 2008, artículo 2°)
Gran consumidor sin instalación: Es aquel gran consumidor que consume combustibles para uso propio y exclusivo en sus aeronaves, buques o naves.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 4°, adicionado por el Decreto 1333 de 2007, artículo 1°)
Importador: Toda persona natural o jurídica que ejerce la actividad de importación de combustibles líquidos derivados del petróleo, conforme a lo establecido en el artículo 2.2.1.1.2.2.3.77. y siguientes del presente decreto.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 4°)
Isla de surtidor para combustibles líquidos derivados del petróleo: Es la base o soporte de material resistente y no inflamable, generalmente concreto, sobre la cual van instalados los surtidores o bombas de expendio, construida con una altura mínima de veinte (20) centímetros sobre el nivel del piso y un ancho no menor de un metro con veinte centímetros (1.20 m).
(Decreto 1521 de 1998, artículo 2°)
Isla de surtidor para gas natural comprimido (GNC): Sector sobreelevado y adecuadamente protegido del patio de maniobras, sobre el que no se admitirá la circulación vehicular. En esta se ubicará el surtidor de despacho de G.N.C., sus válvulas de bloqueo y, de resultar necesario, las columnas de soporte de surtidores y canopys.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 2°)
Líquido Inflamable: Un líquido que tiene un punto de inflamación inferior a 100 °F (37.8 °C) y una presión de vapor absoluta máxima, a 100 °F (37.8 °C), de 2.82 Kg/cm2 (2068 mm Hg). Estos líquidos son definidos por la NFPA como clase IA, IB y IC de acuerdo con sus puntos de inflamación y ebullición.
(Decreto 283 de 1990, artículo 3°, subrogado por el Decreto 1521 de 1998, artículo 2°)
Líquido combustible: Líquido que tiene un punto de inflamación igual o superior de 100°F (37.8°C). Estos líquidos son definidos por la NFPA como Clase II, IIIA y IIIB de acuerdo con su punto de inflamación.
(Decreto 283 de 1990, artículo 3°, subrogado por el Decreto 1521 de 1998, artículo 2°)
Mantenimiento: Actividades tendientes a lograr el adecuado funcionamiento de equipos, elementos, accesorios, maquinarias, etc., con el fin de garantizar una eficaz y eficiente prestación del servicio al usuario.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 2°)
Marcación: Proceso mediante el cual se agrega al combustible una sustancia química denominada “Marcador”, la cual no afecta ninguna de sus propiedades, físicas, químicas ni visuales, ni ninguna de sus especificaciones.
(Decreto 1503 de 2002, artículo 1°)
Marcador: Sustancia química que permite obtener información sobre la procedencia del combustible.
La aplicación de marcadores en los combustibles puede ser utilizada para propósitos de diferenciar calidades, mezclas, combustibles, extraídos ilícitamente de los poliductos y para controlar evasión de impuestos y adulteración de combustibles, entre otros.
(Decreto 1503 de 2002, artículo 1°)
Modificación de instalaciones: Se refiere al cambio de ubicación de islas, tanques y/o edificaciones localizadas en la estación de servicio.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 2°)
Organismo de acreditación: Será la definición contenida en la sección “Organización del Subsistema de la Calidad” del Decreto Reglamentario Único del Sector Comercio, Industria y Turismo o aquella que la modifique sustituya o adicione.
(Decreto 1471 de 2014, artículo 7°)
Organismo de certificación: La definición establecida en el Decreto 2269 del 16 de septiembre de 1993 o en aquellas normas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, la cual se transcribe: “Entidad imparcial, pública o privada, nacional, extranjera o internacional, que posee la competencia y la confiabilidad necesarias para administrar un sistema de certificación, consultando los intereses generales”.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 4°)
Otras definiciones: Siempre y cuando no contradigan lo consagrado en el presente decreto, se tendrán en cuenta las definiciones establecidas en la Resolución 80582 del 8 de abril de 1996 o en aquellas normas que las aclaren, modifiquen o deroguen.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 2°)
Petróleo Crudo: Mezclas de hidrocarburos que tienen un punto de inflamación por debajo de 150° F (65.6° C) y que no han sido procesados en una refinería.
(Decreto 283 de 1990, artículo 3°, subrogado por el Decreto 1521 de 1998, artículo 2°)
Planta de abastecimiento: Son las instalaciones físicas, construidas y operadas en tierra, necesarias para almacenar, manejar y despachar al por mayor combustibles líquidos derivados del petróleo a la(s) planta(s) de otro(s) distribuidor(es) mayorista(s), a distribuidores minoristas o al gran consumidor.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 4°)
Precio de referencia de la gasolina de aviación A1 en Colombia: Es el promedio de los precios ponderados por volumen de venta de combustible de aviación para motores tipo turbina (gasolina de aviación Jet A1) para los siete aeropuertos con mayor consumo de este combustible en el país.
Para determinar el precio de venta se tendrán en cuenta el Ingreso al Productor y la tarifa de transporte por poliductos.
(Decreto 2166 de 2006, artículo 1°)
Precio de referencia de la gasolina de aviación Jet A1 Internacional: Es el precio promedio del combustible de aviación para motores tipo turbina (gasolina de aviación Jet Al) en ala de avión de los Aeropuertos del Área y del Golfo de México, en el cual se tendrán en cuenta el precio al productor y otros cargos al combustible en cada aeropuerto (intoplane fee, Fletes, seguros, transporte, o similares) y sin incluir los márgenes de intermediación, de truputh o de manejo de inventarios.
(Decreto 2166 de 2006, artículo 1°)
Protección a áreas expuestas: Son las medidas de seguridad contra incendio para las instalaciones y bienes situados en áreas adyacentes a plantas de abasto. Se acepta que existe la protección contra incendio para estas instalaciones o áreas cuando están:
1. Ubicadas dentro de la jurisdicción de un cuerpo de bomberos oficial o voluntario, debidamente equipado;
2. Contiguas a plantas que tengan brigadas privadas contra incendio capaces de proporcionar chorros de agua para enfriar las instalaciones o áreas expuestas;
3. Cuando la instalación expuesta tiene capacidad suficiente de equipos y agua a presión para garantizar esta protección.
(Decreto 283 de 1990, artículo 3°)
Puerto: Conjunto de elementos físicos que incluyen obra, canales de acceso, instalaciones y servicios que permiten aprovechar un área frente a la costa o ribera de un río en condiciones favorables para la realización de operaciones de cargue y descargue de toda clase de buques, intercambio de mercancías entre tráfico terrestre, marítimo y/o fluvial. Dentro del puerto quedan los terminales portuarios, muelles o embarcaderos.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 4°)
Punto de Inflamación: La temperatura mínima a la cual un líquido despide vapor en concentración suficiente, para formar una mezcla inflamable con aire, cerca de la superficie del líquido dentro del recipiente que lo contiene.
(Decreto 283 de 1990, artículo 3°, subrogado por el Decreto 1521 de 1998, artículo 2°)
Refinador: Toda persona natural o jurídica que ejerce la actividad de refinación de hidrocarburos para la producción de combustibles líquidos derivados del petróleo, en los términos del artículo 2.2.1.1.2.2.3.75. y siguientes del presente decreto.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 4°)
Sistemas de protección contra incendio: Son aquellas medidas de seguridad, materiales, accesorios y equipos, suficientes para prevenir o atender un siniestro. Estableciendo un plan de acción, se indicará la actividad a cumplir y la jerarquización para la asignación de responsabilidades que involucre a cada uno de los miembros que se desempeñe dentro del área que comprende la estación de servicio, incluyendo a quienes prestan los servicios adicionales autorizados.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 2°)
Surtidor: El dispositivo con registro de volumen y precio del combustible, mediante el cual se entrega el producto directamente en los tanques o cilindros de combustible de los automotores.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 2°)
Tanque Atmosférico: Es un tanque de almacenamiento de combustibles diseñados para operar a presiones que van, desde la atmosférica hasta 0.035 kg/cm2 manométricas (760 a 786 mm. de mercurio), medidas en el tope del tanque.
(Decreto 283 de 1990, artículo 3°)
Transportador: Toda persona natural o jurídica que ejerce la actividad de transporte de combustibles líquidos derivados del petróleo y alcohol carburante, en los términos del artículo 2.2.1.1.2.2.3.85. y siguientes del presente decreto.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 4°)
b) SIGLAS.
ICONTEC: Instituto Colombiano de Normas Técnicas. Organismo Nacional de Normalización.
(Decreto 283 de 1990, artículo 3°)
NFPA: The National Fire Protection Association. Asociación Nacional de Protección Contra Incendios de los Estados Unidos de Norteamérica, cuyas normas son ampliamente aceptadas en la mayoría de los países.
(Decreto 283 de 1990, artículo 3°)
OPCI: Organización Iberoamericana de Protección contra Incendios: Es la entidad que interpreta y difunde las normas NFPA en Iberoamérica y sirve como asesora y consultora para el mundo de habla hispana, con asistencia de la NFPA.
(Decreto 283 de 1990, artículo 3°)
API: American Petroleum Institute. Instituto Americano del Petróleo de Estados Unidos de Norteamérica, encargado de estandarizar y normalizar bajo estrictas especificaciones de control de calidad, diferentes materiales y equipos para la industria petrolera. Igualmente establece normas para diseño, construcción y pruebas en instalaciones petroleras, incluyendo diseño de equipos y pruebas de laboratorio para derivados del petróleo.
(Decreto 283 de 1990, artículo 3°)
ASME: American Society of Mechanical Engineers. Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos de Estados Unidos de Norteamérica, encargada de velar por la normalización de todo lo relacionado con ingeniería Mecánica.
(Decreto 283 de 1990, artículo 3°)
ANSI: American National Standards Institute. Instituto Americano Nacional de Normas de los Estados Unidos de Norteamérica, encargado de coordinar y acreditar las normas técnicas que elaboran diferentes entidades especializadas, tales como API, NFPA, ASME, etc., sobre diseño, fabricación, inspección y pruebas de equipos industriales utilizados en el montaje de plantas.
(Decreto 283 de 1990, artículo 3°)
GLP: Gas licuado del petróleo, también conocido comúnmente como gas propano.
(Decreto 283 de 1990, artículo 3°)
c) NORMAS CITADAS.
NFPA 77: Electricidad Estática.
NFPA 11: Sistemas de Espuma de Expansión Baja y de Agentes Combinados.
NFPA 70: Código Eléctrico Nacional.
NFPA 30: Código de Líquidos Combustibles e Inflamables.
NFPA 30A: Código para Estaciones de Servicio.
NFPA 22: Tanques de Agua, para Protección Contra Incendio en Propiedades Privadas.
NFPA 24: Instalación de Tuberías de Servicio para Sistemas Contra Incendio en Propiedades Privadas.
ANSI-B.31.3: Tuberías para Plantas Químicas y Refinerías de Petróleo.
API 650: Tanques de Almacenamiento Atmosférico.
(Decreto 283 de 1990, artículo 3°)
Eventosde escasez de combustibles líquidos derivados del petróleo, y las mezclas con biocombustibles. Situaciones en las que se presenta limitación en la disponibilidad y suministro de combustibles y/o sus mezclas con biocombustibles en cualquier eslabón de la cadena de distribución, con las cuales no se logre atender la demanda en uno o más centros de consumo. Igualmente, en eventos de fuerza mayor o caso fortuito localizados en dichos centros de consumo.
Insalvablesrestricciones en la oferta de combustibles líquidos derivados del petróleo, y sus mezclas con biocombustibles. Limitaciones técnicas en las capacidades de oferta, transporte de estos productos y todas aquellas situaciones que limiten su entrega y la atención de la demanda en uno o varios centros de consumo, pese a las gestiones técnicas y logísticas realizadas por los agentes de la cadena de distribución de combustibles líquidos.
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
LEGISLACIÓN ANTERIOR [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.1.5. Clasificación de las estaciones de servicio. Sin perjuicio de la definición establecida en el artículo 2.2.1.1.2.2.1.4., las estaciones de servicio se clasificarán así:
1. Por la clase de servicios que prestan:
CLASE A. Es la que, además de vender combustibles, tiene instalaciones adecuadas para prestar tres o más de los siguientes servicios: lubricación, lavado general y de motor cambio y reparación de llantas, alineación y balanceo reparaciones menores. Además, puede disponer de instalaciones para la venta de lubricantes, baterías, llantas, neumáticos y accesorios para automotores.
CLASE B. Es aquella dedicada exclusivamente a la venta de combustibles y que, además tiene instalaciones adecuadas para la venta de lubricantes, baterías, llantas, neumáticos y accesorios.
CLASE C. Es aquella dedicada única y exclusivamente a la venta de combustibles. Esas estaciones pueden ubicarse en áreas reducidas, siempre y cuando cumplan con todos los requisitos de seguridad de acuerdo con normas internacionalmente reconocidas, como las de la NFPA. Por excepción, pueden tener puntos de venta de lubricantes, agua para batería, aditivos y algunos accesorios.
(Decreto 283 de 1990, artículo 4°, modificado parcialmente en sus clases a y b, por el artículo 2° del Decreto 353 de 1991)
2. Por su naturaleza
Estación de servicio pública. Establecimiento destinado al suministro de combustibles líquidos derivados del petróleo, servicios y venta de productos al público en general, según la clase del servicio que preste.
Estación de servicio privada. Establecimiento perteneciente a una empresa o institución, destinada exclusivamente al suministro de combustibles líquidos derivados del petróleo para sus vehículos, aeronaves, barcos y/o naves.
(Decreto 4299 de 2005, adicionado por el Decreto 1717 de 2008, artículo 1°)
3. Por la clase de producto que manejan:
Estación de Servicio Dedicada: Es la Estación de Servicio destinada solamente a la distribución de un tipo de combustible, ya sea combustibles líquidos derivados del petróleo o combustibles gaseosos.
(Decreto 1605 de 2002 artículo 3°)
Gas natural comprimido (GNC): Establecimiento que dispone de instalaciones y equipos para el almacenamiento y distribución de combustibles gaseosos, excepto gas licuado del petróleo (G.L.P.), para vehículos, a través de equipos fijos (surtidores) que llenan directamente los tanques o cilindros de combustible. Además, pueden incluir facilidades para prestar uno o varios de los siguientes servicios: lubricación, lavado general o de motor, cambio o reparación de llantas, alineación y balanceo, servicio de diagnosticentro, trabajos menores de mantenimiento de motor, venta de llantas, neumáticos, lubricantes, baterías, accesorios y demás servicios afines. (Definición de acuerdo con lo consagrado en el artículo 1° de la Resolución número 8 0582 del 8 de abril de 1996).
Combustibles líquidos derivados del petróleo: Establecimiento que dispone de instalaciones y equipos para el almacenamiento y distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo, excepto gas licuado del petróleo (G.L.P.), para vehículos, a través de equipos fijos (surtidores) que llenan directamente los tanques de combustible. Además, puede incluir facilidades para prestar uno o varios de los siguientes servicios: lubricación, lavado general o de motor, cambio o reparación de llantas, alineación y balanceo, servicio de diagnosticentro, trabajos menores de mantenimiento de motor, venta de llantas, neumáticos, lubricantes, baterías, accesorios y demás servicios afines.
Mixta. Establecimiento que dispone de instalaciones y equipos para el almacenamiento y distribución de combustibles gaseosos y combustibles líquidos derivados del petróleo, excepto gas licuado del petróleo (G.L.P.), para vehículos, a través de equipos fijos (surtidores) que llenan directamente los tanques de combustible. Además, puede incluir facilidades para prestar uno o varios de los siguientes servicios: lubricación, lavado general o de motor, cambio o reparación de llantas, alineación y balanceo, servicio de diagnosticentro, trabajos menores de mantenimiento de motor, venta de llantas, neumáticos, lubricantes, baterías, accesorios y demás servicios afines.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 3°)
Artículo 2.2.1.1.2.2.1.6. Plan de continuidad en materia de combustibles líquidos derivados del petróleo y sus mezclas con biocombustibles y el Plan de Expansión de la red de poliductos del Ministerio de Minas y Energía. El Ministerio de Minas y Energía podrá expedir el Plan de Continuidad, así como el Plan de Expansión de la Red de Poliductos en materia de combustibles líquidos derivados del petróleo y sus mezclas con biocombustibles, a partir de los proyectos que adopte del Plan Indicativo de Abastecimiento de Combustibles Líquidos de la UPME.
El Plan Indicativo de Abastecimiento de Combustibles Líquidos contendrá el listado de proyectos y servicios elegibles y requeridos para asegurar el abastecimiento y la confiabilidad de la cadena de combustibles líquidos en el corto, mediano y largo plazo, así como sus esquemas y período de remuneración, los tiempos requeridos para su planeación, ejecución y puesta en operación. Dicho plan deberá tener en cuenta, con la mejor información disponible: las proyecciones de niveles de oferta y demanda de crudo, de combustibles líquidos derivados del petróleo y de biocombustibles, las condiciones actuales de la infraestructura de la cadena de abastecimiento.
El Ministerio de Minas y Energía o la entidad en que se delegue esta función, establecerá los demás criterios que se deberán tener en cuenta en el Plan Indicativo de Abastecimiento de Combustibles Líquidos, y desarrollará lo necesario para la implementación de estos, incluyendo todo lo requerido para el desarrollo de los proyectos allí adoptados y su esquema de remuneración.
Parágrafo: Los proyectos presentados en los respectivos planes deberán asegurar el cumplimiento de los requisitos de calidad de los combustibles líquidos derivados del petróleo, biocombustibles y sus mezclas.
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.1.6.1. Desarrollo e implementación del plan de continuidad en materia de combustibles líquidos derivados del petróleo y sus mezclas con biocombustibles y el plan de expansión de la red de poliductos. La CREG deberá expedir la regulación aplicable a la implementación y desarrollo de los planes de continuidad o de expansión de la red de poliductos, en materia de combustibles líquidos derivados del petróleo y sus mezclas con biocombustibles, para lo cual deberá establecer:
1. Criterios para determinar qué agente puede desarrollar el proyecto. Los proyectos u obras de los respectivos planes deberán ser desarrolladas, en primera instancia, por un agente como complemento de la infraestructura existente. En caso de que los primeros no sean desarrollados por el agente, deberán ser desarrollados como resultado de la aplicación de mecanismos abiertos y competitivos.
2. Condiciones para la aplicación de mecanismos abiertos y competitivos para la selección. La CREG será la responsable del diseño de los mecanismos abiertos y competitivos de los que trata el presente artículo.
3. Obligaciones de los agentes que, en primera instancia, desarrollen proyectos adoptados por el Ministerio como complemento de su infraestructura existente para garantizar su entrada en operación oportuna. Estas obligaciones contemplarán los mecanismos de cubrimiento, auditoría y control a que haya lugar, los mecanismos para manifestar su interés, entre otros.
4. Obligaciones de los agentes a los que se les asigne la construcción y operación de los proyectos mediante mecanismos abiertos y competitivos, para garantizar su entrada en operación oportuna. Estas obligaciones contemplarán, entre otros, los mecanismos de cubrimiento, auditoría y control a que haya lugar.
5. Procedimientos, requisitos y documentación a adjuntar para el proceso de asignación del proyecto según lo establecido por el Ministerio de Minas y Energía acorde con la correspondiente instancia.
6. Metodologías de remuneración de los proyectos u obras de los respectivos planes. La mencionada metodología podrá considerar la remuneración de los activos mediante cargos fijos y variables.
Parágrafo. La UPME será responsable de la aplicación e implementación de los mecanismos abiertos y competitivos de selección, a los que se refiere este artículo. Así como de la identificación de los beneficiarios de cada proyecto.
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.1.7 Tipos de almacenamiento de combustibles líquidos derivados del petróleo, de los biocombustibles y sus mezclas.
a) Almacenamiento Estratégico: Es la capacidad de almacenamiento y el volumen mínimo de combustibles líquidos derivados del petróleo, biocombustibles y sus mezclas, requeridos para garantizar el abastecimiento de uno o varios mercados o regiones, durante un período determinado, así como los volúmenes que no podrán ser retirados de la infraestructura del almacenamiento, salvo que se presenten insalvables restricciones en la oferta de combustibles líquidos derivados del petróleo y sus mezclas con biocombustibles, restricciones en las capacidades de transporte o movilización de combustibles, o demás situaciones que deriven en algún tipo de eventos de escasez.
b) Almacenamiento Comercial: Es la capacidad de almacenamiento y volumen mínimo de combustibles líquidos derivados del petróleo, biocombustibles y sus mezclas acopiados en las plantas de almacenamiento o almacenamientos de los agentes de la cadena de distribución de combustibles, para realizar las actividades de comercialización sin interrupciones, y con el objetivo de atender la demanda interna, garantizar la calidad del producto y su suministro continuo.
c) Almacenamiento Operativo: Es la capacidad de almacenamiento y volumen mínimo de combustibles líquidos derivados del petróleo, biocombustibles y sus mezclas; requerido para equilibrar u optimizar el flujo o tránsito continuo de dichos productos, con el fin de mantener una operación segura, eficiente y adecuada de los sistemas de transporte por poliductos, medios de transporte alternativos y de los sistemas de refinación y/o puertos de importación o plantas de abastecimiento.
El Ministerio de Minas y Energía desarrollará lo relacionado con los tipos, usos y manejo de los almacenamientos que se señalan el presente artículo.
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.1.8 Reporte de información por parte de los agentes de la cadena de distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo y sus mezclas con biocombustibles. El Ministerio de Minas y Energía, expedirá la regulación para solicitar a los agentes de la cadena señalados en el artículo 2.2.1.1.2.2.1.2., información y reportes relacionados con sus actividades operacionales, logísticas y comerciales, así como respecto de su infraestructura física y ubicación geográfica de sus instalaciones y sitios de operación.
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.1.9 Medidas respecto de los contratos para la cadena de distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo, de los biocombustibles y sus mezclas. El Ministerio de Minas y Energía o la entidad que este delegue, expedirá la regulación para el registro y contenido mínimo de los contratos de la cadena de distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo, de los biocombustibles y sus mezclas.
Parágrafo Transitorio: El Ministerio de Minas y Energía fijará las condiciones y el lapso dentro del cual los contratos vigentes cumplirán las exigencias establecidas en el presente artículo.
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.1.10. Para ejercer la actividad de refinación, importación, almacenamiento, transporte, distribución mayorista y minorista de combustibles líquidos y sus mezclas con biocombustibles y para actuar como gran consumidor, los interesados deberán obtener autorización de la Dirección de Hidrocarburos.
El Ministerio de Minas y Energía expedirá las normas que señalen los requisitos y las obligaciones que deben cumplir los interesados en desarrollar actividades relacionadas con la cadena de distribución de combustibles y sus mezclas con biocombustibles.
Parágrafo 1°. El Ministerio de Minas y Energía, en la regulación que expida, podrá clasificar los agentes determinados en el artículo 61 de la Ley 812 de 2003, o en aquella que la reemplace, sustituya o modifique.
Parágrafo 2°. Una vez el Ministerio de Minas y Energía desarrolle lo relacionado con los tipos, usos y manejo de los almacenamientos que se señalan en el artículo 2.2.1.1.2.2.1.7 del presente decreto, el almacenador deberá informar, reportar y actualizar cualquier cambio en el estado de su operación, frente a los mencionados tipos de almacenamiento que desarrolla.
Parágrafo 3°. Sin perjuicio de los volúmenes consumidos y mientras el Ministerio de Minas y Energía expide o actualiza la regulación sobre el Gran Consumidor, el transportador de combustibles líquidos por poliducto será clasificado como un Gran Consumidor solo para efectos del abastecimiento de las necesidades energéticas del sistema de poliductos, y para mantener balanceados los inventarios de dichos sistemas. De tales necesidades se excluyen los consumos de la flota de vehículos que el transportador emplee en su operación.
Parágrafo Transitorio. Los siguientes artículos del Decreto número 1073 de 2015, para cada agente, se mantendrán vigentes hasta que el Ministerio de Minas y Energía expida la regulación respectiva de que trata el presente artículo:
2.2.1.1.2.2.3.72 al 2.2.1.1.2.2.3.74; 2.2.1.1.2.2.3.75 y 2.2.1.1.2.2.3.76; 2.2.1.1.2.2.3.77 al 2.2.1.1.2.2.3.80; 2.2.1.1.2.2.3.81 y 2.2.1.1.2.2.3.82; 2.2.1.1.2.2.3.83 y 2.2.1.1.2.2.3.84; 2.2.1.1.2.2.3.87 al 2.2.1.1.2.2.3.89; 2.2.1.1.2.2.3.90 al 2.2.1.1.2.2.3.92; y 2.2.1.1.2.2.3.93 y 2.2.1.1.2.2.3.94.
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.1.11. Prohibición para la exportación de combustibles objeto de estabilización mediante el FEPC. No podrán exportarse los combustibles que sean objeto de estabilización mediante el Fondo de Estabilización de Precios de los Combustibles (FEPC) o aquel que haga sus veces, por lo que para exportar un combustible es necesario que el refinador o el importador lo haya excluido explícitamente de la estabilización del FEPC y así se lo certifique al Ministerio.
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
SUBSECCIÓN 2.2
ALMACENAMIENTO TRANSITORIO DE ACPM
Artículo 2.2.1.1.2.2.2.1. Autorización transitoria para el almacenamiento de aceite combustible para motor ACPM. La Empresa Colombiana de Petróleos, Ecopetrol S.A. o quien haga sus veces, cuando considere que exista riesgo de desabastecimiento de aceite combustible para motor ACPM, informará lo pertinente al Ministerio de Minas y Energía, quien evaluará los correspondientes hechos y, si las circunstancias lo ameritan, podrá autorizar transitoriamente el funcionamiento de instalaciones para el almacenamiento de ACPM, que cumplan los requisitos señalados en la presente subsección.
(Decreto 318 de 2003; artículo 1°)
Artículo 2.2.1.1.2.2.2.2. Solicitud para el almacenamiento transitorio de aceite combustible de motor ACPM. Los interesados en obtener del Ministerio de Minas y Energía la autorización para almacenar en forma transitoria ACPM, deberán solicitar una visita de un funcionario de la Dirección de Hidrocarburos con el fin de que se efectúe una revisión detallada de las instalaciones, de acuerdo con los requisitos establecidos en la presente subsección. Para el efecto, la solicitud deberá presentarse acompañada de los siguientes documentos:
1. Certificado de existencia y representación legal, expedido por la Cámara de Comercio, con fecha no superior a tres (3) meses.
2. Permiso de uso y utilización del suelo, expedido por la autoridad competente, que permita el almacenamiento de ACPM.
3. Título de propiedad del inmueble o contrato que lo acredite como arrendatario del mismo.
4. Plano general de las instalaciones, máximo a una escala de 1:250, con ubicación de las edificaciones de la misma, tanques, llenaderos, tuberías, casa de bombas, bodegas, talleres y red de instalación de agua para los sistemas contra incendio.
5. Póliza de responsabilidad civil extracontractual que cubra los daños a terceros, en sus bienes y personas, por el transporte, manejo, almacenamiento y distribución de combustibles (ACPM), con límite asegurado mínimo de dos mil (2.000) salarios mínimos mensuales legales vigentes, sin perjuicio de otras pólizas que haya constituido el interesado.
(Decreto 318 de 2003; artículo 2°)
Artículo 2.2.1.1.2.2.2.3. Requisitos para el almacenamiento transitorio de aceite combustible de motor ACPM. Los interesados en obtener del Ministerio de Minas y Energía la autorización para almacenar en forma transitoria ACPM, en sus instalaciones deberán cumplir con los siguientes requisitos técnicos:
a) La distancia de los linderos de la planta proyectada a los linderos más próximos de sitios de alta densidad poblacional, tales como templos, escuelas, colegios, hospitales, clínicas, supermercados, centros comerciales, teatros, polideportivos, bibliotecas públicas, clubes sociales, edificios multifamiliares y establecimientos similares, no podrá ser inferior a cien (100) metros;
b) La distribución de los tanques y demás instalaciones y su separación con respecto a propiedades adyacentes, deberán cumplir con las distancias mínimas indicadas en la tabla siguiente:
Tabla número 1
Distancias mínimas internas en plantas de abastecimiento y a propiedades adyacentes para el almacenamiento de combustibles Diésel.
A) Líquidos estables* (presión de operación menor de 0.175 kg/cm2)
Tabla número 2.
Capacidad del tanque en galones | Distancia mínima desde la pared del tanque al lindero de la propiedad vecina que está o puede ser sometida a construcción, incluyendo el lado opuesto de una vía pública | Distancia mínima desde la pared del tanque al lado más próximo de cualquier vía pública o del edificio importante más cercano de la mima propiedad |
| Metros | Metros |
12,000 o menos | 4,57 | 1,52 |
12,001 a 30.000 | 6,09 | 1,52 |
30,001 a 50,000 | 9,14 | 3,05 |
50.001 a 100.000 | 15,23 | 4,57 |
100,001 a más | 24,37 | 6,09 |
c) Cada planta de abastecimiento deberá tener o contratar un laboratorio para el análisis de los productos, dotado como mínimo con equipos para la determinación del punto de chispa, ensayo de destilación y densidad;
d) El alineamiento de las vías internas respecto de las oficinas, tanques, llenaderos, etc., deberá permitir fácil acceso y cómoda circulación de los carros tanques y vehículos;
e) Los muros o paredes de las oficinas, talleres y bodegas deberán ser construidos con materiales resistentes a la combustión;
f) Todo tanque o grupo de tanques que contengan Aceite Combustible Para Motor- ACPM deberán estar rodeados por un muro de retención impermeabilizado, que deberá construirse en concreto, tierra apisonada e impermeabilizada u otro material adecuado. La altura mínima de dicho muro será de sesenta centímetros (60 cm) y la máxima será de dos metros (2 m). Si un recinto rodeado por un muro de retención contiene un solo tanque, su capacidad neta será por lo menos igual a la capacidad del tanque y se calculará como si tal tanque no existiera. Esto último, teniendo en cuenta que en caso de máximo derrame del tanque, quedará en este un nivel líquido igual a la altura del muro de retención. Si el recinto de retención contiene dos o más tanques, su capacidad neta será por lo menos igual a la del tanque de mayor capacidad dentro del recinto, más el diez por ciento (10%) de la capacidad de los otros tanques;
g) Los tanques que almacenen ACPM deben haber sido construidos y probados, de conformidad con lo exigido en las normas técnicas pertinentes;
h) En el interior de los muros de contención no debe haber ningún tipo de instalaciones diferentes de las estrictamente necesarias para el manejo seguro del combustible líquido derivado del petróleo (ACPM);
i) Todas las tuberías y accesorios, dentro y fuera de los recintos o muros de retención, serán de acero-carbón. Las que se instalen dentro deberán diseñarse para resistir altas temperaturas;
j) La distancia entre las instalaciones de carga y descarga de carrotanques debe separarse de tanques sobre superficie, depósitos, otras edificaciones de la planta o el lindero más cercano de la propiedad vecina sobre la cual puede construirse, por una distancia de por lo menos 4.6 metros, medida desde la boca de llenado o desde la conexión para transferencia (de líquido o vapor) más cercana;
k) Toda plataforma de llenadero deberá estar provista, al menos, de:
Dos escaleras, con inclinación máxima de cuarenta y cinco grados (45°);
Conexiones a tierra para eliminar la corriente estática, una por cada brazo de llenado;
Señales preventivas en colores reflectivos;
l) Los equipos contra incendio que deberán ser instalados deben cumplir con:
Tanque para agua contra incendio, con un mínimo de cuatro (4) horas de almacenamiento.
Sistema de hidrantes, monitores o regaderas exteriores, para enfriamiento.
Sistema de aplicación y almacenamiento de espuma.
El número de extintores portátiles suficientes para atender un conato de incendio en las diferentes áreas de la instalación;
m) Plan de emergencia para casos de derrames, fugas o incendio;
n) La fecha de calibración de los tanques para el almacenamiento de ACPM no debe superar los cinco (5) años, desde su última calibración. No obstante lo anterior, en tanques que no se encuentren en uso (es decir, aquellos en los que no se esté almacenando ninguna clase de producto), se debe realizar la calibración respectiva, como requisito previo a la obtención de la autorización de que trata la presente subsección.
(Decreto 318 de 2003; artículo 3°)
Artículo 2.2.1.1.2.2.2.4.Resultado de la visita del Ministerio de Minas y Energía. El funcionario del Ministerio de Minas y Energía que efectúe la visita a las correspondientes instalaciones deberá rendir un informe escrito y pormenorizado sobre el resultado de la misma, dentro del término de cinco (5) días hábiles siguientes al de la visita. El Ministerio de Minas y Energía comunicará por escrito -al interesado, propietario y/o representante legal del establecimiento en el que se encuentran las instalaciones- los resultados de la visita y ordenará, si fuere el caso, ejecutar los trabajos u obras necesarias para que dichas instalaciones reúnan todos los requisitos exigidos, con el fin de otorgarle la autorización para el almacenamiento transitorio de ACPM.
Parágrafo. El solicitante obtendrá, bajo su responsabilidad, las demás autorizaciones, permisos o licencias que requiera para almacenar y distribuir ACPM.
(Decreto 318 de 2003; artículo 4°)
Artículo 2.2.1.1.2.2.2.5. Resolución de autorización o negación de almacenamiento transitorio de ACPM. Cumplidos los requisitos del caso, la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía -mediante resolución motivada- autorizará o negará el almacenamiento transitorio de ACPM en las respectivas instalaciones.
Parágrafo 1°. La autorización del almacenamiento del combustible diésel (ACPM) tendrá vigencia por el tiempo que se señale en el contrato que, para el efecto, suscriba Ecopetrol S.A. o quien haga sus veces con el autorizado, pero sin que el mismo sea superior a cuatro (4) meses, prorrogables por un período igual, a juicio de Ecopetrol S.A., previo aviso a la Dirección de Hidrocarburos. Si transcurrido el término inicial, contado a partir de la entrada en vigencia de dicha resolución, no se ha iniciado el almacenamiento, la autorización precluirá.
Parágrafo 2°. La autorización a la que se hace referencia no otorga al autorizado para almacenar ACPM la facultad para actuar en calidad de distribuidor mayorista.
Parágrafo 3°. No se podrá iniciar el almacenamiento de ACPM sin la resolución de aprobación expedida por la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía
(Decreto 318 de 2003; artículo 5°)
SUBSECCIÓN 2.3
DISTRIBUCIÓN DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS DERIVADOS DEL PETRÓLEO.
DE LAS PLANTAS DE ABASTECIMIENTO DE COMBUSTIBLES.
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.1. Normativa aplicable a las plantas de abastecimiento de combustibles. La ubicación, diseño, construcción, mejoras ampliación, aforo y pruebas de las instalaciones de las plantas de abastecimiento de combustibles líquidos derivados del petróleo, deberán ceñirse a los requisitos que se establecen en la presente sección y en las normas Icontec. Para lo no estipulado en las normas mencionadas se aplicará la norma NFPA-30.
(Decreto 283 de 1990, artículo 5°)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.2. Solicitud. El interesado que planee la construcción de una planta de abastecimiento de combustibles líquidos derivados del petróleo deberá solicitar por escrito al Ministerio de Minas y Energía. La visita, de un funcionario de la Dirección General de Hidrocarburos al lote donde se proyecta construir la planta, anexando una descripción general y justificación detallada de la misma; además, deberá incluir un plano general de localización, donde se señalen la ubicación de otras plantas de abastecimiento si existieren y sitios de alta densidad poblacional indicados en el artículo siguiente; capacidad de almacenamiento, combustible que expenderá zona de influencia que abastecerá; inversión aproximada y forma de abastecerse de los combustibles.
Parágrafo. El interesado que planee la ampliación o mejoras de una planta de abastecimiento de combustibles líquidos derivados del petróleo, deberá solicitar por escrito al Ministerio de Minas y Energía la visita de un funcionario de la Dirección General de Hidrocarburos con la finalidad de constatar todos los aspectos técnicos y decidir sobre la viabilidad de la misma.
(Decreto 283 de 1990, artículo 6°)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.3. Visita y estudio de documentación. El funcionario que realice la visita de que trata el artículo anterior, deberá estudiar cuidadosamente la documentación presentada por el interesado y verificar que los planos presentados corresponden a la realidad; además, deberá tener en cuenta criterios de racionalización de la distribución de combustibles en el país de acuerdo a las plantas de abastecimiento ya existentes en el área de influencia, con miras a que el Ministerio de Minas y Energía pueda determinar la saturación o inconveniencia: su localización respecto a poliductos, refinerías otras plantas de abastecimiento existentes en el área de influencia, así como también, distancias de los linderos de la planta proyectada a los linderos más próximos de sitios de alta densidad poblacional, tales como templos, escuelas, colegios, hospitales, clínicas Supermercados centros comerciales, teatros, polideportivos bibliotecas públicas, clubes sociales, edificios multifamiliares y establecimientos similares, las que deberán ser mínimo de cien (100) metros.
Parágrafo. No se podrán adelantar proyectos de alta densidad poblacional como los mencionados en este artículo a menos de cien (100) metros de las plantas de abastecimiento de combustibles.
(Decreto 283 de 1990, artículo 7°)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.4. Resolución motivada. Realizada la visita y con base en el informe presentado por el funcionario de acuerdo con lo estipulado en el artículo anterior el Ministerio de Minas y Energía autorizará o negará la construcción de la planta de abastecimiento por medio de resolución motivada.
La resolución de autorización para la construcción de una planta de abastecimiento tendrá una vigencia de seis (6) meses. Si transcurrido este término no se han presentado los planos indicados en el siguiente artículo la autorización de construcción precluirá.
(Decreto 283 de 1990, artículo 8°)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.5. Requisitos adicionales. Autorizada la construcción de una planta de abastecimiento de combustibles líquidos derivados del petróleo, el interesado deberá presentar a la Dirección General de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía para su estudio: Una memoria técnica con descripción detallada del proyecto; autorización de las entidades competentes para la preservación del medio ambiente en las zonas que lo requieran; autorización del Ministerio de Obras Públicas y Transporte en caso de que la planta de abastecimiento se ubique en vías nacionales; copia auténtica del título de propiedad del lote debidamente registrado, o prueba del correspondiente acto o negocio jurídico que le permita construir la planta de abastecimiento, y, los siguientes planos a escala adecuada y firmados por un ingeniero o arquitecto debidamente matriculado:
a) Plano de ubicación del lote con indicación de: 1) Cruces de calles; 2) líneas de alcantarillado; 3) punto de desagüe general de la planta; 4) localización de los establecimientos indicados en el artículo séptimo; 5) cables de alta tensión aéreos o enterrados en el área del lote; 6) ríos o quebradas; 7) conexiones a poliductos o refinerías de donde se abastecerá la planta; Cuando no sea procedente el señalamiento de parte de la información solicitada en este literal, así deberá indicarse;
b) Plano general de planta, con ubicación de las edificaciones de la misma, tanques, llenaderos, tuberías, casa de bombas, bodegas, talleres y red de instalación de agua para los sistemas contra incendio;
c) Plano de planta y cortes de los llenadores;
d) Plano de los tanques de almacenamiento con el señalamiento de las siguientes características: espesores y tipo de acero de las láminas, diámetro, volumen, diámetro de los orificios, especificaciones de las válvulas v accesorios, y normas de construcción respectivas y producto, que se almacenará en cada tanque;
e) Plano de la red de tuberías para combustibles dentro de la planta, con indicación de tipo, diámetro espesor y presión máxima de trabajo;
f) Plano del sistema contra incendio;
g) Plano de los sistemas separadores de agua-producto y conexiones a alcantarillados o drenajes;
h) Plano del sistema eléctrico.
Parágrafo 1°. No se podrá iniciar ninguna construcción sin la aprobación previa de los planos por parte del Ministerio de Minas y Energía.
Parágrafo 2°. No se podrán iniciar operaciones de las instalaciones de una planta de abastecimiento sin la licencia de funcionamiento otorgada por el Ministerio de Minas y Energía.
Parágrafo 3°. Todo cambio de producto a almacenar en los tanques, deberá ser previamente autorizado por la Dirección General de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía.
(Decreto 283 de 1990, artículo 9°)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.6. Presentación de planos al Ministerio de Minas. Los planos indicados en el artículo anterior se presentarán al Ministerio de Minas y Energía en dos (2) copias, una (1) de las cuales será devuelta al solicitante por la Dirección General de Hidrocarburos, dentro de los sesenta (60) días hábiles siguientes, con la correspondiente constancia de aprobación o con las observaciones a que hubiere lugar.
Toda modificación de los planos deberá ser aprobada por el Ministerio de Minas y Energía antes de la iniciación de las respectivas obras.
(Decreto 283 de 1990, artículo 10)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.7. Requerimiento de información por parte del Ministerio. El Ministerio de Minas y Energía podrá exigir por escrito información adicional en relación con el proyecto. Sus funcionarios previamente autorizados y debidamente identificados podrán inspeccionar las obras en cualquier momento y comunicar al interesado por escrito las observaciones que estime conveniente.
(Decreto 283 de 1990, artículo 11)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.8. Adecuación de vías internas. El alineamiento de las vías internas respecto a las oficinas, tanques, llenaderos, etc., deberá ser tal que permita fácil acceso y cómoda circulación de los carrotanques y vehículos. Además, deberá disponerse de sitios adecuados para estacionar los vehículos, de modo que no obstaculicen la circulación. Las vías de doble circulación dentro de las plantas, tendrán un ancho mínimo de seis (6) metros.
(Decreto 283 de 1990, artículo 12)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.9. Muros y paredes. Los muros o paredes de las oficinas talleres y bodegas deberán ser construidos con materiales incombustibles.
(Decreto 283 de 1990, artículo 13)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.10. Servicios sanitarios. Toda planta de abastecimiento de combustibles líquidos derivados del petróleo dispondrá de suficiente, y adecuados servicios sanitarios, de acuerdo con el número de personas que allí laboren. Además, dispondrán de estos servicios para el público que llegue a retirar los productos.
(Decreto 283 de 1990, artículo 14)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.11. Cañerías de desagüe. Las cañerías de desagüe serán de diámetro apropiado y desembocarán en los sitios autorizados por las empresas de acueducto y alcantarillado de la localidad o por la autoridad competente, teniendo en cuenta las normas sobre contaminación.
(Decreto 283 de 1990, artículo 15)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.12. Tanques de almacenamiento. Los tanques de almacenamiento podrán ser de techo fijo o flotante y serán diseñados construidos y probados de acuerdo con la última edición de las normas API, en especial la 650 y sus apéndices.
(Decreto 283 de 1990, artículo 16)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.13. Tanques atmosféricos. Para almacenar productos de alto punto de chispa o inflamación, es decir, superiores a 37.8 °C (100 °F), se pueden utilizar tanques atmosféricos de techo fijo con suelda débil.
Los productos con bajo punto de chispa, inferiores a 37.8 °C (100 °F), se podrán almacenar en tanques de techo o pantalla flotante, con el fin de aumentar la seguridad y disminuir la evaporación. Si se usan tanques de techo fijo con suelda débil, deberán acogerse a condiciones más exigentes de protección tal como se indica en el siguiente artículo.
Parágrafo. Cada planta de abastecimiento deberá tener un laboratorio para el análisis de los productos dotado, como mínimo, con equipos para la determinación de punto de chispa, ensayo de destilación y densidad.
(Decreto 283 de 1990, artículo 17)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.14. Distribución de los tanques de almacenamiento. La distribución de tanques y demás instalaciones de una planta de abastecimiento de combustibles líquidos derivados del petróleo y su separación con respecto a propiedades adyacentes, deberá cumplir con las distancias mínimas indicadas en la tabla siguiente:
DISTANCIAS MÍNIMAS INTERNAS EN PLANTAS DE ABASTECIMIENTO Y A PROPIEDADES ADYACENTES PARA EL ALMACENAMIENTO DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS DERIVADOS DEL PETRÓLEO
A. Líquidos estables*(presión de operación menor de 0.175 kg/cm2).
Parágrafo. Tal como se indica en el artículo 2.2.1.1.2.2.3.3., la distancia mínima desde los linderos de la planta proyectada a sitios de alta densidad ocupacional debe ser mínimo cien (100) metros.
(Decreto 283 de 1990, artículo 18)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.15. Distancias mínimas de los tanques respecto de las edificaciones. Las distancias mínimas entre un tanque que almacene combustibles líquidos pesados con punto de inflamación superior a 93 pc (Clase III B NFPA) y las edificaciones, vías de circulación, propiedad adyacentes y equipos son las siguientes:
(Decreto 283 de 1990, artículo 19)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.16. Muros de retención. Todo tanque o grupo de tanques que contengan productos de petróleo, deberán estar rodeados por un muro de retención impermeabilizado. Este deberá construirse en concreto, tierra apisonada e impermeabilizada u otro material adecuado. La altura mínima de dicho muro será de sesenta (60) cm y la máxima será de dos (2) metros. Estos muros podrán protegerse con grama o pastos de poco crecimiento.
(Decreto 283 de 1990, artículo 20)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.17. Capacidad neta de un muro de retención que contiene un solo tanque. Si un recinto rodeado por un muro de retención contiene un solo tanque, su capacidad neta será por lo menos igual a la capacidad del tanque y se calculará, como si tal tanque no existiera. Esto último, teniendo en cuenta que en caso de máximo derrame del tanque, quedará en este un nivel líquido Igual a la altura del muro de retención.
Si el recinto de retención contiene dos o más tanques, su capacidad neta será por lo menos igual a la del tanque de mayor capacidad dentro del recinto, más el diez por ciento (10%) de la capacidad de los otros tanques.
(Decreto 283 de 1990, artículo 21)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.18. Provisión de drenajes. El recinto deberá estar provisto de cunetas y sumideros interiores que permitan el fácil drenaje, cuyo flujo deberá controlarse con una válvula o brazo basculante ubicado en el exterior del recinto, que permita la rápida evacuación de las aguas lluvias o combustibles que se derramen en una emergencia.
(Decreto 283 de 1990, artículo 22)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.19. Bases de los tanques. Los tanques descansarán sobre bases firmes, sea de hormigón o de material resistente, seleccionado y compactado. En este último caso, entre el fondo del tanque y la base, se colocará una capa de arena Impregnada de emulsión asfáltica.
Cuando haya varios tanques en un recinto común, deberán estar separados por un muro interior de cuarenta y cinco centímetros (45 cm) de alto como mínimo, para cada tanque con capacidad de diez mil barriles (10.000 bls.) o más y por cada grupo de tanques que no excedan de una capacidad agregada de quince mil barriles (15.000 bls.).
(Decreto 283 de 1990, artículo 23)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.20. Prohibición de utilización de mangueras flexibles. Se prohíbe en el interior de los recintos el empleo permanente de mangueras flexibles. Su utilización se limitará a Operaciones esporádicas de corta duración Los motobombas de trasiego deberán estar situadas en el exterior de los recintos.
(Decreto 283 de 1990, artículo 24)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.21. Especificación del material de las tuberías y accesorios. Todas las tuberías y accesorios, dentro y fuera de los recintos o muros de retención, serán de acero-carbón. Las que se instalen dentro deberán diseñarse para resistir altas temperaturas.
(Decreto 283 de 1990, artículo 25)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.22. Diseño y construcción de las tuberías. El diseño y construcción de las tuberías en una planta de abastecimiento deberá hacerse de acuerdo a la última edición de la Norma ANSI-B.31-3.
Para evitar contaminación durante el bombeo, cada producto deberá tener su propia línea de entrega o recibo.
(Decreto 283 de 1990, artículo 26)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.23. Protección de las tuberías enterradas. Todas las tuberías enterradas deberán estar protegidas en los cruces de carreteras y caminos por tubería concéntrica u otro dispositivo equivalente. Los extremos de esta tubería deben sellarse para evitar corrosión del tramo enterrado.
Cuando las condiciones del suelo lo exijan, las líneas subterráneas deberán estar protegidas catódicamente.
(Decreto 283 de 1990, artículo 27)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.24. Distancia mínima entre las oficinas y llenaderos. La distancia mínima desde las oficinas de la planta, hasta los llenaderos de carrotanques o ferrotanques será de 20 metros.
(Decreto 283 de 1990, artículo 28)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.25. Obligatoriedad de área de parqueo para los llenaderos para ferrotanques. Los llenaderos para ferrotanques deberán tener su propia área de parqueo, de acuerdo con los reglamentos de la Sociedad Colombiana de Transporte Ferroviario, S.T.F.
(Decreto 283 de 1990, artículo 29)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.26. Ubicación de los llenaderos para carrotanques. Los llenaderos para carrotanques deberán ser ubicados de tal modo que permitan el fácil acceso y la rápida evacuación en caso de emergencia.
(Decreto 283 de 1990, artículo 30)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.27. Techo de un llenadero. El techo de un llenadero deberá ser de tal forma, que facilite la aireación y tener una altura suficiente para el manejo de los brazos de llenado en su posición más alta.
(Decreto 283 de 1990, artículo 31)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.28. Altura de la plataforma de un llenadero. La altura de la plataforma de un llenadero, deberá permitir al operarlo alcanzar fácilmente las tapas de los carrotanques o ferrotanques. Cuando la operación de llenado lo requiera, la plataforma deberá estar provista de puentes móviles para el acceso a los vehículos de cargue, en tal forma que no estorben dicha operación.
(Decreto 283 de 1990, artículo 32)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.29. Especificaciones de las plataformas de llenado. Toda plataforma deberá estar provista, al menos de:
a) Dos escaleras con una inclinación máxima de cuarenta y cinco grados (45°);
b) Conexiones a tierra para eliminar la corriente estática, una por cada brazo de llenado;
c) Señales preventivas en colores reflectivos;
d) Protección con un sistema de diluvio con espuma, diseñado de acuerdo con la Norma NFPA 11.
(Decreto 283 de 1990, artículo 33)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.30. Instalaciones eléctricas. Todo lo relacionado con las instalaciones eléctricas deberá cumplir con la última versión de la Norma NFPA 70.
(Decreto 283 de 1990, artículo 34)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.31. Electricidad estática y conexiones a tierra. Todo lo relacionado con la electricidad estática y conexiones a tierra deberá cumplir con la última versión de la Norma NFPA 77.
(Decreto 283 de 1990, artículo 35)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.32. Descripción del equipo contra incendio a instalarse. En cada planta de abastecimiento, deberá instalarse como mínimo el equipo contra incendio a continuación descrito:
a) Extintores portátiles de mano en la siguiente forma:
1. Para bodegas: Dos extintores de polvo químico de nueve (9) kilogramos cada uno, por cada cuatrocientos (400) metros cuadrados de área del piso.
2. Casa de bombas: Un extintor de polvo químico de nueve (9) kilogramos por cada doscientos veinticinco (225) metros cuadrados de área del piso.
3. Llenaderos: Un extintor de polvo químico de nueve (9) kilogramos por cada dos brazos de llenado.
4. Oficinas: Un extintor multipropósito con una capacidad no inferior a cuatro y medio (4.5) kilogramos. Para el equipo electrónico un extintor de Halon o de Gas Carbónico no Inferior a cinco (5) Kilogramos de capacidad:
b) Extintores sobre ruedas:
Un extintor portátil de carretel de polvo químico seco de sesenta y ocho (68) kilogramos por cada dos tanques de almacenamiento mayores de quinientos (500) barriles cada uno.
(Decreto 283 de 1990, artículo 36)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.33. Sistemas contraincendios adicionales. Además de lo indicado anteriormente, toda planta de abastecimiento deberá tener un sistema de hidrantes y monitores para enfriamiento y un mínimo de almacenamiento de agua contra incendio de cuatro horas, de acuerdo con las Normas NFPA 22 y 24. También deberá tener un sistema de aplicación y almacenamiento de espuma, en los términos de la Norma NFPA 11.
(Decreto 283 de 1990, artículo 37)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.34. Equipos de primeros auxilios. Cada planta de abastecimiento deberá tener un equipo de respiración con un tanque de aire portátil, una camilla de emergencia y un botiquín de primeros auxilios que contenga los elementos necesarios y el procedimiento de utilización.
(Decreto 283 de 1990, artículo 38)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.35. Sistema de comunicación. Toda planta de abastecimiento de combustibles líquidos deberá contar con un sistema de comunicación confiable con los bomberos de la localidad y con las instalaciones vecinas relacionadas con la distribución y almacenamiento de combustibles.
(Decreto 283 de 1990, artículo 39)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.36. Plan de emergencia. Toda planta de abastecimiento de combustibles líquidos deberá tener en forma escrita un plan de emergencia para casos de fugas o Incendio Así mismo, deberá tener una brigada u organización similar capaz de operar los sistemas y equipos de protección existentes y de poner en funcionamiento el plan de emergencia.
(Decreto 283 de 1990, artículo 40)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.37. Visita de verificación del cumplimiento de todos los requisitos. Terminada la etapa de construcción, el interesado solicitará la visita de un funcionario del Ministerio de Minas y Energía, con el fin de efectuar una revisión detallada de las Instalaciones y edificaciones de acuerdo con los requisitos de la presente sección y presenciar el aforo, las calibraciones de las unidades de medida utilizadas en la entrega de combustibles y las pruebas de los tanques, así como la de tuberías y demás equipos.
Parágrafo 1°. Las pruebas de los tanques de techo fijo flotante se harán de acuerdo con la última edición de la Norma API-650 y sus apéndices.
Parágrafo 2°. Las pruebas de las tuberías, válvulas, bridas y uniones, se harán de acuerdo con la última edición de la Norma ANSI-B.31-3.
(Decreto 283 de 1990, artículo 41)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.38. Resultados de la visita y verificación de cumplimiento de las normas por parte del Ministerio. Terminada la visita de que trata el artículo anterior se levantara el acta correspondiente, en la que se harán constar los resultados de las pruebas, aforos, calibraciones y revisiones. Además, deberá constar cualquier obra o trabajo adicional que deba realizarse con el fin de cumplir los requisitos con miras a la obtención de licencia de funcionamiento.
El acta deberá firmarse por el funcionario del Ministerio y por el representante del propietario de la planta, y además, por los responsables de las pruebas, calibraciones y aforos.
(Decreto 283 de 1990, artículo 42)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.39. Informe escrito de la visita. El funcionario que efectúe la visita, deberá rendir informe escrito y pormenorizado sobre el resultado de la misma. El Ministerio de Minas y Energía comunicará por escrito al propietario de la planta los resultados de la visita y ordenará, si fuere el caso ejecutar los trabajos u obras necesarias para que la planta reúna todos los requisitos con el fin de otorgarle la licencia de funcionamiento.
La aprobación de la licencia de funcionamiento de las plantas de abastecimiento de combustibles derivados del petróleo se hará por resolución motivada.
(Decreto 283 de 1990, artículo 43)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.40. Obligación de mantener la calibración de todas las unidades de medida. Es responsabilidad de las plantas de abastecimiento mayoristas de combustibles líquidos derivados del petróleo, mantener en todo tiempo debidamente calibradas las unidades de medida de sus equipos de entrega de combustibles. Para este fin el recipiente utilizado en la calibración deberá estar debidamente certificado por el Centro de Control y Calidad y Metrología de la Superintendencia de industria y Comercio o quien haga sus veces u otra entidad debidamente acreditada ante el Ministerio de Minas y Energía. Este verificará periódicamente por medio de sus funcionarios o de quien delegue, que dicha calibración se ajuste a los parámetros del presente decreto.
(Decreto 283 de 1990, artículo 44)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.41. Verificación de la calibración y funcionamiento de las unidades de medida. Cuando la autoridad competente verifique la calibración y el funcionamiento de las unidades de medida y los equipos de entrega de combustibles en las plantas de abastecimiento se procederá así:
a) Se levantará un acta en la que se dejará constancia de todas las circunstancias observadas en la diligencia, la cual será suscrita por el respectivo funcionario y el distribuidor o el representante del propietario y servirá de base para la apertura de la investigación por eventuales Infracciones, si fuere procedente;
b) Se entenderá que una unidad de medida se encuentra descalibrada si al momento de verificar la calibración, el nivel de entrega está por encima o por debajo de la línea cero (0) de la escala de medida del calibrador, caso en el cual se procederá a realizar los ajustes correctivos de las fallas encontradas para que la unidad pueda seguir funcionando correctamente;
c) Si en el curso de la diligencia no fuere posible hacer los ajustes necesarios, se procederá por parte del funcionario a condenar la unidad y esta no podrá entrar a funcionar hasta tanto se hayan hecho las reparaciones correspondientes, se realice una nueva calibración y se envíe el acta correspondiente al Ministerio de Minas y Energía.
Parágrafo. Si durante la calibración de cualquier unidad de medida de entrega se encuentra una diferencia mayor de uno (1) por mil (1.000), por debajo de la línea de referencia del calibrador, se impondrá la sanción correspondiente.
(Decreto 283 de 1990, artículo 45)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
DE LAS ESTACIONES DE SERVICIO
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.42. Certificación del uso y utilización del suelo. Las autoridades competentes enunciadas en el artículo 49 del Decreto 2150 del 5 de diciembre de 1995, modificado y adicionado por el artículo 99 de la Ley 388 del 18 de julio de 1997 o la norma que las modifique, adiciones o derogue, certificarán el uso y utilización del suelo, según los correspondientes planes de ordenamiento urbanístico.
Las oficinas de planeación municipal, distrital o metropolitana, o las autoridades que hagan sus veces, establecerán -mediante actos locales de carácter general- las distancias que deben existir entre los tanques que almacenan líquidos inflamables y combustibles en las estaciones de servicio con respecto a los linderos de los predios vecinos, respetando como mínimo las distancias reconocidas por la norma NFPA 30. En todo caso, las distancias adoptadas por las autoridades competentes deberán estar técnicamente soportadas.
Para la instalación de tanques subterráneos que almacenen líquidos inflamables y combustibles, la citada norma señala que la distancia de cualquiera de estos tanques hasta el muro más próximo de un cimiento o pozo no debe ser inferior a un pie (0.30 m), y hasta el lindero de cualquier propiedad que pueda ser construida, no menos de 3 pies (0.90 m).
Las estaciones de servicio se podrán ubicar en zonas urbanas o rurales, previo concepto de la autoridad competente, en cuanto a localización y uso del suelo, condicionadas a que sus tanques de almacenamiento estén enterrados y cumplan con las distancias mínimas establecidas en la norma NFPA 30 vigente.
Parágrafo 1°. Por razones de condiciones geológicas especiales y elevado nivel freático, comprobados con un estudio de suelos y por limitaciones en el fluido eléctrico, debidamente certificado por la entidad competente, podrá autorizarse la instalación de tanques de almacenamiento en superficie con las debidas medidas de seguridad tales como muros de retención y tubería de respiración, de acuerdo con lo establecido en la presente subsección.
Parágrafo 2°. Las estaciones de servicio ubicadas en las zonas urbanas estarán sujetas también a las disposiciones distritales, metropolitanas o municipales; y, en las vías nacionales, a las disposiciones del Ministerio de Transporte. Lo anterior sin perjuicio de la aprobación o visto bueno que deban impartir las entidades a las cuales compete la preservación del medio ambiente.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 5°)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.43. Vigencia de la autorización. El acto administrativo mediante el cual se autorice la construcción, modificación o ampliación de una estación de servicio tendrá una vigencia de seis (6) meses, contados a partir de la fecha en la que quede en firme. Si transcurrido este término no se ha iniciado la construcción, modificación o ampliación, conforme con lo aprobado en los respectivos planos, la correspondiente autorización perderá su vigencia.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 6°)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.44. Normas aplicables a los trámites. Los trámites relacionados con estaciones de servicio que expendan gas natural comprimido (GNC); serán adelantados de conformidad con lo dispuesto en el Título II del presente decreto. Las estaciones de servicio mixtas, cumplirán lo consagrado en este decreto y en la Resolución 80582 del 8 de abril de 1996 o aquella que la derogue, modifique o adicione.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 7°, derogado parcialmente, por el Decreto 4299 de 2005, artículo 42)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.45. Modificación o ampliación de estaciones de servicio. Toda modificación o ampliación que se pretenda realizar en la estación de servicio, deberá ser previamente aprobada por la(s) autoridad(es) respectiva(s).
Parágrafo 1°. No se podrá iniciar la construcción, ampliación o modificación de ninguna estación de servicio sin la aprobación previa de la licencia de construcción (que incluya la aprobación de los planos) por parte de la entidad competente, ni se podrán dar al servicio las instalaciones de una estación de servicio sin haber cumplido satisfactoriamente con las pruebas hidrostáticas de los tanques y tuberías. Igualmente se deberá realizar la calibración de los surtidores conforme se establece en el presente decreto.
Parágrafo 2°. Una vez obtenida la licencia de construcción, modificación o ampliación de la estación de servicio (incluyendo la aprobación de respectivos planos), el interesado deberá iniciar las correspondientes obras dentro de los seis (6) meses siguientes -contados a partir de la fecha en la que quede en firme el acto mediante el cual se notifica la aprobación- y terminarlas dentro del año siguiente al del inicio de la construcción, modificación o ampliación. En caso de que el interesado no culmine las obras dentro del plazo señalado, este podrá solicitar prórroga, por una sola vez, justificando las razones para ello, prórroga que en ningún caso deberá ser superior a seis (6) meses. Si no se acoge la justificación presentada, dicha decisión no hará responsable a la autoridad competente que conceptuó negativamente, debiendo el interesado reiniciar, desde un principio, los trámites pertinentes.
Parágrafo 3°. Las solicitudes en trámite para la construcción, modificación o ampliación de estaciones de servicio, deberán ceñirse al procedimiento establecido en el presente decreto.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 8°)
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Artículo 2.2.1.1.2.2.3.46. Pendiente mínima del piso de las estaciones de servicio. El piso de las estaciones de servicio deberá tener una pendiente mínima de uno por ciento (1%) para que puedan escurrir los residuos de aguas hacia las cañerías. El desagüe de los lavaderos deberá ser subterráneo. El desagüe general deberá estar provisto de una trampa de grasas que separe los productos antes de entrar al colector de aguas, con el fin de evitar la contaminación de las mismas. Lo anterior sin perjuicio de lo exigido por el Ministerio de Medio Ambiente y Desarrollo Sostenible o de la autoridad que haga sus veces.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 9°)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.47. Diámetro y desembocadura de las cañerías. Las tuberías de desagüe (cañerías), deberán tener diámetro apropiado y desembocar en los sitios autorizados por las empresas de acueducto y alcantarillado de la localidad o por la autoridad competente, teniendo en cuenta las normas del medio ambiente que las regulen.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 10)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.48. Instalaciones sanitarias en las estaciones de servicio. Toda estación de servicio deberá poseer instalaciones sanitarias apropiadas para uso exclusivo de sus trabajadores e instalaciones sanitarias independientes para uso del público, localizadas en sitios de fácil acceso y se conservarán en perfecto estado de limpieza y funcionamiento.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 11)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.49. Estructuras de las edificaciones. Las estructuras de las edificaciones de las estaciones de servicio deberán construirse con materiales incombustibles.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 12)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.50. Separación del área de las estaciones de servicio. El área de las estaciones de servicio deberá estar separada de las vías públicas por andenes o aceras y zonas verdes, con el ancho y la forma exigidos por las reglamentaciones urbanísticas del municipio respectivo, además dando cumplimiento a las normas ambientales pertinentes.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 13)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.51. Prohibición del funcionamiento de vivienda. Prohíbase la construcción y funcionamiento de vivienda o alojamiento, temporal o permanente, dentro de las instalaciones de las estaciones de servicio.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 14)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.52. Protección de las instalaciones eléctricas. Las instalaciones eléctricas deberán protegerse con tubería conduit y sus accesorios ser a prueba de explosión, de acuerdo con la Norma NFPA 70 vigente y las especificaciones de la empresa de energía que provea el servicio.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 15)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.53. Plan de contingencia contra incendios en estaciones de servicio. Las estaciones de servicio deberán contar con un plan de contingencia contra incendios; se instalarán extintores de diez (10) kilogramos de polvo químico seco, así:
- Dos por cada isla.
- Dos en la oficina de administración de la estación de servicio.
- Uno por cada instalación que preste servicio adicional al de distribución de combustibles.
En estaciones de servicio con más de cuatro (4) mangueras de suministro, se dispondrá de un extintor rodante, de polvo químico seco, con capacidad mínima de setenta (70) kilogramos, que se ubicará a un costado de la construcción destinada a las oficinas de administración de la estación. En las estaciones de servicio mixtas se tendrá en cuenta la totalidad de mangueras de suministro, independientem ente del combustible que se entregue a través del surtidor.
Los extintores se deberán mantener en perfectas condiciones de funcionamiento, protección, mantenimiento y vigentes las cargas.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 16)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.54. Distancia mínima del tanque de almacenamiento con el pavimento. La parte superior de los tanques enterrados en una estación de servicio, no podrá estar a menos de cuarenta y cinco (45) centímetros bajo el nivel del pavimento o de sesenta (60) centímetros si no lo tiene.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 17)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.55. Piso de la excavación rocoso. Sin perjuicio de lo exigido por la autoridad ambiental, cuando el piso de la excavación es de roca, material muy duro (compacto) o que pueda causar corrosión o deterioro al tanque, se colocará una capa de un mínimo de diez (10) centímetros de arena limpia o recebo lavado, libre de sales. Con estos mismos materiales se rellenará la excavación en tal forma que las paredes del tanque queden en contacto con ellos. Para evitar contaminaciones, la excavación donde va el tanque deberá forrarse con una película plástica de polietileno de calibre no menor de seis (6) milésimas de pulgada.
Parágrafo. Cuando los avances tecnológicos lo permitan, se tendrán en cuenta las disposiciones que al respecto profieran las autoridades encargadas de velar por la calidad de protección de tanques, tuberías y accesorios, en relación con el medio corrosivo que lo pueda afectar.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 18)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.56. Prohibiciones al enterrar los tanques. Los tanques no podrán estar enterrados bajo ninguna edificación, isla, vía pública o andenes, ni sus extremos estar a menos de un (1) metro de los muros de la edificación más próxima.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 19)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.57. Anclaje de los tanques de almacenamiento. Los tanques enterrados deberán anclarse cuando puedan ser alcanzados por el nivel freático. El anclaje deberá diseñarse de acuerdo con las condiciones del subsuelo y el volumen del tanque. Alternativamente se debe construir un sistema de drenaje subterráneo.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 20)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.58. Tubos de respiración de los tanques. Las bocas de los tubos de respiración de los tanques deberán salir al aire libre, por encima de tajados y paredes cercanas y alejadas de conducciones eléctricas. Además, deberán estar localizadas a distancias mayores de quince (15) metros de cualquier chimenea o fuente de ignición y en forma tal que los vapores no desemboquen en el interior de edificación alguna. Las bocas podrán ir protegidas con una válvula de alivio de presión y vacío, para evitar daños al tanque y pérdidas por evaporación y contaminación.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 21)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.59. Diámetro del tubo de respiración. El diámetro de tubo de respiración (desfogue) del tanque no podrá ser menor de la mitad del diámetro de la boca de llenado, pero en ningún caso inferior a treinta (30) mm (1¼ pulgadas).
(Decreto 1521 de 1998, artículo 22)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.60. Refuerzo del piso interior del tanque. El piso interior del tanque, perpendicular a la boca de media de nivel, deberá reforzarse con una lámina de treinta (30) centímetros por treinta (30) centímetros y de calibre igual al de la lámina del tanque.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 23)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.61. Requisitos para la instalación de las bocas de llenado de los tanques. En la instalación de las bocas de llenado de los tanques, deberán observarse los siguientes requisitos:
a) Estar dotadas de tapones impermeables;
b) Estar localizadas por lo menos a un (1) metro con cincuenta (50) centímetros de cualquier puerta, ventana o abertura, en edificaciones de la estación de servicio o de linderos de predios vecinos.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 24)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.62. Protección de los tanques almacenadores. Los tanques deberán estar debidamente protegidos con pinturas anticorrosivas y/o con protección catódica, debiéndose ejercer un adecuado control y mantenimiento, periódicamente.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 25)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.63. Normas aplicables a las instalaciones de las estaciones de servicio. Las instalaciones de las estaciones de servicio deberán cumplir con lo estipulado en este decreto, en las normas nacionales y en las normas NFPA 30 y 30-A.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 26)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.64. Certificación de construcción de los tanques almacenadores. La persona que construya una estación de servicio, deberá presentar -ante las autoridades competentes- una certificación del constructor de los tanques de almacenamiento, que incluya las normas y especificaciones bajo las cuales fueron construidos y las presiones de prueba a que fueron sometidos; además, deberá enviar los planos de construcción de dichos tanques.
El sistema de tanques de almacenamiento y líneas de distribución de combustible, deberá probarse hidrostáticamente -durante dos (2) horas como mínimo- a una presión manométrica de 0.5 kilogramos por centímetro cuadrado. Estas pruebas deberán efectuarse en presencia del propietario o representante legal de la estación de servicio y de un funcionario designado por la autoridad competente, designación que deberá ser solicitada por los interesados con no menos de siete (7) días de antelación a la fecha en la cual se efectuarán las pruebas mencionadas.
De las correspondientes pruebas se levantará un acta que, debidamente firmada, se allegará al expediente de la estación de servicio.
Si a la autoridad competente se le presenta inconveniente de fuerza mayor para designar al funcionario que deberá presenciar las pruebas, dicha situación deberá ser puesta en conocimiento de los interesados con no menos de tres (3) días de anticipación a la fecha de realización de las pertinentes pruebas, las que -en cualquier caso- se deberán realizar dentro de los cinco (5) días siguientes a la fecha inicialmente fijada.
Si el funcionario designado no acude el día y a la hora de la citación para la práctica de las pruebas -excepto cuando se haya comunicado la existencia de inconveniente de fuerza mayor- los interesados podrán efectuarlas, debiendo enviar el acta levantada a la autoridad competente (señalando el resultado obtenido); lo anterior sin perjuicio de la sanción a que haya lugar, impuesta por la autoridad legalmente designada para hacerlo, en contra del funcionario que -sin justa causa- no asistió a la práctica de las pruebas.
Parágrafo 1°. Cuando en el sistema de la estación de servicio se utilicen bombas sumergibles para el envío del combustible al surtidor, la tubería entre este y la bomba, deberá probarse a una presión de tres (3.0) kilogramos por centímetro cuadrado durante una (1) hora como mínimo.
Parágrafo 2°. Para tanques fabricados con material y tecnologías nuevas, deberán cumplir las pruebas y procedimientos que estipule la norma respectiva Nacional y/o Internacional.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 27)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.65. Operación de las estaciones de servicio. No podrá una estación de servicio entrar a operar sin haber dado total cumplimiento a lo exigido en el presente decreto; en caso de hacerlo, se le impondrá la sanción pertinente.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 28)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.66. Solicitudes adicionales de información. La autoridad competente podrá exigir al interesado cualquier información adicional, si así lo juzga necesario, y sus funcionarios comisionados, debidamente identificados, podrán inspeccionar las obras en cualquier momento y formular, por escrito, las observaciones del caso.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 29)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.67. Calibración de los surtidores de combustible. La calibración de los surtidores de combustibles derivados del petróleo de las estaciones de servicio se hará con un recipiente de cinco (5) galones de capacidad, debidamente calibrado y certificado por el Centro de Control de Calidad y Metrología de la Superintendencia de Industria y Comercio o quien haga sus veces u otra entidad debidamente acreditada ante el Ministerio de Minas y Energía.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 30)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.68. Procedimiento para la calibración. El procedimiento para la calibración de los surtidores de combustibles líquidos derivados del petróleo será el siguiente:
a) Se humedece el calibrador, llenándolo -hasta su capacidad total- con el combustible; después de dicha operación, el líquido se devuelve al tanque de almacenamiento;
b) Se lleva a ceros (0) la cantidad marcada en la registradora y con la boquilla del surtidor completamente abierta (máxima rata de llenado), se vierten en el calibrador cinco (5) galones del surtidor, según lectura de la registradora;
c) Se lee en la escala graduada del calibrador el número de pulgadas cúbicas (líneas) entregadas por el surtidor, en exceso o en defecto (por encima o por debajo de la línea cero), de lo cual se tomará nota;
d) Después de desocupar el calibrador, se llena nuevamente según lo señalado en el literal b), pero con la boquilla del surtidor parcialmente cerrada, para limitar el flujo aproximadamente a cinco (5) galones por minuto, es decir, esta operación de llenado debe efectuarse aproximadamente en un minuto;
e) Se repite la operación indicada en el literal c), tomando nota de la lectura obtenida;
f) Se entenderá que un surtidor se encuentra descalibrado si al momento de verificar la calibración, el nivel de entrega está por encima o por debajo de la línea cero (0) de la escala de medida del calibrador;
g) El margen de calibración establecido por la norma API (American Petroleum Institute) es de más o menos siete (+ o -7) pulgadas cúbicas (líneas) en relación con la línea cero (0) del calibrador de cinco (5) galones de capacidad; lo anterior, sin perjuicio de la responsabilidad que cada distribuidor minorista de combustible tiene -en todo tiempo- de mantener en perfecto estado de conservación, funcionamiento y debidamente calibrada en ceros (0), la unidad de medida de los surtidores.
Los funcionarios competentes tendrán en cuenta que, a partir del 4 de agosto de 1998, el régimen sancionatorio se aplicará cuando las diferencias encontradas durante la verificación de la calibración de un surtidor en una estación de servicio sean mayores de más o menos de siete (+ o -7) pulgadas cúbicas (líneas) en relación con la línea cero (0) del calibrador de cinco (5) galones de capacidad.
Parágrafo. La inspección de las registradoras se realizará para comprobar que el precio de los cinco (5) galones extraídos por el surtidor corresponde al autorizado.
Esto se obtiene multiplicando el volumen entregado por el precio unitario autorizado para la localidad. Si el resultado no corresponde al precio marcado en la registradora para los cinco (5) galones, la registradora está descalibrada.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 31)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.69. Verificación de la calibración y el funcionamiento de los surtidores. Cuando la autoridad competente verifique la calibración y el funcionamiento de los surtidores, se procederá así:
a) Se cumplirá con lo estipulado en los artículos precedentes del presente decreto;
b) Se levantará un acta en la que se dejará constancia de todas las circunstancias observadas en la diligencia, la cual será suscrita por el respectivo funcionario y el interesado, delegado o encargado de la administración del distribuidor minorista o de la estación de servicio, que hubiere presenciado la inspección y servirá de base para la apertura de la investigación por presuntas infracciones, si fuere procedente;
c) Si en el curso de la diligencia no fuere posible hacer los ajustes necesarios, se procederá por parte del funcionario a sellar el surtidor y este no podrá entrar a operar nuevamente, hasta tanto no se hayan realizado las reparaciones de rigor, se efectúe una nueva calibración y se envíe el acta correspondiente a la autoridad competente, debidamente firmada por el interesado, delegado o encargado de la administración del distribuidor minorista o de la estación de servicio que hubiera presenciado la inspección.
(Decreto 1521 de 1998, artículo 32)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.70. Normatividad aplicable a los vehículos de transporte de derivados líquidos del petróleo. Los tanques de los vehículos automotores dedicados al transporte de combustible y productos líquidos derivados del petróleo (gasolina motor, extra, CLD, queroseno, ACPM, bencina industrial, bases lubricantes, disolventes, combustóleo, etc.), deberán cumplir con todos los requisitos establecidos por la (s) norma (s) relacionada (s) con la construcción de los tanques que almacenen el producto.
(Decreto 1521 de 1998 artículo 37)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.71. Régimen aplicable a los establecimientos que presten servicios de cambio de aceites. Todo establecimiento comercial que preste servicio de cambio de aceites y filtros estará obligado a cumplir con las disposiciones proferidas por la autoridad competente en cuanto a los envases y filtros cambiados, residuos líquidos y sólidos. El no cumplimiento de esta disposición acarreará las sanciones correspondientes.
(Decreto 1521 de 1998 artículo 54)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.71.1. Normativa aplicable a los puntos de suministro de energéticos. La ubicación, diseño, construcción, modificación y/o mejoras, calibración, aforo, pruebas y demás requisitos que deberán cumplir los interesados en la construcción de un punto de suministro energético serán regulados por el Ministerio de Minas y Energía.
Parágrafo. Se entenderá por punto de suministro energético la instalación que agrupa infraestructura que permite la distribución de uno o varios energéticos al consumidor final, de acuerdo con los requisitos técnicos y las obligaciones que señale el Ministerio de Minas y Energía.
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
DEL GRAN CONSUMIDOR INDIVIDUAL NO INTERMEDIARIO DE ACPM
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.72. Determinación del ingreso al productor para Grandes Consumidores Individuales No Intermediarios de ACPM. Para los Grandes Consumidores Individuales No Intermediarios de ACPM definidos en el artículo anterior, el ingreso al productor al cual Ecopetrol S.A. o quien haga sus veces venderá el ACPM producido en las refinerías del país, distribuido de manera directa o a través de los distribuidores mayoristas, será como mínimo, el promedio de precios FOB del Diésel Oil exportado por Ecopetrol S.A. en los 30 días calendario precedentes a la fecha de facturación, o el precio internacional equivalente de las cotizaciones de los 30 días calendario precedentes a la fecha de facturación del índice No. 2 U. S. Gulf Coast Waterborne de la publicación PLATT’s de Standard & Poor’s, cuando no se hayan presentado exportaciones dentro de ese mismo período.
Parágrafo 1°. Cuando por atender necesidades normales o adicionales de Grandes Consumidores Individuales No Intermediarios de ACPM, Ecopetrol S.A. requiera importar o recurrir a otra fuente de abastecimiento diferente a las refinerías de su propiedad, el ingreso al productor al cual Ecopetrol S.A. podrá vender dicho producto, distribuido de manera directa o a través de los distribuidores mayoristas, deberá como mínimo remunerar todos los costos en que incurra Ecopetrol S.A. para realizar estas actividades, sin que en ningún caso pueda ser inferior al precio de exportación del producto.
Parágrafo 2°. Para los Sistemas de Transporte Terrestre Masivos de Pasajeros y las empresas generadoras de energía ubicadas en las Zonas Interconectadas del Territorio Nacional consumidores de ACPM definidas en el artículo anterior, el Ingreso al Productor al cual Ecopetrol S. A. podrá vender el ACPM distribuido de manera directa o a través de los Distribuidores Mayoristas, será el de paridad de precios de importación.
(Decreto 2935 de 2002, artículo 2°, parágrafo 2° adicionado por el Decreto 2988 de 2003, artículo 2°, modificado por el Decreto 4483 de 2006, artículo 2°)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.73. Reportes de información. A partir del 5 de diciembre de 2002, Ecopetrol S.A. o quien haga sus veces, los distribuidores mayoristas de combustibles, los refinadores locales y los importadores deberán reportar a la Unidad de Planeación Minero Energética-UPME las ventas totales de ACPM realizadas durante el trimestre anterior y discriminadas por cliente, dentro de los quince (15) días hábiles siguientes a la terminación de cada trimestre (enero, marzo, abril, junio, julio, septiembre, octubre y diciembre).
La Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, con base en la anterior información, elaborará dentro de los veinticinco (25) días hábiles siguientes a la terminación de cada trimestre, la lista de los Grandes Consumidores Individuales No Intermediarios de ACPM de que trata el artículo 14 de la Ley 681 de 2001, así como un análisis del comportamiento de la demanda de ACPM en el país. Esta lista se hará pública a través de la página Web de dicha Unidad y regirá para las ventas realizadas a estos en el respectivo trimestre y hasta tanto se emita una nueva lista.
Igualmente, la UPME deberá presentar al Ministerio de Minas y Energía dentro del mismo término, un informe ejecutivo con el análisis del comportamiento de la demanda de ACPM en el país durante el respectivo trimestre.
El incumplimiento del reporte de información contenido en el presente artículo por parte de los agentes señalados, acarreará las sanciones contempladas en la Ley 39 de 1987 adicionada por la Ley 26 de 1989.
(Decreto 2935 de 2002, artículo 3°)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.74. Solicitudes de ACPM por parte de los distribuidores mayoristas. Las solicitudes de ACPM que los distribuidores mayoristas hagan a Ecopetrol S.A. o quien haga sus veces con destino a los Grandes Consumidores No Intermediarios de ACPM serán individuales y particulares para cada caso y su facturación se hará de manera independiente.
(Decreto 2935 de 2002, artículo 4°)
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DEL REFINADOR
Artículo 2.2.1.1.2.2.3.75. Autorización ejercer la actividad de refinación de combustibles líquidos derivados del petróleo. Para ejercer la actividad de refinación de hidrocarburos para la producción de combustibles líquidos derivados del petróleo en el territorio colombiano el interesado deberá obtener autorización del Ministerio de Minas y Energía, para lo cual, previamente, deberá acreditar o cumplir los siguientes requisitos:
1. Licencia de construcción y permisos y/o autorizaciones ambientales correspondientes, expedidos para la respectiva refinería, por las autoridades competentes, si estas así lo requieren.
2. Copia de los estatutos sociales, estados financieros al momento de su constitución y composición accionaria de la empresa, según el caso.
3. Certificado de existencia y representación legal -para personas jurídicas- o registro mercantil -para personas naturales- expedido por la Cámara de Comercio respectiva con no más de tres (3) meses de antelación, en el que conste que dentro de su objeto social se encuentra la actividad de refinación de hidrocarburos para la producción de combustibles líquidos derivados del petróleo.
4. Memoria técnica que incluya la descripción de la refinería, ubicación, capacidad, especificaciones de calidad de los productos a producir, el monto de las inversiones, tipo y procedencia del hidrocarburo en la carga a la refinería y el volumen de producción de cada uno de los productos.
5. Certificado de conformidad de las instalaciones de la refinería, emitido por un organismo de certificación acreditado, para el caso donde este aplique, siempre y cuando existan reglamentos técnicos sobre el particular.
6. Póliza de seguro de responsabilidad civil extracontractual a que hace referencia el presente decreto, en la cual debe aparecer expresamente determinada y ubicada las instalaciones de la refinería sobre la cual versa la respectiva solicitud, acompañada del clausulado general con sus correspondientes anexos, así como copia del recibo de pago, en los montos establecidos.
Parágrafo 1°. El Ministerio de Minas y Energía revisará la documentación allegada, dentro del plazo de sesenta (60) días contados desde la fecha de radicación. En caso de que dicha autoridad formule observaciones, el interesado contará con un término hasta de treinta (30) días para aclarar o adicionar la información.
Presentadas las anteriores aclaraciones o adiciones por parte del interesado, el Ministerio de Minas y Energía, mediante resolución, autorizará la operación de la refinería, en un plazo máximo de treinta (30) días. En caso contrario, no le será concedida dicha autorización, hasta tanto no se dé cumplimiento de los requisitos exigidos en el presente artículo.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 5°; numeral 4 modificado por el Decreto 1717 de 2008, artículo 5°; numeral 7° derogado por el Decreto 1333 de 2007, artículo 4°, parágrafo ha perdido vigencia.)
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Artículo 2.2.1.1.2.2.3.76. Obligaciones del refinador. Todo refinador además de sujetarse a las normas vigentes, deberá cumplir las siguientes obligaciones:
1. Mantener una prestación regular del servicio.
2. Mantener vigente el certificado de calibración del instrumento patrón para la calibración de las unidades de medida para la entrega de combustibles líquidos derivados del petróleo, emitido por un laboratorio de metrología acreditado.
3. Mantener vigente la póliza de responsabilidad civil extracontractual de la refinería de combustibles líquidos derivados del petróleo que posea o utilice, en los términos establecidos en el presente decreto.
4. Informar a la autoridad de regulación, control y vigilancia, previamente al inicio de las obras, cualquier ampliación o modificación de la refinería.
5. Prestar la colaboración necesaria al Ministerio de Minas y Energía para el cumplimiento de sus funciones.
6. Registrar la información señalada por la regulación del Sistema de Información de Combustibles Líquidos Derivados del Petróleo Sicom, expedida por el Ministerio de Minas y Energía.
7. Deberá realizar suministros a los agentes autorizados en el numeral siguiente que cuenten con instalaciones que reúnan las condiciones técnicas, de seguridad y ambientales establecidas; para el efecto, podrá exigir los permisos y autorizaciones que acrediten el cumplimiento de la normatividad sobre instalaciones, seguridad industrial y ambientales aplicable, quedando en caso de obtenerlos, liberado de responsabilidad por este concepto. La responsabilidad por los suministros realizados a instalaciones no aptas para recibirlos recaerá en el refinador.
8. El refinador solamente podrá distribuir los combustibles líquidos derivados del petróleo que produzca a otro refinador, al distribuidor mayorista, al distribuidor minorista a través de estación de servicio de aviación y marítima, al gran consumidor con instalación fija que consuma ACPM en volúmenes iguales o superiores a cuatrocientos veinte mil (420.000) galones mes y al gran consumidor con instalación fija que consuma combustibles para quemadores industriales (combustóleos - fuel oil), y/o gasolina natural - nafta.
Los despachos de combustibles para quemadores industriales y/o Avigas, podrán ser entregados por el refinador directamente a las instalaciones del gran consumidor con instalación fija y/o estación de servicio de aviación, respectivamente, o a través del distribuidor mayorista y/o distribuidor minorista para estación de servicio de aviación. En todo caso y para estas dos condiciones el margen del mayorista y/o de la estación de servicio de aviación será regulado por el Ministerio de Minas y Energía.
9. Abstenerse de despachar los combustibles líquidos derivados del petróleo a carrotanques que no cumplan los requisitos exigidos en la sección “Transporte terrestre de mercancías peligrosas por carretera” del Decreto Reglamentario Único del Sector Transporte, o en las normas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.
10. Abstenerse de realizar prácticas comerciales restrictivas o aquellas consideradas como competencia desleal, según lo previsto en las Leyes 155 de 1959 y 256 de 1996, y demás normas reglamentarias concordantes.
11. Tener y hacer cumplir un reglamento interno de seguridad, el cual detalle las acciones necesarias que deban desarrollarse frente a las distintas posibilidades de accidentes. Para el efecto, deberá brindar la capacitación necesaria para que el personal a su cargo se encuentre instruido en la ejecución de estos procedimientos.
12. Llevar y mantener registros detallados sobre las especificaciones y características de los combustibles líquidos derivados del petróleo producidos, para verificación por parte de la autoridad de regulación, control y vigilancia o cualquier otra autoridad competente.
13. Entregar a sus clientes los certificados de calidad y cantidad de los combustibles líquidos derivados del petróleo producidos y despachados, sobre el cumplimiento de los requisitos de calidad y de marcación establecidos en los reglamentos técnicos y en el presente decreto.
14. Despachar sus productos con la guía única de transporte y certificado de marcación, para aquellos que lo requieran.
15. Cumplir con las normas establecidas sobre protección y preservación del medio ambiente.
(Decreto 4299 de 2005, artículo 6°; numerales 2, 7 y 9 modificados por el Decreto 1717 de 2008, artículo 6°; numeral 4 derogado por el Decreto 1333 de 20007, artículo 4°)
TEXTO CORRESPONDIENTE A [Mostrar]