RESOLUCIÓN 40490 DE 2025

(octubre 16)

Diario Oficial No. 53.288 de 29 de octubre de 2025

MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA

Por la cual se adoptan medidas para el abastecimiento de gas combustible y energía eléctrica con ocasión del mantenimiento programado de la infraestructura de regasificación en el año 2025.

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 combustible 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 2o de la Ley 142 de 1994 establece la facultad de intervención del Estado en los servicios públicos para la prestación continua, ininterrumpida y eficiente de dichos servicios.

Que el artículo 4o de la Ley 143 de 1994 establece que en relación con el servicio de electricidad el Estado tendrá, entre otros objetivos, para el cumplimiento de sus funciones, abastecer la demanda de electricidad en un marco de uso racional y eficiente de los diferentes recursos energéticos del país, y asegurar una operación eficiente, segura y confiable en las actividades del sector.

Que el parágrafo 2 del artículo 18 de la Ley ibidem señala, entre otros aspectos, que el Gobierno nacional tomará las medidas necesarias para garantizar el abastecimiento y confiabilidad en el sistema de energía eléctrica del país.

Que el artículo 33 de la ley ibidem dispone que la operación del Sistema Interconectado Nacional se hará procurando atender la demanda en forma confiable, segura y con calidad del servicio mediante la utilización de los recursos disponibles en forma económica y conveniente para el país.

Que el numeral 3 del artículo 2o del Decreto número 381 de 2012, establece que corresponde a este Ministerio formular, adoptar, dirigir y coordinar la política en materia de generación, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica.

Que el artículo 2.2.2.1.4. del Decreto número 1073 de 2015 define 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 entre los Agentes que tengan el mismo nivel de prioridad según lo dispuesto en el artículo 2.2.2.2.1. del mismo decreto y 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 señala que es responsabilidad de los Productores- Comercializadores, Comercializadores y de los transportadores priorizar el volumen y/o la capacidad de transporte de gas natural cuando se presenten las situaciones definidas en el citado artículo. De igual manera, el artículo anterior señala que los Distribuidores-Comercializadores y los Comercializadores que participan en el Mercado Secundario serán responsables de la asignación de los volúmenes de gas natural entre los usuarios de los mercados relevantes que atiendan, cuando se presenten dichas situaciones.

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 las situaciones definidas en el citado artículo.

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, en cumplimiento de las normas vigentes, tomarán todas las medidas necesarias para atender las situaciones a las que se refiere el citado decreto.

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 para 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. de dicho 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, en la Declaración de Producción de Gas Natural (GN) para el período 2025-2034, el comercializador de gas natural importado TPL Gas declaró, para el mes de octubre de 2025, unas cantidades importadas de gas natural disponibles para la venta (CIDV) por valor de 40 Giga BTU día (GBTUD), respaldadas físicamente mediante un contrato con la infraestructura de regasificación operada por la Sociedad Portuaria El Cayao S. A. E.S.P. (SPEC LNG).

Que el Consejo Nacional de Operaciones de Gas Natural (CNO Gas) con el radicado 1-2025-038961 del 5 de agosto de 2025 informó que, del análisis realizado respecto de la demanda y la oferta de gas natural a nivel nacional con los agentes del mercado, se identificó que se requiere de actuaciones administrativas por parte del Ministerio de Minas y Energía y de la Comisión de Regulación de Energía y Gas para atender el abastecimiento en los días de mantenimiento y en los periodos posteriores a la ejecución del mismo conforme a la disponibilidad de acuerdo a la situación de yacimientos en los campos de producción y del gas importado que atiende la demanda.

Que el Centro Nacional de Despacho (CND) con el radicado 1-2025-044690 del 8 de septiembre de 2025 publicó los requerimientos de gas para el sector termoeléctrico del Área Caribe 2 como parte del mantenimiento de la planta de Regasificación de Cartagena FSRU del 10 al 14 octubre, y remitió el informe correspondiente con la actualización de los posibles escenarios que fueron estimados para el período del mantenimiento de la Terminal de Regasificación tras las simulaciones y con los siguientes requerimientos: i) entre 80,095 y 97,735 GBTUD el día viernes (10 de octubre), ii) entre 72,314 y 78,835 GBTUD el día sábado (11 de octubre), iii) entre 43,166 y 47,981 GBTUD el día domingo (12 de octubre); iv) entre 59,880 y 74,432 GBTUD el lunes festivo (13 de octubre) y v) entre 90,156 y 115,995 GBTUD el día martes (14 de octubre), para atender de manera segura el área Caribe 2.

Que la Oficina de Asuntos Regulatorios y Empresariales (OARE) del Ministerio de Minas y Energía, mediante radicado 3-2025-032901, emitió concepto técnico señalando la necesidad de adoptar medidas que permitan mantener la seguridad en la prestación del servicio ante las contingencias N-1, para la atención de la demanda para el área Caribe 2 durante el periodo de mantenimiento.

Que, de conformidad con lo expuesto y con base en el concepto emitido por la Oficina de Asuntos Regulatorios y Empresariales, la indisponibilidad resultante de un mantenimiento programado de una fuente con capacidad superior a 450 MPCD, correspondiente a la capacidad de importación de la Sociedad Portuaria El Cayao (SPEC), que puede suplir alrededor del 35% de la demanda nacional, constituye una limitación técnica para el abastecimiento de gas natural a nivel nacional.

Que de conformidad con lo dispuesto en la Resolución número 40418 de 2025, el Ministerio de Minas y Energía en cumplimiento de sus funciones expidió las siguientes circulares 40030 de 2025, 40031 de 2025, 40033 de 2025 y 40034 de 2025, con el objetivo de garantizar el balance del sistema energético en el país, durante el mantenimiento de la regasificadora de gas natural de la Sociedad Portuaria El Cayao (SPEC).

Que, el miércoles 15 de octubre se notificó que SPEC había culminado las actividades de mantenimiento, pero no había sido posible reiniciar operaciones tal como estaba planeado para el día 15 de octubre a las 00:00 horas; durante la sesión del Comité de Mantenimientos e Intervenciones del Consejo Nacional de Operación de Gas Natural (COMI), SPEC LNG informó que la planta de regasificación podría entrar en operación posterior a las 16:00 horas del día 16 de octubre de 2025.

Que, adicionalmente, es importante recalcar que el mantenimiento de la terminal de regasificación constituye una actividad técnica con un alto grado de especialización que no está libre de externalidades o eventualidades como las que acontecieron el día 15 de octubre de 2025, que puedan impedir el cumplimiento del plazo previsto, y en este orden de ideas corresponde al Ministerio de Minas y Energía actuar con la máxima diligencia a fin de minimizar cualquier impacto en la demanda, eléctrica y de gas natural.

Que, el retraso en la entrada en operación de la planta de regasificación de SPEC, pudiera producir retos operativos en el sistema de electricidad y gas pero que se han identificado fuentes de energía eléctrica adicionales tales como cogeneradores, autogeneradores o generadores que pudieran inyectar energía excedentaria a la red del área caribe 2, y que debe asegurarse la correcta remuneración del energético para dichos recursos.

Que el artículo 2.2.2.30.4 del Decreto número 1074 de 2015 establece que "no se requerirá informar a la Superintendencia de Industria y Comercio sobre un proyecto de regulación (…) 1. 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 un sector, o b) garantizar la seguridad en el suministro de un bien o servicio público esencial, sea o no domiciliario". Entonces, dado que esta resolución se enmarca en los supuestos de hecho de la citada norma, este Ministerio se encuentra exceptuado de informar sobre la expedición del presente acto administrativo.

Que en cumplimiento de lo establecido en el numeral 8 del artículo 8o de la Ley 1437 de 2011, en concordancia con lo señalado en las Resoluciones número 40310 y 41304 de 2017, la presente resolución se publicó, para comentarios y observaciones de la ciudadanía, el día 15 de octubre de 2025 en la página web del Ministerio de Minas y Energía. 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 y lineamientos para el abastecimiento de gas combustible y e energía eléctrica que permitan la entrada en operación de la Planta de Regasificación de la Sociedad Portuaria de El Cayao (SPEC), para la atención de la demanda en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), por medio de las plantas de autogeneración, cogeneración y generación, según los requerimientos que determine el Centro Nacional de Despacho (CND).

ARTÍCULO 2o. LINEAMIENTOS OPERATIVOS PARA PLANTAS DE GENERACIÓN CON CAMBIO DE COMBUSTIBLE. Para los casos en los cuales una planta de generación termoeléctrica pueda operar con combustibles líquidos, pero disponga de gas natural adicional para su generación térmica y lo ceda a las plantas de generación determinadas por el CND para cubrir la generación de seguridad en el área Caribe 2, y realicen un cambio en su despacho ante el CND, se les deberá garantizar la remuneración de todos sus costos operativos, los cuales serán remunerados por la demanda eléctrica de acuerdo con la regulación vigente que sea adoptada por la Comisión con ocasión del mantenimiento de la unidad de regasificación.

ARTÍCULO 3o. LINEAMIENTOS A PLANTAS SIN OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME. Para el caso de plantas que no poseen asignaciones de Obligaciones de Energía Firme (OEF), se les deberá garantizar la remuneración del Costo Equivalente Real de la Energía (CERE) establecido en la Resolución CREG 071 de 2006 por cada kWh que sea inyectado a la red.

ARTÍCULO 4o. LINEAMIENTOS PARA LA REMUNERACIÓN DE LAS PLANTAS DE AUTOGENERACIÓN. Durante el mantenimiento de la planta de regasificación SPEC, será remunerada la totalidad de la autogeneración eléctrica con Combustibles Líquidos que sea necesaria para reducir consumos de la red o poder inyectar excedentes de auto generación al Sistema Interconectado Nacional (SIN) en el Área Caribe 2. Así mismo, será remunerada la totalidad de los costos incurridos, bajo el criterio de no causar ninguna pérdida al usuario no regulado y autogenerador.

ARTÍCULO 5o. AJUSTES EN LA REGULACIÓN VIGENTE PARA LA REMUNERACIÓN AJUSTES EN LA REGULACIÓN VIGENTE PARA LA REMUNERACIÓN. La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) modifica la regulación vigente que sea pertinente para ajustar las reglas de remuneración de lo que tratan los artículos 2o, 3o y 4o de la presente resolución, estas deberán ser implementadas dentro de los plazos de la refacturación de los que trata la Resolución CREG 084 de 2007.

ARTÍCULO 6o. DECLARACIÓN DE PRODUCCIÓN Y REGISTRO DE CONTRATOS DE GAS NATURAL. Los productores y productores-comercializadores que tengan disponibilidad de aportar cantidades de gas adicionales realizarán la declaración de producción total disponible para la venta (PTDV) ante el MME. La declaración de la PTDVF y el registro de contratos ante el Gestor de Mercado deberán realizarse dentro de los 5 días hábiles siguientes a la suscripción de los nuevos contratos. Los agentes del mercado deberán realizar el registro y la nominación de las cantidades contratadas conforme a los procedimientos establecidos en la Resolución CREG 102 015 de 2015. En los casos en que las nominaciones se hubieren efectuado antes del registro de los contratos, el Gestor del Mercado podrá validarlas, siempre que se verifique que dichas nominaciones corresponden a transacciones realizadas dentro del marco de priorización definido en el artículo 8 de la presente resolución.

ARTÍCULO 7o. ORDEN DE ATENCIÓN Y PRIORIZACIÓN DE ATENCIÓN DE LA DEMANDA. Se priorizarán las cantidades de gas para atender la demanda térmica del área caribe 2 incluyendo aquella despachada por seguridad o forzada para el sector eléctrico, y la demanda esencial de los agentes contratados con gas importado; y posteriormente, el gas remanente se atenderá de acuerdo con 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(SNT), 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. (sic) del Decreto número 1073 de 2015.

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

3. Demás contratos vigentes y registrados en el Gestor del mercado de gas natural.

4. Exportaciones pactadas en firme.

Para el orden señalado en el presente artículo, el volumen será asignado por los productores comercializadores, los comercializadores y los transportadores conforme a las condiciones de suministro pactadas contractualmente. En caso de empate deberá darse la prioridad más alta de abastecimiento al usuario con el más alto costo conforme con los valores publicados por la UPME en la tabla 9-2 del Estudio Técnico para el Plan de Abastecimiento de Gas Natural 2023-2038 publicado por la UPME mediante la Circular Externa número 000045 de 2024.

PARÁGRAFO 1o. La asignación de 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 y las necesidades de los agentes que atienden demanda esencial mediante contratos con gas importado.

PARÁGRAFO 2o. La priorización rige a partir del momento de su publicación.

ARTÍCULO 8o. MEDIDAS PARA LA CONTRATACIÓN PARA LA DEMANDA INDUSTRIAL DE GAS DURANTE EL PERIODO DE MANTENIMIENTO DE LA REGASIFICADORA. Para los distribuidores que atienden usuarios industriales objeto de la medida de priorización, ubicados en las regiones Occidental, Andina, Caribe y Central, que adquirieron gas a través de la convocatoria de Ecopetrol publicada el 9 de octubre de 2025 y/o las convocatorias, entre otras, de los productores o productores-comercializadores, deberán liquidar el gas de los contratos que tengan su origen en las convocatorias y su transporte de tal forma que el precio resultante para el agente sea el del gas priorizado, y no el precio del gas contratado, conforme a lo establecido en el artículo 3o de la Resolución MME 40418 de 2025.

La diferencia entre el precio de gas contratado y el del precio de gas liquidado será reconocido a los productores y productores-comercializadoras y transportadoras mediante el mecanismo contemplado en la Resolución CREG 101-083 de 2025, y en consecuencia será remunerado por la demanda eléctrica a través de los mecanismos de asignaciones de restricciones de la Resolución CREG 063 de 2000.

Las entidades que coordinan comercialmente a las empresas en el sector eléctrico y las empresas del sector gas, que hacen parte de la aplicación del presente artículo, deberán suscribir un acuerdo comercial para asegurar que las liquidaciones derivadas de estas medidas se destinen a los agentes y destinatarios correspondientes.

ARTÍCULO 9o. VIGENCIA. La presente resolución rige a partir de la fecha de su publicación y se mantendrán vigentes hasta tanto el Ministerio de Minas y Energía las modifique y/o finalice con base en la información reportada por el CND, Agentes de mercado u otras fuentes que permitan determinar la superación de las condiciones que dieron su origen.

Publíquese, comuníquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D. C., a 16 octubre 2025.

El Ministro de Minas y Energía,

Edwin Palma Egea.