RESOLUCIÓN 40267 DE 2026

(junio 12)

Diario Oficial No. 53.524 de 16 de junio de 2026

MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA

Por la cual se adoptan medidas para el abastecimiento de gas natural con ocasión del Mantenimiento Programado de la Infraestructura de Regasificación en el año 2026.

EL MINISTRO DE MINAS Y ENERGÍA,

en uso de sus facultades legales, en especial las conferidas en el numeral 32 del artículo 2o del Decreto número 381 de 2012, adicionado por el Decreto número 1617 de 2013, el artículo 2.2.2.2.4 del Decreto número 1073 de 2015, y

CONSIDERANDO:

Que, el artículo 2o de la Constitución Política de Colombia señala que son fines esenciales del Estado, entre otros: servir a la comunidad, promover la prosperidad general y garantizar la efectividad de los principios, derechos y deberes consagrados en la Constitución.

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

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

Que, el artículo 2.2.2.1.4. del Decreto número 1073 de 2015 define la Demanda Esencial como aquella que corresponde a: i) la demanda de gas natural para la operación de las estaciones de compresión del SNT, ii) la demanda de gas natural de usuarios residenciales y pequeños usuarios comerciales inmersos en la red de distribución, iii) la demanda de GNCV, y iv) la demanda de gas natural de las refinerías, excluyendo aquella con destino a autogeneración de energía eléctrica que pueda ser reemplazada con energía del Sistema Interconectado Nacional.

Que, el artículo 2.2.2.2.4. del Decreto número 1073 de 2015 establece que el Ministerio de Minas y Energía fijará el orden de atención de la demanda de gas natural entre los agentes, teniendo en cuenta los efectos sobre la población, las necesidades de generación eléctrica, los contratos debidamente perfeccionados, así como todos aquellos criterios que permitan una solución equilibrada de las necesidades de consumo.

Que, el artículo 2.2.2.2.9. del Decreto número 1073 de 2015 establece que los Productores-Comercializadores, Comercializadores y de los transportadores serán responsables de priorizar el volumen y/o la capacidad de transporte de gas natural cuando se presenten insalvables restricciones en la oferta de gas natural o situaciones de grave emergencia, no transitorias, que impidan garantizar el abastecimiento de la demanda. De igual manera, el citado precepto señala que los Distribuidores-Comercializadores y los Comercializadores que participan en el Mercado Secundario deberán asignar los volúmenes de gas natural entre los usuarios de los mercados relevantes que atiendan, en los mismos eventos.

Que, el artículo 2.2.2.2.10. del Decreto número 1073 de 2015 establece, para los Productores-Comercializadores, los Comercializadores y los Transportadores de gas natural, la obligación de suministrar toda la información necesaria cuando se presenten situaciones de Insalvables Restricciones en la Oferta de Gas Natural o Situaciones de Grave Emergencia, No Transitorias, o cuando deban adoptarse las medidas para la aplicación del orden de prioridad para la atención de la demanda.

Que, el artículo 2.2.2.2.12. del Decreto número 1073 de 2015 dispone que los Productores-Comercializadores, los Transportadores, los Comercializadores y los Distribuidores-Comercializadores de gas natural y las empresas generadoras de electricidad a base de gas natural deberán, en cumplimiento de las normas vigentes, adoptar las medidas necesarias frente a las situaciones de Insalvables Restricciones en la Oferta de Gas Natural o Situaciones de Grave Emergencia, No Transitorias, o cuando deban adoptarse las medidas para la aplicación del orden de prioridad de la demanda.

Que, el artículo 2.2.2.2.15. del Decreto número 1073 de 2015 establece que los Productores, los Productores-Comercializadores, los Comercializadores y los Transportadores atenderán de manera prioritaria la demanda de gas destinada al consumo interno. Para este efecto, deberán sujetarse a las disposiciones que expida el Ministerio de Minas y Energía en aplicación del parágrafo 1 del artículo 2.2.2.2.38. del mismo decreto.

Que, el artículo 2.2.2.2.16. del Decreto número 1073 de 2015 establece que los agentes que atiendan la Demanda Esencial tienen la obligación de contratar el suministro y el transporte de gas natural para la atención de dicha demanda, según corresponda, con agentes que cuenten con Respaldo Físico.

Que, mediante la Resolución número 71 de 1999 la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) estableció el Reglamento Único de Transporte de Gas Natural (RUT) con el objetivo de, entre otros, propender por un manejo seguro de la infraestructura del Sistema Nacional de Transporte (SNT); y, como complemento, adoptó el protocolo de estabilidad operativa del SNT mediante la Resolución 163 de 2017.

Que, mediante la Resolución número 00218 del 27 de febrero de 2026, proferida por el Director de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía, se modificó la Declaración de Producción de Gas Natural para el periodo 2025-2034 emitida a través de la Resolución número 00739 del 28 de mayo de 2025.

Que en la citada Declaración de Producción de Gas Natural para el período 2025-2034, el comercializador de gas natural importado TPL Gas declaró, para los meses de julio y agosto de 2026, cantidades importadas de gas natural disponibles para la venta (CIDV) de sesenta y cinco Giga BTU por día (65 GBTUD), respaldadas físicamente mediante contrato suscrito con la Infraestructura de Regasificación operada por SPEC; volumen que corresponde, a suministros destinados a atender la demanda no térmica del sistema, la cual comprende, entre otros segmentos, la Demanda Esencial definida en el artículo 2.2.2.1.4. del Decreto número 1073 de 2015.

Que, de acuerdo con el radicado MinEnergía 1-2026-019642 del 28 de abril de 2026, el Consejo Nacional de Operación de Gas Natural – en adelante CNOGas, en relación con el mantenimiento anual de la planta de Regasificación de Cartagena – FSRU, informó, que: "…en la sesión CACSSE realizada el 21 de abril de 2024 fue presentado y ratificado dicho período para la ejecución del mantenimiento – 30 de julio a 3 de agosto de 2026 - atendiendo las señales acerca de la probable ocurrencia de un Fenómeno de El Niño y la gestión desarrollada por SPEC-CALAMARÍ para disponer del personal extranjero en los trabajos, situaciones que fueron aclaradas en la mencionada sesión. (…) informamos que hemos iniciado las acciones y desarrollo de actividades tendientes a minimizar el impacto generado por este mantenimiento, resultados que de manera permanente estaremos informando a través de los diferentes mecanismos de comunicación. (…)."

Que, de acuerdo con la información publicada a la fecha en la página web del Gestor del Mercado de Gas Natural, consultada por la Oficina de Asuntos Regulatorios y Empresariales, la contratación para el periodo comprendido desde el 1 de marzo de 2026 al 31 de mayo de 2026 refleja las siguientes cantidades: en la modalidad Firme al 95% -F95- (64,980 GBTUD) para los sectores Industrial (29,444 GBTUD), residencial (18,651 GBTUD), Comercial (12,708 GBTUD) y GNV (4,177 GBTUD), evidenciándose que son cantidades que con un grado alto de probabilidad, estarán sujetas a restricción durante el Mantenimiento en la Planta de Regasificación de Cartagena, operada por SPEC.

Que, mediante radicado MinEnergía 1-2026-022419 del 12 de mayo de 2026, la Directora de Planeación del Centro Nacional de Despacho (CND) presentó los resultados del análisis eléctrico y energético, considerando la indisponibilidad de la planta Regasificadora de Cartagena durante el mantenimiento programado, incluyendo el impacto sobre la operación del Sistema Interconectado Nacional (SIN) y la identificación de los requerimientos de gas natural para el parque termoeléctrico que se abastece de la mencionada planta.

Que, la configuración del Sistema de Transmisión Nacional (STN) conforme a lo informado por el CND indica que el área Caribe 2 está compuesta por los circuitos que abastecen el Servicio Público de Energía Eléctrica de los departamentos de La Guajira, Cesar, Magdalena, Atlántico y Bolívar.

Que, en la citada comunicación, el CND informó que dicho análisis se realizó "… con el propósito de asegurar la disponibilidad del mínimo número necesario de unidades equivalentes en el área Caribe 2 (G.C.M., Bolívar y Atlántico – ver Figura 1), de manera que se garantice la operación segura y confiable para la atención de la demanda. Considerando que, de acuerdo con lo informado por Sociedad Portuaria El Cayao S. A. E.S.P. – SPEC LNG, durante el tiempo del mantenimiento no se tendrá suministro de gas natural importado para las plantas térmicas TEBSA, TERMOCANDELARIA, FLORES y BARRANQUILLA, se tendría una indisponibilidad del 76.6% de la capacidad instalada total área Caribe., (…)". En la comunicación presentó los posibles escenarios que fueron estimados para el período del mantenimiento de la Terminal de Regasificación en la vigencia 2026.

Que, mediante radicado 3-2026-031496 del 9 de junio de 2026 que se integró con el radicado 3-2026-032240 del 12 de junio de 2026, la Oficina de Asuntos Regulatorios y Empresariales del Ministerio de Minas y Energía emitió concepto técnico señalando la necesidad de adoptar medidas que procuren la seguridad en la prestación del servicio de energía eléctrica para la atención de la demanda para el área Caribe 2 durante el periodo de mantenimiento programado en la Planta de Regasificación de Cartagena, por parte de la Sociedad Portuaria El Cayao S. A. E.S.P. – SPEC LNG, teniendo en cuenta que la indisponibilidad resultante de un mantenimiento programado de una fuente con capacidad superior a 475 MPCD, correspondiente a la capacidad de importación de SPEC, que puede suplir alrededor del 40% de la demanda nacional, constituye una limitación técnica para el abastecimiento de gas natural a nivel nacional.

Que, la Oficina de Asuntos Regulatorios y Empresariales señaló en el referido concepto que, en razón a que el mantenimiento de la terminal de regasificación programado del 30 de julio al 3 de agosto de 2026 constituye una actividad técnica altamente especializada cuya ejecución puede verse afectada por contingencias o eventualidades que puedan impedir el cumplimiento del plazo previsto, por lo que se deberá actuar con la máxima diligencia con el fin de minimizar cualquier impacto en la demanda, eléctrica y de gas natural y, de ser necesario, aplicar los criterios para la priorización en la atención de la demanda, eléctrica y de gas natural.

Que, la Oficina de Asuntos Regulatorios y Empresariales del Ministerio de Minas y Energía resolvió el cuestionario del que trata el artículo 2.2.2.30.6 del Decreto número 1074 de 2015 y consideró estar amparado en las causales de las que trata el literal a) y b) del artículo 4o del Decreto número 2897 de 2010 y en consecuencia se encuentra exceptuado del deber de informe ante la Superintendencia de Industria y Comercio (SIC).

Que, el numeral 1 del artículo 4o del Decreto número 2897 de 2010 establece que no se requerirá adelantar el trámite de abogacía de la competencia cuando el acto tenga origen en hechos imprevisibles y/o irresistibles a partir de los cuales resulte necesario adoptar una medida transitoria con el fin de: (a) preservar la estabilidad de la economía o de un sector, o (b) garantizar la seguridad en el suministro de un bien o servicio público esencial, sea o no domiciliario.

Que, el mantenimiento programado de la Infraestructura de Regasificación de Gas Natural es de carácter irresistible en tanto tiene el potencial de poner en riesgo la prestación continua, regular e ininterrumpida del servicio a los usuarios finales, en los términos ordenados por el artículo 365 de la Constitución Política y el artículo 3o de la Ley 142 de 1994. Los lineamientos adoptados en la presente resolución son de carácter temporal, y están diseñados para garantizar la seguridad en el suministro de los servicios públicos esenciales de energía eléctrica y gas natural. En consecuencia, se configura igualmente la causal prevista en el literal b) del numeral 1 del artículo 4o del Decreto número 2897 de 2010.

Que, los lineamientos adoptados en la presente resolución están acotados temporalmente hasta que el evento de mantenimiento programado haya finalizado, y son necesarios, idóneos y proporcionados para mitigar los impactos que se puedan generar en el suministro de gas natural o de energía eléctrica. En consecuencia, conforme al numeral 1 del artículo 4o del Decreto número 2897 de 2010, no se requiere adelantar el trámite de abogacía de la competencia ante la Superintendencia de Industria y Comercio como condición previa para la expedición del presente acto administrativo.

Que en cumplimiento a lo ordenado en el numeral 8 del artículo 8o de la Ley 1437 de 2011, el presente acto administrativo se publicó en la página web del Ministerio de Minas y Energía, del 15 al 22 de mayo de 2026 y los comentarios recibidos fueron analizados y resueltos en la matriz establecida para el efecto.

Que, en mérito de lo expuesto,

RESUELVE:

ARTÍCULO 1o. OBJETO. Adoptar medidas de abastecimiento de gas natural durante el Mantenimiento Programado en la Planta de Regasificación de Cartagena, a realizarse del 30 de julio al 3 de agosto de 2026 y/o hasta que se informe su finalización por parte de la Sociedad Portuaria El Cayao S. A. E.S.P. – SPEC LNG, actuando en calidad de Agente de infraestructura, con el fin de garantizar la atención de la Demanda Esencial de gas natural y del servicio público domiciliario de energía eléctrica en el área Caribe 2, correspondiente al Sistema Interconectado Nacional (SIN), por medio de las plantas térmicas que utilizan gas natural, según los requerimientos que determine el Centro Nacional de Despacho.

ARTÍCULO 2o. PARTICIPACIÓN DE LA SOCIEDAD PORTUARIA EL CAYAO S. A. E.S.P. – SPEC LNG DURANTE EL MANTENIMIENTO PROGRAMADO. Durante la vigencia del Mantenimiento Programado, la Sociedad Portuaria El Cayao S.A. E.S.P. – SPEC LNG deberá participar y asistir en las reuniones citadas por el Consejo Nacional de Operación de Gas y el Ministerio de Minas y Energía, con el fin de garantizar que en su calidad de Agente de Infraestructura aporte directamente la información pertinente acerca del desarrollo de la actividad de mantenimiento de la Infraestructura de Regasificación.

ARTÍCULO 3o. GESTIONES PREVIAS PARA LA ATENCIÓN DE LA DEMANDA DE GAS NATURAL. Los Agentes del Mercado Mayorista de Gas Natural, Energía Eléctrica y los Consejos Nacionales de Operación deben realizar las siguientes gestiones previas para el mantenimiento de la Planta de Regasificación de Cartagena de la Sociedad Portuaria El Cayao S. A. E.S.P. – SPEC LNG:

1. Los Productores, Productores-Comercializadores, los Comercializadores, los Distribuidores y los Transportadores de Gas Natural, deberán remitir a más tardar el 22 de junio de 2026, a las 11:59 p. m., al Consejo Nacional de Operación de Gas, las cantidades de suministro de gas natural con garantía de firmeza que, como mínimo, pondrá a disposición del mercado entre el 30 de julio y el 3 de agosto de 2026. Los agentes referidos anteriormente, podrán incluir cantidades adicionales de gas natural entre el 4 y 6 de agosto de 2026. La información debe estar discriminada de acuerdo con el numeral 3.1 del Anexo Único.

2. El Gestor del Mercado de Gas Natural, deberá remitir a más tardar el 22 de junio de 2026, a las 11:59 p. m., al Consejo Nacional de Operación de Gas y al Ministerio de Minas y Energía, la información discriminada en el numeral 3.2 del Anexo Único.

3. La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), deberá remitir a más tardar el 22 de junio de 2026, a las 11:59 p. m., al Consejo Nacional de Operación de Gas, la siguiente información:

a. Cantidades de gas adicional al informado en la Declaración de Producción de la que trata el artículo 2.2.2.2.21. del Decreto número 1073 de 2015, que está disponible en cada uno de los campos de producción nacional conectados al Sistema Nacional de Transporte desagregada por asociado-operador y campo.

b. Una categorización que explique la razón por la cual se puede ofertar molécula adicional de gas natural a la informada en la Declaración de Producción de la que trata el literal a) del presente numeral.

4. La Sociedad Portuaria El Cayao S. A. E.S.P. – SPEC LNG, responsable de la operación y mantenimiento de la Infraestructura de Regasificación deberá remitir, a más tardar el 30 de junio de 2026, a las 11:59 p. m., al Consejo Nacional de Operación de Gas y al Ministerio de Minas y Energía, el plan detallado para las actividades de mantenimiento que contenga la Curva S correspondiente.

5. A más tardar el 29 de junio de 2026, los Representantes de Respuesta a la Demanda deberán informar al Centro Nacional de Despacho la cantidad de energía que será voluntariamente desconectada del Sistema Interconectado Nacional durante los días del Mantenimiento Programado de la Infraestructura de Regasificación, conforme a los lineamientos dados en el artículo 7o de la presente resolución.

6. Los Operadores de Red que prestan el servicio de distribución de energía eléctrica en el área Caribe 2, deberán enviar a más tardar el 30 de junio de 2026, a las 11:59 p. m., al Centro Nacional de Despacho las proyecciones de demanda que sirvan como base para las proyecciones de necesidades de gas entre los días 30 de julio y 6 de agosto de 2026.

7. El Centro Nacional de Despacho deberá informar, a más tardar el 3 de julio de 2026, a las 11:59 p. m., a los generadores térmicos, al Consejo Nacional de Operación de Gas y al Ministerio de Minas y Energía, un único escenario con el resultado de las necesidades de generación de energía eléctrica con gas natural como combustible, a fin de asegurar la atención de la demanda de energía eléctrica del área Caribe 2. La información deberá considerar las necesidades de los días 4, 5 y 6 de agosto de 2026, como referencia en caso de que una contingencia postergue la fecha de finalización del Mantenimiento Programado.

8. <Numeral modificado por el artículo 1 de la Resolución 40289 de 2026. El nuevo texto es el siguiente:> El 7 de julio de 2026 el Consejo Nacional de Operación de Gas deberá informar a los generadores térmicos con contratos en firme de gas natural importado, a los agentes con contratos en firme de gas natural importado con destino a la Demanda Esencial vigentes para la fecha del Mantenimiento Programado de la Infraestructura de Regasificación, y al Ministerio de Minas y Energía, el balance de las necesidades de gas conforme a las cantidades reportadas por los Productores / Productores-Comercializadores, Comercializadores, Distribuidores y Transportadores de Gas Natural, con el fin de mitigar los efectos de un posible escenario de demanda no atendida.

9. Del 8 al 15 de julio de 2026, será obligación de los generadores térmicos y de los agentes con contratos en firme de gas natural importado con destino a la Demanda Esencial vigentes para la fecha del Mantenimiento Programado de la Infraestructura de Regasificación, gestionar de manera diligente la compra de tales cantidades en el Mercado Mayorista de gas natural, y del servicio de transporte de gas natural, necesarios para atender su demanda.

10. <Numeral modificado por el artículo 1 de la Resolución 40289 de 2026. El nuevo texto es el siguiente:> Tratándose de las negociaciones que se adelanten en el Mercado Mayorista de Gas Natural en el período definido en el numeral 9 del presente artículo, le serán aplicables las reglas que se enlistan a continuación, así:

a. La negociación será directa, y el precio durante la ejecución del contrato será libre y corresponderá al pactado entre las partes. Durante la ventana de negociación establecida en el numeral 9 de esta resolución las reglas de negociación serán las establecidas en el artículo 8o de la Resolución número 40163 de 2026, sin que les sean aplicables los anexos 8 y 9 de la Resolución CREG 102 015 de 2025, con el objetivo de priorizar la obligación las negociaciones de los generadores térmicos con contratos en firme de gas natural importado y de los agentes con contratos en firme de gas natural importado con destino a la Demanda Esencial vigentes para la fecha del Mantenimiento Programado de la Infraestructura de Regasificación.

b. Las fechas de inicio y finalización del contrato serán libres, siempre que la fecha de inicio no sea anterior a la fecha de inicio del Mantenimiento Programado, y que la fecha de finalización no sea posterior a la fecha de finalización del Mantenimiento Programado.

c. Las modalidades de contratación son las descritas en la Resolución CREG 102 015 de 2025 o aquellas que la modifiquen, sustituyan o deroguen.

11. El resultado de las negociaciones y gestiones realizadas por los generadores térmicos y los agentes con contratos en firme de gas natural importado, con destino a la Demanda Esencial, que se encuentren vigentes para la fecha del Mantenimiento Programado de la Infraestructura de Regasificación para contratar suministro y transporte de gas de acuerdo con el presente artículo, deberán ser reportadas mediante radicado formal al Ministerio de Minas y Energía, a más tardar el 16 de julio de 2026 a las 11:59 p. m., incluyendo las cantidades obtenidas y la información discriminada en el numeral 3.3 del Anexo Único.

En el caso que algún agente con contratos en firme de gas natural importado, con destino a la Demanda Esencial atienda a sus usuarios mediante gestiones informadas como parte del numeral 1 del presente artículo, deberá comunicar dicha situación formalmente al Ministerio de Minas y Energía al Medio de Transmisión descrito en el numeral 2 del Anexo Único, incluyendo los contratos involucrados, para que dicha información sea tenida en cuenta al realizar el balance del numeral 12 de este artículo.

12. El Ministerio de Minas y Energía, con base en la información reportada en el numeral 11 del presente artículo y el estado operativo del Sistema Nacional de Transporte (SNT) expedirá, mediante circular, el resultado del balance realizado entre las cantidades obtenidas de las negociaciones de los generadores térmicos, que atenderán la demanda de energía eléctrica del área Caribe 2 y los agentes con contratos en firme de gas natural importado, mediante la metodología de comparación con las fuentes de suministro, entre el lapso comprendido del 30 de julio al 3 de agosto de 2026 y/o hasta que se informe la finalización del procedimiento de mantenimiento programado por parte la Sociedad Portuaria El Cayao S. A. E.S.P. – SPEC LNG, y, en caso de no lograr el abastecimiento total de la demanda, pueda ser tomado como criterio para la aplicación del orden de prioridad en los términos del artículo 9o de la presente resolución.

El balance no debe incluir fuentes de suministro que no están conectadas al Sistema Nacional de Transporte, y deberá considerar la situación de fuentes para las que estén vigentes declaraciones de Insalvable Restricción en la Oferta de Gas Natural o Situación de Grave Emergencia No Transitoria.

13. De acontecer la condición definida en el artículo 9o de la presente resolución serán aplicables las reglas que se enlistan a continuación:

a. Los agentes que obtengan cantidades de gas resultantes de la condición del artículo 9o de esta resolución, solicitarán a más tardar el 24 de julio de 2026, a los transportadores de gas natural su intención para contratar Capacidad Disponible Primaria. En caso de que no haya disponibilidad, el transportador deberá suspender los contratos de transporte respetando la priorización definida en el artículo 9o antes mencionado, iniciando por los Contratos de transporte con interrupciones, a excepción de los que tengan las mismas plantas de generación térmica suscritos, para contratar y registrar aquellos destinados a las plantas de generación termoeléctrica necesarias para el abastecimiento de energía eléctrica.

b. Tratándose de las cantidades que sean objeto de negociación fundadas en hechos de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña cuyo afectado sea el comprador, la modalidad para su negociación es la definida en el parágrafo del artículo 19 de la Resolución CREG 102 015 de 2025, en concordancia con lo dispuesto en el artículo 64 del Código Civil Colombiano, incluido más no limitado a aquellos actos de autoridad ejercidos por un funcionario público.

c. Los requisitos de "Priorización de la Demanda Esencial" y "Principios de Negociación de los Contratos de Suministro de Gas Natural" establecidos en los Anexos 8 y 9 de la Resolución CREG 102 105 de 2025 se entenderán surtidos para las cantidades negociadas de acuerdo con el literal b) del presente numeral.

14. Los generadores térmicos que atenderán la demanda de energía eléctrica del área Caribe 2 y los agentes con contratos en firme de gas natural importado, deberán, a más tardar el 28 de julio de 2026, registrar ante el Gestor del Mercado los contratos de Suministro y Transporte que fueron objeto de aplicación del artículo 9o de la presente resolución, conforme al balance estipulado en el numeral 13 del presente artículo, de conformidad con los términos establecidos para el registro de los contratos en las Resoluciones CREG 185 de 2020 y 102 015 de 2025.

PARÁGRAFO. La información descrita en el presente artículo debe ser copiada a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, con el fin de que dicha entidad ejerza las funciones de inspección, vigilancia y control que le asisten.

ARTÍCULO 4o. ACCIONES PREVENTIVAS Y OPERATIVAS EN EL SISTEMA NACIONAL DE TRANSPORTE PARA ATENDER EVENTUALES CONTINGENCIAS EN EL MANTENIMIENTO PROGRAMADO. El Sistema Nacional de Transporte deberá evaluar las siguientes acciones preventivas y operativas con el fin de mitigar y atender posibles contingencias derivadas del Mantenimiento Programado de que trata esta resolución:

i) Acciones previas a la fecha de inicio del Mantenimiento Programado:

1. Los agentes de la cadena del gas realizarán todas las acciones tendientes para que el día previo a la fecha de inicio del Mantenimiento Programado, los tramos del Sistema Nacional de Transporte citados en el presente numeral estén en un rango máximo de inventario de gas permisible a utilizar durante el Mantenimiento Programado; lo anterior de acuerdo con lo definido en la Resolución CREG 163 de 2017:

a. Ballena – Barrancabermeja.

b. Ballena – La Mami.

c. La Mami – Barraquilla.

d. Barranquilla – Cartagena.

2. Los transportadores reportarán a partir del 30 de junio de 2026 y semanalmente al Consejo Nacional de Operación de Gas y al Ministerio de Minas y Energía, un informe que contenga las siguientes variables por cada uno de los tramos citados en el numeral 1 del presente artículo:

a. Rango de operación en los términos señalados en la Resolución CREG 163 de 2017.

b. Inventario de gas en MPCD, el cual comprende el volumen de gas contenido y contabilizado en los tramos de gasoducto en un momento determinado; este volumen incluye tanto el gas de parqueo, como el saldo neto de gas de cada agente en el sistema, reflejando las posiciones operativas y comerciales de los remitentes.

3. Los transportadores responsables de la operación de la Interconexión Barranquilla - Ballena con Ballena Barrancabermeja, asegurarán que dicha infraestructura esté disponible desde la fecha de inicio del Mantenimiento Programado hasta su declaratoria de cese por parte de la Sociedad Portuaria El Cayao S. A. E.S.P. – SPEC LNG, con el fin de garantizar el flujo de gas en el sentido en que sea requerido por las condiciones operativas.

ii) Acciones durante el mantenimiento programado:

1. Los transportadores informarán diariamente, desde la fecha de inicio del Mantenimiento Programado hasta su declaratoria de finalización por parte de la Sociedad Portuaria El Cayao S. A. E.S.P. – SPEC LNG, en las sesiones del Comité de Coordinación de Mantenimiento e Intervenciones, para cada uno de los tramos señalados en el presente artículo lo siguiente:

a. Rango de operación en los términos de los que trata la Resolución CREG número 163 de 2017.

b. Inventario de gas en MPCD.

ARTÍCULO 5o. CONDICIONES DE COMERCIALIZACIÓN A LAS PLANTAS DE GENERACIÓN TÉRMICA. La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), antes de la fecha de inicio establecida para las gestiones del numeral 9 del artículo 3o de la presente resolución, establecerá las condiciones en relación con las ofertas, precio, remuneración y costos, según aplique, en los siguientes casos:

a) En el evento en que el Mantenimiento Programado a la Planta de Regasificación de Cartagena genere impacto en la atención de necesidades de generación eléctrica; y en los casos en que las plantas térmicas que respaldan sus Obligaciones de Energía Firme con gas natural, como combustible principal, vendan cantidades como parte de las gestiones previas para la atención de la demanda de gas natural.

Las mencionadas plantas no se verán afectadas en el cumplimiento de las Obligaciones de Energía Firme o en la Indisponibilidad Histórica Forzada (IHF), y demás aspectos que a bien considere la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), según lo establecido en la Resolución CREG 071 de 2006 o aquellas que la modifiquen, sustituyan o deroguen.

b) En los casos en que las plantas térmicas que respaldan sus Obligaciones de Energía Firme (OEF) con gas natural, sean necesarias para atender el área Caribe 2, y compren cantidades de gas natural o combustibles sustitutos que técnicamente puedan ser utilizados por la infraestructura que operan, como parte de las gestiones previas para la atención de la demanda de gas natural. El precio de remuneración debe reflejar los costos del gas negociado o de los combustibles sustitutos utilizados.

c) En los casos en los que para la generación termoeléctrica el generador compre cantidades de gas mediante Contratos de Suministro de Firmeza Condicionada (CFC) y de manera complementaria el Contrato de Suministro de Opción de Compra de Gas (OCG) correspondiente al mismo productor y la misma fuente.

Lo anterior, con el fin de que a este generador se le reconozca el costo de ambas modalidades de suministro al momento de realizar su declaración de disponibilidad y eventualmente su generación real en mérito o de seguridad.

d) En los casos en los que las Plantas que no tengan Obligaciones de Energía en Firme (OEF) sean requeridas para la generación por seguridad durante el Mantenimiento Programado a la Planta de Regasificación de Cartagena se le remunerará la confiabilidad del sistema usando el Costo Equivalente Real de la Energía (CERE), y será recaudado con las reglas de la Resolución CREG 062 y CREG 063 del 2000.

ARTÍCULO 6o. DECLARACIÓN DE DISPONIBILIDAD. Las plantas térmicas respaldadas por Infraestructura de Regasificación afectadas por el Mantenimiento Programado y que sean requeridas por el Centro Nacional de Despacho (CND), realizarán su declaración de disponibilidad al CND durante el periodo de vigencia del Mantenimiento Programado, con base en la disponibilidad de combustible obtenido dando aplicabilidad a los numerales 9 y 13 del artículo 3o de la presente resolución.

PARÁGRAFO. La declaración respectiva que hagan estas plantas de generación en el evento en que obtengan gas natural como combustible para generación por medio de las gestiones definidas en el artículo 3o de la presente resolución, deberán ser despachadas por parte del CND en cada hora del día como Generación de Seguridad y no podrá ser superior a las proyecciones realizadas conforme al numeral 7 del artículo 3o de la presente resolución.

ARTÍCULO 7o. RESPUESTA A LA DEMANDA DEL ÁREA CARIBE 2. La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), establecerá las condiciones para que los Usuarios del servicio público domiciliario de energía eléctrica del área Caribe 2, durante el Mantenimiento Programado puedan de forma voluntaria disminuir el consumo de energía eléctrica que es tomada del Sistema Interconectado Nacional (SIN) y pueda ser remunerada de tal forma que reconozca los costos de sus participantes teniendo como referencia la Resolución CREG 140 del 2017, o los que considere la Comisión. Los Usuarios del servicio público domiciliario de energía eléctrica que deseen participar en el mecanismo del presente artículo deberán hacerlo a través de un Representante RD.

PARÁGRAFO. Todo usuario del servicio público domiciliario de energía eléctrica que tenga disponibilidad para disminuir su demanda, así cuente o no con autogeneración, con o sin excedentes, podrá participar en este mecanismo.

PARÁGRAFO 2o. <Parágrafo adicionado por el artículo 2 de la Resolución 40289 de 2026. El nuevo texto es el siguiente:> Los usuarios del Área Caribe con disposición de disminuir su demanda de energía eléctrica podrán acogerse al Precio de Reserva establecido por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) y acogerse a las medidas de la Resolución CREG 101 115 de 2026 o aquella que la modifique o sustituya.

ARTÍCULO 8o. LINEAMIENTOS PARA LA CONTRATACIÓN DE GAS NATURAL PUESTO A DISPOSICIÓN PARA LA DEMANDA NO ESENCIAL DURANTE EL PERIODO DE MANTENIMIENTO PROGRAMADO. Para el caso en que el gas contratado con destino a la atención de demanda no esencial, con garantía de suministro sin interrupciones, sea objeto de aplicación del orden de prioridad previsto en el artículo 9o de la presente resolución, y durante los días que comprenden el período de Mantenimiento Programado que generó dicha condición, exista nueva oferta de gas con garantía de suministro sin interrupciones ofrecida por un Productor, Productor- Comercializador o Comercializador de gas importado, se tendrán en cuenta los siguientes lineamientos:

1. Los distribuidores/comercializadores que atienden demanda no esencial, cuando dé lugar la medida señalada en el artículo 9o de esta resolución y que adquieran gas a través de la oferta adicional de la que trata este artículo, deberán liquidarse de tal forma que el precio resultante para el agente sea el del gas objeto de la medida y no el precio del gas contratado.

2. La diferencia entre el precio de gas contratado y el precio de gas objeto de la aplicación del artículo 9o de la presente resolución, será reconocido a los Productores, Productores-Comercializadores y Comercializadores de gas importado, y será remunerado por la demanda eléctrica a través de la componente de Restricciones conforme a lo dispuesto en la Resolución CREG 063 de 2000.

3. El Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) deberá suscribir con los Productores / Productores-Comercializadores de gas natural, que hacen parte de la aplicación del presente artículo, un acuerdo comercial para asegurar que las liquidaciones derivadas de estas medidas se destinen a los agentes y destinatarios correspondientes mediante un mecanismo alternativo al descrito en la Resolución CREG 031 de 2021.

PARÁGRAFO. El Ministerio de Minas y Energía publicará, mediante circular el proceso de remisión de información que deberán hacer los Productores / Productores- Comercializadores de gas natural a este Ministerio y que posteriormente será enviada al ASIC para realizar las respectivas transferencias de recursos a los Productores / Productores-Comercializadores con base al dinero efectivamente recaudado y los costos de transacción.

ARTÍCULO 9o. ORDEN DE PRIORIDAD DE ATENCIÓN DE LA DEMANDA. En caso de que el Mantenimiento Programado de la Planta de Regasificación de Cartagena conlleve el supuesto descrito en el artículo 2.2.2.2.4 del Decreto número 1073 de 2015, se tendrá en cuenta el siguiente orden de prioridad:

1. Demanda Esencial, la cual comprende: i) la demanda de gas natural para la operación de las estaciones de compresión del Sistema Nacional de Transporte, ii) la demanda de gas natural de usuarios residenciales y pequeños usuarios comerciales inmersos en la red de distribución, iii) la demanda de Gas Natural Comprimido Vehicular (GNCV), y iv) la demanda de gas natural de las refinerías, excluyendo aquella con destino a autogeneración de energía eléctrica que pueda ser reemplazada con energía del sistema interconectado nacional, en el orden establecido por el artículo 2.2.2.2.1. del Decreto número 1073 de 2015.

2. Demanda no esencial que cuente con contratos vigentes y registrados en el gestor del mercado de gas natural con garantía de suministro sin interrupciones establecidos en la regulación aplicable, en cualquiera de sus modalidades.

2.1. Generación Térmica que sea despachada por seguridad o forzada para el sector eléctrico.

2.2. Demanda no esencial del sector industrial.

2.3. Demanda no esencial de Generación Térmica diferente a la del numeral 2.1. del presente artículo.

3. Exportaciones pactadas en firme.

<Inciso modificado por el artículo 3 de la Resolución 40289 de 2026. El nuevo texto es el siguiente:> Para los casos señalados en el presente artículo, el volumen será asignado por los Productores y Productores-comercializadores conforme a las condiciones de suministro pactadas contractualmente. En relación con el orden de prioridad de atención de la demanda, en caso de que se deba priorizar el gas a uno de los niveles señalados en este artículo, el Ministerio de Minas y Energía a través de la Circular citada en el numeral 12 del artículo 3o de la presente resolución, indicará los criterios para dicho propósito.

PARÁGRAFO 1o. La asignación del orden de prioridad de la que trata el presente artículo excluye las cantidades de gas natural destinadas a cubrir las necesidades de generación de energía eléctrica con gas natural como combustible para asegurar la atención de la demanda de energía eléctrica del área Caribe 2.

PARÁGRAFO 2o. La presente decisión estará sujeta a las condiciones que se presenten y que den lugar a variaciones en cuanto a volúmenes y duración de la medida. Para ello, el Ministerio de Minas y Energía, a través de la Oficina de Asuntos Regulatorios y Empresariales y la Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG, adelantarán las gestiones administrativas necesarias, mediante comunicaciones y demás actuaciones expeditas que se requieran, en procura de garantizar el abastecimiento de la demanda de gas natural y energía eléctrica.

PARÁGRAFO 3o. De darse aplicación al presente artículo, una vez SPEC tenga certeza del cumplimiento de la totalidad de las actividades de las que trata el plan detallado descrito en el numeral 4 del artículo 3o de la presente resolución, deberá informar de la finalización del Mantenimiento Programado, para que el Ministerio de Minas y Energía expida el acto administrativo que corresponda.

ARTÍCULO 10. ANEXO ÚNICO. Hace parte integral de la presente resolución, con igual fuerza vinculante, el Anexo Único que la acompaña. Su contenido desarrolla los requerimientos de información de los que trata los numerales 1, 2 y 11 del artículo 3o, y su cumplimiento es obligatorio para todos los agentes allí señalados.

ARTÍCULO 11. VIGENCIA. La presente resolución rige a partir del día siguiente a la fecha de su publicación en el Diario Oficial.

Publíquese y cúmplase.

El Ministro de Minas y Energía,

Edwin Palma Egea.

ANEXO.

<Consultar resoluciones que modifican y/o corrigen este anexo en Notas de Vigencia. El texto ORIGINAL es el siguiente:>