PARTE 2

Reglamentaciones

TÍTULO I

Del sector de hidrocarburos

CAPÍTULO 1

Actividades

SECCIÓN 1

Exploración y explotación de hidrocarburos

ART. 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.

PAR.—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.

(D. 3004/2013, art. 1º)

(Nota: La Sección Tercera del Consejo de Estado. M.P. Ramiro Pazos Guerrero, en Auto 2016-00140 (57819) de noviembre 8 de 2018, decretó la suspensión provisional del presente artículo)

ART. 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.

PAR.—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.

(D. 3004/2013, art. 2º)

(Nota: La Sección Tercera del Consejo de Estado. M.P. Ramiro Pazos Guerrero, en Auto 2016-00140 (57819) de noviembre 8 de 2018, decretó la suspensión provisional del presente artículo)

ART. 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.

(D. 3004/2013, art. 3º)

(Nota: La Sección Tercera del Consejo de Estado. M.P. Ramiro Pazos Guerrero, en Auto 2016-00140 (57819) de noviembre 8 de 2018, decretó la suspensión provisional del presente artículo)

ART. 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.

(D. 3004/2013, art. 4º, modificado por el D. 2638/2014 art. 1º)

(Nota: La Sección Tercera del Consejo de Estado. M.P. Ramiro Pazos Guerrero, en Auto 2016-00140 (57819) de noviembre 8 de 2018, decretó la suspensión provisional del presente artículo)

ART. 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.

(D. 1616/2014, art. 1º)

ART. 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.

(D. 1616/2014, art. 2º)

ART. 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.

PAR.—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.

(D. 1616/2014, art. 3º)

ART. 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

(D. 1616/2014, art. 4º)

ART. 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.

PAR. 1º—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.

PAR. 2º—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 3º 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.

PAR. 3º—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 2º 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

(D. 3683/2003, art. 23, par. 2º y 3º modificados por el D. 139/2005, arts. 1º y respectivamente)

SUBSECCIÓN 1.1

Valoración y contabilización de las reservas de hidrocarburos

ART. 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.

(D. 727/2007, art. 1º)

ART. 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.

(D. 727/2007, art. 2º)

ART. 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.

PAR. TRANS.—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.

PAR. TRANS. 2º—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.

(D. 727/2007, art. 3º, par. trans. 2º adicionado por el D. 2767/2008, art. 1º)

ART. 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.

PAR. 1º—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.

PAR. 2º—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.

(D. 727/2007, artículo 4º, inciso primero modificado por el D. 2767/2008, art. 2º)

ART. 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.

(D. 727/2007, art. 5º)

ART. 2.2.1.1.1.1.1.6.—Reglamentación contable. De conformidad con lo dispuesto por el D. 143 de 2004, el Contador General de la Nación determinará el tratamiento contable a aplicar, en concordancia y desarrollo de la presente subsección.

(D. 727/2007, art. 6º)

Subsección 1.2

Yacimientos ubicados en dos o más entidades territoriales

(Nota: Adicionado por el Decreto 1493 de 2015 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.1.1.1.1.2.1.— (Nota: Adicionado por el Decreto 1493 de 2015 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.1.1.1.1.2.2.— (Nota: Adicionado por el Decreto 1493 de 2015 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.1.1.1.1.2.3.— (Nota: Adicionado por el Decreto 1493 de 2015 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.1.1.1.1.2.4.— (Nota: Adicionado por el Decreto 1493 de 2015 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.1.1.1.1.2.5.— (Nota: Adicionado por el Decreto 1493 de 2015 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.1.1.1.1.2.6.— (Nota: Adicionado por el Decreto 1493 de 2015 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.1.1.1.1.2.7.— (Nota: Adicionado por el Decreto 1493 de 2015 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.1.1.1.1.2.8.— (Nota: Adicionado por el Decreto 1493 de 2015 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.1.1.1.1.2.9.— (Nota: Adicionado por el Decreto 1493 de 2015 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

(Nota: Adicionado por el Decreto 1493 de 2015 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

SECCIÓN 2

Distribución de combustibles

SUBSECCIÓN 2.1

Generalidades

ART. 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.

PAR. 1º—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.

PAR. 2º—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.

(D. 4299/2005, art. 1º)

ART. 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.

(D. 4299/2005, art. 2º)

ART. 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.

(D. 4299/2005, art. 3º, modificado por el D.L. 4130/2010, art. 3º num. 5º)

ART. 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 68 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.

(D. 1503/2002, art. 1º)

Aeropuertos del golfo de México: Son los aeropuertos de Miami y Ft. Lauderdale, ubicados en La Florida-Estados Unidos.

(D. 2166/2006, art. 1º)

Aeropuertos del área: Son los aeropuertos de las ciudades de Quito (Ecuador), Lima (Perú) y Panamá (Panamá).

(D. 2166/2006, art. 1º)

Alcohol carburante: La definición establecida en la Resolución 180687 del 17 de junio de 2003, modificada por la Resolución 181069 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”.

(D. 4299/2005, art. 4º)

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.

(D. 4299/2005, art. 4º)

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.

(D. 4299/2005, art. 4º)

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.

(D. 1521/98, art. 2º)

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.

(D. 1521/98, art. 2º)

Barril: Volumen de cuarenta y dos (42) galones americanos o ciento cincuenta y ocho punto nueve (158.9) litros.

(D. 283/90, art. 3º; subrogado por el D. 1521/98, art. 2º)

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”.

(D. 4299/2005, art. 4º)

Cambiadero de aceites: Establecimiento de comercio dedicado principalmente a la lubricación de automotores. Además, puede prestar servicios menores de mantenimiento automotriz.

(D. 283/90, art. 3º)

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.

(D. 1471/2014, art. 7º num. 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.

(D. 1471/2014, art. 7º num. 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”.

(D. 4299/2005, art. 4º)

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 2), y combustible para quemadores industriales (combustóleos fuel oil).

(D. 4299/2005, art. 4º)

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”.

(D. 4299/2005, art. 4º)

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.

(D. 4299/2005, art. 4º, modificado por el D. 1717/2008, art. 2º)

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”.

(D. 4299/2005, art. 4º)

Detector: Sustancia o equipo que permite detectar la presencia y/o concentración del “Marcador” en el combustible.

(D. 1503/2002, art. 1º)

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.

(D. 1503/2002, art. 1º)

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.

(D. 283/90, art. 3º)

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.

(D. 4299/2005, art. 4º, modificado por el D. 1333/2007, art. 2º)

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.

(D. 4299/2005, art. 4º, modificado por el D. 1717/2008, art. 2º)

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 6) y cuando en el fondo del tanque se acumula agua que se vaporiza repentinamente.

(D. 283/90, art. 3º)

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.

(D. 4299/2005, art. 4º)

Estación de servicio de aviación: Establecimiento en donde se almacenan y distribuyen combustibles líquidos derivados del petróleo, destinados exclusivamente para aviación.

(D. 4299/2005, art. 4º)

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. Así mismo 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.

(D. 4299/2005, art. 4º)

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.

(D. 4299/2005, art. 4º, modificado por el D. 1717/2008, art. 2º)

Estación de servicio marítima: Establecimiento en donde se almacenan y distribuyen combustibles líquidos derivados del petróleo destinados exclusivamente para buques o naves.

(D. 4299/2005, art. 4º)

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.

(D. 4299/2005, art. 4º adicionado por el D. 1717/2008, art. 1º)

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.

(D. 4299/2005, art. 4º adicionado por el D. 1717/2008, art. 1º)

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.

(D. 1471/2014, art. 7º)

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 68 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.

(D. 1503/2002, art. 1º)

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.

(D. 4299/2005, art. 4º, modificado por el D. 1717/2008, art. 2º)

Gran consumidor con instalación fija: Es aquel gran consumidor que cuenta con instalaciones que permiten descargar, almacenar y despachar combustibles líquidos derivados del petróleo.

(D. 4299/2005, art. 4º, adicionado por el D. 1333/2007, art. 1º)

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 2º de la Ley 681 de 2001, y por consumo propio, el utilizado en las actividades relacionadas con su objeto social principal.

PAR. 1º—Se exceptúa el ACPM consumido por el servicio público de generación eléctrica en las zonas no interconectadas del territorio nacional.

PAR. 2º—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”.

(D. 2988/2003, art. 1º modificado por el D. 4483/2006, art. 1º modificado por la L. 1430/2010)

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.

(D. 4299/2005, art. 4º, modificado por el D. 1717/2008, art. 2º)

Gran consumidor sin instalación: Es aquel gran consumidor que consume combustibles para uso propio y exclusivo en sus aeronaves, buques o naves.

(D. 4299/2005, art. 4º, adicionado por el D. 1333/2007, art. 1º)

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.

(D. 4299/2005, art. 4º)

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).

(D. 1521/98, art. 2º)

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 GNC, sus válvulas de bloqueo y, de resultar necesario, las columnas de soporte de surtidores y canopys.

(D. 1521/98, art. 2º)

Líquido inflamable: Un líquido que tiene un punto de inflamación inferior a 100 ºF (37.8 ºC) y una presión de vapor absoluta máxima, a 100 ºF (37.8 ºC), 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.

(D. 283/90, art. 3º, subrogado por el D. 1521/98, art. 2º)

Líquido combustible: Líquido que tiene un punto de inflamación igual o superior de 100ºF (37.8ºC). Estos líquidos son definidos por la NFPA como clase II, IIIA y IIIB de acuerdo con su punto de inflamación.

(D. 283/90, art. 3º, subrogado por el D. 1521/98, art. 2º)

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.

(D. 1521/98, art. 2º)

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.

(D. 1503/2002, art. 1º)

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.

(D. 1503/2002, art. 1º)

Modificación de instalaciones: Se refiere al cambio de ubicación de islas, tanques y/o edificaciones localizadas en la estación de servicio.

(D. 1521/98, art. 2º)

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.

(D. 1471/2014, art. 7º)

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”.

(D. 4299/2005, art. 4º)

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.

(D. 1521/98, art. 2º)

Petróleo crudo: Mezclas de hidrocarburos que tienen un punto de inflamación por debajo de 150º F (65.6º C) y que no han sido procesados en una refinería.

(D. 283/90, art. 3º, subrogado por el D. 1521/98, art. 2º)

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.

(D. 4299/2005, art. 4º)

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.

(D. 2166/2006, art. 1º)

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.

(D. 2166/2006, art. 1º)

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.

(D. 283/90, art. 3º)

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.

(D. 4299/2005, art. 4º)

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.

(D. 283/90, art. 3º, subrogado por el D. 1521/98, art. 2º)

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.

(D. 4299/2005, art. 4º)

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.

(D. 1521/98, art. 2º)

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.

(D. 1521/98, art. 2º)

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.

(D. 283/90, art. 3º)

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.

(D. 4299/2005, art. 4º)

b) Siglas.

Icontec: Instituto Colombiano de Normas Técnicas. Organismo Nacional de Normalización.

(D. 283/90, art. 3º)

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.

(D. 283/90, art. 3º)

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.

(D. 283/90, art. 3º)

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.

(D. 283/90, art. 3º)

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.

(D. 283/90, art. 3º)

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.

(D. 283/90, art. 3º)

GLP: Gas licuado del petróleo, también conocido comúnmente como gas propano.

(D. 283/90, art. 3º)

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.

(D. 283/90, art. 3º)

ART. 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.

(D. 283/90, art. 4º, modificado parcialmente en sus clases a y b, por el D. 353/91, art. 2º)

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.

(D. 4299/2005, adicionado por el D. 1717/2008, art. 1º)

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.

(D. 1605/2002, art. 3º)

Gas natural comprimido, GNC: Establecimiento que dispone de instalaciones y equipos para el almacenamiento y distribución de combustibles gaseosos, excepto gas licuado del petróleo, GLP, 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 1º de la Res. 80582 del 8 de abril/96).

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, GLP, 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, GLP, 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.

(D. 1521/98, art. 3º)

SUBSECCIÓN 2.2

Almacenamiento transitorio de ACPM

ART. 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.

(D. 318/2003, art. 1º)

ART. 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.

(D. 318/2003, art. 2º)

ART. 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 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)

Tipo de tanqueProtecciónDistancia mínima en metros 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 públicaDistancia mínima en metros desde la pared del tanque al lado más próximo de cualquier vía pública o del edificio importante más cercano de la misma propiedadDistancia mínima desde la pared del tanque a equipo contra incendio, casas de bombas y demás equipos principales de la planta.Distancia mínima entre tanques adyacentes, medida de pared a pared.
Techo flotante Áreas expuestas protegidas ½ diámetro del tanque (mínimo 2 metros) 1/6 diámetro del tanque (mínimo 2 metros) 1 diámetro del tanque1/4 suma de los diámetros de los tanques adyacentes (mínimo 2 metros)
 Sin protección 1 diámetro del tanque (mínimo 2 metros) 1/6 diámetro del tanque (mínimo 2 metros)  
Vertical con techo fijo, suelda débilÁreas expuestas protegidas 1 diámetro del tanque (mínimo 2 metros) 1/3 diámetro del tanque (mínimo 2 metros) 1 diámetro del tanque1/4 suma de los diámetros de los tanques adyacentes (mínimo 2 metros)
 Sin protección2 diámetros del tanque (mínimo 2 metros)1/3 diámetro del tanque (mínimo 2 metros)  
 Tanque con protección de espuma o con gas inerte ½ diámetro del tanque (mínimo 2 metros) 1/6 diámetro del tanque (mínimo 2 metros)  
Horizontal y vertical con ventilación de alivio para limitar las presiones a 2.5 1b/ pulg2Áreas expuestas protegidas½ vez la tabla 2Una vez la tabla 11 diámetro del tanque1/4 suma de los tanques adyacentes (mínimo 2 metros)

Tabla 2

Capacidad del tanque en galonesDistancia 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 públicaDistancia mínima desde la pared del tanque al lado más próximo de cualquier vía pública o del edificio importante más cercano de la misma propiedad
 MetrosMetros
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 (45º);

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.

(D. 318/2003, art. 3º)

ART. 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.

PAR.—El solicitante obtendrá, bajo su responsabilidad, las demás autorizaciones, permisos o licencias que requiera para almacenar y distribuir ACPM.

(D. 318/2003, art. 4º)

ART. 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.

PAR. 1º—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.

PAR. 2º—La autorización a la que se hace referencia no otorga al autorizado para almacenar ACPM la facultad para actuar en calidad de distribuidor mayorista.

PAR. 3º—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

(D. 318/2003, art. 5º)

SUBSECCIÓN 2.3

Distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo de las plantas de abastecimiento de combustibles

(Nota: Modificada la Subsección 2.3 en lo pertinente por el Decreto 2496 de 2018 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 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.

(D. 283/90, art. 5º)

ART. 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.

PAR.—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.

(D. 283/90, art. 6º)

ART. 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.

PAR.—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.

(D. 283/90, art. 7º)

ART. 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.

(D. 283/90, art. 8º)

ART. 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.

PAR. 1º—No se podrá iniciar ninguna construcción sin la aprobación previa de los planos por parte del Ministerio de Minas y Energía.

PAR. 2º—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.

PAR. 3º—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.

(D. 283/90, art. 9º)

ART. 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.

(D. 283/90, art. 10)

ART. 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.

(D. 283/90, art. 11)

ART. 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.

(D. 283/90, art. 12)

ART. 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.

(D. 283/90, art. 13)

ART. 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.

(D. 283/90, art. 14)

ART. 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.

(D. 283/90, art. 15)

ART. 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.

(D. 283/90, art. 16)

ART. 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 ºC (100 ºF), se pueden utilizar tanques atmosféricos de techo fijo con suelda débil.

Los productos con bajo punto de chispa, inferiores a 37.8 ºC (100 ºF), 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.

PAR.—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.

(D. 283/90, art. 17)

ART. 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

A. Líquidos estables* (presión de operación menor de 0.175 kg/cm2).

Tipo de tanqueProtecciónDistancia 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 públicaDistancia mínima desde la pared del tanque al lado más próximo de cualquier vía pública o del edificio importante más cercano de la misma propiedadDistancia mínima desde la pared del tanque a equipo contra incendio, casas de bombas y demás equipos principales de la plantaDistancia mínima entre tanques adyacentes, medida de pared a pared
Techo flotante Áreas expuestas protegidas ½ diámetro del tanque (mínimo 10 metros) 1/6 diámetros del tanque (mínimo 5 metros) 1 diámetro del tanque
(mínimo 15 metros)
¼ suma de los diámetros de los tanques adyacentes
(mínimo 2 metros)
 Sin protección1 diámetros del tanque (mínimo 20 metros) 1/6 diámetro del tanque (mínimo 10 metros)   
 Áreas expuestas protegidas1 diámetro del tanque (mínimo 20 metros)1/3 diámetro del tanque (mínimo 5 metros)  
Vertical con techo fijo, suelda débil Sin protección 2 diámetros del tanque (mínimo 40 metros) 1/3 diámetros del tanque (mínimo 10 metros) 1 diámetro del tanque (mínimo 15 metros) ¼ suma de los diámetros de los tanques adyacentes (mínimo 2 metros)
 Tanque con protección de espumas o con gas inerte ½ diámetro del tanque (mínimo 10 metros) 1/6 diámetro del tanque (mínimo 5 metros)   
 Áreas expuestas protegidas ½ veces la tabla 1 Una vez la tabla 1   
Horizontal o vertical con válvula de alivio Sin protección 2 veces la tabla 1 Una vez la tabla 1 1 diámetro del tanque (mínimo 15 metros) ¼ suma de los diámetros de
los tanques adyacentes
(mínimo 2 metros)
 Sistema de gas inerte o sistema de espuma en los tanques verticales ½ veces la tabla 1 ½ vez la tabla1   

B. Líquidos estables * (Presión de operación mayor de 0.175 kg/cm2).

Cualquier tipo Áreas expuestas protegidas 1½ veces la tabla 1 (mínimo 10 metros) 1½ veces la tabla 1 (mínimo 10 metros) 1 diámetro del tanque (mínimo 15 metros) ¼ suma de los diámetros de los tanques adyacentes
(mínimo 2 metros)
 Sin protección 3 veces la tabla 1 (mínimo 20 metros) 1½ veces la tabla 1 (mínimo 10 metros)   

* Cualquier líquido no definido como inestable.

C. Líquidos inestables**.

Horizontal y vertical con válvula de alivio que ventea a presión no mayor de 0.175 Kg/ cm. Tanque protegido con cualquiera de los siguientes sistemas:
Rociador de agua
Gas inerte
Aislamiento y refrigeración
Barrera
Tabla 1
(mínimo 15 metros)
Mínimo 15 metros 1 diámetro del tanque
(mínimo 15 metros)
¼ suma de los diámetros de los tanques adyacentes
(mínimo 2 metros)
 Áreas expuestas protegidas 2½ veces tabla 1 (mínimo 30 metros) Mínimo 30 metros   
 Sin protección 5 veces la tabla 1 (mínimo 60 metros) Mínimo 60 metros   
Horizontal y vertical con válvula de alivio que ventea a más de 0.175 Kg/ cm. Tanque protegido con cualquiera de los siguientes sistemas:
Rociador de agua
Gas inerte
Aislamiento y refrigeración
Barrera
2 veces la tabla 1
(mínimo 30 metros)
Mínimo 30 metros 1 diámetro del tanque
(mínimo 15 metros)
½ suma de los diámetros de los tanques adyacentes
(mínimo 5 metros)
 Áreas expuestas protegidas 4 veces tabla 1
(mínimo 60 metros)
Mínimo 60 metros   
 Sin protección 8 veces la tabla 1
(mínimo 90 metros)
Mínimo 90 metros   

**Los que se polimerizan, descomponen, sufren reacción de condensación o se vuelven autorreactivos bajo condiciones de choque, presión o temperatura.

D. Líquidos que producen ebullición desbordante.

 Áreas expuestas protegidas ½ diámetro del tanque
(mínimo 10 metros)
1/6 diámetro del tanque
(mínimo 5 metros)
1 diámetro del tanque
(mínimo 15 metros)
½ suma de los diámetros de los tanques adyacentes (mínimo 5 metros)
Techo flotante Sin protección 1 diámetro del tanque
(mínimo 20 metros)
1/6 diámetro del tanque
(mínimo 5 metros)
  
 Áreas expuestas protegidas 2 diámetros del tanque
(mínimo 30 metros)
2/3 diámetro del tanque
(mínimo 10 metros)
 ½ suma de los diámetros de los tanques adyacentes
Techo fijo Sin protección 4 diámetros del tanque
(mínimo 60 metros)
2/3 diámetro del tanque
(mínimo 20 metros)
1.5 diámetro del tanque
(mínimo 20 metros)
(mínimo 5 metros)
 Tanque con protección de espuma o gas inerte 1 diámetro del tanque (mínimo 20 metros)2/3 diámetro del tanque
(mínimo 10 metros)
  

Tabla 1

Capacidad del tanque en galonesDistancia 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 públicaDistancia mínima desde la pared del tanque al lado más próximo de cualquier vía pública o del edificio importante más cercano de la misma propiedad.
   MetrosMetros
275 o menos 1.50 1.50
276 a 750 3.00 1.50
751 a 12.000 4.60 1.50
12.001 a 30.000 6.00 1.50
30.001 a 50.000 9.00 3.00
50.001 a 100.000 15.00 4.60
100.001 a 500.000 24.40 7.60
500.001 a 1.000.000 30.50 10.60
1.000.001 a 2.000.000 41.00 13.70
2.000.001 a 3.000.000 50.00 16.80
3.000.001 o más 53.40 18.30

PAR.—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.

(D. 283/90, art. 18)

ART. 2.2.1.1.2.2.3.15Distancias 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:

Capacidad del tanque en galonesDistancia 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 públicaDistancia mínima desde la pared del tanque al lado más próximo de cualquier vía pública o del edificio importante más cercano de la misma propiedad. 
   MetrosMetros
12.000 o menos 1.50 1.50
12.001 a 30.000 3.00 1.50
30.001 a 50.000 3.00 3.00
50.001 a 100.000 4.60 3.00
100.001 o más 4.60 4.60

(D. 283/90, art. 19)

ART. 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.

(D. 283/90, art. 20)

ART. 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.

(D. 283/90, art. 21)

ART. 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.

(D. 283/90, art. 22)

ART. 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).

(D. 283/90, art. 23)

ART. 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. Las motobombas de trasiego deberán estar situadas en el exterior de los recintos.

(D. 283/90, art. 24)

ART. 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.

(D. 283/90, art. 25)

ART. 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.

(D. 283/90, art. 26)

ART. 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.

(D. 283/90, art. 27)

ART. 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.

(D. 283/90, art. 28)

ART. 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, STF.

(D. 283/90, art. 29)

ART. 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.

(D. 283/90, art. 30)

ART. 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.

(D. 283/90, art. 31)

ART. 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.

(D. 283/90, art. 32)

ART. 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 (45º);

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.

(D. 283/90, art. 33)

ART. 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.

(D. 283/90, art. 34)

ART. 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.

(D. 283/90, art. 35)

ART. 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 halón 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.

(D. 283/90, art. 36)

ART. 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.

(D. 283/90, art. 37)

ART. 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.

(D. 283/90, art. 38)

ART. 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.

(D. 283/90, art. 39)

ART. 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.

(D. 283/90, art. 40)

ART. 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.

PAR. 1º—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.

PAR. 2º—Las pruebas de las tuberías, válvulas, bridas y uniones, se harán de acuerdo con la última edición de la norma ANSI-B.31-3.

(D. 283/90, art. 41)

ART. 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.

(D. 283/90, art. 42)

ART. 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.

(D. 283/90, art. 43)

ART. 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.

(D. 283/90, art. 44)

ART. 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.

PAR.—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.

(D. 283/90, art. 45)

De las estaciones de servicio

ART. 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.

PAR. 1º—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.

PAR. 2º—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.

(D. 1521/98, art. 5º)

ART. 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.

(D. 1521/98, art. 6º)

ART. 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.

(D. 1521/98, art. 7º, derogado parcialmente, por el D. 4299/2005, art. 42)

ART. 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).

PAR. 1º—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.

PAR. 2º—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.

PAR. 3º—Las solicitudes en trámite para la construcción, modificación o ampliación de estaciones de servicio, deberán ceñirse al procedimiento establecido en el presente decreto.

(D. 1521/98, art. 8º)

ART. 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.

(D. 1521/98, art. 9º)

ART. 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.

(D. 1521/98, art. 10)

ART. 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.

(D. 1521/98, art. 11)

ART. 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.

(D. 1521/98, art. 12)

ART. 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.

(D. 1521/98, art. 13)

ART. 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.

(D. 1521/98, art. 14)

ART. 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.

(D. 1521/98, art. 15)

ART. 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, independientemente 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.

(D. 1521/98, art. 16)

ART. 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.

(D. 1521/98, art. 17)

ART. 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.

PAR.—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.

(D. 1521/98, art. 18)

ART. 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.

(D. 1521/98, art. 19)

ART. 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.

(D. 1521/98, art. 20)

ART. 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.

(D. 1521/98, art. 21)

ART. 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).

(D. 1521/98, art. 22)

ART. 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.

(D. 1521/98, art. 23)

ART. 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.

(D. 1521/98, art. 24)

ART. 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.

(D. 1521/98, art. 25)

ART. 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.

(D. 1521/98, art. 26)

ART. 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.

PAR. 1º—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.

PAR. 2º—Para tanques fabricados con material y tecnologías nuevas, deberán cumplir las pruebas y procedimientos que estipule la norma respectiva nacional y/o internacional.

(D. 1521/98, art. 27)

ART. 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.

(D. 1521/98, art. 28)

ART. 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.

(D. 1521/98, art. 29)

ART. 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.

(D. 1521/98, art. 30)

ART. 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.

PAR.—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.

(D. 1521/98, art. 31)

ART. 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.

(D. 1521/98, art. 32)

ART. 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.

(D. 1521/98, art. 37)

ART. 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.

(D. 1521/98, art. 54)

Del gran consumidor individual no intermediario de ACPM

ART. 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 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.

PAR. 1º—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.

PAR. 2º—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.

(D. 2935/2002, art. 2º, par. 2º adicionado por el D. 2988/2003, art. 2º, modificado por el D. 4483/2006, art. 2º)

ART. 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 26/89.

(D. 2935/2002, art. 3º)

ART. 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.

(D. 2935/2002, art. 4º)

Del refinador

ART. 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.

PAR. 1º—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.

(D. 4299/2005, art. 5º; num. 4º modificado por el D. 1717/2008, art. 5º; num. 7º derogado por el D. 1333/2007, art. 4º, parágrafo ha perdido vigencia)

ART. 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.

(D. 4299/2005, art. 6º; nums. 2º, 7º y 9º modificados por el D. 1717 de 2008, art. 6º; num. 4º derogado por el D. 1333/20007(sic), art. 4º)

Del importador

ART. 2.2.1.1.2.2.3.77.—Autorización para ejercer la actividad de importación. Toda persona natural o jurídica que se encuentre interesada en importar combustibles líquidos derivados del petróleo para consumo o distribución dentro del territorio nacional, deberá obtener previamente al ejercicio de dicha actividad, autorización del Ministerio de Minas y Energía para lo cual deberá presentar los siguientes documentos:

1. Copia de los estatutos sociales, estados financieros al momento de su constitución y composición accionaria de la empresa, según el caso.

2. Certificado de existencia y representación legal —para personas jurídicas— o registro mercantil —para personas naturales— expedido por la respectiva cámara de comercio con no más de tres (3) meses de antelación, en el que conste que dentro de su objeto social se encuentra la actividad de importación de combustibles líquidos derivados del petróleo.

3. Documento en donde se indique: Nombre o razón social del importador, dirección comercial, ciudad, teléfono, fax, correo electrónico, origen, tipo y volumen del combustible a importar, medio de transporte a utilizar en la importación.

4. Copia del contrato de almacenamiento que suscriba para el recibo del combustible a importar.

5. Copia del contrato o acuerdo suscrito con el agente de la cadena de distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo que distribuirá o consumirá el combustible importado.

PAR.—El importador podrá suscribir contratos o acuerdos para distribuir o consumir el combustible líquido derivado del petróleo importado con el refinador, el distribuidor mayorista, el distribuidor minorista, a través de estación de servicio de aviación y marítima, el gran consumidor con instalación fija que consuma ACPM en volúmenes iguales o superiores a cuatrocientos veinte mil (420.000) galones mes y el gran consumidor que consuma combustible para quemadores industriales (combustóleos - fuel oil).

(D. 4299/2005, art. 7º, num. 4º derogado por el D. 1333 de 2007, art. 4º, par. modificado por el D. 1333 de 2007, art. 8º)

ART. 2.2.1.1.2.2.3.78.—Visto bueno para la importación de combustibles líquidos derivados del petróleo. De acuerdo con la anterior documentación, el Ministerio de Minas y Energía comunicará por escrito al importador la negación o autorización de la importación de los combustibles líquidos derivados del petróleo dentro de los tres (3) días hábiles siguientes al recibo completo de la información. En caso de ser autorizada, para que los combustibles se puedan consumir, distribuir o comercializar en el territorio nacional, dicha entidad deberá otorgar el visto bueno respectivo al registro de importación, para que se continúe de conformidad con los procedimientos establecidos en materia de comercio exterior.

(D. 4299/2005, art. 8º)

ART. 2.2.1.1.2.2.3.79.—Especificaciones de calidad del combustible importado. Los combustibles líquidos derivados del petróleo que se importen al territorio nacional, deberán contar con un certificado de conformidad expedido por un organismo certificador acreditado, sobre el cumplimiento de los requisitos de calidad establecidos en la normatividad aplicable. Dicho certificado deberá ser presentado por el importador, ante la Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales, DIAN, como documento soporte de la declaración de importación del producto.

PAR. 1º—Cuando se pretenda importar combustibles líquidos derivados del petróleo sobre los cuales no se hayan establecido especificaciones mínimas de calidad, el importador deberá solicitar permiso al Ministerio de Minas y Energía, informando la necesidad de dicho combustible, las especificaciones de calidad, la destinación que tendrá, los procesos en que se usará y los volúmenes que importará.

En caso de que dicha autoridad encuentre procedente la importación de esta clase de combustibles, establecerá antes de la importación al país, los correspondientes requisitos técnicos a cumplir y comunicará al interesado para que continúe con el procedimiento señalado en la presente subsección.

PAR. 2º—En caso de que el organismo de certificación acreditado no expida el certificado de conformidad del producto, este deberá ser reembarcado.

(D. 4299/2005, art. 9º)

ART. 2.2.1.1.2.2.3.80.—Obligaciones del importador. Todo importador de combustibles líquidos derivados del petróleo deberá cumplir, además de las obligaciones establecidas en los anteriores artículos, las siguientes:

1. Prestar la colaboración necesaria al Ministerio de Minas y Energía para el cumplimiento de sus funciones.

2. Cumplir el procedimiento respecto de la marcación de combustibles establecido en la subsección “Marcación de combustibles líquidos derivados del Petróleo” del presente decreto, o aquellas normas que las modifiquen, adicionen o sustituyan.

3. Abstenerse de despachar los combustibles líquidos derivados del petróleo a carrotanques que no cumplan los requisitos exigidos en el Decreto Reglamentario Único del Sector Transporte, sección “Transporte terrestre automotor de mercancías peligrosas por carretera” o en las normas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

4. Abstenerse de realizar prácticas comerciales restrictivas o aquellas consideradas como competencia desleal, según lo previsto en la leyes 155 de 1959 y 256 de 1996, y demás normas reglamentarias concordantes.

5. 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.

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. Mantener por el término de seis (6) meses, a disposición del Ministerio de Minas y Energía u otra autoridad competente, las muestras de los combustibles importados, con sus respectivos certificados de conformidad expedidos por el organismo de certificación acreditado.

8. Entregar a sus clientes los certificados de conformidad de calidad y cantidad de los combustibles líquidos derivados del petróleo importados.

9. Suministrar la guía única de transporte a cada uno de los agentes autorizados, en los términos señalados en el presente decreto.

10. Cumplir con las normas establecidas sobre protección y preservación del medio ambiente.

(D. 4299/2005, art. 11, num. 3º derogado por el D. 1333 de 2007, art. 4º; num. 7º modificado por el D. 1717 de 2008, art. 7º)

Del almacenador

ART. 2.2.1.1.2.2.3.81.—Autorización para ejercer la actividad de almacenador. Toda persona natural o jurídica que se encuentre interesada en ejercer la actividad de almacenamiento de combustibles líquidos derivados del petróleo en el territorio colombiano deberá obtener previamente autorización del Ministerio de Minas y Energía, para lo cual deberá presentar los siguientes documentos:

1. Copia de los estatutos sociales, estados financieros al momento de su constitución y composición accionaria de la empresa, según el caso.

2. Certificado de existencia y representación legal —para personas jurídicas— o registro mercantil —para personas naturales— expedido por la cámara de comercio con no más de tres (3) meses de antelación, en el que conste que dentro de su objeto social se encuentra la actividad de almacenamiento de combustibles líquidos derivados del petróleo.

3. Certificado de conformidad expedido por un organismo de certificación acreditado, sobre el cumplimiento de los requisitos contemplados en el reglamento técnico expedido por la autoridad competente, respecto de la planta de abastecimiento sobre la cual versa la solicitud que se tramita.

4. Póliza de seguro de responsabilidad civil extracontractual a que hace referencia el presente decreto, en la cual debe aparecer expresamente determinada y ubicada la planta de abastecimiento 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.

PAR. 1º—El Ministerio de Minas y Energía revisará la anterior documentación, dentro del plazo de treinta (30) días contados a partir de la fecha de radicación de la solicitud. En caso de que dicha autoridad formule observaciones, el interesado contará con un término de hasta quince (15) días para aclarar o adicionar la información.

Presentadas las aclaraciones correspondientes por parte del interesado el Ministerio de Minas y Energía, mediante resolución y en un plazo no mayor a treinta (30) días emitirá la autorización para actuar como almacenador de combustibles líquidos derivados del petróleo.

En el evento en que no se absuelvan dentro del término establecido las observaciones formuladas, se rechazará la solicitud.

(D. 4299/2005, art. 12, num. 4º derogado por el D. 1333 de 2007, art. 4º)

ART. 2.2.1.1.2.2.3.82.—Obligaciones del almacenador. El almacenador deberá cumplir con todas las normas vigentes en materia de hidrocarburos, en especial las siguientes:

1. Mantener una prestación regular del servicio de almacenamiento de combustibles líquidos derivados del petróleo.

2. Prestar la colaboración necesaria al Ministerio de Minas y Energía para el cumplimiento de sus funciones.

3. Atender y ejercer las acciones correctivas formuladas por las autoridades competentes, relacionadas con el debido mantenimiento, limpieza, presentación, preservación del medio ambiente y seguridad, en sus instalaciones, tanques, tuberías, equipos y demás accesorios, conservando las mejores condiciones para la prestación de un eficiente servicio al público.

4. Mantener vigentes los certificados de calibración de las unidades de medida para la entrega de los combustibles líquidos derivados del petróleo, emitidas por un laboratorio de metrología acreditado.

5. Obtener y mantener vigente el certificado de conformidad de la planta de abastecimiento, expedido por un organismo de certificación acreditado, sobre el cumplimiento de los requisitos técnicos contemplados en el reglamento técnico expedido por las autoridades competentes. El certificado de conformidad se deberá renovar como mínimo cada cinco (5) años y cada vez que se realice una modificación o ampliación de la planta.

6. Obtener y/o mantener vigentes los permisos, licencias o autorizaciones expedidas por las alcaldías, las curadurías urbanas y las autoridades ambientales competentes, según corresponda.

7. Mantener vigente la póliza de responsabilidad civil extracontractual de la planta de abastecimiento de combustibles líquidos derivados del petróleo que posea o utilice, en los términos establecidos en el presente decreto.

8. Prestar el servicio de almacenamiento de combustibles líquidos derivados del petróleo a la persona natural o jurídica que lo requiera para actuar como agente importador, refinador, distribuidor mayorista, distribuidor minorista a través de estación de servicio de aviación o marítima, el gran consumidor con instalación fija que consuma ACPM en volúmenes iguales o superiores a cuatrocientos veinte mil (420.000) galones mes y el gran consumidor que requiera el uso de combustibles para quemadores industriales (combustóleos - fuel oil). Para este efecto, se requerirá autorización del Ministerio de Minas y Energía, previa presentación del respectivo contrato.

9. 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.

10. Abstenerse de consumir o comercializar los combustibles que almacene.

11. Abstenerse de recibir y/o despachar los combustibles líquidos derivados del petróleo a carrotanques que no cumplan los requisitos exigidos en el Decreto Reglamentario Único del Sector Transporte, sección “Transporte terrestre automotor de mercancías peligrosas por carretera”, o en las normas que lo modifiquen, adicionen o sustituyan.

12. Abstenerse de realizar prácticas comerciales restrictivas o aquellas consideradas como competencia desleal, según lo previsto en la leyes 155/59, 256/96, y demás normas reglamentarias concordantes.

13. Cumplir con las normas establecidas sobre protección y preservación del medio ambiente.

(D. 4299/2005, art. 13, num. 4º derogado por el D. 1333/2007, art. 4º; num. 9º modificado por el D. 1333/2007, art. 9º; modificado de nuevo por el D. 1717/2008, art. 9º; num. 10 modificado por el D. 1717/2008, art. 8º)

Del distribuidor mayorista

ART. 2.2.1.1.2.2.3.83.—Requisitos para ejercer la actividad de distribuidor mayorista. Toda persona natural o jurídica que se encuentre interesada en ejercer la actividad de distribuidor mayorista de combustibles líquidos derivados del petróleo en el territorio colombiano deberá obtener, previamente, autorización del Ministerio de Minas y Energía para lo cual deberá presentar los siguientes documentos:

1. Copia de los estatutos sociales, estados financieros al momento de su constitución y composición accionaria de la empresa, de ser el caso.

2. Certificado de existencia y representación legal —para personas jurídicas— o registro mercantil —para personas naturales— expedido por la respectiva cámara de comercio con no más de tres (3) meses de antelación, en el que conste que dentro de su actividad principal se encuentra la distribución mayorista de combustibles líquidos derivados del petróleo.

3. Certificado de conformidad expedido por un organismo de certificación acreditado, sobre el cumplimiento de los requisitos contemplados en el reglamento técnico emitido por la autoridad competente, de la planta de abastecimiento sobre la cual versa la solicitud que se tramita.

4. Póliza de seguro de responsabilidad civil extracontractual, en los términos establecidos en el presente decreto, en la cual debe aparecer expresamente determinada y ubicada la planta de abastecimiento 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.

5. Demostrar que tiene asegurada la fuente de suministro necesaria para el abastecimiento que proyecta realizar.

6. Demostrar que en la planta o plantas de abastecimiento que tiene a su cargo ha realizado despachos, mediante contratos o acuerdos comerciales, de combustibles líquidos derivados del petróleo en volúmenes superiores a dos millones seiscientos mil (2.600.000) galones al mes, de los cuales el setenta por ciento (70%) como mínimo debe corresponder a despachos realizados a distribuidores minoristas a través de estaciones de servicio automotriz y/o fluvial que cuenten con su marca.

PAR. 1º—Dada su ubicación geográfica y/o la limitada demanda de combustibles en el área de influencia que atienden, las plantas de abastecimiento de combustibles líquidos derivados del petróleo, actualmente existentes en los municipios de San Andrés (Archipiélago de San Andrés); Florencia (Caquetá); San José del Guaviare (Guaviare); Buenaventura (Valle del Cauca) y Turbo (Antioquia), deberán demostrar que han celebrado contratos o acuerdos comerciales de combustibles líquidos derivados del petróleo con distribuidores minoristas o grandes consumidores, quedando exceptuados del cumplimiento del volumen señalado en el numeral 7º del presente artículo. En igual sentido quedan exceptuados del cumplimiento de la señalada obligación, las plantas de abastecimiento actualmente existentes y las que se construyan en los municipios ubicados en los departamentos fronterizos del territorio nacional, al igual que las que se construyan para distribuir exclusivamente combustibles para quemadores industriales.

PAR. 2º—Para iniciar operaciones el distribuidor mayorista deberá contar como mínimo con una planta de abastecimiento, con una capacidad de almacenamiento de por lo menos el 30% del volumen mensual señalado en el numeral 7º de este artículo.

El distribuidor mayorista dispondrá de un plazo de doce (12) meses contados a partir de la fecha de autorización para cumplir con la obligación de distribuir el volumen señalado en el numeral 7º del presente artículo, los cuales deberán estar justificados mediante contratos o acuerdos comerciales. Una vez vencido dicho plazo sin que se haya dado cumplimiento se sancionará con multa de conformidad con el procedimiento establecido en la ley, y de allí en adelante cada semestre se entrará a revisar dicho cumplimiento.

En los sucesivos semestres primero, segundo, tercero, cuarto y siguientes, el distribuidor mayorista que no haya dado cumplimiento a la obligación señalada en el inciso primero de este parágrafo, deberá girar al tesoro nacional el valor que resulte de aplicar la siguiente ecuación, para lo cual la dirección de hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía expedirá el acto administrativo correspondiente:

{((1.820.000 - Vdm) + (780.000 - Voa)) * No * Fm * Ts}

Vdm = Es el volumen en galones mensual de despachos suscritos con distribuidores minoristas a través de estaciones de servicio automotriz y/o fluvial, y el cual se calcula de acuerdo con el promedio de despachos mensuales de los últimos seis meses anteriores al cálculo. En el evento que Vdm sea mayor a 1.820.000 entonces Vdm será igual a 1.820.000.

Voa = Es el valor positivo que resulte de la diferencia entre los despachos totales del distribuidor mayorista y 1.820.000. En el evento que Voa sea mayor a 780.000 entonces Voa será igual a 780.000.

No = Margen base del distribuidor mayorista. Para efectos de este cálculo se tomará el valor promedio de los últimos seis meses anteriores al cálculo correspondiente al margen máximo reconocido por el Ministerio de Minas y Energía a favor del distribuidor mayorista por las ventas de gasolina motor corriente.

Fm = Factor de margen que se verá afectado. Se establecerá para el primer semestre de cálculo en 0.1, para el segundo semestre en 0.2, para el tercer semestre en 0.3, para el cuarto semestre y sucesivos en 0.4.

Ts = 6, que equivale a los seis (6) meses correspondiente al semestre de cálculo

PAR. 3º—En el evento que un distribuidor mayorista tenga a su cargo más de una planta de abastecimiento, deberá cumplir lo establecido en el artículo 2.2.1.1.2.3.95 del presente decreto.

PAR. 4º—El Ministerio de Minas y Energía revisará la anterior documentación, dentro del plazo de treinta (30) días contados desde la fecha de radicación de aquella. En caso de que dicha entidad formule observaciones, el interesado contará con un término hasta de quince (15) días para aclarar o adicionar la información.

Presentadas las aclaraciones correspondientes por parte del interesado, el Ministerio de Minas y Energía, en un término de treinta (30) días, mediante resolución, emitirá la correspondiente autorización para operar como distribuidor mayorista.

En el evento en que no se absuelvan dentro del término establecido las observaciones formuladas, se rechazará la solicitud.

PAR.—5º.—En todos aquellos casos relacionados con lo señalado en el parágrafo 5º del artículo 2.2.1.1.2.2.3.90 del presente decreto, los distribuidores mayoristas podrán aplicar las excepciones y plazos señalados en el mismo, es decir continuar con la venta durante los plazos establecidos a los actores señalados en el respectivo parágrafo.

(D. 4299/2005 art. 14, num. 7º modificado por el D. 1717/2008, art. 10; par. 2º modificado por el D. 1717/2008, art. 11; par. 1º modificado por el D. 1333/2007, art. 11; par. 3º modificado por el D. 1333/2007, art. 13)

ART. 2.2.1.1.2.2.3.84.—Obligaciones del distribuidor mayorista. El distribuidor mayorista tiene las siguientes obligaciones:

1. Prestar la colaboración necesaria al Ministerio de Minas y Energía para el cumplimiento de sus funciones.

2. Garantizar un suministro de carácter regular y estable de los combustibles con las personas con las que tenga un contrato o acuerdo comercial, salvo interrupción justificada del suministro”.

3. Almacenar los combustibles líquidos derivados del petróleo en la planta de abastecimiento propia o arrendada, previo a su distribución. Se exceptúan los combustibles para quemadores industriales y/o Avigas, según lo señalado en el artículo 2.2.1.1.2.2.3.76 del presente decreto.

4. En el caso de entregas a plantas de otros distribuidores mayoristas, lo cual no aplica para entregas entre dos o varios distribuidores que comparten una misma planta, el producto deberá destinarse exclusivamente a las mismas, de tal forma que el producto se almacene previamente a su distribución, de acuerdo con lo señalado en el numeral 3º, ibídem.

5. En el contrato o acuerdo comercial que se suscriba, el distribuidor mayorista deberá incluir una cláusula de compromiso que faculte al distribuidor minorista a través de estación de servicio automotriz y fluvial para exhibir su marca comercial, con el fin de autorizar a aquel para exigir de este el cumplimiento de estándares de seguridad y de calidad en la prestación del servicio

6. Atender y ejercer las acciones correctivas para el debido mantenimiento, limpieza, presentación, preservación del medio ambiente y seguridad en sus instalaciones, tanques, tuberías, equipos y demás accesorios, formuladas por las autoridades competentes, conservando las mejores condiciones para la prestación de un eficiente servicio al público.

7. Suministrar combustibles únicamente al distribuidor mayorista, al gran consumidor y al distribuidor minorista, que cuenten con autorización del Ministerio de Minas y Energía o de la autoridad en quien este delegue. Así mismo se le autoriza la distribución de combustibles directamente a las embarcaciones, en aquellos casos en que las plantas de abastecimiento cuenten con muelles. La responsabilidad por los suministros realizados a dichas personas, corresponderá al distribuidor mayorista quien para el efecto podrá exigir los permisos y autorizaciones que acrediten el cumplimiento de la normatividad vigente, quedando en caso de obtenerlos, liberado de responsabilidad al respecto.

8. Abstenerse de vender combustibles líquidos derivados del petróleo a aquellos agentes de la cadena con los cuales no se tenga un contrato o acuerdo comercial y, adicionalmente, con aquellos distribuidores minoristas a través de estación de servicio automotriz y fluvial que no tengan exhibida su marca comercial.

9. 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.

10. Obtener y mantener vigente el certificado de conformidad de la planta de abastecimiento que posea o utilice, expedido por un organismo de certificación acreditado, sobre el cumplimiento de los requisitos contemplados en el reglamento técnico expedido por las autoridades competentes. Los certificados de conformidad se deberán renovar como mínimo cada cinco (5) años o cada vez que se realice una modificación o ampliación a la planta.

11. 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.

12. Enviar al Ministerio de Minas y Energía durante los primeros diez (10) días del mes de enero de cada año, un informe de la capacidad de almacenamiento comercial de cada una de las plantas de abastecimiento que posea o utilice, relacionando:

i) Numeración del tanque;

ii) Capacidad nominal del tanque;

iii) Tipo de producto almacenado;

iv) Fecha de calibración del tanque, y

v) Organismo certificador de la medición en los formatos, mecanismos y procedimientos que este diseñe para tal fin.

13. Abstenerse de despachar los combustibles líquidos derivados del petróleo a carrotanques que no cumplan los requisitos exigidos en el Decreto Reglamentario Único del Sector Transporte, sección “Transporte terrestre de mercancías peligrosas por carretera”, o en las normas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

14. Obtener y/o mantener vigentes los permisos, licencias o autorizaciones expedidas por las alcaldías, las curadurías urbanas y las autoridades ambientales competentes, para las plantas de abastecimiento según corresponda.

15. Mantener vigente la póliza de responsabilidad civil extracontractual, en los términos establecidos en el presente decreto, de la planta de abastecimiento de combustibles líquidos derivados del petróleo que posea.

16. Cumplir el procedimiento de aditivación de los combustibles líquidos derivados del petróleo establecido en la Resolución 80155/99 del Ministerio de Minas y Energía, o en las normas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

17. Suministrar la guía única de transporte por cada uno de los despachos que efectúe, en los términos señalados en el presente decreto.

18. Disponer de instalaciones adecuadas en relación con la capacidad de almacenamiento comercial de conformidad con lo establecido en el presente decreto.

19. Abstenerse de realizar prácticas comerciales restrictivas o aquellas consideradas como competencia desleal, según lo previsto en la leyes 155 de 1959 y 256 de 1996, el Decreto 2153 de 1992 y demás normas concordantes.

20. Cumplir con las normas establecidas sobre protección y preservación del medio ambiente.

21. El distribuidor mayorista está obligado a pagar la sobretasa en los municipios reportados por el distribuidor minorista, quien a su vez deberá informar el destino final de los combustibles al momento de la facturación.

(D. 4299/2005, art. 15, nums. 2º, 5º y 18 modificados por el D. 1333/2007 art. 14; nums. 3º, 8º, 9º, 10 y 12 modificados por el D. 1717/2008, art. 12)

Del transportador

ART. 2.2.1.1.2.2.3.85.—Medios de transporte. El transporte de combustibles líquidos derivados del petróleo se podrá realizar a través de los siguientes medios:

i) Terrestre;

ii) Poliductos;

iii) Marítimo;

iv) Fluvial;

v) Férreo, y

vi) Aéreo.

(D. 4299/2005, art. 16)

ART. 2.2.1.1.2.2.3.86.—Transporte terrestre. El transporte de combustibles líquidos derivados del petróleo que se movilice por vía terrestre, solo podrá ser prestado en vehículos con carrocería tipo tanque. El transportador deberá cumplir con los requisitos establecidos en el Decreto Reglamentario Único del Sector Transporte, sección “Transporte terrestre de mercancías peligrosas por carretera” o en las normas que lo modifiquen, adicionen o sustituyan. Asimismo, deberá portar la guía única de transporte, de conformidad con lo establecido en el presente decreto.

PAR. 1º—Los agentes de la cadena de distribución que requieran transportar combustibles líquidos derivados del petróleo deberán contratar el servicio a través de una empresa de servicio público de transporte terrestre automotor de carga debidamente habilitada por el Ministerio de Transporte, en caso de que dicho transporte se realice en vehículos de terceros.

Si el transporte se realiza en vehículos de propiedad del mismo agente de la cadena, este sumirá la responsabilidad del transporte y deberá cumplir con la normatividad vigente en la materia.

PAR. 2º—Solo los vehículos que porten el original y copia de la guía única de transporte debidamente diligenciada podrán transportar combustibles líquidos derivados del petróleo por las carreteras nacionales. La fuerza pública y demás autoridades que ejerzan funciones de policía judicial deberán solicitar al transportador de dichos combustibles la guía única de transporte para estos productos. En el evento de que no la porten deberán inmovilizar inmediatamente los vehículos y ponerlos a disposición de las autoridades judiciales competentes.

PAR. 3º—Los agentes de la cadena de distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo que transporten productos por vía terrestre deberán mantener a disposición del Ministerio de Minas y Energía, del Ministerio de Transporte, de la fuerza pública y demás autoridades una relación de los vehículos utilizados para esta actividad.

PAR. 4º—Todo vehículo que transporte combustibles líquidos derivados del petróleo debe ser de carrocería tipo tanque y deberá mantener vigente una póliza de responsabilidad civil extracontractual en los términos establecidos en el presente decreto.

PAR. 5º—Autorízase en los municipios del territorio colombiano y sin perjuicio de las autorizaciones y competencias de otras autoridades, el transporte de combustibles líquidos derivados del petróleo en máximo cuatro (4) recipientes de cincuenta y cinco (55) galones, los cuales deberán estar sellados de manera que a temperaturas normales no permitan el escape de líquido ni vapor, con destino exclusivo al sector agrícola, industrial y comercial. El volumen de combustible almacenado en dichos recipientes no podrá exceder los doscientos veinte (220) galones y podrá adquirirse hasta un máximo de 8.000 galones/ mes, en una estación de servicio automotriz o fluvial, sin que pueda ser trasladado a otra jurisdicción municipal diferente a donde se compró, salvo en el evento en que no exista en un municipio determinado estación de servicio, caso en el cual se autoriza la venta, previa notificación del distribuidor minorista al mayorista para efectos del giro de la sobretasa respectiva.

Para los efectos señalados en el inciso anterior, el respectivo alcalde municipal certificará la imposibilidad de efectuar el abastecimiento por medio de los agentes y procedimientos definidos en el presente decreto y que ameriten utilizar esta figura de excepción.

En tal sentido, la estación de servicio que lo provea deberá enviar a las autoridades de control respectivas como al Ministerio de Minas y Energía-Dirección de hidrocarburos copia de dicha certificación; así mismo, deberá entregar una copia al transportador. La certificación deberá incluir los usuarios autorizados para desarrollar tal actividad y se deberá mantener actualizada.

El vehículo que se utilice para realizar dicha actividad, no podrá transportar simultáneamente personas, animales, medicamentos o alimentos destinados al consumo humano o animal.

Corresponde al alcalde municipal tomar las medidas necesarias que conduzcan a la verificación del cumplimiento de lo dispuesto en este parágrafo.

(D. 4299/2005, art. 17, par. 5º adicionado por el D. 2165/2006, art. 1º, modificado de nuevo por el D. 1333/2007, art. 15)

ART. 2.2.1.1.2.2.3.87.—Transporte en zonas especiales. El transportador de combustibles líquidos derivados del petróleo en zonas de frontera deberá cumplir con lo estipulado en la Ley 681 de 2001, modificada por las leyes 1430 de 2010 y 1607 de 2012, la subsección “Distribución de combustibles líquidos en zonas de frontera” del presente decreto en las normas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

PAR.—Los carrotanques destinados al transporte de combustibles líquidos derivados del petróleo en los municipios definidos como zona de frontera, de control por el Consejo Nacional de Estupefacientes y los ubicados en el Magdalena Medio señalados para el efecto por el Ministerio de Minas y Energía, deberán utilizar sellos electrónicos de seguridad que posean sistemas de consulta centralizada de eventos de apertura y cerrado de cada precinto. Dichos sellos deberán estar instalados en cada uno de los puntos de ingreso y salida de combustible del carrotanque, los cuales solamente podrán ser abiertos durante la carga o descarga del producto. Además de lo anterior, deberán disponer de un sistema geoposicionador global - GPS con consulta centralizada de ubicación del vehículo en tiempo real. El Ministerio de Minas y Energía señalará mediante resolución los procedimientos y mecanismos que se requieran para el efecto.

(D. 4299 de 2005 art. 18, par. modificado por el D. 1333 de 2007, art. 16)

ART. 2.2.1.1.2.2.3.88.—Transporte por poliducto. La actividad de transporte de combustibles líquidos derivados del petróleo por poliducto, se regirá por el reglamento de transporte que para el efecto expida el Ministerio de Minas y Energía.

(D. 4299/2005, art. 19)

ART. 2.2.1.1.2.2.3.89.—Transporte marítimo, fluvial, férreo y aéreo. El transporte marítimo, fluvial, férreo y aéreo se regirá por las normas comerciales y las demás que expidan las autoridades competentes.

PAR.—Las embarcaciones que transporten combustibles líquidos derivados del petróleo que se movilicen por vía marítima o fluvial deberán portar la guía única de transporte. Dicha guía deberá ser solicitada por la fuerza pública y demás autoridades que ejerzan funciones de policía judicial. En el evento en que no la porten se inmovilizarán inmediatamente las embarcaciones de transporte y se pondrán a disposición de las autoridades judiciales competentes.

(D. 4299/2005, art. 20)

Del distribuidor minorista

ART. 2.2.1.1.2.2.3.90.—Autorización para ejercer la actividad de distribuidor minorista. Toda persona natural o jurídica que se encuentre interesada en ejercer la actividad de distribuidor minorista de combustibles líquidos derivados del petróleo en el territorio colombiano, a través de una estación de servicio (automotriz, de aviación, fluvial o marítima) o como comercializador industrial, deberá obtener, previamente, autorización del Ministerio de Minas y Energía o de la autoridad en quien este delegue, para lo cual deberá presentar los siguientes documentos:

A. Estación de servicio automotriz:

1. Copia de los estatutos sociales, estados financieros al momento de su constitución y composición accionaria de la empresa, según el caso.

2. Certificado de existencia y representación legal —para personas jurídicas— o registro mercantil —para personas naturales—, expedidos con una antelación no superior a tres (3) meses por la respectiva cámara de comercio, en el que conste que la actividad a desarrollar dentro de la distribución minorista de combustibles líquidos derivados del petróleo es a través de una estación de servicio automotriz.

3. Licencia de construcción y permisos y/o autorizaciones ambientales correspondientes, expedidos para la respectiva estación de servicio por las autoridades competentes si estas así lo requieren.

4. Concepto técnico de ubicación del Instituto Nacional de Vías, Invías, o de la Agencia Nacional de Infraestructura, según se trate de vías no concesionadas o de vías concesionadas, respectivamente, en caso de que la estación de servicio se ubique en carreteras a cargo de la Nación, para lo cual deberá presentar ante la entidad que corresponda la petición, de acuerdo con el formato previamente diseñado por el Ministerio de Transporte, con el plano de localización en planta general de la estación de servicio, a escala 1:250.

5. Póliza de seguro de responsabilidad civil extracontractual, expedida en los términos establecidos en el presente decreto, en la cual debe aparecer expresamente determinada y ubicada la estación de servicio sobre la cual versa la solicitud, acompañada del clausulado general con sus correspondientes anexos, así como copia del recibo de pago de la prima, en los montos establecidos.

6. Certificado de conformidad expedido por un organismo de certificación acreditado, sobre el cumplimiento de los requisitos contemplados en el reglamento técnico expedido por las autoridades competentes, de la estación de servicio sobre la cual versa la solicitud que se tramita.

7. Demostrar que ha celebrado contrato de combustibles líquidos derivados del petróleo con un distribuidor mayorista, excepto cuando el solicitante sea también distribuidor mayorista.

8. Adjuntar el registro único tributario “RUT”, en cumplimiento del artículo 555-2 del estatuto tributario, reglamentado a través del Decreto 2788 del 31 de agosto de 2004, o las normas que lo modifiquen, adicionen o deroguen.

B. Estación de servicio de aviación:

1. Copia de los estatutos sociales, estados financieros al momento de su constitución y composición accionaria de la empresa, según el caso.

2. Certificado de existencia y representación legal —para personas jurídicas— o registro mercantil —para personas naturales—, expedidos con una antelación no superior a tres (3) meses por la respectiva cámara de comercio, en el que conste que la actividad a desarrollar dentro de la distribución minorista de combustibles líquidos derivados del petróleo es a través de una estación de servicio de aviación.

3. Autorizaciones y/o permisos ambientales correspondientes, expedidos para la respectiva estación de servicio por las autoridades competentes si estas así lo requieren.

4. Póliza de seguro de responsabilidad civil extracontractual, expedida en los términos establecidos en el presente decreto, en la cual debe aparecer expresamente determinada y ubicada la estación de servicio sobre la cual versa la solicitud, acompañada del clausulado general con sus correspondientes anexos, así como copia del recibo de pago, en los montos establecidos.

5. Certificado de conformidad expedido por un organismo de certificación acreditado, sobre el cumplimiento de los requisitos contemplados en el reglamento técnico expedido por las autoridades competentes, de la estación de servicio sobre la cual versa la solicitud que se tramita.

6. Copia de las demás licencias requeridas para la operación incluyendo los permisos de la Aeronáutica Civil.

7. Adjuntar el registro único tributario “RUT”, en cumplimiento del artículo 555-2 del estatuto tributario, reglamentado a través del Decreto 2788 del 31 de agosto de 2004, o las normas que lo modifiquen, adicionen o deroguen.

C. Estación de servicio marítima y fluvial:

1. Copia de los estatutos sociales, estados financieros al momento de su constitución y composición accionaria de la empresa, según el caso.

2. Certificado de existencia y representación legal —para personas jurídicas— o registro mercantil —para personas naturales—, expedidos con una antelación no superior a tres (3) meses por la respectiva cámara de comercio, en el que conste que la actividad a desarrollar dentro de la distribución minorista de combustibles líquidos derivados del petróleo es a través de una estación de servicio marítima o fluvial según corresponda.

3. Autorizaciones y/o permisos ambientales correspondientes, expedidos para la respectiva estación de servicio por las autoridades competentes si estas así lo requieren.

4. Póliza de seguro de responsabilidad civil extracontractual, expedida en los términos establecidos en el presente decreto, en la cual debe aparecer expresamente determinada la estación de servicio sobre la cual versa la solicitud, acompañada del clausulado general con sus correspondientes anexos, así como copia del recibo de pago, en los montos establecidos.

5. Certificado de conformidad expedido por un organismo de certificación acreditado, sobre el cumplimiento de los requisitos contemplados en el reglamento técnico expedido por las autoridades competentes, de la estación de servicio sobre la cual versa la solicitud que se tramita.

6. Certificado de navegabilidad y de operaciones para combustibles, de arqueo, de inspección naval, de inspección de casco, de inspección del equipo contra incendio, de inspección anual, de matrícula para el artefacto naval, patente de navegación, expedido por Dimar, en donde sea aplicable.

7. Certificado de inspección y registro de la capitanía de puerto cuando se requiera.

8. Adjuntar el registro único tributario “RUT”, en cumplimiento del artículo 555-2 del estatuto tributario, reglamentado a través del Decreto 2788 del 31 de agosto de 2004, o las normas que lo modifiquen, adicionen o deroguen.

9. Para el caso de la estación de servicio fluvial, demostrar que ha celebrado contrato de combustibles líquidos derivados del petróleo con un distribuidor mayorista, excepto cuando el solicitante sea también distribuidor mayorista.

D. Comercializador Industrial:

1. Copia de los estatutos sociales, estados financieros y composición accionaria, según el caso. Para el efecto deberá acreditar activos por valor mínimo de mil quinientas (1.500) unidades de salario mínimo legal mensual vigente.

2. Certificado de existencia y representación legal —para personas jurídicas— o registro mercantil —para personas naturales—, expedido con antelación no superior a tres (3) meses por la respectiva cámara de comercio, en el que conste que la actividad a desarrollar dentro de la distribución minorista de combustibles líquidos derivados del petróleo es la de comercializador industrial.

3. Información detallada de la infraestructura de transporte a través de la cual desarrollará su actividad, anexando, para el caso de los vehículos carrocería tipo tanque, la licencia de tránsito y el registro nacional de transporte de combustible, y para las barcazas las autorizaciones emitidas por la autoridad competente para dicho tipo de transporte. En este sentido, deberá demostrar la propiedad, como mínimo, de un vehículo de carrocería tipo tanque o barcaza. Si la actividad se desarrolla a través de vehículos de empresas de servicio público de transporte de carga, se deberá allegar copia del documento que demuestre la relación contractual.

4. Copia de la póliza de seguro de responsabilidad civil extracontractual, expedida en los términos establecidos en el presente decreto, de cada uno de los medios de transporte sobre los cuales versa la solicitud. Para el caso de las barcazas el monto de dicha póliza debe corresponder a dos mil (2.000) unidades de salarios mínimos legales mensuales vigentes. Las pólizas deberán acompañarse del clausulado general con sus correspondientes anexos, así como copia del recibo de pago.

5. Demostrar que ha celebrado contrato de combustibles líquidos derivados del petróleo con un distribuidor mayorista o distribuidor minorista a través de una estación de servicio de aviación. Dicha información deberá ser actualizada con carácter obligatorio cada vez que exista un cambio sobre el particular.

6. Para cada uno de los consumidores finales y para el gran consumidor sin instalación a los cuales le provea combustibles, deberá allegar un contrato o acuerdo comercial, en el cual se indique el volumen y el uso del mismo.

7. Adjuntar el registro único tributario “RUT”, en cumplimiento del artículo 555-2 del estatuto tributario, reglamentado a través del Decreto 2788 del 31 de agosto de 2004, o las normas que lo modifiquen, adicionen o deroguen.

PAR. 1º—Corresponderá a las alcaldías o curadurías urbanas, dentro del territorio de su jurisdicción, otorgar licencia de construcción para las estaciones de servicio en los aspectos urbanísticos, arquitectónicos y estructurales, de conformidad con la legislación vigente.

PAR. 2º—El Ministerio de Minas y Energía o la autoridad en quien este delegue revisará la documentación a fin de verificar el cumplimiento de los anteriores requisitos, dentro del plazo de treinta (30) días, contados desde la fecha de radicación. En caso de que dicha autoridad formule observaciones el interesado contará con un término hasta de quince (15) días para aclarar o adicionar la información.

Presentadas las aclaraciones correspondientes por parte del interesado, el Ministerio de Minas y Energía o la autoridad en quien este delegue, mediante resolución, expedirá la autorización para operar como distribuidor minorista, de acuerdo con la clase de estación de servicio que se tramita.

En el evento en que no se absuelvan dentro del término establecido las observaciones formuladas, se rechazará dicha solicitud.

PAR. 3º—El comercializador industrial únicamente podrá distribuir combustibles líquidos derivados del petróleo al consumidor final que consuma un volumen igual o menor a veinte mil (20.000) galones al mes, al gran consumidor sin instalación y a la estación de servicio de aviación de propiedad de las Fuerzas Militares.

PAR. 4º—Únicamente el comercializador industrial que cuente con autorización del Ministerio de Minas y Energía o de la autoridad en quien este delegue, podrá operar como tal y solo podrá abastecerse de un solo distribuidor mayorista para lo cual deberá presentar dicha autorización.

PAR. 5º—El comercializador industrial en caso de realizar la distribución en vehículos de terceros, lo debe hacer a través de una empresa de servicio público de transporte terrestre automotor de carga legalmente constituida y debidamente habilitada ante el Ministerio de Transporte. No obstante lo anterior, en cualquier caso será responsable de la operación y debe cumplir con las normas vigentes en la materia.

PAR. 6º—El distribuidor minorista a través de estación de servicio privada, no está obligado a incluir dentro de su objeto social la distribución minorista de combustibles líquidos a través de una estación de servicio. Así mismo, se acepta la licencia de uso industrial del suelo que haya tramitado para el desarrollo de su objeto social.

(D. 4299/2005, art. 21, num. 4º lit. a), modificado por el D. 4915/2011, art. 1º; nums. 3º del lit. d) y 6º de los lits. a), b) y c) derogados por el D. 1333/2007, art. 4º; pars. 3º y 5º les fueron ampliados sus plazos de vigencia por el D. 1606/2006, arts. 1º, y sin embargo aún esas ampliaciones de plazo ya expiraron; num. 10 literal c) adicionado por el D. 1333/2007, art. 17; nums. 1º, 4º, 5º y 7º modificados por el D. 1333/2007, art. 18; nums. 4º, 5º y 6º modificados de nuevo por el D. 1717/2008, art. 13; par. 7º modificado por el D. 1333/2007, artículo 19; posteriormente modificado por el D. 1717/2008, art. 14; par. 11 adicionado por el D. 1717/2008, art. 15)

ART. 2.2.1.1.2.2.3.91.—Obligaciones de los distribuidores minoristas a través de estaciones de servicio. El distribuidor minorista a través de estaciones de servicio, tiene las siguientes obligaciones, según corresponda:

1. Prestar la colaboración necesaria al Ministerio de Minas y Energía o a la autoridad en quien este delegue, para el cumplimiento de sus funciones.

2. Mantener vigentes los permisos, licencias o autorizaciones expedidas por las alcaldías, las curadurías urbanas y las autoridades ambientales competentes, de acuerdo con el tipo de estación de servicio.

3. Mantener vigente la póliza de responsabilidad civil extracontractual en los términos establecidos en el presente decreto.

4. Garantizar un suministro de carácter regular y estable a los consumidores finales con los que mantenga una relación mercantil vinculante, sea cual fuere la forma de la misma, salvo interrupción justificada del suministro.

5. Atender y ejercer las acciones correctivas relacionadas con el debido mantenimiento, limpieza, presentación, preservación del medio ambiente y seguridad, en sus instalaciones, tanques, tuberías, equipos y demás accesorios, formuladas por las autoridades competentes, conservando las mejores condiciones para la prestación de un eficiente servicio al público.

6. 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.

7. Obtener y mantener vigente el certificado de conformidad de la estación de servicio que posea o utilice, expedido por un organismo de certificación acreditado, sobre el cumplimiento de los requisitos contemplados en el reglamento técnico emitido por la autoridad competente. Los certificados de conformidad se deberán renovar como mínimo cada tres (3) años y cada vez que se amplíe o modifique la instalación.

8. Los distribuidores minoristas a través de estaciones de servicio automotriz, fluvial y marítima deberán abstenerse de vender combustibles líquidos derivados del petróleo a otros distribuidores minoristas, salvo en el caso señalado en el artículo 2.2.1.1.2.2.3.103 del presente decreto.

9. Cuando se construyan, modifiquen y/o amplíen estaciones de servicio automotriz ubicadas en carreteras a cargo de la Nación, deberá solicitar el concepto técnico de ubicación del Instituto Nacional de Vías, Invías, o de la Agencia Nacional de Infraestructura, según se trate de vías no concesionadas o de vías concesionadas, respectivamente, para lo cual deberá presentar ante la entidad que corresponda la petición, de acuerdo con el formato previamente diseñado por el Ministerio de Transporte, con el plano de localización en planta general de la estación de servicio, a escala 1:250”.

10. Las estaciones de servicio automotriz y fluvial deberán abstenerse de adquirir combustibles simultáneamente de dos o más distribuidores mayoristas. La estación de servicio de aviación podrá adquirir los combustibles, de un importador, refinador, distribuidor mayorista y/o de una estación de servicio de aviación y para el caso de una estación de servicio de propiedad de las Fuerzas Militares adicionalmente de un comercializador industrial; en lo que respecta a la estación de servicio marítima, se podrá abastecer a través del importador, refinador y/o distribuidor mayorista”.

11. Distribuir los combustibles líquidos derivados del petróleo almacenados en las estaciones de servicio marítimas solamente a buques o naves.

12. Abstenerse de vender GLP para uso vehicular, de conformidad con lo previsto en la Ley 689 de 2001, en el caso de las estaciones de servicio automotriz.

13. Exhibir la marca comercial del distribuidor mayorista del cual se abastece, en el caso de la estación de servicio automotriz y fluvial. Así mismo no podrá vender combustibles líquidos derivados del petróleo de otra marca comercial diferente a la que tenga exhibida, excepto para las estaciones de servicio automotriz y fluvial ubicadas en los municipios definidos como zona de frontera, los cuales estarán sometidos a las disposiciones que sobre el particular expida el Ministerio de Minas y Energía.

14. 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.

15. Abstenerse de recibir los combustibles líquidos derivados del petróleo de carrotanques que no porten la guía única de transporte y de aquellos que no cumplan los requisitos exigidos en el Decreto Reglamentario Único del Sector Transporte, sección Transporte terrestre de mercancías peligrosas por carretera” o en las normas que lo modifiquen o adicionen o sustituyan.

17.(sic) Mantener a disposición de las autoridades competentes copia de la guía única de transporte, correspondiente a cada uno de los productos recibidos.

18. Abstenerse de realizar prácticas comerciales restrictivas o aquellas consideradas como competencia desleal, según lo previsto en la leyes 155 de 1959 y 256 de 1996, el Decreto 2153 de 1992 y demás normas concordantes.

19. Cumplir con las normas establecidas sobre protección y preservación del medio ambiente.

20. Reportar al distribuidor mayorista al momento de la facturación, la ubicación de la estación de servicio automotriz y fluvial, para efectos de la liquidación de la sobretasa.

(D. 4299/2005, art. 22 num. 5º derogado por el D. 1333/2007, art. 4º; nums. 9º, 12, 14 y 20 modificados por el del Decreto 1333/2007, art. 21; nums. 7º,11 y 15 modificados por el D. 1717/2008, art. 15; num. 10 modificado por el D. 4915/2011, art. 2º)

ART. 2.2.1.1.2.2.3.92.—Obligaciones del distribuidor minorista cuando actúe como comercializador industrial. El distribuidor minorista que ejerza su actividad como comercializador industrial, tiene las siguientes obligaciones:

1. Prestar la colaboración necesaria al Ministerio de Minas y Energía o a la autoridad en quien este delegue, para el cumplimiento de sus funciones.

2. Mantener vigente las pólizas de responsabilidad civil extracontractual, de conformidad con lo establecido en el presente decreto.

3. Garantizar un suministro de carácter regular y estable a los consumidores finales con los que mantenga una relación mercantil vinculante, sea cual fuere la forma de la misma, salvo interrupción justificada del suministro.

4. Adquirir los combustibles que distribuya únicamente de un solo distribuidor mayorista con el que tenga una relación contractual vigente. En el caso del comercializador industrial que adicionalmente distribuya combustibles para aviación, se le permite para dichos productos que tenga como proveedores varios distribuidores mayoristas o estaciones de servicio de aviación, con la condición que los mismos no se encuentren ubicados dentro de la misma región geográfica definida en el parágrafo 2º del artículo 2.2.1.1.2.2.3.95 del presente decreto. Cuando se actúe como comercializador industrial de combustibles para quemadores industriales (combustóleos - fuel oil), en el caso de que el distribuidor mayorista no cuente con el abastecimiento del mismo, se podrá abastecer de dicho producto de otro distribuidor mayorista. Los respectivos contratos que tenga con cada uno de los citados agentes, deberán presentarse al Ministerio de Minas y Energía.

6.(sic) Abstenerse de entregar combustibles líquidos derivados del petróleo a un consumidor final, gran consumidor sin instalación y/o estación de servicio de aviación de las Fuerzas Militares, con los cuales no tenga ningún tipo de contrato o acuerdo comercial. En ese sentido, se prohíbe a dos o más comercializadores industriales entregar los productos a un mismo consumidor final, gran consumidor sin instalación y/o estación de servicio de aviación de las Fuerzas Militares.

7. Abstenerse de vender combustibles líquidos derivados del petróleo a otros distribuidores minoristas y directamente a vehículos.

8. Atender únicamente al consumidor final que consuma combustibles en volúmenes inferiores a los veinte mil (20.000) galones al mes, y que cumplan con los términos y condiciones señalados en el parágrafo del presente artículo, excepto cuando se distribuya al gran consumidor sin instalación.

9. Exhibir en sus vehículos de transporte, los cuales deben ser de carrocería tipo tanque, la marca comercial del distribuidor mayorista del cual se abastece, en un aviso cuyas dimensiones deberá ser de por lo menos 1.50 metros de largo por 0.8 metros de ancho.

10. Abstenerse de suministrar combustibles líquidos derivados del petróleo a instalaciones que no presenten condiciones mínimas técnicas y de seguridad para su correcto funcionamiento. En tal sentido, deberá recomendar a las instalaciones las acciones correctivas relacionadas con el debido mantenimiento, limpieza, presentación, preservación del medio ambiente y seguridad en dichas instalaciones (tanques, tuberías, equipos y demás accesorios).

11. 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.

12. Mantener a disposición de las autoridades competentes copia de la guía única de transporte correspondiente a cada uno de los productos recibidos.

13. Abstenerse de realizar prácticas comerciales restrictivas o aquellas consideradas como competencia desleal, según lo previsto en la leyes 155 de 1959 y 256 de 1996, el Decreto 2153 de 1992 y demás normas concordantes.

14. Reportar al distribuidor mayorista al momento de la facturación, el o los municipios en los cuales se consumirán los combustibles entregados.

15. Los carrotanques que utilicen los distribuidores minoristas como comercializadores industriales en los municipios definidos como zona de frontera, de control por el Consejo Nacional de Estupefacientes y los ubicados en el Magdalena Medio, definidos para el efecto por el Ministerio de Minas y Energía, deberán dar cumplimiento a lo establecido en el parágrafo del artículo 2.2.1.1.2.2.3.87.

16. Dar estricto cumplimiento a la(s) guía(s) de transporte correspondiente(s) a cada despacho, de tal forma que no podrá entregar el combustible a destinatario diferente a aquel señalado en la guía.

17. Abstenerse de suministrar combustibles a aquellos consumidores que no cumplan con las condiciones establecidas en el parágrafo del presente artículo.

PAR.—El consumidor final que consuma combustibles en volúmenes inferiores a los veinte mil (20.000) galones al mes, deberá cumplir con las siguientes obligaciones:

1. Destinar el combustible únicamente para cumplir con los procesos inherentes a su actividad.

2. Abstenerse de subdistribuir, redistribuir o revender el combustible líquido derivado del petróleo adquirido.

3. Abstenerse de recibir los combustibles líquidos derivados del petróleo de carrotanques que no porten la guía única de transporte.

4. Cumplir con las normas sobre protección y preservación del medio ambiente.

5. Abstenerse de adquirir combustibles simultáneamente de dos o más distribuidores mayoristas o distribuidores minoristas como comercializador industrial.

(D. 4299/2005, art. 23; num. 8º modificado por el D. 2165/2006, derogado por el D. 1333/2007, artículo 27; parágrafo modificado por el D. 1333/2007, art. 23; num. 4º derogado por el D. 1333/2007, art. 4º; nums. 15, 9º y 7º modificados por el D. 1333/2007, art. 23; nums. 5º, 6º y 11 modificados por el D. 1717/2008, art. 17)

Del gran consumidor con instalación fija y el gran consumidor temporal con instalación

ART. 2.2.1.1.2.2.3.93.—Autorización del Ministerio de Minas y Energía para el gran consumidor con instalación fija y el gran consumidor temporal con instalación. El gran consumidor con instalación fija y el gran consumidor temporal con instalación, requerirán autorización de la dirección de hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía para recibir, almacenar y consumir los referidos combustibles, para lo cual deberán allegar los siguientes documentos:

1. Certificado de existencia y representación legal para personas jurídicas o registro mercantil para personas naturales, en el caso que aplique, expedidos por la cámara de comercio, con fecha no superior a tres (3) meses. En el caso de entidades públicas se deberá anexar el respectivo acto administrativo de constitución o el acto que rige el desarrollo de su Objeto.

2. Certificación firmada por el interesado persona natural o por el representante legal cuando se trate de personas jurídica o entidad pública, a través de la cual se certifique la necesidad del combustible para el desarrollo de su actividad, así como la indicación de la infraestructura para el recibo y almacenamiento del combustible, la relación mes a mes de los consumos del último año contados a partir de la fecha de la presentación de la solicitud, detallando el tipo de combustible, volumen y uso del mismo.

3. Póliza de seguro de responsabilidad civil extracontractual en los términos establecidos en el presente decreto, en la cual debe aparecer expresamente determinada y ubicada la instalación sobre la cual versa la autorización en trámite, acompañada del clausulado general con sus correspondientes anexos, así como copia del recibo de pago de prima de la póliza, en los montos establecidos.

4. El gran consumidor con instalación fija deberá presentar el certificado de conformidad expedido por un organismo de certificación acreditado, sobre el cumplimiento de los requisitos contemplados en el reglamento técnico respectivo expedido por la autoridad competente.

5. El gran consumidor temporal con instalación deberá presentar el documento correspondiente que certifique la ejecución de obras de infraestructura, servicios petroleros, exploración, explotación petrolera y minera y actividades agroindustriales.

PAR. 1º—El Ministerio de Minas y Energía revisará la documentación presentada, dentro del plazo de treinta (30) días, contados desde la fecha de radicación. En caso de que dicha autoridad formule observaciones el interesado contará con un lapso hasta de quince (15) días para aclarar o adicionar la información.

Presentadas las aclaraciones correspondientes por parte del interesado, el Ministerio de Minas y Energía, mediante resolución, expedirá la autorización correspondiente, dentro de los mismos términos antes señalados.

PAR. 2º—El gran consumidor que para el desarrollo de su actividad requiera el consumo de combustibles por un tiempo limitado mayor a un (1) año, tendrá que solicitar la autorización como gran consumidor con instalación fija.

Una vez concluidas las operaciones, el gran consumidor deberá informarlo al Ministerio de Minas y Energía, quien dará por terminada la respectiva autorización.

PAR. 3º—El gran consumidor con instalación fija y el gran consumidor temporal con instalación deberán abastecerse únicamente de un solo distribuidor mayorista. No obstante, el gran consumidor con instalación fija que consuma ACPM en volúmenes iguales o superiores a cuatrocientos veinte mil (420.000) galones mes, combustibles para quemadores industriales (combustóleos - fuel oil), y/o gasolina natural - nafta, podrán además abastecerse del importador o refinador.

PAR. 4º—El gran consumidor con instalación fija deberá solicitar autorización del Ministerio de Minas y Energía en aquellos casos en que para el desarrollo de su actividad principal, requiera utilizar combustibles líquidos derivados del petróleo por fuera de sus instalaciones. En el caso del gran consumidor temporal que al terminar las operaciones le haya quedado un inventario de combustible, deberá solicitar autorización a la dirección de hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía para poder trasladarlo a otra locación.

PAR. 5º—El gran consumidor sin instalación se podrá abastecer del distribuidor mayorista y/o distribuidor minorista a través de una estación de servicio de aviación, marítima o como comercializador industrial.

PAR. 6º—El establecimiento perteneciente a una empresa o institución destinado exclusivamente al suministro de combustibles para el abastecimiento de sus vehículos automotores que operan por fuera de sus instalaciones, no se podrán clasificar como grandes consumidores y en tal sentido las que se construyan o existan deberán solicitar la autorización al Ministerio de Minas y Energía como estación de servicio automotriz o fluvial, según el caso. Se podrán instalar en estos casos tanques en superficie, bajo el cumplimiento de los reglamentos técnicos expedidos por el Ministerio de Minas y Energía, o en su defecto, bajo el cumplimiento de lo señalado en las normas internacionales en la materia.

PAR. 7º—Los sitios en donde la fuerza pública requiera llevar a cabo operaciones militares especiales y para el efecto requiera el uso de equipos FARE, o similares, para aplicación del presente decreto, se definirán como un gran consumidor sin instalación.

(D. 4299, art. 24, modificado en su totalidad por el D. 1333/2007, art. 24; pars. 2º, 3º y 4º modificados por el D. 1717/2008, art. 18; par. 7º adicionado por el D. 1717/2008, art. 19)

ART. 2.2.1.1.2.2.3.94.—Obligaciones del gran consumidor. El gran consumidor tiene las siguientes obligaciones:

1. Prestar la colaboración necesaria al Ministerio de Minas y Energía, para el cumplimiento de sus funciones.

2. Mantener vigente la póliza de responsabilidad civil extracontractual, de conformidad con lo establecido en el presente decreto.

3. Atender y ejercer las acciones correctivas relacionadas con el debido mantenimiento, limpieza, presentación, preservación del medio ambiente y seguridad, en sus instalaciones, tanques, tuberías, equipos y demás accesorios, formuladas por las autoridades competentes, conservando las mejores condiciones para eficiente funcionamiento de la instalación.

4. Obtener y mantener vigente el certificado de conformidad de la instalación industrial que posea, expedido por un organismo de certificación acreditado, sobre el cumplimiento de los requisitos contemplados en el reglamento técnico expedido por las autoridades competentes. Los certificados de conformidad se deberán renovar como mínimo cada cinco (5) años y cada vez que se modifique o amplíe la instalación.

5. 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.

6. Abstenerse de vender los combustibles líquidos derivados del petróleo que adquiera.

7. Abstenerse de recibir combustibles líquidos derivados del petróleo de carrotanques que no porten la guía única de transporte, así como de aquellos vehículos que no cumplan los requisitos exigidos en el Decreto Reglamentario Único del Sector Transporte, sección transporte terrestre de mercancías peligrosas por carretera en las normas que lo modifiquen o adicionen o sustituyan.

8. Abastecerse de combustibles líquidos derivados del petróleo solamente de los agentes debidamente autorizados por el Ministerio de Minas y Energía, de conformidad con lo dispuesto en los parágrafos 3º y 5º del artículo 2.2.1.1.2.2.3.93 del presente decreto. Para el efecto deberán suscribir los respectivos contratos.

9. Mantener a disposición de las autoridades competentes copia de la guía única de transporte correspondiente a cada uno de los productos recibidos.

10. Abstenerse de realizar prácticas comerciales restrictivas o aquellas consideradas como competencia desleal, según lo previsto en las leyes 155 de 1959, 256 de 1996, el Decreto 2153 de 1992 y demás normas concordantes.

11. Cumplir con las normas establecidas sobre protección y preservación del medio ambiente.

(D. 4299/2005, art. 25 num. 5º derogado por el D. 1333/2007, art. 4º; nums. 6º y 9º modificados por el D. 1717/2008, art. 20)

Otras disposiciones inherentes a la distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo

ART. 2.2.1.1.2.2.3.95.—Capacidad de almacenamiento comercial. El distribuidor mayorista debe disponer en todo momento de una capacidad mínima de almacenamiento correspondiente al 30% de su volumen mensual de despachos de cada planta de abastecimiento que posea, calculado de acuerdo con el promedio de despachos mensuales de los últimos doce (12) meses anteriores al cálculo del factor Ca definido en el 2.2.1.1.2.2.3.96 del presente decreto. Esta disposición aplica para cada tipo de combustible líquido derivado del petróleo manejado en cada planta de abastecimiento.

PAR. 1º—Para el cumplimiento de la capacidad mínima de almacenamiento exigida, se tendrá en cuenta la capacidad nominal de cada uno de los tanques que el distribuidor mayorista posea en su planta de abastecimiento, así como la capacidad de su propiedad o que pueda arrendar de otras plantas de abastecimiento siempre y cuando estas cumplan la totalidad de los siguientes requisitos: i) que esté en capacidad de arrendar, recibirle y entregarle el combustible, ii) que esté conectado al sistema de transporte por poliductos y iii) que se encuentre ubicado en la misma región geográfica de conformidad con la establecida en el parágrafo 2º del presente artículo.

PAR. 2º—Para efectos de lo señalado en el parágrafo anterior se establecen las siguientes regiones geográficas:

Región Norte. Atención a los centros de consumo localizados en Cartagena, Barranquilla, Santa Marta, resto de la costa norte y sus respectivas áreas de influencia.

Región oriental. Atención a los centros de consumo localizados en Bucaramanga, Cúcuta, resto de los santanderes, sur del Cesar, sur de Bolívar y sus respectivas áreas de influencia.

Región central. Atención a los centros de consumo localizados en Bogotá y su respectiva área de influencia.

Región centro-occidente. Atención a los centros de consumo localizados en Medellín y su respectiva área de influencia.

Región sur-occidental. Atención a los centros de consumo localizados en Manizales, Pereira, Cartago, Buga, Cali y sus respectivas áreas de influencia.

Región centro-sur. Atención a los centros de consumo localizados en Ibagué, Neiva y sus respectivas áreas de influencia.

PAR. 3º—El distribuidor mayorista que tenga una capacidad de almacenamiento inferior a la prevista en este artículo, deberá completarla en un plazo de doce (12) meses, contados a partir de la expedición del presente decreto. Una vez vencido este plazo se procederá conforme a lo establecido en el parágrafo 3º del artículo siguiente.

(D. 4299/2005, art. 26; inciso primero y parágrafo primero modificados por el D. 1717/2008, art. 21)

ART. 2.2.1.1.2.2.3.96.—Margen del distribuidor mayorista. Fíjase la siguiente fórmula tarifaria para determinar el margen del distribuidor mayorista de combustibles líquidos derivados del petróleo:

Donde: Ca = Cr / Cm

Ca = Factor de almacenamiento, que tendrá como máximo un valor igual a uno (1). Para cada uno de los combustibles líquidos derivados del petróleo, defínase Ca como la proporción entre la capacidad nominal y capacidad mínima exigida.

Cr = Capacidad nominal (galones) de los tanques instalados por el distribuidor mayorista, debidamente certificada por el representante legal de la empresa, al momento del cálculo.

Cm = Capacidad mínima de almacenamiento (galones) exigida en el anterior. La capacidad mínima de almacenamiento se establecerá de acuerdo con el promedio del volumen mensual de despachos durante los últimos doce (12) meses anteriores al cálculo del factor Ca.

PAR. 1º—Hasta el vencimiento del término establecido en el parágrafo 3º del artículo 2.2.1.1.6.126 del presente decreto, Ca será igual a uno (1). Una vez vencido dicho término, en el evento en que Ca sea mayor a uno (1), entonces Ca será igual a uno (1). Cuando Ca sea menor a uno (1) se aplicará el procedimiento establecido en el parágrafo 3º del presente artículo.

PAR. 2º—El Ministerio de Minas y Energía certificará al refinador o importador, según el caso, el valor del factor de almacenamiento (Ca) por producto, en cada una de las plantas de abastecimiento que posea el distribuidor mayorista. Dicho factor se revisará y certificará cada tres (3) meses.

PAR. 3º—El distribuidor mayorista que, vencido el plazo establecido en el parágrafo 3º del artículo 2.2.1.1.6.126, no haya dado cumplimiento a la capacidad mínima de almacenamiento exigida en el artículo anterior, se sancionará con multa de conformidad con el artículo 2.2.1.1.6.134 del presente decreto y se le concederá un plazo único de seis (6) meses para el cumplimiento de la misma.

Una vez vencido el plazo, se procederá a realizar el cálculo del factor Ca por producto, y de encontrarse que Ca es menor a uno (1), se aplicará el siguiente factor:

(1-Ca) * No

Donde:

No = Margen base del distribuidor mayorista. Para efectos de este cálculo se tomará el valor correspondiente al margen máximo reconocido por el Ministerio de Minas y Energía a favor del distribuidor mayorista para cada uno de los combustibles líquidos derivados del petróleo. Para la determinación de este valor se tomará el promedio de los últimos doce (12) meses anteriores al cálculo.

El valor resultante será multiplicado por cada uno de los despachos que el refinador y/o importador entregue al distribuidor mayorista, y adicionado en la factura de despacho durante los tres (3) meses siguientes al cálculo, hasta obtener la nueva certificación del factor Ca.

El resultado del cálculo anterior será recaudado y girado al tesoro nacional por el refinador y/o importador, en las condiciones que el Ministerio de Hacienda y Crédito Público establezca.

PAR. 4º—Para aquellos combustibles líquidos derivados del petróleo sobre los cuales exista libertad de precios, el Ministerio de Minas y Energía establecerá mediante resolución los procedimientos de obtención de información, de tal forma que se señale un margen de referencia, el cual corresponderá al margen base del distribuidor mayorista (No), para efectos de aplicación en el presente artículo.

(D. 4299/2005, art. 27, modificado en su totalidad por el D. 1717/2008, art. 22)

ART. 2.2.1.1.2.2.3.97.—Formato de la guía única de transporte. La guía única de transporte consiste en un documento con las siguientes características: Papel marca de agua de ocho y medio por siete pulgadas, de fondo bicolor fugitivo azul, numeración consecutiva en tinta trirreactiva y los demás caracteres en tintas de aceite, con el logotipo del agente que la suministrará al margen izquierdo, tipo y volumen de combustible, fecha de expedición y vigencia, información de los agentes de la cadena comprometidos en la transacción comercial, identificación del vehículo de transporte, origen, ruta y destino del combustible.

PAR.—El Ministerio de Minas y Energía realizará una amplia difusión del formato a los agentes autorizados para su suministro, así como a los proveedores del mismo.

(D. 4299/2005, art. 28)

ART. 2.2.1.1.2.2.3.98.—Agentes autorizados para suministrar la guía única de transporte. Los siguientes agentes de la cadena de distribuciggón de combustibles líquidos derivados del petróleo tienen la obligación de suministrar original y una copia de la guía única de transporte a que hace referencia el siguiente artículo, en los casos que se señalan:

a) El refinador entregará diligenciada la guía única de transporte al transportador y por intermedio de este al distribuidor mayorista, al gran consumidor cuando el consumo de ACPM sea igual o superior a 420.000 galones mensuales o al distribuidor minorista a través de estaciones de servicio de marítimas y de aviación, al momento de la entrega del combustible;

b) El importador entregará diligenciada la guía única de transporte al transportador y por intermedio de este al distribuidor mayorista, al gran consumidor cuando el consumo de ACPM sea igual o superior a 420.000 galones mensuales o al distribuidor minorista a través de estaciones de servicio de marítimas y de aviación, al momento de la entrega del combustible;

c) El distribuidor mayorista entregará diligenciada la guía única de transporte al transportador y por intermedio de este a otro distribuidor mayorista, al distribuidor minorista o al gran consumidor, al momento de la entrega del combustible;

d) El almacenado entregará diligenciada la guía única de transporte al transportador y por intermedio de este al importador, refinador, gran consumidor, distribuidor mayorista y al distribuidor minorista con destino a estaciones de servicio marítimas y de aviación, al momento de la entrega del combustible;

PAR. 1º—El agente autorizado entregará al transportador original y copia de la guía única de transporte, quien deberá tenerla a disposición de las autoridades que la requieran durante el tiempo de viaje.

PAR. 2º—La guía única de transporte tendrá una vigencia en horas, definida por el agente autorizado para expedirla, con base en la distancia existente entre los sitios de transporte, sin que supere las veinticuatro (24) horas; excepto, cuando en aquellas regiones que por condiciones de carácter geográfico, restricciones de tránsito, estado de las vías, entre otros, el tiempo de viaje sea mayor a 24 horas, caso en el cual se requiere una autorización, previa de carácter general, del Ministerio de Minas y Energía.

PAR. 3º—Cuando se transporte simultáneamente volúmenes de combustibles líquidos derivados del petróleo para diferentes destinatarios, el transportador llevará sendas guías únicas de transporte por cada entrega que efectúe.

PAR. 4º—El transportador entregará al destinatario del combustible el original de la guía única de transporte y conservará copia de la misma.

(D. 4299/2005, art. 29; lit. e), modificado por el D. 2165/2006, art. 5º; posteriormente derogado por el D. 1333/2007, art. 27)

ART. 2.2.1.1.2.2.3.99.—Suministro, costo y custodia de la guía única de transporte. Los agentes que cuenten con el visto bueno del Ministerio de Minas y Energía deberán obtener a su costo y únicamente de los proveedores que también cuenten con el respectivo visto bueno de dicha autoridad, las guías que le resulten necesarias, con todas las características de seguridad e información señaladas en el presente decreto; a su vez, deberán actuar con máxima diligencia en su cuidado, suministro y custodia para eliminar el riesgo de que sean hurtadas.

PAR.—Cuando el agente autorizado para suministrar la guía única de transporte, por cualquier motivo cancele o pierda una guía o grupo de estas, deberá informar de manera inmediata a las autoridades aduaneras, militares y policivas de la región, según corresponda, para lo de su competencia. De igual forma se deberá remitir un informe mensual al Ministerio de Minas y Energía, dentro de los primeros cinco días hábiles de cada mes, sobre el manejo de las guías en el mes anterior, so pena de hacerse acreedor a las sanciones establecidas en la sección relativa a las sanciones del presente título.

(D. 4299/2005, art. 30)

ART. 2.2.1.1.2.2.3.100.—Obtención de pólizas. Los agentes de la cadena de distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo deberán mantener vigente una póliza de seguro de responsabilidad civil extracontractual, que tenga como beneficiarios a terceros por daños causados en sus bienes o personas con ocasión de las actividades desarrolladas, asociadas al transporte, almacenamiento, manejo, y distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo, expedida por una compañía de seguros establecida legalmente en el país, de acuerdo con los reglamentos y normas de la Superintendencia Bancaria, sin perjuicio de otras pólizas que deba tomar el asegurado.

Los límites mínimos en dichos seguros de responsabilidad civil, expresado en unidades de salario mínimo mensual legal vigente a la fecha de tomar o renovar la póliza serán los siguientes:

1. Para refinerías de siete mil quinientas (7.500) unidades de salario.

2. Para plantas de abastecimiento de dos mil (2.000) unidades de salario.

3. Para estaciones de servicio automotriz de ochocientas (800) unidades de salario.

4. Para estaciones de servicio fluvial de mil (1.000) unidades de salario.

5. Para estaciones de servicio de aviación y marítima, de dos mil (2.000) unidades de salario.

6. Para el gran consumidor, ochocientas (800) unidades de salario.

7. Para los agentes de la cadena de distribución que contraten o utilicen vehículos de su propiedad para el transporte de combustible, debe tenerse en cuenta lo establecido en el Decreto Reglamentario Único del Sector Transporte, sección transporte terrestre de mercancías peligrosas por carretera o aquella norma que la modifique, adicione o derogue

8. Para cada uno de los vehículos del transportador, de acuerdo con la capacidad nominal del carrotanque así:

8.1. Hasta quinientos (500) galones, doscientas (200) unidades de salario.

8.2. De quinientos uno (501) hasta mil (1.000) galones, doscientas cincuenta (250) unidades de salario.

8.3. De mil uno (1.001) hasta dos mil (2.000) galones, trescientas (300) unidades de salario.

8.4. De dos mil uno (2.001) hasta tres mil quinientos (3.500) galones, cuatrocientas (400) unidades de salario.

8.5. De tres mil quinientos uno (3.501) hasta cinco mil (5.000) galones, cuatrocientas cincuenta (450) unidades de salario.

8.6. De cinco mil uno (5.001) hasta diez mil (10.000) galones, seiscientas (600) unidades de salario.

8.7. Y de diez mil un galones (10.001) en adelante, ochocientas (800) unidades de salario.

PAR. 1º—Las pólizas de seguro a que se refiere el presente artículo deben incluir expresamente las siguientes cláusulas:

— Revocación de la póliza a sesenta (60) días, previo aviso al Ministerio de Minas y Energía.

— Contaminación accidental súbita e imprevista.

PAR. 2º—Las pólizas de seguro a que se refiere el presente artículo deben ser tomadas individualmente por cada instalación o vehículo que maneje, distribuya o transporte combustible, independientemente de que estas pertenezcan a un mismo propietario. En el caso en que el asegurado tome una póliza agrupada bajo la cual se amparan varias instalaciones o vehículos, cada una de ellas debe contar con la cobertura, en los términos exigidos en el presente decreto; en consecuencia, se debe expresar que el valor asegurado es en cada caso “por riesgo y evento”; lo anterior para efectos de garantizar efectiva cobertura para todas y cada una de las instalaciones o vehículos respecto de las cuales se otorga el amparo.

(D. 4299/2005, art. 31)

ART. 2.2.1.1.2.2.3.101.—Expedición de reglamentos técnicos. Los ministerios competentes para expedir normas que tengan injerencia en las diferentes actividades que conforman la cadena de distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo, expedirán los reglamentos técnicos respectivos y determinarán los requisitos obligatorios que deben cumplirse en cada uno de ellos.

PAR.—Hasta tanto no se expidan los reglamentos técnicos pertinentes se deberá dar cumplimiento a las siguientes disposiciones por parte de los agentes respectivos:

1. El distribuidor mayorista, el almacenador, el distribuidor minorista (estación de servicio de aviación y marítima), y el gran consumidor, deberán acogerse a las disposiciones establecidas en el artículo 2.2.1.1.2.2.3.1 y artículos 2.2.1.1.2.3.41 y siguientes del presente decreto.

2. Adicional a lo establecido en el numeral anterior, respecto al almacenamiento de los combustibles de aviación para motores tipo turbina, se deberá dar cumplimiento al artículo 7º de la Resolución 180790/2002, expedida por el Ministerio de Minas y Energía, “por la cual se establecen los requisitos de calidad, de almacenamiento, transporte y suministro de los combustibles de aviación para motores tipo turbina, y se dictan otras disposiciones”.

3. El distribuidor minorista (estación de servicio automotriz y fluvial) deberá acogerse a las disposiciones establecidas en los artículos 2.2.1.1.2.2.3.42, 2.2.2.1.1.2.2.3.43, parágrafo 5º del artículo 2.2.1.1.2.2.3.44, artículos 2.2.1.1.2.3.45 al 2.2.1.1.2.2.3.69, 2.2.1.1.2.2.3.70 y 2.2.1.1.2.2.3.71 del presente decreto.

(D. 4299/2005, art. 38)

ART. 2.2.1.1.2.2.3.102.—Inventarios. El Ministerio de Minas y Energía mediante resolución establecerá la reglamentación pertinente a los inventarios mínimos que deben disponer cada uno de los agentes de la cadena de distribución de combustibles.

(D. 4299/2005, art. 39)

ART. 2.2.1.1.2.2.3.103.—Venta de combustibles entre estaciones de servicio. El Ministerio de Minas y Energía reglamentará mediante acto administrativo de carácter general la comercialización de combustibles líquidos derivados del petróleo entre estaciones de servicio establecida en el numeral 9º del artículo 2.2.1.1.2.2.3.91 del presente decreto, cuando el mercado y la logística de distribución lo ameriten.

(D. 4299/2005, art. 40; modificado por el D. 1333 del 2007, art. 26)

ART. 2.2.1.1.2.2.3.104.—Competitividad aeroportuaria en materia de combustible de aviación para motores tipo turbina (gasolina de aviación Jet A1). Para efectos de la presente sección y con el objeto de medir la competitividad aeroportuaria, el Ministerio de Minas y Energía, semestralmente y de conformidad con lo señalado en el siguiente artículo, debe realizar la comparación sistemática de los precios internacionales del combustible de aviación para motores tipo turbina (aeropuertos del área y del golfo de México) con los precios de referencia del mencionado combustible en Colombia, entendiendo que si el precio internacional es mayor que el precio de referencia nacional, significa que somos competitivos y lo contrario implica que se debe generar una política de competitividad aeroportuaria en materia de combustible de aviación para motores tipo turbina (gasolina de aviación Jet Al), abriendo la posibilidad para el otorgamiento de un descuento en el precio del mencionado combustible producido por Ecopetrol S.A.

PAR.—Para efectos de medir la competitividad aeroportuaria, el Ministerio de Minas y Energía podrá excluir cualquier aeropuerto del área o del golfo de México, cuando no cuente con información suficiente y consistente de los precios del combustible de aviación para motores tipo turbina (gasolina de aviación Jet Al).

(D. 2166/2006, art. 2º)

ART. 2.2.1.1.2.2.3.105.—Concepto del Ministerio de Minas y Energía. El Ministerio de Minas y Energía, mediante resolución motivada, emitirá semestralmente concepto favorable o desfavorable para que Ecopetrol S.A. decida autónomamente si otorga o no el descuento en el precio del combustible de aviación para motores tipo turbina (gasolina de aviación Jet A1) producido en sus refinerías.

Este concepto deberá emitirse durante los primeros veinticinco días calendario de los meses de enero y julio de cada año, con base en la información disponible en los doce meses anteriores.

(D. 2166/2006, art. 3º)

ART. 2.2.1.1.2.2.3.106.—Reporte de información. Para el desarrollo de las obligaciones contenidas en el presente decreto, los operadores aéreos nacionales, a través de la Asociación Colombiana del Transporte Aéreo en Colombia, ATAC, o quien haga sus veces, deberán entregar, a más tardar el séptimo (7º) día hábil de cada mes, al Ministerio de Minas y Energía-Dirección de hidrocarburos, la información disponible del mes anterior relacionada con el precio de referencia del combustible de aviación para motores tipo turbina (gasolina de aviación Jet A1) internacional de que trata el artículo primero del presente decreto, indicando en cada caso la fuente de información.

El Ministerio de Minas y Energía podrá revisar la validez y consistencia de la información recibida de conformidad con lo señalado en el presente artículo y abstenerse de utilizar aquella que no considere válida.

(D. 2166/2006, art. 4º)

ART. 2.2.1.1.2.2.3.107.—Retención para el Fondo de Protección Solidaria, Soldicom. La retención de que habla el artículo 8º de la Ley 26 de 1989, la harán en cada factura de venta los distribuidores mayoristas y los terceros que distribuyan gasolina motor corriente y/o extra a los distribuidores minoristas del país.

PAR. 1º—El dinero recaudado deberá consignarse por los distribuidores mayoristas y los terceros, dentro de los cinco (5) primeros días del mes siguiente al que se haya efectuado el recaudo, a nombre del Fondo de Protección Solidaria, Soldicom, en la cuenta que para el efecto designe la administradora del fondo.

Dentro del término señalado en el inciso anterior, los agentes recaudadores deberán entregar al Ministerio de Minas y Energía-Dirección de Hidrocarburos, y a la administradora del fondo, la información en la que conste el número de factura de venta, fecha, nombre del distribuidor minorista, ubicación, tipo de combustible vendido, volumen despachado en el mes anterior (galones/mes), monto recaudado. El Ministerio de Minas y Energía o el Fondo de Protección Solidaria, Soldicom, podrá verificar en cualquier momento las retenciones de que trata el presente decreto.

(D. 3322/2006, art. 1º)

ART. 2.2.1.1.2.2.3.108.—Sanciones al incumplimientos de los preceptos normativos. Los distribuidores mayoristas y los terceros que no cumplan con las obligaciones señaladas en el presente decreto serán sancionados de conformidad con lo establecido en el artículo 3º de la Ley 26 de 1989, en concordancia con la sección sanciones, del presente título.

(D. 3322/2006, art. 2º)

ART. 2.2.1.1.2.2.3.109.—Pérdida por evaporación y merma por transporte. Para los efectos del artículo 4º de la Ley 26 de 1989, la pérdida por evaporación y merma por transporte, manejo y trasiego de los combustibles entre la planta de abastecimiento y la estación de servicio, se fija en el 0.4% del precio de venta en planta de abasto mayorista en las diferentes zonas del país.

(D. 3322/2006, art. 3º)

ART. 2.2.1.1.2.2.3.110.—Certificado de conformidad. La planta de abastecimiento, la estación de servicio automotriz, fluvial, marítima y aviación y el gran consumidor con instalación fija, deberán obtener el certificado de conformidad expedido por un organismo de certificación acreditado o aquel que determine la Superintendencia de Industria y Comercio o quien haga sus veces.

PAR. TRANS.—En el evento en que no exista organismo de certificación acreditado que otorgue los certificados de conformidad de las instalaciones señaladas en el presente artículo, la dirección de hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía revisará las mismas a fin de poder certificarlas, y las mismas tendrán validez por los periodos establecidos en la presente subsección.

(D. 1333/2007, art. 3º)

ART. 2.2.1.1.2.2.3.111.—Mezcla de combustibles. A partir del 23 de diciembre de 2011 se utilizarán en Colombia los siguientes combustibles, en lo que a motores a gasolina se refiere:

1. Gasolina motor con porcentajes de mezcla obligatoria que variarán entre el 8% y el 10% de mezcla de alcohol carburante en base volumétrica (E-8 – E-10 corriente y extra).

A partir del 1º de enero del año 2013, los ministerios de Minas y Energía y de Ambiente y Desarrollo Sostenible, o quien haga sus veces y mediante acto administrativo, previa consulta con la Comisión intersectorial de biocombustibles, podrán fijar porcentajes obligatorios de alcohol carburante superiores al 10% de mezcla obligatoria para el alcohol carburante.

2. Para uso en motores diésel, a partir del 1º de enero del año 2013, los ministerios de Minas y Energía y de Ambiente y Desarrollo Sostenible, o quien haga sus veces y mediante acto administrativo, previa consulta con la Comisión intersectorial de biocombustibles, podrán fijar porcentajes obligatorios de biocombustibles superiores al 10% de mezcla obligatoria de biocombustibles.

PAR.—Los ministerios de Minas y Energía y de Ambiente y Desarrollo Sostenible, o quien haga sus veces, tomarán en cuenta (i) la oferta nacional de alcohol carburante y de biocombustibles para uso en motores diésel; (ii) en la medida en que tecnológica y ambientalmente sea viable para el parque automotor, y, (iii) se tenga claridad sobre la infraestructura asociada al almacenamiento, transporte y distribución.

3. En forma voluntaria, y sin perjuicio de lo señalado sobre mezclas obligatorias en los incisos anteriores, para vehículos con tecnología Flex Fuel exclusivamente (E-25 – E-85), gasolina motor con una mezcla flexible de alcohol carburante entre un 25% y un 85% en base volumétrica.

(D. 4892/2011, art. 1º)

(Nota: Modificado en lo pertinente por el Decreto 2496 de 2018 artículo 2° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.1.1.2.2.3.112.—Ajustes en los parámetros de la gasolina básica. Los ministerios de Minas y Energía y de Ambiente y Desarrollo Sostenible, o quien haga sus veces, podrán solicitar ajustes en los parámetros de la gasolina básica a ser utilizada en las diferentes mezclas, en lo que al octanaje se refiere, con el fin de mejorar el desempeño de los vehículos con los nuevos combustibles.

Cuando a juicio del Gobierno Nacional, se presenten situaciones excepcionales de interés social, público y/o de conveniencia nacional, los ministerios de Minas y Energía y de Ambiente y Desarrollo Sostenible, o quien haga sus veces, podrán autorizar el uso paralelo de otro tipo de combustibles.

El Ministerio de Minas y Energía, mediante acto administrativo, podrá fijar porcentajes de biocombustibles inferiores a los señalados en el presente decreto y en el artículo 2.2.1.1.2.2.3.115, teniendo en cuenta la oferta nacional de alcohol carburante y/o biocombustibles para motores diésel.

PAR. 1º—El Ministerio de Minas y Energía, o quien haga sus veces, establecerá los lugares del territorio nacional y periodos durante los cuales estarán vigentes los porcentajes de biocombustibles para uso en motores diésel en las mezclas obligatorias.

(D. 4892/2011, art. 2º)

(Nota: Modificado en lo pertinente por el Decreto 2496 de 2018 artículo 2° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.1.1.2.2.3.113.—Competencia de los ministerios para expedir reglamentación. Los ministerios de Minas y Energía, de Transporte, de Ambiente y Desarrollo Sostenible, de la Salud y de la Protección Social, o quien haga sus veces, dentro de sus competencias, expedirán la regulación aplicable a la producción, almacenamiento, transporte, distribución, infraestructura, uso, vigilancia y control de las mezclas aquí estipuladas, así como a las emisiones permitidas y demás controles ambientales y de salubridad pública.

(D. 4892/2011, art. 3º)

(Nota: Modificado en lo pertinente por el Decreto 2496 de 2018 artículo 2° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.1.1.2.2.3.114.—Plazos para el acondicionamiento de motores:

Cuando a juicio del Gobierno Nacional se presenten situaciones excepcionales de interés social, público y/o de conveniencia nacional, podrá autorizar el uso paralelo de otro tipo de combustibles y/o de vehículos y motores.

Conforme con sus competencias, los ministerios de Transporte y de Comercio, Industria y Turismo, señalarán las condiciones de importación, transporte, distribución y comercialización de los productos de que trata este artículo.

Dentro de lo de sus competencias, los ministerios de Transporte y de Comercio, Industria y Turismo homologarán los paquetes de conversión a los niveles de combustible aquí señalados, para facilitar la transformación del parque automotor.

(D. 2629/2007, artículo 1º, literal a), derogado por el D. 1135/2009, artículo 6º; literal b), derogado por el D. 4892/2011, art. 4º)

(Nota: Modificado en lo pertinente por el Decreto 2496 de 2018 artículo 2° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.1.1.2.2.3.115.—Autoridades regulatorias. Los ministerios de Minas y Energía, de Transporte, de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial y de Protección Social, dentro de sus competencias, regularán la producción, transporte, distribución y uso, así como las emisiones permitidas y demás controles ambientales y de salubridad pública, para el uso de los biocombustibles E-20, B-10 y B-20 en las fechas establecidas.

(D. 2629/2007, art. 3º)

(Nota: Modificado en lo pertinente por el Decreto 2496 de 2018 artículo 2° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.1.1.2.2.3.116.—Promoción de cultivos que generen alcoholes carburantes. El Ministerio de Agricultura y Desarrollo Rural promoverá el cultivo de plantaciones que generen la producción de alcoholes carburantes y biocombustibles para uso en motores diésel, con el fin de cumplir lo señalado en el presente decreto.

(D. 2629/2007, art. 4º)

(Nota: Modificado en lo pertinente por el Decreto 2496 de 2018 artículo 2° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.1.1.2.2.3.117.—Régimen de transición. Los procedimientos y actuaciones administrativas que versen sobre distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo en curso al 26 de diciembre de 2011; seguirán rigiéndose y culminarán de conformidad con la normatividad vigente al momento de la radicación.

(D. 4915/2011, art. 3º)

(Nota: Modificado en lo pertinente por el Decreto 2496 de 2018 artículo 2° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.1.1.2.2.3.118.—Mezclas de gasolina para efectos fiscales. Para efectos fiscales la mezcla de gasolina motor, con alcohol carburante de que trata la Ley 693 de 2001, no se considera un proceso industrial o de producción.

(D. 3862/2005, art. 1º)

ART. 2.2.1.1.2.2.3.119.—Mezclas de diésel para efectos fiscales. Para efectos fiscales las mezclas de diésel de origen fósil (ACPM) con los biocombustibles de origen vegetal o animal, para uso en motores diésel de que trata la Ley 939 de 2004, no se considerará como proceso industrial o de producción.

(D. 3492/2007, art. 1º)

(Nota: Modificada la Subsección 2.3 en lo pertinente por el Decreto 2496 de 2018 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

SUBSECCIÓN 2.4

Marcación de combustibles líquidos derivados del petróleo

ART. 2.2.1.1.2.2.4.1.—Marcación de los combustibles. Toda la gasolina motor y el ACPM que se almacene, maneje, transporte y distribuya en el territorio nacional deberán estar marcados.

(D. 1503/2002, art. 2º)

ART. 2.2.1.1.2.2.4.2.—Procedimiento para la marcación. Será responsabilidad de Ecopetrol S.A. o quien haga sus veces determinar el procedimiento de “Marcación” y el “Marcador” que se utilizará en todo el país, así como los procedimientos de “Detección”.

(D. 1503/2002, art. 3º)

ART. 2.2.1.1.2.2.4.3.—Responsabilidad de la marcación de los combustibles. Será responsabilidad de Ecopetrol S.A. o quien haga sus veces y de los importadores o refinadores locales, marcar toda la gasolina y el ACPM, ya sean importados o producidos en Colombia, ciñéndose estrictamente al procedimiento y al “Marcador”, de conformidad con la presente subsección.

(D. 1503/2002, art. 4º)

ART. 2.2.1.1.2.2.4.4.—Tercerización de la marcación. Ecopetrol S.A. o quien haga sus veces podrá contratar la “Marcación” con terceros de comprobada idoneidad técnica. Sin embargo, mantendrá la responsabilidad en los casos en que le corresponda por la adecuada realización de dicho procedimiento.

(D. 1503/2002, art. 5º)

ART. 2.2.1.1.2.2.4.5.—Lugar de adición del marcador. Ecopetrol S.A. o quien haga sus veces deberá realizar la adición del “Marcador” en los puntos de entrega física del producto del poliducto a las plantas de abastecimiento de los distribuidores mayoristas y, en los muelles y llenaderos de refinería, en las ventas realizadas a distribuidores mayoristas, minoristas y grandes consumidores.

(D. 1503/2002, art. 6º)

ART. 2.2.1.1.2.2.4.6.—Marcación por parte de los refinadores e importadores. Los importadores o refinadores locales adicionarán el marcador que suministre Ecopetrol S.A. o quien haga sus veces, en el punto de venta a los distribuidores mayoristas o minoristas y a grandes consumidores.

(D. 1503/2002, art. 7º)

ART. 2.2.1.1.2.2.4.7.—Selección del “marcador”. Ecopetrol S.A. o quien haga sus veces, deberá seleccionar el “marcador” más conveniente desde el punto de vista técnico y tomará todas las precauciones manteniendo los controles necesarios para garantizar la seguridad y exclusividad del marcador, e igualmente, podrá variar las características del mismo cuando lo estime necesario.

(D. 1503/2002, art. 8º)

ART. 2.2.1.1.2.2.4.8.—Reconocimiento de la marcación y detección en la estructura de precios de los combustibles. El Ministerio de Minas y Energía reconocerá dentro de la estructura de precios de los combustibles un componente dedicado a la “marcación” y “detección” de los mismos, de tal forma que le permita a Ecopetrol S.A. o quien haga sus veces, a los refinadores locales y a los importadores, cumplir con las obligaciones establecidas en el presente decreto.

(D. 1503/2002, art. 9º)

ART. 2.2.1.1.2.2.4.9.—Obligaciones respecto de los distribuidores mayoristas respecto de los procesos de marcación y detección. Los distribuidores mayoristas deberán:

1. Aplicar el procedimiento de “Detección” desarrollado por Ecopetrol S.A. o quien haga sus veces, a los combustibles que reciban.

2. Certificar que el volumen entregado o transferido en custodia a sus clientes está debidamente marcado. Esta certificación podrá ser realizada analizando en presencia del representante de su cliente muestras de combustible tomadas de los compartimientos de los vehículos en los que depositan el combustible, o analizando en presencia de terceros idóneos muestras representativas de los tanques de la respectiva planta de abastecimiento, de manera tal que pueda construir la debida trazabilidad de los niveles de marcación del combustible entregado o transferido en custodia y analizando además muestras de por lo menos el cinco por ciento (5%) de los vehículos cargados cada día.

3. Entregar a sus clientes documentos que acrediten la debida marcación del combustible que les entregan o transfieren en custodia y conservar copia de ellos.

4. Conservar durante dos meses contramuestras del combustible para efectos de verificar, niveles de marcación.

5. Diseñar y aplicar mecanismos que le permitan asegurar la trazabilidad de la marcación del combustible que entrega o transfiere en custodia y de las certificaciones de marcación que expida.

PAR.—Los transportadores, los grandes consumidores y los distribuidores minoristas deberán:

1. Conservar copia de la certificación recibida de los distribuidores mayoristas.

2. Solicitar, si lo estiman pertinente, a las autoridades y organismos de control competentes aplicar el procedimiento de “Detección” desarrollado por Ecopetrol S.A. o quien haga sus veces, a los combustibles a recibir de su respectivo agente suministrador en la cadena de comercialización. Ecopetrol S.A., diseñará por regiones los protocolos que permitan cumplir con lo señalado en el presente numeral.

3. Tomar las precauciones que le permitan asegurar que reciben y entregan combustibles de origen lícito.

4. Diseñar y aplicar mecanismos que le permitan asegurar la trazabilidad de la marcación del combustible que recibe.

(D. 1503/2002, art. 10, modificado por el D. 3563/2003, art. 1º)

ART. 2.2.1.1.2.2.4.10.—Obligaciones de la Empresa Colombiana de Petróleos respecto de los procesos de marcación y detección. Ecopetrol S.A., está obligada a:

1. Suministrar el “Detector” aplicable bajo el procedimiento de “Detección” diseñado por él, a los distribuidores mayoristas, así como a las autoridades y organismos de control que colaboren en la búsqueda de combustibles ilícitos.

2. Diseñar y aplicar mecanismos que le permitan asegurar la trazabilidad del origen del combustible que entrega o transfiere en custodia y de las certificaciones de marcación que expida.

PAR.—Ecopetrol S.A. o quien haga sus veces, podrá distribuir el “Detector” directamente o a través de terceros contratados para tal efecto, quienes deberán rendir informe a Ecopetrol S.A., respecto de la entrega que realicen.

(D. 1503/2002, art. 11, modificado por el D. 3563/2003, art. 2º)

ART. 2.2.1.1.2.2.4.11.—Socialización del proceso de detección. Ecopetrol S.A. o quien haga sus veces tendrá a su cargo la divulgación, capacitación y adecuada distribución del procedimiento de “Detección”.

(D. 1503/2002, art. 12)

ART. 2.2.1.1.2.2.4.12.—Prohibición de tenencia de combustibles que no hayan sido marcados. Es obligación de todos los actores dedicados al almacenamiento, manejo, transporte y distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo señalados por el artículo 2º de la Ley 39 de 1987, abstenerse de tener en su poder, a cualquier título, gasolina motor o ACPM que no hayan sido marcados debidamente, de acuerdo con la obligación que se indica en el artículo 2.2.1.1.2.2.4.1 del presente decreto.

(D. 1503/2002, art. 13)

ART. 2.2.1.1.2.2.4.13.—Obligaciones del Ministerio de Minas y Energía. Para todos los efectos legales, corresponde al Ministerio de Minas y Energía:

a) Vigilar el cumplimiento de las obligaciones de marcación y manejo de combustibles marcados que se establecen en el presente decreto;

b) Sancionar como se establece en el presente decreto, a los infractores de las obligaciones establecidas en el mismo;

c) Informar a las autoridades competentes la utilización, manejo o posesión de gasolina motor o ACPM sin marcar, para que estas establezcan la eventual infracción a otras normas;

d) Coordinar con las diferentes entidades oficiales y autoridades policiales y de control, los mecanismos tendientes a evitar y detectar el almacenamiento, manejo, transporte y distribución de gasolina motor y ACPM sin marcar.

PAR.—Sin perjuicio de las facultades del Ministerio de Minas y Energía, las alcaldías municipales, distritales o metropolitanas, de acuerdo con la delegación de funciones que otorgue o haya otorgado el Ministerio de Minas y Energía, deberán cumplir con las obligaciones señaladas en el presente artículo en lo inherente a las estaciones de servicio.

No obstante la delegación efectuada, en cualquier momento, el Ministerio de Minas y Energía podrá avocar conocimiento de casos especiales inherentes a las estaciones de servicio.

(D. 1503/2002, art. 14)

SUBSECCIÓN 2.5

Definiciones aplicables a la distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo en zonas de frontera

ART. 2.2.1.1.2.2.5.1.—Definiciones. Para los efectos del presente decreto se tendrán en cuenta las siguientes definiciones:

Combustibles líquidos derivados del petróleo. Como combustibles líquidos derivados del petróleo se tendrán exclusivamente el electrocombustible, el ACPM y la gasolina motor en los términos previstos en el artículo 2.2.1.1.2.2.1.4 del presente decreto.

Refinador, distribuidor mayorista, gran consumidor, distribuidor minorista, planta de abastecimiento, transportador de combustibles: Serán los definidos en la sección “Distribución de combustibles” del presente decreto.

Tercero: Toda persona natural o jurídica, debidamente registrada y autorizada por el Ministerio de Minas y Energía que cuente con capacidad logística suficiente para importar y/o distribuir combustibles líquidos derivados del petróleo en un municipio ubicado en zona de frontera.

(D. 386/2007, art. 1º)

Zonas de frontera. Para efectos de las exenciones de los impuestos de arancel, IVA e impuesto global de que trata el párrafo cuarto del artículo primero de la Ley 681 de 2001, se entenderán por zonas de frontera los siguientes municipios y corregimientos:

a) En el departamento de Amazonas: El Encanto, La Pedrera, Leticia, Puerto Alegría, Puerto Arica, Puerto Nariño y Tarapacá.

b) En el departamento de Arauca: Arauca, Arauquita, Cravo Norte, Fortul, Puerto Rondón, Saravena y Tame.

c) En el departamento de Boyacá: Cubará.

d) En el departamento de Cesar: Aguachica, Agustín Codazzi, Becerril, Bosconia, César, Chiriguaná, Curumaní, El Copey, El Paso, Gamarra, La Gloria, La Jagua de Ibirico, La Paz, Manaure, Pelaya, Pailitas, Río de Oro, San Diego San Martín, San Alberto Valledupar.

e) En el departamento de Chocó: Acandí, Juradó, Riosucio y Unguía.

f) En el departamento de Guajira: Albania, Barrancas, Dibulla, Distracción, El Molino, Fonseca, Hato Nuevo, La Jagua del Pilar, Maicao, Manaure, Riohacha, San Juan del Cesar, Uribia, Urumita y Villanueva.

g) En el departamento de Guainía: Cacahual, La Guadalupe, Pana Pana, Puerto Colombia, Puerto Inírida y San Felipe.

h) En el departamento de Nariño: Aldana, Ancuyá, Aponte, Arboleda, Barbacoas, Belén, Buesaco, Carlosama, Cartago, Chachagüí, Colón-Génova, Consacá, Córdoba, Cumbal, Cumbitara, El Charco, El Contadero, El Peñol, El Tablón, El Tambo, Francisco Pizarro, Funes, Guachucal, Guaitarilla, Gualmatán, lles, Imués, Ipiales, La Cruz, La Florida, La Unión, La Tola, Leiva, Linares, Maguí, Mallama, Mosquera, Nariño, Olaya Herrera, Ospina, Pasto, Payán, Policarpa, Potosí, Puerres, Pupiales, Ricaurte, Roberto Payán, Rosario, Samaniego, San Bernardo, San José de Albán, San Lorenzo, San Pablo, Sapuyes, Sandoná, Santa Bárbara Iscuande, Santacruz-Guachaves, Sotomayor, Taminango, Tangua, Tumaco, Túquerres y Yacuanquer,

i) En el departamento de Norte de Santander: Abrego, Bochalema, Bucarasica, Chinácota, Convención, Cúcuta, Durania, El Carmen, El Tarra, El Zulia, Hacarí, Herrán, La Esperanza, La Playa, Los Patios, Ocaña, Pamplona, Pamplonita, Puerto Santander, Ragonvalia, San Calixto, San Cayetano, Sardinata, Teorama, Tibú, Toledo, y Villa del Rosario.

j) En el departamento de Putumayo: La Dorada - San Miguel, La Hormiga o Valle del Guamuez, Puerto Asís y Puerto Leguízamo, Sibundoy, Santiago, San Francisco, Mocoa, Colón, Puerto Caicedo, Orito, Puerto Guzmán y Villa Garzón.

k) En el departamento Vaupés: Mitú, Pacoa, Taraira y Yavarate.

l) En el departamento de Vichada: Cumaribo, La Primavera y Puerto Carreño.

(D. 2875/2001, art. 1º, modificado por los decretos 1730/2002, art. 1º, 2970/2003, art. 1º; 1037/2004, art. 1º; 3459/2004, art. 1º; 2484/2006, art. 1º; 1010/2007, art. 1º y 1253/2002(sic), art. 1º)

ART. 2.2.1.1.2.2.5.2.—Cumplimiento de requisitos. Para efectos de la certificación de estaciones de servicio, asignación de volúmenes máximos y ajuste y aprobación de los respectivos planes de abastecimiento de los municipios señalados en el artículo anterior, se deberá cumplir con lo dispuesto en los artículos 2.2.1.1.2.2.6.7 a 2.2.1.1.2.2.6.16, o las normas que lo modifiquen, adicionen o sustituyan.

(D. 1253/2010, art. 2º)

SUBSECCIÓN 2.6

Distribución de combustibles líquidos en zonas de frontera

ART. 2.2.1.1.2.2.6.1.—Importación en zonas de frontera. La persona natural o jurídica interesada en importar combustibles líquidos derivados del petróleo para el consumo o distribución en zonas de frontera deberá cumplir con lo estipulado en la Ley 681 de 2001 y lo establecido en la presente subsección o en las normas que los modifiquen, adicionen o sustituyan.

(D. 4299/2005, art. 10)

ART. 2.2.1.1.2.2.6.2.—Combustibles para el departamento de La Guajira. La presente subsección aplicará únicamente para los combustibles líquidos derivados del petróleo (gasolina sin plomo y ACPM) que se introduzcan desde la República Bolivariana de Venezuela por los sitios previamente establecidos por la Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales, DIAN, siempre y cuando los mismos se vendan y almacenen en las plantas de abastecimiento de combustibles líquidos derivados del petróleo debidamente aprobadas por el Ministerio de Minas y Energía y se distribuyan, por parte de la cooperativa creada por los indígenas Wayúu y las personas naturales residentes en dichos territorios y que tradicionalmente se han dedicado a esta actividad, en los municipios calificados como zona de frontera en el departamento de La Guajira. Para el efecto, las plantas de abastecimiento deberán habilitarse ante la DIAN como depósito, conforme con las disposiciones establecidas en el título III, capítulo II, artículo 47 y siguientes del Decreto 2685 de 1999 y demás normas que lo adicionen, modifiquen, aclaren o deroguen, salvo lo previsto en el literal a) del artículo 51 y en el literal b) del artículo 71 respecto del valor del patrimonio neto por acreditar, el cual para efectos de la habilitación de la planta de abastecimiento como ‘depósito’ será de una décima parte del valor previsto en las referidas disposiciones.

PAR.—Quienes introduzcan combustibles líquidos derivados del petróleo provenientes de la República Bolivariana de Venezuela por sitios diferentes a los señalados por la Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales, DIAN o quienes vendan, almacenen o distribuyan los referidos combustibles en lugares diferentes a las plantas de abastecimiento, estarán incursos en los delitos tipificados en los artículos 70 a 74 de la Ley 788 de 2002, o las normas que modifiquen, adicionen o deroguen, sin perjuicio de las demás sanciones a que haya lugar.

(D. 1980/2003, art. 1º; modificado por el D. 3353/2004, art. 1º)

ART. 2.2.1.1.2.2.6.3.—Función de distribución en el departamento de La Guajira. De conformidad con lo dispuesto en el artículo 1º de la Ley 681 de 2001; modificado por el artículo 9º de la Ley 1430 de 2010, modificado a su vez en su inciso primero por el artículo 173 de la Ley 1607 de 2012; en las zonas de frontera del departamento de La Guajira, el Ministerio de Minas y Energía podrá ceder de manera preferencial la función de distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo a la cooperativa constituida para el efecto.

Para recibir la contratación o cesión., la cooperativa deberá inscribirse como tercero ante el Ministerio de Minas y Energía, cumpliendo con lo señalado en la subsección “Distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo”, o las normas que lo modifiquen, aclaren, adicionen o deroguen.

Las plantas de abastecimiento de combustibles líquidos derivados del petróleo sólo podrán distribuir combustibles importados de Venezuela a las estaciones de servicio legalmente establecidas, con cupo asignado por la dirección de hidrocarburos-Ministerio de Minas y Energía, a los grandes consumidores y a Ecopetrol S.A. o quien haga sus veces, siempre que los mismos se destinen a los municipios señalados como zonas de frontera en el departamento de La Guajira.

PAR. 2º—Solamente de no ser posible la cesión a la cooperativa organizada para el efecto, el Ministerio de Minas y Energía ejercerá esta función directamente como distribuidor mayorista, o la podrá ceder o contratar total o parcialmente, con los distribuidores mayoristas que cuenten con la capacidad logística, técnica o interés comercial para la distribución de combustibles, reconocidos y registrados como tales por el Ministerio de Minas y Energía, o con terceros debidamente registrados y aprobados.

(D. 1980/2003, art. 2º, modificado por el D. 3353/2004, art. 2º; par. 1º derogado por el D. 2363/2006, art. 3º)

ART. 2.2.1.1.2.2.6.4.—Visto bueno del Ministerio de Minas y Energía para la distribución de combustibles en el departamento de La Guajira. El Ministerio de Minas y Energía, elaborará y aprobará un plan de abastecimiento de combustibles líquidos derivados del petróleo para cada uno de los municipios considerados como zonas de frontera en el departamento de La Guajira, en los términos señalados en el presente decreto. Dicho plan que deberá consultar los cupos máximos de combustibles fijados para cada municipio por la dirección de hidrocarburos del mencionado Ministerio. Dentro de los cinco (5) días siguientes a la fecha de elaboración del referido plan, se evaluará y, si es el caso, se realizarán los ajustes pertinentes. El plan, se aprobará mediante resolución motivada y otorgará en ese mismo acto los vistos buenos para la distribución de combustibles en los municipios y corregimientos de zona de frontera.

La aprobación para ejercer la distribución de combustibles en el departamento de La Guajira estará vigente por doce (12) meses; al final de dicho período, si es necesario, el ministerio, deberá ajustar el plan de abastecimiento a las condiciones del mercado y aprobarlo, en los términos señalados en el presente decreto. De lo contrario, permanecerá vigente por un período de hasta dos (2) años más, con revisiones anuales en los términos indicados en este inciso.

Una vez aprobado el plan de abastecimiento por parte del Ministerio de Minas y Energía, se iniciarán los trámites correspondientes para el cumplimiento de la función de distribución en los municipios y corregimientos considerados como zona de frontera en el departamento de La Guajira.

Dentro de los tres (3) días siguientes a la ejecutoria de los actos administrativos de aprobación de que trata el presente artículo, el Ministerio de Minas y Energía, deberá poner en conocimiento de la Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales, DIAN, y demás autoridades de control competentes el plan de abastecimiento de combustibles líquidos derivados del petróleo para cada una de las zonas de frontera y sus correspondientes modificaciones.

(D. 1980/2003, art. 3º; modificado por el art. 3º del Decreto 3353/2004, modificado por las leyes 1430/2010, art. 1º, y 1607/2012, art. 1º)

ART. 2.2.1.1.2.2.6.5.—Importación de combustibles hacia el departamento de La Guajira. El trámite para la importación de combustibles líquidos derivados del petróleo para el departamento de La Guajira se sujetará a las disposiciones del Decreto 2685 de 1999, salvo lo relacionado en el capítulo II, título V, artículo 90 y siguientes.

La Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales, DIAN, habilitará, mediante resolución motivada, los sitios para el ingreso de los referidos combustibles

(D. 1980/2003, art. 4º, modificado por el D. 3353/2004, art. 4º)

ART. 2.2.1.1.2.2.6.6.—Responsabilidades y obligaciones de la cooperativa calificada como tercero en el departamento de La Guajira.

1. Los combustibles líquidos derivados del petróleo amparados mediante el artículo 1º de la Ley 681 de 2001, modificado por la Ley 1430 de 2010 y 1607 de 2012, no podrán ser vendidos y/o distribuidos a través de estaciones de servicio y/o transportadores diferentes a los autorizados, ni en volúmenes superiores a los determinados por la dirección de hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía, como tampoco podrán ser distribuidos fuera de los municipios definidos como zona de frontera en el departamento de La Guajira. Para el efecto, el ministerio adelantará las acciones de control que considere pertinentes, sin perjuicio de las facultades legales otorgadas a la DIAN.

2. La cooperativa no podrá celebrar contratos de transporte de combustibles líquidos derivados del petróleo para las zonas de frontera con personas naturales o jurídicas que no tengan sus vehículos debidamente registrados y autorizados ante el Ministerio de Minas y Energía, en los términos señalados en la presente subsección en las normas que lo modifiquen, aclaren, adicionen o deroguen. Lo anterior sin perjuicio del cumplimiento de las obligaciones que para el efecto se exigen en la subsección “Distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo.

3. La cooperativa deberá enviarle a la dirección de hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía y a la DIAN, mensualmente y a más tardar el tercer día del mes siguiente al de la adquisición del producto, la información sobre los combustibles entregados y vendidos en cada uno de los municipios donde operan, debidamente certificada por contador público o revisor fiscal.

4. Las estaciones de servicio que distribuyan combustibles en los municipios y corregimientos ubicados en zonas de frontera del departamento de La Guajira deberán informar, dentro de los cinco (5) días siguientes a la terminación del mes, a la dirección de hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía y a la DIAN, el volumen (en galones) de combustibles adquiridos y la relación de las ventas efectuadas en el mes calendario inmediatamente anterior, con discriminación de productos, cantidad (en galones) y precios de los mismos, so pena de hacerse acreedoras a las sanciones señaladas en la sección relativa a las sanciones del presente título.

5. Las plantas de abastecimiento legalmente establecidas, que se encuentren localizadas en el área de influencia, que abastezcan estaciones de servicio ubicadas en municipios y corregimientos de zonas de frontera, deberán llevar un registro independiente para cada uno de los combustibles que se distribuyan allí, el cual deberá distinguir entre otros: Nombre de la estación de servicio y/o transportador, municipio, volumen retirado mensual, valor correspondiente a sobretasa. Este registro deberá ser informado mensualmente a la dirección de hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía, dentro de los cinco (5) días siguientes a la terminación del mes, so pena de hacerse acreedor a la imposición de las sanciones contempladas en la sección relativa a las sanciones del presente título.

(D. 1980/2003, art. 5º)

ART. 2.2.1.1.2.2.6.7.—Alcance de la función de distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo. La función de distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo de que trata el artículo 1º de la Ley 681 de 2001, comprende las actividades de importación, transporte, almacenamiento, distribución (mayorista, minorista y tercero) de los combustibles líquidos derivados del petróleo por parte del Ministerio de Minas y Energía en los municipios de zonas de frontera.

El ministerio, podrá ejercer esta función directa y autónomamente o la podrá ceder o contratar, total o parcialmente, con los distribuidores mayoristas con capacidad logística, técnica o interés comercial para la distribución de combustibles, autorizados como tales por el mencionado ministerio, con terceros previamente aprobados y registrados por el mismo y/o con distribuidores minoristas.

La contratación o cesión de esta función por parte del ministerio, o de las actividades que ella comprende, se realizará teniendo en cuenta las condiciones propias de cada municipio de zona de frontera con sujeción al siguiente orden de prelación, el cual aplicará únicamente para efectos de la distribución de combustibles al consumidor final a través de estaciones de servicio.

1. Las plantas de abastecimiento ubicadas en el respectivo departamento fronterizo.

2. Las plantas de abastecimiento ubicadas en los municipios y departamentos vecinos a la respectiva zona de frontera con posibilidades técnicas y económicas de abastecerlos.

3. Los terceros previamente aprobados y registrados por el Ministerio de Minas y Energía.

4. Las estaciones de servicio ubicadas en las zonas de frontera.

PAR. 1º—Para el desarrollo de las actividades de importación de combustibles se deberá dar cumplimiento a lo señalado para el efecto en la legislación aduanera, particularmente lo contemplado en el Decreto 2685 de 1999 y las normas que lo aclaren, modifiquen o sustituyan.

PAR. 2º—En el caso de la distribución a los grandes consumidores, escogerá desde el punto de vista normativo, logístico, económico y comercial, la mejor opción disponible.

PAR. 3º—El consumidor final de zona de frontera que consuma menos de ocho mil (8.000) galones mes de combustibles líquidos derivados del petróleo, con destino al sector industrial, agrícola y comercial, podrá abastecerse directamente de una estación de servicio automotriz por surtidor, bien sea a través de recipientes de 55 galones para lo cual deberá cumplir con lo establecido en el parágrafo 5º del artículo 2.2.1.1.2.2.3.86, o por medio de un vehículo al cual se le haya adaptado un tanque o por un vehículo con carrocería tipo tanque, casos en los cuales la capacidad del tanque no podrá ser superior a los mil (1.000) galones.

El consumidor final de zona de frontera que consuma más de dos mil quinientos (2.500) y menos de veinte mil (20.000) galones mes de combustibles líquidos derivados del petróleo, con destino al sector agrícola, industrial y comercial, podrá abastecerse de una estación de servicio automotriz a través de vehículos con carrocería tipo tanque provenientes directamente de la planta de abastecimiento del distribuidor mayorista, para lo cual la estación de servicio automotriz que le distribuya deberá solicitar autorización ante el Ministerio de Minas y Energía-Dirección de hidrocarburos.

Para efectos de que la estación de servicio automotriz con cupo asignado obtenga la autorización del Ministerio de Minas y Energía-Dirección de hidrocarburos para distribuir directamente desde la planta de abastecimiento del distribuidor mayorista hacia la instalación del consumidor final en vehículos con carrocería tipo tanque, es requisito presentar copia de los siguientes documentos:

1. Certificado de existencia y representación legal del consumidor final, para personas jurídicas o registro mercantil para personas naturales, en el caso que aplique, expedidos por la cámara de comercio, con fecha no superior a un (1) mes. En el caso de entidades públicas se deberá anexar el respectivo acto administrativo de constitución o el acto que rige el desarrollo de su objeto.

2. Certificación firmada por el interesado persona natural o por el representante legal cuando se trate de persona jurídica o entidad pública, a través de la cual conste la necesidad del combustible para el desarrollo de su actividad, así como la indicación de la infraestructura para el recibo y, de ser necesario en su actividad el almacenamiento del combustible, la infraestructura en que se depositará, la relación mes a mes de los consumos del último año, contados a partir de la fecha de la presentación de la solicitud, detallando el tipo de combustible, volumen y uso.

3. Información detallada de la infraestructura de los vehículos carrocería tipo tanque a través de la cual transportará y recibirá el combustible, anexando la autorización otorgada por el Ministerio de Minas y Energía para el transporte en zonas de frontera.

4. Contrato o acuerdo comercial suscrito entre la estación de servicio automotriz y el consumidor final.

5. En caso de que el consumidor final sea contratista del Estado para ejecutar obras de infraestructura, deberá presentar el documento correspondiente que lo certifique.

Cuando el distribuidor minorista a través de estación de servicio automotriz, ubicado en zona de frontera adquiera combustible con destino al consumidor final de que trata el presente artículo, así deberá expresarlo a su distribuidor mayorista, indicando: el tipo de combustible, el volumen y la dirección del consumidor final para que incluya estos datos en la guía única de transporte, así como la autorización dada por el Ministerio de Minas y Energía. Cada despacho debe estar respaldado con una factura de venta emitida por la estación de servicio automotriz, en la cual aparezca claramente detallados el combustible, volumen, origen y destino.

El distribuidor mayorista entregará copia de la guía única de transporte al vehículo con carrocería tipo tanque que reciba y transporte el combustible a las instalaciones del consumidor final.

El volumen que distribuya la estación de servicio automotriz al consumidor final bajo la modalidad de entregas directas con vehículos tipo carrocería tanque no puede superar el setenta por ciento (70%) del cupo total asignado por la UPME a la estación.

PAR. 5º—El gran consumidor ubicado en zonas de frontera podrá abastecerse de una estación de servicio automotriz, a través de vehículos con carrocería tipo tanque, provenientes directamente de la planta de abastecimiento del distribuidor mayorista, para lo cual la estación de servicio automotriz que le distribuya deberá solicitar autorización ante el Ministerio de Minas y Energía-Dirección de hidrocarburos, presentando los siguientes documentos:

1. Información detallada de la infraestructura de los vehículos carrocería tipo tanque a través de la cual transportará y recibirá el combustible, anexando la autorización otorgada por el Ministerio de Minas y Energía para el transporte en zonas de frontera.

2. Contrato o acuerdo comercial suscrito entre la estación de servicio automotriz y el gran consumidor.

3. En caso de que el gran consumidor sea contratista del Estado para ejecutar obras de infraestructura, deberá presentar el documento correspondiente que lo certifique.

Cuando el distribuidor minorista a través de estación de servicio automotriz ubicado en zona de frontera adquiera combustible con destino al gran consumidor, así deberá expresarlo a su distribuidor mayorista, indicando el tipo de combustible, el volumen y la dirección del gran consumidor para que incluya estos datos en la guía única de transporte, así como la autorización dada por el Ministerio de Minas y Energía. Cada despacho debe estar respaldado con una factura de venta emitida por la estación de servicio automotriz, en la cual aparezca claramente detallado el combustible, volumen, origen y destino.

El distribuidor mayorista entregará copia de la guía única de transporte al vehículo con carrocería tipo tanque que reciba y transporte el combustible a las instalaciones del gran consumidor.

El volumen que distribuya la estación de servicio automotriz al gran consumidor bajo la modalidad de entregas directas con vehículos tipo carrocería tanque no puede superar el cincuenta por ciento (50%) del cupo total asignado por la UPME a la estación.

(D. 386/2007, art. 2º, pars. 4º y 5º adicionados por el D. 2776/2010, art. 1º; la remisión que realiza el par. 3º del presente artículo a los decretos 2337/2004, modificado por los decretos 4237/2004 y 2363/2006, 2338, 2339 y 2340/2004, modificado este último por los decretos 4236/2004 y 2363/2006 y los tres anteriores por el D. 2363/2006).

ART. 2.2.1.1.2.2.6.8.—Aprobación de un plan de abastecimiento por parte del Ministerio de Minas y Energía. Para el otorgamiento de la autorización de que trata el artículo 1º de la Ley 681 de 2001, modificada por el artículo 9º de la Ley 1430 de 2010 y el artículo 173 de la Ley 1607 de 2012, el Ministerio de Minas y Energía-Dirección de hidrocarburos, elaborará y aprobará un plan de abastecimiento de combustibles líquidos derivados del petróleo para cada uno de los departamentos que cuenten con municipios definidos como zona frontera, para lo cual podrá consultar a los distribuidores mayoristas, minoristas y/o terceros interesados, sin que ello implique que tales conceptos sean de obligatorio recibo.

Este plan deberá consultar los volúmenes máximos de combustibles establecidos para cada municipio por la dirección de hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía, y deberá contener de manera detallada las condiciones bajo las cuales se efectuará el abastecimiento de combustibles, en especial las siguientes:

1. Los lugares desde donde se abastecerá de combustibles a la zona de frontera, indicando la procedencia del producto (nacional o importado) y determinando las posibles rutas que se utilizarán hasta el sitio de entrega por parte de dicha empresa.

2. La cadena de distribución que va a utilizar para la importación, almacenamiento, manejo, transporte y distribución de combustibles.

3. Las condiciones óptimas para abastecer el municipio, atendiendo las consideraciones económicas y logísticas.

Dentro de los diez (10) días siguientes a la fecha de presentación del referido plan, el Ministerio de Minas y Energía-Dirección de hidrocarburos, lo evaluará y, si es el caso, se realizarán los ajustes pertinentes. Conforme con el plan, el Ministerio de Minas y Energía-Dirección de hidrocarburos, lo aprobará mediante resolución motivada y otorgará en ese mismo la autorización para la distribución de combustibles en el respectivo municipio de zona de frontera.

Las autorizaciones tendrán una vigencia de dos (2) años. Si el plan de abastecimiento no se modifica, la autorización se renovará automáticamente hasta por una vez. En todo caso, el Ministerio de Minas y Energía-Dirección de hidrocarburos, deberá elaborar un informe con los resultados y actividades desarrolladas en los municipios considerados como zonas de frontera, en materia de distribución de combustibles.

Si durante la vigencia de la autorización se presentaren cambios significativos en las condiciones de mercado que incidan en la prestación eficiente del servicio de distribución de combustibles líquidos, se ajustará el referido plan y el Ministerio de Minas y Energía-Dirección de hidrocarburos, lo aprobará de acuerdo con el procedimiento establecido anteriormente.

PAR.—Dentro de los tres (3) días siguientes a la ejecutoria de los actos administrativos que conceden la autorización de que trata el presente artículo, se deberá poner en conocimiento de las autoridades de control que considere pertinentes y especialmente de la Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales, DIAN, el plan de abastecimiento de combustibles líquidos derivados del petróleo para cada una de las zonas de frontera y sus correspondientes modificaciones.

(D. 386/2007, art. 3º)

ART. 2.2.1.1.2.2.6.9.—Volúmenes a distribuir en las zonas de frontera. El Ministerio de Minas y Energía-Dirección de hidrocarburos, establecerá los volúmenes máximos de combustibles líquidos derivados del petróleo, para la distribución en cada municipio de la respectiva zona de frontera.

Los volúmenes máximos de que trata este artículo se establecerán en cuotas mensuales, teniendo en cuenta los indicadores nacionales per cápita de consumo de combustibles aplicados a cada municipio de zona de frontera, los cuales serán ajustados por el consumo de gas natural vehicular en caso de que no existiera el mismo en cada una de las respectivas zonas de frontera; igualmente, se ajustará teniendo en cuenta el flujo vehicular interurbano asociado al municipio fronterizo.

El Ministerio de Minas y Energía-Dirección de hidrocarburos establecerá, dentro de cada municipio de zona de frontera, el volumen que corresponda para cada una de las estaciones de servicio que se encuentren ubicadas en dichos municipios, de acuerdo con las compras y la capacidad instalada. Para el efecto, se tomará una ponderación del ochenta por ciento (80%) para la primera variable y una ponderación del veinte por ciento (20%) para la segunda. En acto administrativo de carácter general, la referida Unidad señalará la metodología respectiva de establecimiento y los periodos que se tendrán en cuenta para llevar cabo la respectiva asignación. Dicha metodología deberá ser aprobada previamente por el Ministerio de Minas y Energía-Dirección de hidrocarburos.

Los volúmenes mensuales establecidos corresponden al periodo comprendido entre el primer y el último día del respectivo mes calendario. Si por razones derivadas de la firmeza de los actos administrativos de reasignación de volúmenes máximos o de la operatividad de los contratos o cesiones con el Ministerio de Minas y Energía, una estación de servicio empieza a distribuir combustibles un día diferente al primero de mes, el volumen asignado se dividirá entre los días calendario del mes y la estación de servicio podrá adquirir del mayorista o tercero la proporción correspondiente a los días restantes del mes.

Así mismo, el Ministerio de Minas y Energía-Dirección de hidrocarburos asignará los volúmenes máximos para los grandes consumidores, fijando a través de actos administrativos de carácter general, la metodología, los plazos, las variables, los procedimientos a seguir, los parámetros y la información que deben presentar los referidos agentes, sin perjuicio de las responsabilidades y obligaciones previstas para ellos en el presente decreto.

Una vez se expida la resolución mediante la cual se establezcan los volúmenes máximos de combustibles líquidos derivados del petróleo el Ministerio de Minas y Energía notificará a los interesados, pero no tendrá ninguna aplicación hasta cuando dicho acto administrativo quede ejecutoriado, para cuyo efecto el ministerio enviará la información correspondiente.

El Ministerio de Minas y Energía, a partir de estudios técnicos que realice para determinar la pertinencia de las mismas, podrá utilizar variables como el indicador de crecimiento per cápita, la asignación de volúmenes máximos por áreas metropolitanas, en los casos en que aplique, y variables de ubicación, en especial el caso de estaciones ubicadas en vías nacionales respecto de las ubicadas en los cascos urbanos, y/o antigüedad en la asignación.

En igual sentido, el Ministerio de Minas y Energía, deberá hacer un estudio especial en relación con los municipios carboníferos ubicados en zonas de frontera, así como los municipios con importante desarrollo agrícola en las zonas de frontera, de tal forma que se determine si hay lugar a definir variables específicas. Dichos estudios deberán ser socializados en cada una de las regiones respectivas.

PAR.—Las empresas de transporte urbano colectivo de pasajeros que sean propietarias de estaciones de servicio que subsidien directamente el pasaje a la población vulnerable y/o estudiantil en porcentajes iguales o superiores al 25%, y que desarrollen sus actividades en municipios con características específicas como población inferior a 200.000 habitantes, tener conflictos de grupos al margen de la ley, alta población desescolarizada, índice de NBI superior a la media nacional, podrán obtener cupo adicional al establecido bajo las variables y condiciones señaladas en el presente decreto, equivalente al 50% del volumen máximo que se le otorgue, el cual se tendrá en cuenta por encima del tope señalado para el respectivo municipio.

Las estaciones de servicio que cumplan con las condiciones señaladas en el presente parágrafo, deberán enviar a la dirección de hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía las respectivas certificaciones emitidas por las autoridades competentes, en el plazo señalado en el inciso tercero del artículo siguiente y renovar las mismas cada año, so pena de perder el referido beneficio.

(D. 386/2007, art. 4º; párrafo 3º modificado por el D. 2776/2010, art. 5º; par. adicionado por el D. 733/2008, art. 2º; este artículo tiene adiciones de parágrafos transitorios realizadas: por el artículo 1º del D. 733/2008 y el art. 2º del D. 2776/2010)

ART. 2.2.1.1.2.2.6.10.—Certificación de estaciones de servicio y asignación de volúmenes máximos. Los volúmenes asignados por el Ministerio de Minas y Energía, tendrán una vigencia de dos (2) años y serán fijados durante el primer trimestre del primer año del respectivo período.

Para la asignación de los volúmenes máximos, las estaciones de servicio ubicadas en los diferentes municipios fronterizos deberán entregar al Ministerio de Minas y Energía-Dirección de hidrocarburos, una certificación expedida con no más de cuatro (4) meses de antelación por el organismo de certificación acreditado o aquel organismo que determine la Superintendencia de Industria y Comercio o quien haga sus veces, en la que conste que cuenta con el certificado de conformidad de que trata el numeral 8º del artículo 2.2.1.1.2.2.3.91, sobre el cumplimiento de los requisitos contenidos en la subsección “Distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo”, o las normas que los modifiquen, aclaren o sustituyan, por parte de la estación de servicio para la cual se pretenda obtener una asignación de volumen máximo. Dicho certificado deberá incluir la capacidad de almacenamiento justificada en un proceso de aforo verificado por el respectivo organismo de certificación acreditado o aquel organismo que determine la Superintendencia de Industria y Comercio o quien haga sus veces.

Para el efecto, dicha información debe ser entregada en el Ministerio de Minas y Energía a más tardar el 31 de enero del año respectivo, de lo contrario no se tendrá en cuenta en el correspondiente establecimiento de volúmenes máximos.

El Ministerio de Minas y Energía-Dirección de hidrocarburos, con base en dicha información analizará la relación de estaciones de servicio ubicadas en los municipios fronterizos que cumplen la totalidad de los requisitos establecidos en la normatividad vigente, con el fin de que sean objeto de la respectiva asignación.

(D. 386/2007, art. 5º, parágrafo transitorio derogados por el D. 733/2008, art. 3º)

ART. 2.2.1.1.2.2.6.11.—Reasignación de volúmenes máximos y sanciones. En el evento en que una estación de servicio que haya sido objeto de asignación de un volumen máximo de combustibles líquidos derivados del petróleo pierda el derecho de continuar operando, bien sea por sanciones administrativas, penales y/o derivados del contrato o cesión con el Ministerio de Minas y Energía, o que no haya suscrito el respectivo contrato o cesión dentro de los 30 días hábiles a la expedición del señalado volumen máximo, el ministerio con el fin de evitar desbalances en el abastecimiento de los municipios fronterizos reasignará dicho volumen entre las demás estaciones de servicio del referido municipio, sin que sea necesario esperar hasta la próxima asignación general, de conformidad con la metodología señalada en la normatividad vigente y el procedimiento que para el efecto expida la mencionada unidad.

En el evento en que se presenten los casos de pérdidas de derechos de que trata el presente artículo, las autoridades respectivas informarán al ministerio dentro de los dos (2) días siguientes a la ejecutoria del acto administrativo o a la expedición de la respectiva comunicación, sobre la determinación tomada en relación con el contrato o cesión, para que la dirección de hidrocarburos dentro de los cinco (5) días siguientes efectúe el proceso de reasignación.

La estación de servicio que pierda el derecho de continuar operando como consecuencia de la comisión de una conducta penal imputable a su propietario y/o administrador, esta no tendrá derecho a que se le conceda un volumen máximo por lo menos durante las dos (2) siguientes asignaciones generales.

En el caso en que la sanción impuesta en contra de la estación de servicio, tenga orígenes administrativos y/o derivados del contrato o cesión con el ministerio, siempre que no involucre actividades ilícitas, el propietario de la estación podrá, luego de haber transcurrido una (1) asignación general y previo el estudio y la aprobación por parte del Ministerio de Minas y Energía-Dirección de hidrocarburos, de acuerdo con las condiciones generales señaladas en el presente decreto, solicitar nuevamente la asignación de un volumen máximo.

El Ministerio de Minas y Energía, deberá manejar y administrar en forma coordinada la información relacionada con la distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo en zonas de frontera, con el fin de agilizar el proceso de captura de los datos relacionados con este tema.

PAR.—El retiro del certificado de conformidad por parte de un organismo de certificación dará lugar a la cancelación del cupo asignado, bien sea a las estaciones de servicio o a los grandes consumidores. En este sentido el organismo certificador deberá enviar una comunicación al Ministerio de Minas y Energía-Dirección de hidrocarburos explicando las razones de dicha decisión, respaldándolas con un informe documentado con base en el cual la dirección de hidrocarburos realizará la cancelación del cupo y las reasignaciones contempladas en el presente artículo.

En todo caso, el Ministerio de Minas y Energía-Dirección de hidrocarburos, cuando medien consideraciones de orden legal, técnico o de seguridad industrial frente a los requisitos señalados en la normatividad vigente, solicitará a los organismos de certificación las explicaciones respectivas con el fin de que si es el caso, adopten las medidas pertinentes

(D. 386/2007, art. 6º, par. adicionado por el D. 2776/2010, art. 8º)

ART. 2.2.1.1.2.2.6.12.—Inclusión de nuevos municipios como zonas de frontera. Una vez expedido el acto administrativo de inclusión del nuevo municipio fronterizo, las estaciones de servicio ubicadas en dichos entes territoriales, que se encuentren operando, deberán presentar ante el Ministerio de Minas y Energía-Dirección de hidrocarburos, dentro de los veinte (20) días hábiles siguientes, el certificado de conformidad expedido con no más de cuatro (4) meses de antelación, por un organismo de certificación acreditado o aquel organismo que determine la Superintendencia de Industria y Comercio o quien haga sus veces, en el que conste que la misma cumple con la totalidad de requisitos establecidos en la normatividad vigente; así mismo, deberán presentar el registro único tributario, RUT.

El Ministerio de Minas y Energía llevará la relación de las estaciones de servicio que cumplan la totalidad de requisitos para efectos de los respectivos volúmenes máximos, y para los ajustes correspondientes en el plan de abastecimiento.

Una vez recibida la información en mención, el ministerio asignará los respectivos volúmenes máximos dentro de los veinte (20) días hábiles siguientes. Dentro de los cinco (5) días siguientes a la fecha en que se asignen los volúmenes máximos, el Ministerio de Minas y Energía-Dirección de hidrocarburos, ajustará en el plan de abastecimiento de combustibles líquidos derivados del petróleo para el correspondiente departamento fronterizo.

Dentro de los cinco (5) días siguientes a la fecha de elaboración del referido plan, el Ministerio de Minas y Energía-Dirección de hidrocarburos, lo evaluará y, si es el caso, señalará un plazo, para que se realicen los ajustes pertinentes. Conforme con el plan, el Ministerio de Minas y Energía-Dirección de hidrocarburos, lo aprobará mediante resolución motivada y otorgará en ese mismo acto el visto bueno para la distribución de combustibles en el respectivo municipio de zona de frontera.

Definida la primera asignación de volúmenes máximos, la dinámica sobre el particular se ajustará a las condiciones generales señaladas en este decreto.

(D. 386/2007, art. 7º)

ART. 2.2.1.1.2.2.6.13.—Transporte de combustibles. Los interesados en transportar combustibles entre las instalaciones de los agentes que distribuyan combustibles exentos en zonas de frontera, deberán enviar al Ministerio de Minas y Energía-Dirección de hidrocarburos, para su autorización y registro los siguientes documentos:

1. Certificado de revisión y aceptación otorgado por el Ministerio de Transporte o quien haga sus veces sobre el cumplimiento de los requisitos exigidos en el Decreto Reglamentario Único del Sector Transporte, sección “transporte terrestre de mercancías peligrosas por carretera”, o en las normas que lo modifiquen, adicionen o sustituyan.

2. Póliza de responsabilidad civil extracontractual (acompañada del clausulado general y anexos) por el monto establecido en la subsección de distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo.

3. Información sobre el departamento fronterizo hacia o dentro del cual desea transportar combustibles, el cual deberá ser uno solo y de modificarse deberá solicitar la respectiva corrección del registro.

4. De ser necesario, información sobre el cabezote utilizado para transportar cada remolque habilitado para el transporte de combustibles. No se autorizarán remolques que no tengan claramente definido su respectivo cabezote.

Los transportadores de combustibles líquidos derivados del petróleo en los municipios de zonas de frontera tendrán, además de las obligaciones establecidas en el presente decreto, aquellas consagradas en la subsección de distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo del presente decreto y el Decreto Reglamentario Único del Sector Transporte.

El transporte de combustibles en zonas de frontera podrá ser efectuado por los distribuidores mayoristas, distribuidores minoristas y terceros, con sus propios carrotanques o con transportadores contratados por ellos; en cualquier caso, el transportador debe cumplir con las obligaciones contempladas en las autorizaciones y/o cesiones suscritos entre el ministerio y los distribuidores mayoristas, minoristas y/o terceros.

Si el transportador no cumple dichas obligaciones, el Ministerio de Minas y Energía, previo agotamiento del procedimiento correspondiente, determine si hay lugar o no a la imposición de sanción, de conformidad con lo establecido en la sección relativa a las sanciones del presente título.

El Ministerio de Minas y Energía pondrá a disposición de los distribuidores mayoristas y minoristas, de los terceros y de las autoridades de control, entre ellas la Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales, DIAN, el reporte de los transportadores autorizados para ejercer la actividad en cada municipio de zonas de frontera.

El ministerio deberá establecer rutas específicas y horarios para el transporte de combustibles hacia los municipios de las zonas de frontera, que serán incluidas en los planes de abastecimiento, sin perjuicio de que pueda incorporar en ellos otras rutas alternas por condiciones logísticas de optimización.

PAR. 1º—Para los efectos del transporte de combustibles hacia las zonas de frontera, las guías de transporte establecidas en la subsección de distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo o la norma que lo modifique, aclare o sustituya, tendrán una fecha de expiración que será definida por el Ministerio de Minas y Energía-Dirección de hidrocarburos, a través de la aprobación de los respectivos planes de abastecimiento, información que se pondrá en conocimiento de los distribuidores mayoristas, minoristas y terceros.

(D. 386/2007, art. 8º)

ART. 2.2.1.1.2.2.6.14.—Aprobación y registro de terceros. Los terceros interesados en obtener autorización, para la distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo en las zonas de frontera, deberán contar con registro y aprobación previa por parte del Ministerio de Minas y Energía-Dirección de hidrocarburos, para lo cual deberán presentar:

1. Certificado de existencia y representación legal, expedido por la cámara de comercio, con fecha no superior a tres meses en el que conste que dentro de su actividad principal se encuentra la importación, comercialización y distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo.

2. Información que acredite la capacidad técnica y operativa para el manejo de combustibles.

3. Póliza de responsabilidad civil extracontractual (acompañada del clausulado general y anexos de la misma) vigente por el monto establecido en la subsección de distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo.

PAR. 1º—El Ministerio de Minas y Energía-Dirección de hidrocarburos, decidirá sobre la solicitud de inscripción de los terceros mediante resolución motivada dentro de los diez (10) días siguientes al recibo de la información establecida en el presente artículo.

Las aprobaciones y registros de los terceros sólo aplicarán para las contrataciones o cesiones con el Ministerio de Minas y Energía, de que trata el artículo 1º de la Ley 681 de 2001, modificado por el artículo 9º de la Ley 1430 de 2010 y el artículo 173 de la Ley 1607 de 2012. Por lo tanto, su vigencia estará circunscrita a la duración del contrato que el respectivo tercero celebre con el ministerio. En aquellos casos en los que el tercero que haya sido aprobado y registrado no cuente con contrato, la aprobación y registro tendrán una duración máxima de seis (6) meses a partir de la fecha de su otorgamiento y podrán ser renovados por períodos iguales.

PAR. 2º—Los terceros que operen en los departamentos de La Guajira, e regirán por lo dispuesto en las normas señaladas en el parágrafo tercero del artículo 2.2.1.1.2.2.6.7 del presente decreto.

(D. 386/2007, art. 9º, modificado por la L. 1430/2010, art. 9º; modificado a su vez por la L. 1607/2012, art. 176(sic), par. 2º derogado parcialmente por el D. 1475/2014)

ART. 2.2.1.1.2.2.6.15.—Responsabilidades y obligaciones de Ecopetrol S.A., de los distribuidores mayoristas y minoristas, de los grandes consumidores, de los terceros y de los transportadores. Los combustibles de que trata el artículo 1º de la Ley 681 de 2001, modificado por el artículo 9º de le Ley 1430 de 2010, modificado a su vez por el artículo 173 de la Ley 1607 de 2012, deberán ser almacenados y distribuidos por los minoristas a los cuales el Ministerio de Minas y Energía les haya asignado el correspondiente volumen máximo y tengan suscrito un contrato o cesión con la entidad competente. Los volúmenes máximos con las excepciones de impuestos de tales combustibles a distribuir en cada estación de servicio, no podrán ser superiores a los asignados por el ministerio para cada estación de servicio, para lo cual, además de las acciones de control que desarrolle la DIAN y el ministerio, los distribuidores mayoristas, minoristas y los terceros, adelantarán las que consideren pertinentes.

Se autoriza la cesión de volúmenes máximos, entre estaciones de servicio ubicadas en un mismo municipio y dentro del mismo departamento fronterizo para la gasolina motor y el ACPM y entre los municipios del departamento fronterizo para el ACPM, lo cual se deberá realizar a título gratuito y con previa autorización del Ministerio de Minas o de la entidad competente. Los volúmenes cedidos serán tenidos en cuenta a la estación de servicio que los reciba para efectos de las siguientes asignaciones y deberán ser despachados directamente, desde las respectivas plantas de abastecimiento o centros de acopio a la estación de servicio cesionaria del volumen.

En igual sentido, se autoriza bajo las mismas condiciones señaladas en el inciso anterior, la cesión de volúmenes máximos a estaciones de servicio que se constituyan como nuevas dentro de una respectiva vigencia, siempre y cuando dichas estaciones cumplan con lo señalado en el artículo 2.2.2.1.1.2.2.6.1 del presente decreto, es decir obtener el certificado de conformidad y el aval del Ministerio de Minas y Energía-Dirección de hidrocarburos, sin que ello signifique obligación de asignación de volúmenes máximos a las mismas, antes de la próxima asignación.

Los distribuidores mayoristas y minoristas, los grandes consumidores y terceros no podrán celebrar contratos de transporte para las zonas de frontera con personas naturales o jurídicas que no cumplan los requisitos establecidos en el Decreto Reglamentario Único del Sector Transporte y la subsección de distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo, del presente decreto o en las normas que los modifiquen o sustituyan.

Los distribuidores mayoristas y minoristas y terceros autorizados por el Ministerio de Minas, o la entidad competente, o les ceda las actividades de que trata el artículo 1º de la Ley 681 de 2001, modificado por el artículo 9º de la Ley 1430 de 2010 modificado a su vez por el artículo 173 de la Ley 1607 de 2012, deberán entregar a dicho ente y a la DIAN, mensualmente y a más tardar el tercer día hábil del mes siguiente al de la adquisición del combustible, la información sobre los productos vendidos en cada uno de los municipios y corregimientos donde operan, debidamente certificada por contador público o revisor fiscal.

Las estaciones de servicio y los grandes consumidores ubicados en zonas de frontera deberán informar a través del sistema de información de la cadena de distribución de combustibles, Sicom, en concordancia con los términos y condiciones señalados en la Resolución 182113 de 2007 o en las normas que los modifiquen o sustituyan, el volumen en galones, de combustibles adquiridos y la relación de las ventas efectuadas en el mes calendario inmediatamente anterior, con discriminación de productos, cantidad en galones y precios de los mismos, so pena de la imposición de las sanciones señaladas en la sección “Sanciones” del presente título o las normas que lo modifiquen o sustituyan. El Sicom pondrá a disposición de la entidad competente y la DIAN la información que requieran sobre el particular.

No obstante lo anterior, durante los tres (3) meses siguientes al 3 de agosto de 2010, los agentes de la cadena de distribución y los terceros deberán seguir enviando adicionalmente copia de dicha información directamente al y la DIAN dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la terminación del mes.

Sin perjuicio de la sanción a que haya lugar por no entregar oportunamente la información señalada en el inciso anterior, el ministerio en el siguiente proceso de asignación de los volúmenes máximos de que trata la presente subsección no tendrá en cuenta la información que sea presentada extemporáneamente respecto de cualquier periodo.

A más tardar dentro de los veinte (20) días hábiles siguientes a la finalización de cada año, el sistema de información de la cadena de distribución de combustibles, Sicom, pondrá a disposición del Ministerio de Minas y Energía y para efectos de la asignación de los volúmenes máximos, las compras de cada una de las estaciones de servicio ubicadas en los departamentos considerados como zonas de frontera.

Los distribuidores mayoristas, las estaciones de servicio, los grandes consumidores, terceros y/o los transportadores que operen en zonas de frontera, deberán conservar en sus archivos las guías únicas de transporte de que tratan la subsección de distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo.

Las plantas de abastecimiento legalmente establecidas, que se encuentren localizadas en el área de influencia, que abastezcan estaciones de servicio ubicadas en municipios de zonas de frontera, deberán llevar un registro independiente para cada uno de los combustibles que se distribuyan en dicha zona, el cual deberá contener, entre otros: nombre de la estación de servicio, municipio, cupo mensual asignado, volumen retirado mensual, valor correspondiente a sobretasa. Este registro deberá ser informado mensualmente al Ministerio de Minas y Energía-Dirección de hidrocarburos o a la entidad competente, y a la DIAN, so pena de imposición de las sanciones contempladas en los artículos la sección “Sanciones” del presente título o la norma que lo modifique o sustituya.

PAR.—El Ministerio de Minas y Energía, o la entidad competente, en los contratos o cesiones que suscriba con distribuidores mayoristas, minoristas y terceros, podrá exigir las garantías sobre responsabilidad que considere pertinentes y tomar las demás previsiones a que haya lugar.

(D. 386/2007, art. 10, modificado por el D. 2776/2010, art. 9º)

ART. 2.2.1.1.2.2.6.16.—Estructura de precios de los combustibles en zonas de frontera. El Ministerio de Minas y Energía definirá la estructura de precios de los combustibles en las zonas de frontera de acuerdo con los costos en los que incurra y la cadena de distribución que utilice.

(D. 386/2007, art. 11)

ART. 2.2.1.1.2.2.6.17.—Futuros establecimientos de volúmenes máximos. Los volúmenes máximos señalados en el artículo 2.2.1.1.2.2.6.9, permanecerán vigentes hasta el primer trimestre del año 2013, año en el cual y en adelante se aplicará el procedimiento señalado en el artículo 2.2.1.1.2.2.6.10 o en las normas que lo modifiquen o sustituyan.

(D. 2776/2010, art. 3º)

ART. 2.2.1.1.2.2.6.18.—Asignación de volúmenes máximos a nuevas estaciones de servicio. Autorízase al Ministerio de Minas y Energía-Dirección de hidrocarburos para otorgar en cualquier momento volúmenes máximos a las estaciones de servicio que hayan quedado por fuera de la asignación general llevada a cabo en determinado año, incluidas las señaladas en el artículo 2.2.1.1.2.2.6.11 del presente decreto, siempre y cuando obtengan el certificado de conformidad y hasta tanto se realice la nueva asignación general. Lo anterior, bajo la metodología general establecida en las normas vigentes y de ser el caso por encima del tope señalado para el respectivo municipio en el cual se encuentren las diferentes estaciones.

(D. 2776/2010, art. 4º)

ART. 2.2.1.1.2.2.6.19.—Asignación o reasignación de volúmenes máximos en condiciones especiales. El Ministerio de Minas y Energía, a través de un acto general y con el debido soporte, podrá señalar medidas para la asignación o reasignación de volúmenes máximos cuando por condiciones especiales se requiera trasladar volúmenes entre municipios fronterizos del mismo departamento, con miras a garantizar el abastecimiento de combustibles, generar medidas de control a la distribución y corregir fenómenos derivados de dificultades con países vecinos o de problemas con connotación social en las regiones fronterizas.

(D. 2776/2010, art. 6º)

ART. 2.2.1.1.2.2.6.20.—Definición de esquemas especiales de abastecimiento de combustibles. La dirección de hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía, con base en los planes de abastecimiento debidamente aprobados en los términos señalados en el presente decreto o en las normas que lo modifiquen o sustituyan, podrá diseñar esquemas especiales de abastecimiento de combustibles a los departamentos fronterizos.

(D. 2776/2010, art. 7º)

ART. 2.2.1.1.2.2.6.21.—Establecimiento de volúmenes máximos a estaciones de servicio vinculadas a sistemas de transporte masivo y/o a sistemas estratégicos de transporte público. A las estaciones de servicio vinculadas a sistemas de transporte masivo o a sistemas estratégicos de transporte público ubicadas en municipios considerados zonas de frontera, el Ministerio de Minas y Energía asignará volúmenes máximos de combustibles, de acuerdo con el consumo estimado para su parque vehicular y por fuera de la metodología general de asignación para las estaciones de servicio del respectivo municipio. En dicho sentido, el volumen se fijará por encima del tope señalado para el municipio en el cual se encuentren las estaciones y para el efecto el ministerio tendrá en cuenta, entre otros, la cantidad de vehículos, el crecimiento del parque vehicular, periodo de asignación, número de recorridos y consumo por vehículo, de acuerdo con los promedios eficientes.

Las estaciones de servicio que cumplan con las condiciones señaladas en el presente artículo, deberán enviar a la dirección de hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía, en el plazo previsto en el inciso tercero del artículo 2.2.1.1.2.2.6.10, las certificaciones emitidas por las autoridades competentes, las cuales deberán ser renovadas cada año, so pena de perder el beneficio.

PAR.—Si en la actualidad existen estaciones de servicio con volúmenes máximos asignados y pertenecientes a empresas vinculadas a sistemas de transporte masivo y/o a sistemas estratégicos de transporte público, estas no podrán ser objeto de doble beneficio y el ministerio tendrá en cuenta dicha condición al momento de asignar los volúmenes máximos.

(D. 2776/2010, art. 10)

CAPÍTULO 2.

Aspectos económicos

SECCIÓN 1

Propiedad del recurso

ART. 2.2.1.2.1.1.—Registro de providencias. Para los efectos del artículo 1º de la Ley 10 de 1961 y sin perjuicio del registro de instrumentos públicos y privados establecidos en el Código Civil, en la secretaría del Ministerio de Minas y Petróleos se hará el registro de las sentencias y de todas las providencias administrativas que reconozcan y declaren definitivamente la propiedad privada del subsuelo petrolífero, y también de los actos y contratos que con posterioridad a dicho reconocimiento trasladen o muden el dominio de tal subsuelo, o le impongan gravámenes o limitaciones de cualquier naturaleza. Este registro se llevará en tres libros, debidamente foliados y rubricados en cada una de sus páginas con la firma del secretario general, libros que tendrán las siguientes destinaciones:

Libro primero. En él se anotarán, en riguroso orden de entrada, las sentencias judiciales definitivas que reconozcan y declaren la propiedad privada del subsuelo petrolífero.

Libro segundo. En él se anotarán, igualmente en orden de entrada, los reconocimientos que de la propiedad privada del subsuelo petrolífero se hagan mediante providencia administrativa.

Libro tercero. En este libro se inscribirán los actos y contratos que con posterioridad al reconocimiento de la propiedad privada del subsuelo petrolífero trasladen o muden el dominio del mismo o le impongan gravámenes o limitaciones de cualquier naturaleza.

(D. 1348/61, art. 1º)

ART. 2.2.1.2.1.2.—Características del registro. Para efectuar el registro, el propietario o cualquier persona que tenga interés jurídico en ello, presentará copia auténtica de la sentencia judicial, de la providencia administrativa o del instrumento en que consten las mutaciones o gravámenes, según el caso. El registro contendrá los siguientes datos:

1. Número y fecha de la inscripción.

2. Nombre, nacionalidad y vecindad del propietario.

3. Departamento, intendencia o comisaría y municipio en donde se halle situado el terreno petrolífero de cuyo registro se trate.

4. Nombre del terreno, extensión y alinderación del mismo.

5. Fecha y parte dispositiva de la resolución administrativa que haya reconocido la propiedad privada del petróleo, fecha y parte dispositiva de la sentencia de la Corte Suprema de Justicia en que se haya declarado el derecho o número y fecha del instrumento por medio del cual se haya efectuado la mutación del dominio o impuesto gravámenes o limitaciones al mismo.

PAR.—Con destino al Ministerio de Minas y Energía, el Procurador General de la Nación solicitará a la Corte Suprema de Justicia copia del papel común de todas las sentencias que recaigan o hubieren recaído sobre demandas referentes a propiedad privada del subsuelo petrolífero.

(D. 1348/61, art. 2º)

ART. 2.2.1.2.1.3.—Incumplimiento de la obligación de realizar el registro. Las multas causadas por la renuencia en el cumplimiento de la obligación del registro, serán impuestas al propietario del subsuelo petrolífero, por el Ministerio de Minas y Energía a favor del tesoro nacional, mediante resolución motivada.

(D. 1348/61, art. 3º)

ART. 2.2.1.2.1.4.—Deslinde de zonas petrolíferas. Cuando de conformidad con el artículo 2º de la Ley 10 de 1961 se formalizare pacto para el deslinde de zonas petrolíferas reconocidas definitivamente como de propiedad privada, se procederá así:

1. Dentro de los quince días siguientes a la fecha del pacto, el Ministerio de Minas y Energía señalará día y hora para la diligencia del deslinde y las partes designarán los peritos que en ella deban intervenir.

2. Si practicada la diligencia no hubiere discrepancia sobre ella, el ministerio la aprobará dentro de los quince (15) días siguientes, mediante resolución que deberá ser inscrita en el libro de registro de que trata el artículo 37 del Código de Petróleos.

3. Si hubiere discrepancia en la diligencia de deslinde, la parte inconforme deberá acudir dentro de los quince (15) días siguientes al procedimiento arbitral establecido por el artículo 11 del Código de Petróleos a cuyo efecto concretará en resolución motivada o en memorial dirigido al Ministerio de Minas y Energía, los puntos de desacuerdo con la diligencia de deslinde que han de ser sometidos al arbitraje. Decidido por los peritos el punto controvertido, el ministerio aprobará la diligencia como resulte en definitiva del fallo arbitral mediante resolución especial que dictará dentro de los quince (15) días siguientes, que deberá registrarse en el libro de que trata el artículo 37 del Código de Petróleos.

En este caso, se seguirá el procedimiento establecido en la Ley 1563 de 2012.

(D. 1348/61, art. 4º)

ART. 2.2.1.2.1.5.—Datos de carácter científico y técnico. El gobierno previo concepto de los organismos técnicos del Ministerio de Minas y Energía, señalará, por medio de resolución para cada rama de la industria petrolera, los datos de carácter científico, técnico, económico y estadístico que a su juicio deban presentar las personas a que se refiere el artículo 4º de la Ley 10 de 1961 y la época en que ha de cumplirse tal obligación. La violación de la reserva que sobre estos datos está obligado a guardar el gobierno, será sancionada con la destitución inmediata del responsable, sin perjuicio de las sanciones penales a que hubiere lugar.

(D. 1348/61, art. 6º)

ART. 2.2.1.2.1.6.—Cima de la cordillera Oriental. Se entiende por cima de la cordillera Oriental, la línea de puntos más altos de esta cadena de montañas, con rumbo general nordeste, que va desde el Sur del país hasta el ramal que termina en el punto de Tamá, que coincide con la línea de divorcio de aguas entre el sistema hidrográfico al oriente de esa cordillera y el resto del país.

(D. 1348/61, art. 7º)

ART. 2.2.1.2.1.7.—Mantenimiento de los bienes objeto de reversión. A partir de los 20 años del período de explotación el concesionario deberá incluir, dentro de las inversiones previstas por el Código de Petróleos, las partidas necesarias para el mantenimiento de las instalaciones, equipos, bienes muebles e inmuebles, etc., objeto de reversión al Estado.

(D. 1348/61, art. 9º)

ART. 2.2.1.2.1.8.—Datos y documentos sobre actividades de exploración y explotación. Los datos y documentos sobre actividades de exploración y explotación de que trata el artículo 28 del Código de Petróleos se entregarán al ministerio antes del 1º de marzo siguiente al año calendario o parte del mismo a que se refieren. La memoria contendrá un informe documentado sobre la realización del programa de inversiones y actividades, de conformidad con las normas que dicte el ministerio.

(D. 1348/61, art. 10)

ART. 2.2.1.2.1.9.—Prórroga del período de explotación. Para que el gobierno pueda entrar a considerar la solicitud de prórroga del período de exploración de todo contrato sobre exploración y explotación de petróleo de propiedad nacional, el respectivo concesionario deberá presentar al estudio del Ministerio de Minas y Petróleos la siguiente documentación:

1. Un plano topográfico o geológico del área contratada, levantado por sistemas acordes con las técnicas y la ciencia aplicables, a esta clase de levantamientos, que traduzca fielmente todos los accidentes geográficos, topográficos y geológicos principales de la zona concedida, y donde se hayan localizado las manifestaciones de hidrocarburos, aguas saladas, termales, azufradas o de otra índole, descubiertas por el concesionario.

2. Una columna estratigráfica que detalle la sucesión normal de los estratos así como las alteraciones e irregularidades que presenten y su reunión en conjunto y horizontes.

3. Uno o más perfiles transversales de cada una de las estructuras en las cuales el concesionario haya explorado con taladro, basados en la determinación de alturas hechas sobre el terreno, perfiles que deben ser claros y suficientemente detallados para poder apreciar cabalmente las estructuras por ellos representadas.

4. Un perfil longitudinal tomado por línea axial de la estructura explorada o por cerca de ella.

5. La descripción de los métodos topográficos y geológicos empleados en la confección de los documentos anteriores.

6. Una descripción general de la topografía con relación de vías de acceso a la localidad, característica de los ríos, depresiones de las cordilleras, población establecida, clima, etc.

7. Un trabajo sobre la estratigrafía y subdivisión de la formación o formaciones de la zona contratada.

8. Un muestrario completo, debidamente catalogado, del material de los estratos constitutivos de cada una de las estructuras en las cuales el concesionario haya explorado con taladro. Si este ha encontrado petróleo u otros hidrocarburos, al muestrario de las rocas acompañará, en cantidad suficiente, muestras de los hidrocarburos sólidos o líquidos encontrados dentro de la concesión.

9. Un plan de actividades que el concesionario desarrollará durante la prórroga solicitada, con inclusión de un programa de perforación mínima de 4.000 metros en busca de petróleo en uno o varios pozos, y de las inversiones por realizar durante la prórroga solicitada, todo ello para la aprobación del ministerio y concepto del consejo de petróleos.

(D. 1348/61, art. 14)

ART. 2.2.1.2.1.10.—Aprobación de los documentos por parte del ministerio. Aprobados por el Ministerio de Minas y Energía los documentos anteriores para obtener la prórroga solicitada, el concesionario deberá demostrar los siguientes hechos:

1. Que ha cumplido la obligación de que trata el artículo 28 del Código de Petróleos.

2. Que ha perforado durante el período de exploración inicial un mínimo de 2.000 metros con equipo completo de perforación en busca de petróleo, en uno o varios pozos, siendo entendido que estos trabajos deberán iniciarse por lo menos seis (6) meses antes de vencerse el período inicial de exploración.

3. Que habiéndose hallado petróleo en los pozos perforados durante el período de exploración, la producción obtenida aún no puede considerarse comercial.

4. Que tiene cumplidas todas las obligaciones provenientes del contrato.

5. Que en el período anterior ha llevado a cabo el plan de actividades y de inversiones correspondientes.

La demarcación definitiva de los límites del área contratada que exige el artículo 29 del Código de Petróleos, se hará por medio de mojones de concreto, tanto en los vértices como en los alineamientos, de acuerdo con las normas y especificaciones indicadas en el artículo 161 del mismo código y según los dispuesto por el artículo 26 de la Ley 10 de 1961

(D. 1348/61, art. 15)

ART. 2.2.1.2.1.11.—Término para presentar la solicitud de prórroga. Toda solicitud de prórroga deberá presentarse al Ministerio de Minas y Petróleos por lo menos sesenta (60) días antes de la fecha del vencimiento del período precedente. Si transcurridos sesenta días a partir de esta misma fecha, el ministerio no hubiere dictado resolución definitiva al respecto, se considerará concedida la prórroga. Cuando el ministerio considere necesario completar la documentación y pruebas de que tratan los artículos anteriores, este término solo se contratará a partir de la fecha en que el interesado cumpla lo ordenado al respecto.

(D. 1348/61, art. 16)

ART. 2.2.1.2.1.12.—Disposiciones adicionales. Lo dispuesto en el inciso 4º del artículo 9º de la Ley 10 de 1961 es aplicable también a todas las concesiones de petróleo vigentes.

(D. 1348/61, art. 17)

ART. 2.2.1.2.1.13.—Obligación de suministrar información al Ministerio de Minas y Energía. Toda persona que explore y explote petróleo conjuntamente con gas natural o gas únicamente, de propiedad privada o nacional, está en la obligación de suministrar al Ministerio de Minas y Petróleos los datos de carácter científico, técnico y económico que a juicio del ministerio sean necesarios para el estudio y control de la explotación técnica de petróleo y gas en el país, con el fin de evitar el desperdicio de tales recursos y asegurar su máxima recuperación final.

(D. 1348/61, art. 27)

ART. 2.2.1.2.1.14.—Estimación de las reservas. Con el fin de conocer reservas y óptimas condiciones de producción, el Ministerio de Minas Petróleos podrá ordenar la ejecución de pruebas o ensayos de producción, presiones de fondo u otros en pozos de petróleo o gas según prácticas usuales en la industria del petróleo.

(D. 1348/61, art. 28)

ART. 2.2.1.2.1.15.—Medición de los hidrocarburos. Los hidrocarburos líquidos y gaseosos deberán separarse y medirse de acuerdo con los métodos que al efecto prescriba el ministerio o, en su defecto, por los de uso corriente en la industria del petróleo.

(D. 1348/61, art. 29)

ART. 2.2.1.2.1.16.—Límites de relaciones. La producción de los pozos no podrá efectuarse con relaciones perjudiciales de gas y petróleo o agua y petróleo. El ministerio fijará en cada caso los límites de estas relaciones y, en consecuencia, podrá restringir la producción de pozos de petróleo y gas u ordenar el cierre de pozos que sobrepasen dichos límites.

(D. 1348/61, art. 30)

ART. 2.2.1.2.1.17.—Clasificación y reclasificación de yacimientos de hidrocarburos. El ministerio podrá clasificar y reclasificar los yacimientos como de petróleo, gas o condensado, o los pozos como de petróleo, gas o condensado

(D. 1348/61, art. 31)

ART. 2.2.1.2.1.18.—Límite de producción eficiente. La producción de petróleo y de gas no podrá en ningún caso sobrepasar la rata máxima de producción eficiente según normas que dicte el ministerio.

(D. 1348/61, art. 32)

ART. 2.2.1.2.1.19.—Participaciones del Estado en la producción. Sobre todo gas producido en una explotación de propiedad nacional o privada, que se utilice para fines comerciales o industriales, deberán pagarse al Estado las participaciones o impuestos correspondientes, los cuales podrán ser reducidos de conformidad con lo establecido en el parágrafo primero del artículo 15, en concordancia con el artículo 17 de la Ley 10 de 1961.

Si no se efectuare la utilización industrial o comercial de que habla el inciso anterior dentro del plazo estipulado en el artículo 14 de la Ley 10 de 1961, el gobierno podrá disponer gratuitamente del gas y contratar su aprovechamiento en cualquier tiempo con el mismo explotador o con terceros.

(D. 1348/61, art. 33)

ART. 2.2.1.2.1.20.—Liquidación de participaciones del Estado. La dirección de hidrocarburos del ministerio, al hacer la liquidación de las participaciones del Estado en las explotaciones correspondientes a contratos perfeccionados a partir de la vigencia de la Ley 10 de 1961, determinará el valor a cargo del respectivo explotador para atender al sostenimiento de becas de que trata el artículo 19 de la misma.

La suma liquidada se consignará mensualmente por el concesionario en el Fondo Especial de Becas del Ministerio de Minas y Energía.

(D. 1348/61, art. 38)

ART. 2.2.1.2.1.21.—Liquidación de las participaciones y determinación de becas. Las participaciones que en desarrollo del artículo 18 del Código de Petróleos, se establecen para las concesiones en explotación anteriores a la vigencia de la Ley 10 de 1961, continuarán rigiéndose por el Decreto 916 de 1959, y la determinación del número de becas, así como la liquidación del valor correspondiente, se hará por la dirección de hidrocarburos con destino al fondo de que trata el artículo anterior.

(D. 1348/61, art. 39)

ART. 2.2.1.2.1.22.—Vigencia de la Ley 10 de 1961. El concesionario que determinare adaptar el contrato sobre exploración y explotación de petróleo de propiedad nacional, perfeccionado con anterioridad a la vigencia de la Ley 10 de 1961 a los términos de esta, lo solicitará al Ministerio de Minas y Petróleos, el cual, si acepta la adaptación, ordenará suscribir el contrato adicional respectivo dentro del mes siguiente a la notificación de la providencia que la haya aceptado.

PAR.—Cuando contratos perfeccionados con anterioridad a la vigencia de la Ley 10 de 1961, se adapten a sus disposiciones, los plazos fijados por esta para los períodos de exploración y explotación, se reducirán en el tiempo corrido para dichos plazos en el contrato inicial.

(D. 1348/61, art. 62)

ART. 2.2.1.2.1.23.—Propiedad de los yacimientos de hidrocarburos. De acuerdo con el artículo 332 de la Constitución Política y con los artículos 1º y 13 de la Ley 20 de 1969, todos los yacimientos de hidrocarburos pertenecen a la Nación. Se exceptúan de esta regla general los derechos constituidos a favor de terceros.

Dicha excepción, a partir del 22 de diciembre de 1969, solo comprende las situaciones jurídicas subjetivas y concretas debidamente perfeccionadas y vinculadas a uno o varios yacimientos descubiertos Se entiende que únicamente reúnen tales requisitos las situaciones individuales creadas con anterioridad a la fecha citada, por un título específico de adjudicación de hidrocarburos como mina o por una sentencia definitiva, siempre que tales actos conserven su validez jurídica y que el 22 de diciembre de 1969 esas situaciones estuvieran vinculadas a uno o varios yacimientos descubiertos.

(D. 1994/89, art. 1º)

ART. 2.2.1.2.1.24.—Solicitud para obtener autorización de explotación. Con la solicitud para obtener la autorización de explotación de petróleo en yacimientos que se pretendan como de propiedad privada, el peticionario acompañará la prueba necesaria para acreditar:

a) La existencia de un título específico de adjudicación de los hidrocarburos como mina, otorgado de conformidad con las disposiciones vigentes a la época en que tal adjudicación fue posible, siempre que tal título no hubiere caducado por cualquier causa, o

b) La existencia de un fallo que conserve su validez jurídica y reconozca o declare el derecho del interesado a la propiedad de los hidrocarburos que existan en el predio objeto de la solicitud, y

c) Que el yacimiento materia de la solicitud fue descubierto antes del 22 de diciembre de 1969.

En la tramitación respectiva el procedimiento aplicable por el Ministerio de Minas y Energía es el consagrado en los artículos 35 y 36 del Código de Petróleos.

(D. 1994/89, art. 3º)

SECCIÓN 2

Contribuciones

ART. 2.2.1.2.2.1.—Exenciones. Para efectos de las exenciones establecidas en los artículos 2º y 3º de la Ley 681 del 2001, que modifican el parágrafo 1º del artículo 58 de la Ley 223 de 1995 y adicionan el artículo 118 de la Ley 488 de 1998, se entiende por combustibles utilizados en actividades de pesca el diésel marino utilizado tanto en la acuicultura de acuerdo con los lineamientos establezca el Ministerio de Agricultura y Desarrollo Rural, como en la pesca marina comercial definida en el artículo relativo a la clasificación de la pesca, capítulo relativo al procedimiento para diferenciar los recursos pesqueros de los recursos hidrobiológicos y de la clasificación de la pesca del Decreto Reglamentario Único del Sector Agropecuario, Pesquero y de Desarrollo Rural,, o las normas que lo modifiquen, adicionen o deroguen; por combustibles utilizados en actividades de cabotaje, incluidos los remolcadores, el diésel marino utilizado en el transporte por vía marítima entre puertos localizados en las costas colombianas; y, por combustible utilizado en actividades marítimas desarrolladas por la Armada Nacional, el ACPM utilizado en desarrollo de las actividades expresamente contempladas en el artículo 2º del Decreto 1874 de 1979, o las normas que lo modifiquen, adicionen o deroguen.

(D. 1505/2002, art. 1º; modificado por el D. 4335/2004, art. 1º).

ART. 2.2.1.2.2.2.—Establecimiento de cupos de consumo. La Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, o quien haga sus veces, establecerá el cupo de consumo de diésel marino por nave de bandera colombiana utilizada en las actividades de pesca y/o cabotaje, incluidos los remolcadores en las costas colombianas y el cupo de consumo de ACPM utilizado en las actividades marítimas desarrolladas por la Armada Nacional, propias del cuerpo de guardacostas y para cada empresa dedicada a la acuicultura, los cuales estarán exentos del impuesto nacional al ACPM y la sobretasa.

Para efectos del establecimiento de los cupos de las empresas acuicultoras, estas deberán elevar a la UPME o quien haga sus veces una solicitud motivada, acompañada de la siguiente información:

1. Permiso de cultivo vigente expedido por la autoridad competente, de conformidad con lo dispuesto en el Decreto Reglamentario Único del Sector Agropecuario, Pesquero y de Desarrollo Rural, en la sección relativa al permiso de cultivo o las normas que lo modifiquen, adicionen o deroguen.

2. Indicación del número de galones de combustibles que solicitan como cupo.

3. Certificación del distribuidor mayorista sobre el número de galones de combustibles consumidos en el año inmediatamente anterior.

4. Certificación expedida por el Ministerio de Agricultura y Desarrollo Rural o la entidad que este designe, en donde se señale que el referido cultivo corresponde a la acuicultura en los términos de este decreto.

5. Extensión del cultivo de que trate, medido en hectáreas o metros cuadrados de espejo de agua.

6. Indicación de la especie hidrobiológica cultivada y de la producción obtenida en el año inmediatamente anterior, expresada en kilos o toneladas y su proyección para el siguiente o de la expectativa de producción para las empresas, según sea el caso.

7. Inventario de los motores que utilizarán el combustible y el uso de los mismos según sea para generar energía, bombear agua o cualquier otro propósito propio de la actividad de acuicultura de que se trate.

8. Descripción de las facilidades de almacenamiento de combustible con que cuente la empresa solicitante en las instalaciones acuícolas donde se proyecta el consumo.

9. Indicación del medio de transporte que se utilice para llevar el combustible a las fincas acuícolas y si este transporte es responsabilidad del solicitante o del proveedor.

10. Razón social del distribuidor mayorista que proveerá los combustibles.

11. Proyecto de incrementos de consumo durante el año.

También serán beneficiarios de los cupos de combustible de que trata esta sección, las naves de bandera extranjera que cuenten con permiso vigente de operación en aguas jurisdiccionales colombianas, se encuentren afiliados a una empresa nacional y que desembarquen producto en puertos colombianos.

Para el efecto las empresas deberán presentar ante la UPME o quien haga sus veces, la solicitud acompañada de la siguiente información:

1. Certificado de existencia y representación legal expedido por la cámara de comercio de la empresa, con no menos de un (1) mes de expedición.

2. Nombre de la nave de bandera extranjera y copia de la constancia del registro ante la CIAT de que la embarcación se encuentra inscrita, si se trata de naves atuneras.

3. Constancia del ICA o quien haga sus veces, a partir del procedimiento que expida el Ministerio de Agricultura y Desarrollo Rural, señalando los volúmenes mínimos de producto pesquero a desembarcar a la respectiva empresa nacional, para efectos de autorizar el cupo de combustible a la nave de bandera extranjera.

4. Garantía bancaria, correspondiente al 10% del valor del producto pesquero que descargará en aguas colombianas.

Los cupos de consumo de que trata este artículo se establecerán anualmente mediante resolución motivada, teniendo en cuenta la información actualizada de la flota pesquera industrial y las áreas de cultivo dedicadas a la acuicultura registradas en el Instituto de Desarrollo Rural, Incoder o la entidad que haga sus veces y las actividades de cabotaje y remolque desarrolladas en las costas colombianas según registros de la Dirección General Marítima del Ministerio de Defensa Nacional (Dimar).

El acto administrativo mediante el cual se establezcan los cupos de combustible exento deberá proferirse a más tardar el 28 de febrero de cada año. Para efectos de hacer seguimiento y control a los cupos de diésel marino, la UPME o quien haga sus veces informará inmediatamente a la Dirección General Marítima (Dimar) los beneficiarios de estos cupos, cada vez que quede en firme el cupo para cada beneficiario.

El beneficiario solo puede acceder al cupo y recibir combustible exento desde el día en que el correspondiente cupo establecido en el acto administrativo quede en firme y sea comunicado a la Dimar. En ese mes se entregará el combustible de forma proporcional. Si se trata de la asignación de nuevos cupos, el beneficiario seguirá consumiendo el cupo de combustible otorgado el año anterior, hasta tanto el nuevo cupo establecido en el acto administrativo quede en firme y comunicado a la Dimar.

La Dirección General Marítima, Dimar, por intermedio de las capitanías de puerto, será la encargada de llevar el control al cupo de consumo asignado por la UPME a cada nave, el cual se efectuará a través de un sistema de descuento del cupo mensual asignado, que se registrará cada vez que la capitanía de puerto expide el zarpe, verifique con el informe del inspector de contaminación la cantidad de combustible tomada ante el distribuidor mayorista o minorista, según corresponda y haya otorgado al responsable de la embarcación un “Certificado de cupo de exención”, que para el efecto haya diseñado.

Cada vez que se solicite el zarpe, el responsable de la embarcación deberá presentar la copia del último “Certificado de cupo de exención” y deberá solicitar a la capitanía de puerto la designación de un inspector de contaminación a costa del beneficiario de la exención, quien verificará la cantidad tomada de combustible, exento requerido por la embarcación para su operación, sin que sobrepase la capacidad de carga de combustible establecido en el “Certificado de capacidad de transporte máximo de combustible” expedido por la Dimar.

La entrega física de los combustibles se debe realizar a través de los distribuidores mayoristas o de las estaciones de servicio marítimo debidamente habilitadas para el efecto, de acuerdo con lo establecido en la subsección “Distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo” del presente decreto.

El cupo anual de consumo se dividirá en doce cuotas, para determinar el consumo máximo mensual. Los cupos anuales divididos en cuotas mensuales serán acumulables hasta en forma bimestral, trimestral y cuatrimestral, para el caso de las empresas acuicultoras, para las naves de 60 a 300 toneladas de registro bruto de bandera nacional o extranjera y las naves de 301 toneladas de registro bruto de bandera nacional o extranjera, afiliados a una empresa nacional, respectivamente.

En ningún evento podrán acumularse saldos de cupos de meses anteriores. En el caso de las empresas acuicultoras, las naves de 60 a 300 toneladas de registro bruto de bandera nacional o extranjera y las naves de 301 toneladas de registro bruto de bandera nacional o extranjera, afiliadas a una empresa nacional, terminado un bimestre, trimestre o cuatrimestre, respectivamente, contado a partir de que el cupo quede en firme y comunicado a la Dimar, no podrán solicitar acumulación de combustible dejado de consumir en el bimestre, trimestre y cuatrimestre, para períodos posteriores.

En aquellos casos en que la embarcación no tenga disponible cupo de consumo de combustible exento, la capitanía de puerto al momento de recibir la solicitud de zarpe informará al responsable de la embarcación de tal situación y por tanto no expedirá ningún certificado para la compra de combustible exento. En este caso la embarcación podrá proveerse de combustible gravado en las condiciones del mercado.

PAR. 1º—Es responsabilidad de la Dirección General Marítima, Dimar, informar a la UPME, dentro de los cinco (5) primeros días hábiles de cada mes, el nombre y las especificaciones de aquellas naves que se registren para el desarrollo de las actividades de pesca o de cabotaje, así como de aquellas naves que por alguna razón les sea cancelada la matrícula o el permiso de pesca o de operación en aguas jurisdiccionales colombianas.

Lo anterior, con el fin de que la UPME autorice, dentro del mes calendario en curso, los cupos de consumo de combustible exento asignado a aquellas naves que apenas ingresan al sistema y para que cancele los cupos otorgados a las naves a las cuales se les canceló la matrícula o el permiso. En este mismo sentido, la UPME podrá cancelar los cupos a aquellas naves que habiéndoseles otorgado cupo, no hagan uso del mismo por más de tres (3) meses, sin que medie causa justificada y en cualquier momento a partir de la comunicación motivada que sobre el particular profiera la Dirección General Marítima, Dimar, el Ministerio de Minas y Energía o cualquier autoridad de control.

PAR. 2º—La UPME actualizará, mediante actos administrativos, los procedimientos para la entrega de información a que hace referencia el presente artículo, advirtiendo que si no presenta la información dentro de los plazos que se señalen, salvo que exista causa justificada, se perderá el derecho a la fijación del cupo por parte de la UPME para el año respectivo.

“PAR. TRANS.—Para efectos de la asignación de cupos de diésel marino para el año 2009, la UPME podrá otorgarlos, a más tardar veinte (20) días después del 22 de mayo de 2009, con el fin de incluir aquellos actores que no hubieren sido objeto de asignación en la fecha límite del 28 de febrero del año en curso y que presenten la respectiva solicitud dentro de los diez (10) días siguientes al 19 de julio de 2002 ante dicha Unidad, con el lleno de los requisitos.

(D. 1505/2002, art. 2º, modificado por el del D. 1891/2009, art. 1º)

ART. 2.2.1.2.2.3.—Exclusiones. Acorde con lo establecido en los artículos segundo y tercero de la Ley 681 del 2001, que modifican el parágrafo primero del artículo 58 de la Ley 223 de 1995, y adicionan el artículo 118 de la Ley 488 de 1998, se encuentra excluido del impuesto nacional y la sobretasa al ACPM, el electrocombustible utilizado para la generación eléctrica en zonas no interconectadas, definidas en los artículos 5º y 11 de la Ley 143 de 1994 como áreas geográficas en donde no se presta el servicio público de electricidad a través del sistema interconectado nacional. Así mismo están excluidos del impuesto nacional y la sobretasa el turbocombustible de aviación, las mezclas de tipo IFO utilizadas para el funcionamiento de grandes naves marítimas y las gasolinas tipo 100/130 utilizadas en aeronaves.

(D. 1505/2002, art. 3º)

ART. 2.2.1.2.2.4.—Sobretasa a la gasolina. Para efectos de la liquidación de la sobretasa a la gasolina generada por el consumo de nafta o cualquier otro combustible o líquido derivado del petróleo que pueda ser usado como carburante en motores diseñados para ser utilizados con gasolina, se tomará como base gravable el precio de referencia por galón publicado mensualmente por la UPME o quien haga sus veces, para el cálculo de la sobretasa a la gasolina motor extra. La base gravable para la liquidación de la sobretasa a la gasolina corriente y a la gasolina extra, será la publicada mensualmente, acorde con lo establecido en el artículo 121 de la Ley 488 de 1998.

(D. 1505/2002, art. 4º)

ART. 2.2.1.2.2.5.—Sobretasa al ACPM. Los responsables de declarar la sobretasa al ACPM deberán declarar tanto el combustible gravado como el combustible exento en los plazos establecidos en el artículo cuarto de la Ley 681 de 2001 y al momento de liquidar el impuesto sólo aplicarán la tarifa establecida en la Ley 488 de 1998 al volumen de combustible gravado. Para tal efecto la dirección de apoyo fiscal del Ministerio de Hacienda y Crédito Público o quien haga sus veces ajustará los formularios existentes de declaración de sobretasa al ACPM de forma que permita discriminar el combustible gravado y exento enajenado en cada departamento.

PAR. 1º—Para efectos de comprobar que el diésel marino declarado como exento ha sido destinado a las actividades de pesca y/o cabotaje de que trata este decreto, el responsable de declarar y pagar la sobretasa al ACPM deberá solicitar los siguientes documentos al consumidor final, al momento de la venta y conservarlos como soporte de la respectiva factura:

1. Si se trata de una nave de pesca fotocopia de la patente vigente de pesca expedida por el Instituto de Pesca y Acuicultura, INPA o quien haga sus veces.

2. Si se trata de una nave de cabotaje fotocopia del permiso de operación para rutas de cabotaje, expedido por la Dirección General Marítima del Ministerio de Defensa Nacional.

3. Fotocopia del zarpe expedido por la capitanía de puerto.

4. Fotocopia del certificado de la fecha y volumen del último desembarque de productos pesqueros, expedido por la planta procesadora debidamente autorizada por el INPA o quien haga sus veces.

5. Original del “Certificado de cupo de exención” expedido por la capitanía de puerto en donde conste la disponibilidad de cupo de consumo de combustible exento, y el volumen de galones exentos a despachar.

PAR. 2º—Para efectos de comprobar que el ACPM declarado como exento ha sido destinado a las actividades marítimas desarrolladas por la Armada Nacional el responsable de declarar y pagar la sobretasa al ACPM deberá mostrar el convenio o contrato celebrado con dicha institución, en el cual el mayorista se compromete a abastecer a esa entidad del combustible necesario para desarrollar las actividades propias del cuerpo de guardacostas. En todo caso el volumen de combustible exento despachado a la Armada Nacional deberá estar dentro del cupo de consumo fijado para esta entidad por la UPME.

PAR. 3º—Para efectos de comprobar que los combustibles declarados como exentos han sido destinados a las actividades de acuicultura de que trata este decreto, el responsable de declarar la sobretasa a los combustibles deberá solicitar los siguientes documentos a la empresa acuicultora al momento de la venta y conservarlos como soporte de la venta respectiva, junto con la factura:

1. Permiso de cultivo, vigente a la fecha de entrega del combustible.

2. Declaración expresa de la empresa acuicultora en el sentido de que destinará el combustible única y exclusivamente a sus actividades de pesca y que todos los consumos anteriores realizados fueron destinados a actividades de pesca.

Para efectos de aplicar el precio correspondiente a los combustibles exentos de sobretasa con destino a las actividades de las empresas acuicultoras, los distribuidores mayoristas que efectúen dichas ventas, deberán solicitar al respectivo cliente beneficiario de la exención copia de la resolución de la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME o quien haga sus veces, que la concedió y los documentos a que hace referencia el presente parágrafo. Asimismo, para efectos de aplicar la exención en el precio del combustible, el distribuidor mayorista deberá verificar que la empresa acuicultora haya dado cumplimiento al consumo de cupo mensual, acumulable de forma trimestral, según la resolución emitida por la UPME. Si la empresa acuicultora no ha realizado los consumos al finalizar el trimestre, perderá el derecho al excedente del cupo por dicho trimestre.

(D. 1505/2002, art. 5º, par. 3º adicionado por el D. 4335/2004, art. 3º)

ART. 2.2.1.2.2.6.—Obligación de reportar información. Los responsables de declarar la sobretasa a la gasolina y/o la sobretasa al ACPM deberán remitir mensualmente dentro de los 20 primeros días calendario de cada mes a la dirección de apoyo fiscal del Ministerio de Hacienda y Crédito Público o quien haga sus veces la relación de los galones facturados durante el mes anterior discriminados por entidad territorial y tipo de combustible. La dirección de apoyo fiscal determinará el formato a utilizar para el registro de la información. El incumplimiento de tal obligación dará lugar a las sanciones establecidas en el artículo 651 del estatuto tributario.

Cuando con ocasión de modificaciones a las declaraciones de sobretasa a la gasolina y/o sobretasa al ACPM se generen modificaciones a los reportes de ventas remitidos a la dirección de apoyo fiscal, el responsable deberá informar de las modificaciones a dicha entidad dentro de los 20 días calendario del mes siguiente a aquel en el cual se efectuaron las correcciones a las declaraciones, en el formato diseñado por la dirección de apoyo fiscal.

(D. 1505/2002, art. 6º)

ART. 2.2.1.2.2.7.—Declaraciones en cero. Para efectos de determinar la obligación que tienen los productores, importadores y distribuidores mayoristas de presentar declaración de sobretasa a la gasolina ante las entidades territoriales donde tengan operación, se entenderá que tienen operación en aquella entidad territorial en la cual hayan facturado al menos una vez cualquier volumen de combustible durante los últimos cuatro períodos gravables. Para el caso de aquellas entidades territoriales que no tienen convenios de recaudo de las sobretasas con entidades financieras se entenderá que el responsable cumplió con su obligación si presenta o remite la declaración debidamente diligenciada por correo certificado dentro del plazo establecido para declarar y pagar a la entidad territorial. Para efectos de determinar la obligación que tienen los productores, importadores y distribuidores mayoristas de presentar declaración de sobretasa al ACPM ante la Nación, se entenderá que tienen operación cuando hayan facturado al menos una vez cualquier volumen de ACPM o sus homologados en cualquier entidad territorial durante los últimos cuatro períodos gravables.

(D. 1505/2002, art. 7º)

ART. 2.2.1.2.2.8.—Compensaciones de sobretasa a la gasolina. Los responsables de declarar y pagar la sobretasa a la gasolina que realicen pagos de lo no causado a una entidad territorial podrán descontarlo del valor liquidado como impuesto a pagar en períodos gravables posteriores. En todo caso la compensación sólo se podrá hacer dentro del año siguiente al vencimiento del término para declarar el período gravable en el cual se generó el pago de lo no causado y una vez presentada la declaración de corrección en la cual se liquida un menor impuesto a cargo para ese período gravable. El responsable deberá conservar todos los documentos que soporten tal compensación para ser exhibidos en el momento en que la autoridad tributaría territorial se lo solicite.

La dirección de apoyo fiscal del Ministerio de Hacienda y Crédito Público o quien haga sus veces ajustará los formularios existentes de declaración de sobretasa a la gasolina ante las entidades territoriales de forma que permita descontar el valor a compensar del impuesto a cargo.

PAR.—En todo caso, las compensaciones autorizadas en este artículo se efectuarán de oficio por parte de los responsables de declarar y pagar la sobretasa.

(D. 1505/2002, art. 8º)

ART. 2.2.1.2.2.9.—Registro de cuentas para la consignación de las sobretasas. Para efectos de la declaración y pago de la sobretasa a la gasolina las entidades territoriales deberán informar a los responsables un único número de cuenta en la cual consignar la respectiva sobretasa y deberá denominarse “Sobretasa a la gasolina - seguida del nombre de la entidad territorial”. Así mismo para la consignación de la participación a la que tienen derecho por concepto de sobretasa al ACPM los departamentos deberán informar a la dirección de apoyo fiscal del Ministerio de Hacienda y Crédito Público o quien haga sus veces un único número de cuenta en la cual consignar tal participación y deberá denominarse “Sobretasa al ACPM - seguida del nombre del departamento”. Cualquier modificación en el número de cuenta informado por la entidad territorial deberá comunicarse por escrito por el alcalde, gobernador o secretario de hacienda municipal o departamental o quien haga sus veces en la entidad territorial, y se tomará en cuenta para la consignación y/o pago del período gravable en curso. En todo caso, la entidad territorial sólo podrá efectuar hasta tres cambios de cuenta durante un año calendario.

(D. 1505/2002, art. 9º)

ART. 2.2.1.2.2.10.—Responsables en zonas de fronteras. Cuando en desarrollo de la función de distribución de combustible que tiene asignada El Ministerio de Minas y Energía para las zonas de frontera, esta entidad autorice la distribución por parte de otros no considerados distribuidores mayoristas del combustible, la responsabilidad por la declaración y pago de las sobretasas a la gasolina y al ACPM ante los sujetos activos de la renta, estará a cargo de Ecopetrol S.A. o quien haga sus veces.

Impuesto global a la gasolina y al ACPM

(D. 1505/2002, art. 10)

ART. 2.2.1.2.2.11.—Hecho generador. El impuesto nacional a la gasolina y al ACPM, se genera por la venta, retiro o importación de gasolina corriente, extra, ACPM o de cualquiera de los productos homologados en el artículo segundo de la Ley 681 de 2001.

(D. 1505/2002, art. 11)

ART. 2.2.1.2.2.12.—Causación. El impuesto nacional a la gasolina y al ACPM y a los productos asimilados u homologados a estos, se causa:

a) En las ventas efectuadas por los productores, en la fecha de emisión de la factura;

b) En los retiros para consumo de los productos, en la fecha del retiro;

c) En las importaciones, en la fecha en que se nacionalice la gasolina, el ACPM o de los productos asimilados u homologados.

(D. 1505/2002, art. 12)

ART. 2.2.1.2.2.13.—Causación en única etapa. El impuesto nacional a la gasolina, al ACPM y los productos asimilados u homologados a estos se causa en una sola etapa respecto del hecho generador que ocurra primero, venta, retiro o importación.

(D. 1505/2002, art. 13)

ART. 2.2.1.2.2.14.—Impuesto nacional a la gasolina. Para efectos de la liquidación del impuesto nacional a la gasolina generado por el consumo de nafta o cualquier otro combustible o líquido derivado del petróleo que pueda ser usado como carburante en motores diseñados para ser utilizados con gasolina, se tomarán como base gravable y tarifa las establecidas en el artículo sexto de la Ley 681 de 2001 para la gasolina motor extra. La base gravable para la liquidación del impuesto global sobre la gasolina corriente y extra, será la establecida en el artículo sexto de la Ley 681 de 2001, para cada tipo de combustible.

(D. 1505/2002, art. 14)

ART. 2.2.1.2.2.15.—Exenciones del impuesto nacional al ACPM. Para efectos de comprobar que el diésel marino ha sido destinado a las actividades de pesca y cabotaje y que el ACPM ha sido destinado a las actividades marítimas desarrolladas por la Armada Nacional, propias del cuerpo de guardacostas, y obtener la exención del impuesto global al ACPM que establece el artículo 2º de la Ley 681 de 2001, el distribuidor mayorista enviará con destino al productor y/o importador, en los plazos que estos establezcan, una relación del combustible exento enajenado, junto con copia de los documentos entregados por el consumidor final establecidos en los parágrafos 1º, 2º y 3º del artículo 2.2.1.2.2.5 de este decreto, que comprueban el derecho a la exención.

Para efectos de aplicar el precio correspondiente a los combustibles exentos de impuesto global con destino a las actividades de las empresas acuicultoras, los distribuidores mayoristas que efectúen dichas ventas deberán solicitar al respectivo cliente beneficiario de la exención copia de la resolución de la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, que la concedió y los documentos a que hace referencia el parágrafo 3º del artículo 2.2.1.2.2.5 del presente decreto. Asimismo, para efectos de aplicar la exención en el precio del combustible, el distribuidor mayorista deberá verificar que la empresa acuicultora haya dado cumplimiento al consumo de cupo mensual, acumulable trimestralmente, según la resolución emitida por la UPME. Si la empresa acuicultora no ha realizado los consumos al finalizar el trimestre, perderá el derecho al excedente del cupo por dicho trimestre

(D. 1505/2002, art. 15, modificado por el D. 4335/2004, art. 4º)

ART. 2.2.1.2.2.16.—Responsables. Son responsables del impuesto los productores y los importadores, respecto de los combustibles sometidos al tributo.

(D. 1505/2002, art. 16)

ART. 2.2.1.2.2.17.—Exclusión del impuesto sobre las ventas. El valor del impuesto nacional a la gasolina y el ACPM se involucrará dentro del valor de venta de los combustibles, pero en ningún caso se tomará en cuenta para liquidar el impuesto sobre las ventas.

(D. 1505/2002, art. 17)

ART. 2.2.1.2.2.18.—Obligaciones tributarias de los importadores. Los importadores de gasolina regular y extra sometidos al impuesto nacional a la gasolina y el ACPM de que trata la presente sección, deberán pagar los impuestos de ley.

El gravamen arancelario será el establecido en el arancel de aduanas, de acuerdo con las normas vigentes sobre la materia. El impuesto sobre las ventas se liquidará sobre el valor en aduanas determinado conforme a las normas que rigen la valoración aduanera incrementada con el valor de los gravámenes arancelarios, de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 459 del estatuto tributario.

PAR.—Cuando el importador efectúe ventas de gasolina motor regular y extra, liquidará el impuesto sobre las ventas, sobre el monto de su ingreso de acuerdo con lo señalado en el artículo 466 del estatuto tributario, sin perjuicio de lo dispuesto en el artículo 465 ibídem, cuando el Ministerio de Minas y Energía establezca precios para efectos de liquidar el impuesto sobre las ventas, en los demás productos refinados derivados del petróleo.

El impuesto sobre las ventas pagado por el importador constituye impuesto descontable de acuerdo con lo previsto en el artículo 485 del estatuto tributario y demás disposiciones concordantes.

(D. 1505/2002, art. 18)

ART. 2.2.1.2.2.19.—Consignación del impuesto global. Los productores e importadores responsables del impuesto nacional a la gasolina y al ACPM, deben consignarlo dentro de los 20 primeros días calendario, del mes siguiente a aquel en que se recaudó el impuesto, a favor de la Dirección General del Tesoro Nacional del Ministerio de Hacienda y Crédito Público o quien haga sus veces, en la cuenta abierta para el efecto.

PAR. 1º—La consignación extemporánea del impuesto global a la gasolina y al ACPM a la Dirección General del Tesoro Nacional, causará intereses moratorios por mes o fracción de mes de retardo, a la tasa fijada de acuerdo con lo establecido en el artículo 635 del estatuto tributario.

PAR. 2º—Los distribuidores mayoristas de gasolina regular, extra, ACPM y productos homologados, deberán entregar a los productores e importadores de tales productos el valor del impuesto global, dentro de los quince (15) primeros días calendario del mes siguiente a aquel en que sea vendido el producto por parte del productor o importador.

(D. 1505/2002, art. 19)

ART. 2.2.1.2.2.20.—Cobro del impuesto. La no consignación del impuesto nacional a la gasolina y al ACPM a que se refiere el presente decreto, dará lugar a su cobro coactivo a través del procedimiento administrativo de cobro, previsto en el estatuto tributario, para lo cual la Dirección General del Tesoro Nacional del Ministerio de Hacienda y Crédito Público deberá informar a la subdirección de cobranzas de la Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales o quien haga sus veces.

(D. 1505/2002, art. 20)

ART. 2.2.1.2.2.21.—Reporte de ventas de combustible exento. Los productores e importadores de combustibles mantendrán a disposición de la DIAN para cuando lo estime pertinente, la información de las ventas del producto exento de impuesto global y sobretasa, en el que las ventas deberán ceñirse a los cupos asignados por la UPME.

PAR. 1º—Dentro de los diez (10) días hábiles siguientes a la terminación del mes, los beneficiarios de las exenciones al pago de impuesto global y sobretasa respecto de los combustibles consumidos en actividades de pesca y cabotaje, deberán informar a la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, con copia a Ecopetrol S.A. o quien haga sus veces, el volumen (en galones) de diésel marino adquirido en el mes calendario inmediatamente anterior. La información que no se entregue dentro de los términos señalados en el presente numeral, no será tenida en cuenta por la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, en el siguiente proceso de asignación de los volúmenes máximos de que trata el artículo 2.2.1.2.2.2 del presente decreto. Dicha información deberá conservarse a disposición de la DIAN para cuando lo estime pertinente.

PAR. 2º—Los distribuidores mayoristas de combustibles líquidos derivados del petróleo deberán informar a la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, dentro de los diez (10) primeros días hábiles siguientes a la terminación del mes, discriminado por cada beneficiario, la fecha y el volumen (en galones) de diésel marino vendido en actividades de pesca y cabotaje, so pena de hacerse acreedores a la imposición de las sanciones contempladas en la sección relativa a las sanciones del presente título o la norma que lo modifique, aclare, adicione o derogue.

(D. 1505/2002, art. 21, modificado por el D. 4335/2004, art. 5º)

SECCIÓN 3

Prestación de servicios y labores propias de la industria

ART. 2.2.1.2.3.1.—Suministro de informes de nómina de las personas dedicadas a la industria del petróleo. Toda persona dedicada a la industria del petróleo en las diversas ramas que la integran, incluyendo la prestación de servicios técnicos, está en la obligación de suministrar a los ministerios de Trabajo y Minas y Petróleos, antes del primero de marzo siguiente al año calendario, una relación con los siguientes datos:

a) Nómina de empleados, con especificación de funciones, nacionalidad, tiempo de permanencia en Colombia si fueren extranjeros, estado civil, nombre y nacionalidad del cónyuge, asignación mensual y moneda en que se paga;

b) Número de los obreros de la empresa, dividido por grupos de nacionales y extranjeros, anotándose para los extranjeros su nacionalidad, tiempo de permanencia en Colombia y demás requisitos mencionados en el ordinal anterior;

c) Nómina de los contratistas con las especificaciones indicadas en los literales a) y b), y una síntesis de las condiciones y términos de los mismos contratos;

d) Valor de los honorarios y remuneraciones, que se pagan a los contratistas, empleados y obreros extranjeros;

e) Valor de los honorarios y remuneraciones que se pagan a los contratistas, empleados y obreros colombianos;

f) Declaración del tipo de cambio utilizado para la liquidación de los honorarios y remuneraciones que se pagan en monedas extranjeras.

Para otorgar la autorización de que trata el inciso segundo del artículo 18 de la Ley 10 de 1961, y para la celebración de los convenios allí indicados, se requerirá el concepto previo del Ministerio de Minas y Energía, el cual calificará, en cada caso, el personal especializado en la rama o ramas de la industria del petróleo.

(D. 1348/61, art. 36)

ART. 2.2.1.2.3.2.—Empresas prestadoras de servicios inherentes al sector hidrocarburos. Para los efectos relacionados con el artículo 16 de la Ley 9ª de 1991, se consideran como empresas de servicios inherentes al sector de hidrocarburos, las que con dedicación exclusiva presten uno o varios de los servicios que se señalan a continuación:

1. Geología, geofísica, geoquímica: comprende la obtención de información, procesamiento e interpretación de resultados que conduzcan al descubrimiento de hidrocarburos por medio de técnicas tales como:

— Sísmica.

— Estudios de síntesis de cuenca.

— Magnetometría.

— Gravimetría.

— Fotogeología.

— Posicionamiento por satélite.

— Sensores remotos.

— Bioestatigrafía.

— Adquisición de información de geología de subsuelo.

— Cartografía.

2. Perforación de pozos de hidrocarburos: comprende actividades tales como:

— Suministro de equipos de perforación y pruebas correspondientes.

— Perforación de pozos.

— Fluidos de perforación.

— Toma, procesamiento, interpretación de registros.

— Corazonamiento, cementación, cañoneo.

— Servicio de pesca.

— Servicio de pozos dirigidos.

— Suministro de equipos de cementación y estimulación de pozos.

3. Producción de hidrocarburos: comprende actividades tales como:

— Terminación (completamiento) de pozos.

— Pruebas de presiones y de producción.

— Reacondicionamiento de pozos, estimulación (acidificación, fracturamiento de formación, empaquetamiento).

— Diseño, montaje y mantenimiento de facilidades (instalaciones) de producción (tanques separadores, calentadores, líneas de recolección).

— Diseño, operación y mantenimiento de producción, como bombeo mecánico, bombeo hidráulico, bombeo electrosumergible, gas lift y trabajos realizados a los pozos, posteriores a su terminación (limpieza, reparaciones).

— Diseño, construcción, operación y mantenimiento de oleoductos y gasoductos.

4. Ingeniería de yacimientos: comprende actividades tales como:

— Estudio y evaluación de yacimientos de hidrocarburos.

— Análisis y control de producción.

— Recuperación mejorada de hidrocarburos.

— Tasas máximas de producción.

— Análisis petrofísicos y petroquímicos de rocas y fluidos.

5. Otros: comprende actividades tales como:

— Administración, operación y mantenimiento de campos petroleros.

— Inspección del equipo, tuberías y otros elementos utilizados en la perforación y en la producción de hidrocarburos.

— Conservación del medio ambiente y seguridad industrial en relación con derrames de petróleo, contaminación y contraincendios.

En relación con los servicios anteriormente señalados, se podrán prestar los de suministro y mantenimiento de equipos, elementos y herramientas.

6. Servicios especiales. Compañías nacionales o las sucursales en el país de compañías extranjeras, de propósito específico y exclusivo, que adquieran de las empresas dedicadas a la exploración y explotación de hidrocarburos, la cesión de derechos sobre producción aleatoria de los mismos, o que inviertan en infraestructura dedicada exclusivamente a la exploración y explotación de hidrocarburos, para ponerla a disposición de estas empresas.

PAR.—En desarrollo de las actividades señaladas en este artículo, las empresas podrán ejecutar directamente las necesarias para la prestación del servicio principal, tales como obras civiles, transporte de equipo y personal, telecomunicaciones, etc.

(D. 2058/91, art. 1º, num. 6º adicionado por el D. 1629/97, art. 1º)

ART. 2.2.1.2.3.3.—Asimilación de servicios. El Ministerio de Minas y Energía, podrá asimilar a los servicios enumerados en el artículo anterior otros que guarden especial relación o similitud con los mismos, de acuerdo con la tecnología especializada y exclusiva que se aplique en el sector de hidrocarburos.

(D. 2058/91, art. 2º)

ART. 2.2.1.2.3.4.—Acreditación de la dedicación exclusiva. Para acreditar la dedicación exclusiva de que trata el artículo 16 de la Ley 9ª de 1991 y acogerse, por tanto, al tratamiento especial que señala dicho artículo, las empresas de servicios inherentes al sector de hidrocarburos deberán obtener del Ministerio de Minas y Energía la certificación sobre el particular, de acuerdo con la clasificación establecida en el artículo 2.2.1.2.3.2 de este decreto, la cual deberá reflejarse en el objeto social respectivo.

(D. 2058/91, art. 3º)

ART. 2.2.1.2.3.5.—Labores propias y esenciales de la industria. Para los efectos del artículo 1º del Decreto 284 de 1957, constituyen labores propias y esenciales de la industria del petróleo las siguientes:

1. Los levantamientos geológicos, geofísicos, geodésicos, topográficos, destinados a la exploración y evaluación de yacimientos de hidrocarburos.

2. La operación de perforar pozos de hidrocarburos desde el inicio de la perforación hasta la terminación, completamiento o taponamiento del mismo.

3. La operación y reacondicionamiento de pozos de hidrocarburos.

4. La operación técnica de cerrar y abandonar un pozo que haya servido para la explotación de hidrocarburos, incluyendo los de inyección de fluidos para recuperación secundaria, pozos inyectores de aguas residuales u otro cualquiera requerido para el manejo y desarrollo del campo.

5. La operación de los sistemas de recolección, separación, tratamiento, almacenamiento y transferencia de hidrocarburos.

6. La operación del sistema de bombeo y tuberías que conducen los hidrocarburos hasta los tanques de almacenamiento, y desde ahí a los puntos de embarque o de refinación.

7. La operación de facilidades de levantamiento artificial y las instalaciones de recuperación secundaria y terciaria de petróleo.

8. La operación de los sistemas de tratamiento térmico, eléctrico y químico que permitan hacer más fácil o económico el bombeo de petróleo.

9. La construcción, control, operación y mantenimiento técnico de los equipos y unidades de procesos propias de la refinación del petróleo.

10. La construcción, operación y mantenimiento técnico de las tuberías, tanques y bombas para transporte de petróleo crudo, productos intermedios y finales de las refinerías.

PAR.—Es entendido que las actividades de descontaminación ambiental que tengan que desarrollarse como consecuencia de daños ocasionados por actos dolosos, no son labores propias o esenciales de la industria del petróleo.

(D. 2719/93, art. 1º, modificado por el D. 3164/2003, art. 1º)

SECCIÓN 4

Sanciones

(Nota: Modificado por el Decreto 1172 de 2016 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.1.2.4.1.—Sanciones. Los agentes de la cadena de distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo que infrinjan el presente decreto y las demás normas sobre el funcionamiento de los servicios públicos que ejerzan dichos agentes, estarán sujetos a la imposición de las siguientes sanciones por parte del Ministerio de Minas y Energía o de la autoridad en quien este delegue, de conformidad con la naturaleza, efectos, modalidades y gravedad del hecho, así: Amonestación, multa, suspensión del servicio y cancelación de la autorización para ejercer la respectiva actividad.

(D. 4299/2005, art. 32)

(Nota: Modificado por el Decreto 1172 de 2016 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.1.2.4.2.—(Modificado).* Amonestación. Consiste en el llamado de atención por escrito que se le formulará al infractor, con la advertencia de que una nueva falta le ocasionará la aplicación de una sanción de mayor grado. Esta sanción se impondrá cuando no se preste la colaboración necesaria para el cumplimiento de las funciones por parte del Ministerio de Minas y Energía o de la autoridad en quien este delegue.

(D. 4299/2005, art. 33)

(Nota: Modificado por el Decreto 1172 de 2016 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.1.2.4.3.—(Modificado).* Multa. Consiste en la obligación de pagar al tesoro nacional una suma, que en ningún caso podrá ser superior a diez (10) unidades de salario mínimo legal mensual vigente, por incumplimiento a las disposiciones referidas a seguridad y protección de instalaciones, personas y bienes, suministro de información, obtención de pólizas, prestación del servicio, normas de calidad y precios. Esta sanción será procedente en los siguientes casos:

1. Por no mantener vigentes los permisos, licencias o autorizaciones expedidas por las alcaldías, las curadurías urbanas y las autoridades ambientales competentes, así como la póliza de responsabilidad civil extracontractual, de conformidad con lo establecido en el presente decreto.

2. Cuando no se dé cumplimiento en materia de suministro de información, documentación y no se atiendan las recomendaciones de orden técnico formuladas por el Ministerio de Minas y Energía o la autoridad en quien este delegue.

3. Cuando no se mantengan vigentes los certificados de calibración de las unidades de medida para la entrega de combustibles.

4. Cuando no se entreguen los certificados de calidad y cantidad de los combustibles líquidos derivados del petróleo despachados.

5. Cuando no se disponga de la capacidad de almacenamiento comercial de conformidad con lo establecido en el presente decreto.

6. Por incurrir nuevamente en hechos respecto de los cuales se haya impuesto sanción de amonestación.

(D. 4299/2005, art. 34)

(Nota: Modificado por el Decreto 1172 de 2016 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.1.2.4.4.—(Modificado).* Suspensión del servicio. Consiste en la sanción en virtud de la cual los agentes de la cadena de distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo, no podrán ejercer sus actividades hasta por el término de diez (10) días, como consecuencia de la orden de suspensión del servicio. Esta sanción se impondrá en los siguientes casos:

1. Cuando no se pague la multa dentro de los quince (15) días siguientes a la fecha de ejecutoria de la resolución que la imponga.

2. Cuando no se dé cumplimiento a las exigencias del Ministerio de Minas y Energía o de la autoridad en quien este delegue, dentro del plazo estipulado.

3. Cuando no se suministre la guía única de transporte a cada uno de los agentes de la cadena autorizados, de conformidad con lo establecido en el presente decreto.

4. Cuando se suministre y/o reciba combustibles en carrotanques que no cumplan con los requisitos exigidos.

5. Por adelantar obras de construcción, ampliación o modificación, sin que el Ministerio de Minas y Energía o la autoridad en quien este delegue, haya autorizado o verificado el cumplimiento de los requisitos para tales efectos.

6. Cuando no se cumplan las disposiciones en materia de obtención de los certificados de conformidad con el cumplimiento de los requisitos establecidos en los reglamentos técnicos.

7. Cuando dentro de los términos previstos en el presente decreto cualquier agente de la cadena de distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo que se encuentre operando, no tramite la autorización respectiva ante la entidad de regulación y/o vigilancia y control.

8. Por incurrir nuevamente en hechos respecto de los cuales ya se haya impuesto sanción de multa.

(D. 4299/2005, art. 35)

(Nota: Modificado por el Decreto 1172 de 2016 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.1.2.4.5.—(Modificado).* Cancelación de la autorización y cierre del establecimiento. Es la sanción mediante la cual la entidad competente ordena la cancelación de la autorización para operar como agente de la cadena de distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo, y como consecuencia de ello, el cierre definitivo del respectivo establecimiento. Esta sanción es procedente en los siguientes casos:

1. Cuando se proceda contra expresa prohibición señalada en el presente reglamento y demás normas cuyo cumplimiento sea objeto de verificación por parte del Ministerio de Minas y Energía o de la autoridad en quien este delegue.

2. Cuando el Ministerio de Minas y Energía o la autoridad en quien este delegue verifique que la documentación presentada por un solicitante para obtener la autorización para operar como agente de la cadena de combustibles, no corresponde total o parcialmente a la realidad.

3. Cuando un agente de la cadena comercialice combustibles líquidos derivados del petróleo sin estar autorizado para ejercer dicha actividad.

4. Cuando un agente de la cadena suministre combustibles a otro agente no autorizado para hacerlo de conformidad con lo establecido en el presente decreto.

5. Cuando un agente de la cadena adquiera combustibles de otro agente no autorizado, de conformidad con lo establecido en el presente decreto.

6. Cuando a un agente de la cadena se le haya impuesto como sanción la suspensión del servicio en dos (2) oportunidades dentro de los dos (2) años inmediatamente anteriores.

7. Por tenencia, tráfico y comercio ilícitos de combustibles.

8. Cuando habiendo transcurrido los diez (10) días de suspensión del servicio por sanción, persista el incumplimiento que dio origen a la misma.

(D. 4299/2005, art. 36)

(Nota: Modificado por el Decreto 1172 de 2016 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.1.2.4.6.—(Modificado).* Procedimiento. Recibida la queja o la información respectiva, el Ministerio de Minas y Energía o la autoridad en quien este delegue procederá de la siguiente manera:

1. Informará por escrito al interesado acerca de los cargos que aparecen en su contra.

2. El presunto infractor dispondrá de un plazo de diez (10) a treinta (30) días para presentar ante el Ministerio de Minas y Energía o la autoridad en quien este delegue los descargos correspondientes.

3. Dentro del plazo que prudencialmente señale el Ministerio de Minas y Energía o la autoridad en quien este delegue decretará y ordenará la práctica de pruebas, si lo estima procedente.

4. Dentro de los treinta (30) días siguientes, el Ministerio de Minas y Energía o la autoridad en quien este delegue, emitirá la decisión correspondiente mediante resolución motivada de conformidad con lo dispuesto en el Código Contencioso Administrativo, para que frente a ella, si el interesado lo considera, proceda al agotamiento de la vía gubernativa, conforme a los términos establecidos en el parágrafo del artículo 28 de la Ley 10 de 1961.

PAR. 1º—La ejecución de las providencias por medio de las cuales el Ministerio de Minas y Energía o la autoridad en quien este delegue, ordena la suspensión del servicio o cancelación de la autorización de acuerdo con lo estipulado en el presente decreto, deberá hacerse efectiva mediante comisión a la respectiva autoridad de policía, quien se encargará de sellar temporal o definitivamente el correspondiente establecimiento, según sea el caso.

PAR. 2º—Las sanciones anteriores se aplicarán sin perjuicio de las acciones civiles, penales, fiscales o administrativas que la infracción origine, de las medidas policivas que deban tomarse para impedir la infracción o para restituir la situación legal infringida y de las sanciones cuya imposición está a cargo de otras autoridades.

(D. 4299/2005, art. 37)

(Nota: Modificado por el Decreto 1172 de 2016 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.1.2.4.7.—(Modificado).* Infracción a las obligaciones de marcación y detección de combustibles. Cuando una estación de servicio, un distribuidor mayorista, un gran consumidor o: un transportador de combustibles líquidos derivados del petróleo, tenga en su poder, a cualquier título, gasolina motor o ACPM que no estén marcados debidamente, estará sujeto, en concordancia con lo establecido en la Ley 26 de 1989 y con base en los respectivos antecedentes, a las siguientes sanciones de conformidad con la naturaleza, efectos, modalidades y gravedad del hecho: multa, suspensión del servicio y cancelación de la autorización para almacenar, distribuir y transportar combustibles, conforme se establece en los artículos subsiguientes.

PAR.—Las sanciones antes mencionadas se aplicarán sin perjuicio de la investigación que pueda seguirse en contra de los agentes que precedan en la cadena de distribución, que tengan en su poder el combustible sin marcar.

(D. 1503/2002, art. 15)

(Nota: Modificado por el Decreto 1172 de 2016 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.1.2.4.8.—(Modificado).* Multa. Consiste en la obligación de pagar en favor de la entidad que sanciona (Ministerio de Minas y Energía o alcaldía según sea el caso) una cantidad no superior a diez (10) salarios mínimos mensuales legales vigentes a la fecha en que se cometa la infracción.

Se impondrá multa siempre que el hecho no constituya una infracción que, a juicio del ente que sanciona, sea susceptible de suspensión o cancelación.

(D. 1503/2002, art. 16)

(Nota: Modificado por el Decreto 1172 de 2016 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.1.2.4.9.—Suspensión. Consiste en la prohibición en virtud de la cual las plantas de abastecimiento o las estaciones de servicio, no podrán ejercer sus actividades durante determinado período. De igual forma, dentro de dicho lapso los grandes consumidores no podrán abastecerse de combustibles, ni los transportadores podrán efectuar actividades de transporte. El período máximo de suspensión será de diez (10) días. Esta sanción se impondrá en los siguientes casos:

a) Cuando no se pague la multa dentro de los quince (15) días siguientes a la ejecutoria de la resolución que la imponga;

b) Cuando no se dé cumplimiento a las exigencias del Ministerio de Minas y Energía o de las alcaldías dentro del plazo dispuesto;

c) Por incurrir nuevamente en hechos respecto de los cuales se haya impuesto con anterioridad, sanción de multa.

PAR. 1º—En el caso descrito en el literal a), la suspensión solo cesará cuando se pague la multa.

PAR. 2º—En el caso de que el infractor sea un transportador, el Ministerio de Minas y Energía o la alcaldía, según el caso, informará a la autoridad que concede la respectiva autorización, para que imponga la sanción correspondiente.

(D. 1503/2002, art. 17)

(Nota: Modificado por el Decreto 1172 de 2016 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.1.2.4.10.—Cancelación. Es la determinación en virtud de la cual se declara que una autorización para almacenar, manejar, transportar y/o distribuir combustibles no puede seguir siendo utilizada y, como consecuencia de ello, se ordena su cancelación. Esta sanción es procedente en los siguientes casos:

a) Por la comisión de faltas graves a juicio de quien sanciona (Ministerio de Minas y Energía o alcaldía según sea el caso);

b) Cuando se proceda contra expresa prohibición del Ministerio de Minas y Energía o de la alcaldía;

c) Cuando la autoridad competente (Ministerio de Minas y Energía o alcaldía, según sea el caso) verifique que cualquier documentación presentada por un solicitante, para la expedición de una autorización, no corresponde a la realidad;

d) Por incurrir en faltas de distinto orden, o por la reiteración de infracciones que han sido objeto de suspensión.

PAR. 1º—En el caso que el infractor sea un transportador, el Ministerio de Minas y Energía o la alcaldía, según el caso, informará a la autoridad que concede la respectiva autorización, para que imponga la sanción correspondiente.

PAR. 2º—En concordancia con lo establecido en el artículo 4º de la Ley 39 de 1987 ninguna autoridad podrá disponer el cierre definitivo de una estación de servicio, sin el correspondiente permiso del Ministerio de Minas y Energía, excepto cuando la determinación se fundamente en decisión judicial, en normas de desarrollo urbanístico o en normas o situaciones de orden público que así lo ameriten, en estos dos últimos casos corresponde actuar a la autoridad municipal respectiva.

En todo caso el Ministerio de Minas y Energía no será responsable por dichas determinaciones.

(D. 1503/2002, art. 18)

(Nota: Modificado por el Decreto 1172 de 2016 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.1.2.4.11.—Régimen aplicable a la Empresa Colombiana de Petróleos. De conformidad con la Ley 39 de 1987, Ecopetrol S.A. será sujeto de las sanciones previstas en la presente sección.

(D. 1503/2002, art. 19)

(Nota: Modificado por el Decreto 1172 de 2016 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.1.2.4.12.—Procedimiento para la imposición de sanciones por infringir las obligaciones de marcación de combustibles. El procedimiento para la imposición de sanciones será el siguiente: Recibida la queja o la información respectiva, la autoridad competente (Ministerio de Minas y Energía o alcaldía, según el caso), procederá de la siguiente manera:

a) Por escrito hará los cargos correspondientes, los que serán notificados al interesado para efectos de que presente los correspondientes descargos;

b) El presunto infractor, de conformidad con lo dispuesto por la autoridad competente (Ministerio de Minas y Energía o alcaldía, según el caso), dispondrá de un plazo de diez (10) a treinta (30) días para hacer llegar al funcionario de conocimiento, el escrito que contenga los descargos correspondientes y aporte las pruebas que pretenda hacer valer o solicite la práctica de las mismas.

c) Dentro del plazo de quince (15) días, el funcionario de conocimiento decretará la práctica de las pruebas que estime necesarias y conducentes al esclarecimiento de los hechos;

d) Practicadas y estudiadas las pruebas, la autoridad competente decidirá lo correspondiente, mediante resolución motivada que, en la vía gubernativa, sólo admite recurso de reposición de conformidad con el Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo.

PAR.—La ejecución de las providencias por medio de las cuales la autoridad respectiva ordena la suspensión o cancelación de la autorización o permiso para almacenar, manejar, transportar y distribuir combustibles, de acuerdo con lo estipulado en el presente decreto, podrá hacerse efectiva mediante comisión a la respectiva autoridad de policía.

(D. 1503/2002, art. 20)

(Nota: Modificado por el Decreto 1172 de 2016 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.1.2.4.13.—Sanción por infracción a lo dispuesto por el artículo 18 de la Ley 10 de 1961. Las infracciones a lo dispuesto en el artículo 18 de la Ley 10 de 1961 serán sancionadas por el Ministerio de Trabajo con multas sucesivas hasta de un mil pesos ($ 1.000) en cada caso, de acuerdo con la gravedad de la infracción y sin perjuicio de que la persona interesada dé cumplimiento a la obligación de que se trate.

(D. 1348/61, art. 37)

(Nota: Modificado por el Decreto 1172 de 2016 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)