DISPOSICIONES FINALES.
ARTÍCULO 2.2.5.14.4.1. RÉGIMEN DE TRANSICIÓN. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 742 de 2026. El nuevo texto es el siguiente:> Las disposiciones previstas en el presente decreto aplicarán a los titulares mineros y a los titulares de autorizaciones temporales, quienes al momento de la expedición de esta normativa hayan presentado el Programa de Trabajos y Obras (PTO) o el instrumento técnico equivalente, Estudio de Impacto Ambiental (EIA), o equivalente y aún no ha sido aprobado, así como a aquellos que ya los tienen aprobados y requieran de actualización o modificación. Una vez actualizado el instrumento técnico que incluya el Plan de Cierre de Minas, se deberá atender lo dispuesto en el artículo 2.2.5.14.2.4. del presente decreto y sus términos de referencia.
ARTÍCULO 2.2.5.14.4.2. DIVULGACIÓN Y SOCIALIZACIÓN. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 742 de 2026. El nuevo texto es el siguiente:> El Ministerio de Minas y Energía y en coordinación con la autoridad minera, el Ministerio del Trabajo y el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible establecerán el plan de socialización de la presente norma.
PROYECTOS MINEROS ESPECIALES.
LOS CONTRATOS ESPECIALES DE CONCESIÓN MINERA.
ARTÍCULO 2.2.5.15.1.1. CONTRATOS ESPECIALES. Los contratos especiales de concesión minera que se suscriban sobre las áreas de reserva especial establecidas por el Ministerio de Minas y Energía, deben contener los motivos que dieron lugar a la delimitación de dicha área de conformidad con lo señalado en los artículos 31 y 248 del Código de Minas.
(Decreto 2809 de 2009, artículo 1o)
ARTÍCULO 2.2.5.15.1.2. CESIÓN. En los contratos especiales de concesión minera, no habrá lugar a la cesión de áreas; solo será viable la cesión parcial de derechos por cuotas o porcentajes. Si la cesión parcial de derechos supera el cincuenta y uno por ciento -51% -, el concesionario se obliga a pagar a la Nación, el valor invertido a través de la autoridad minera nacional o concedente o por entes territoriales en los estudios geológico-mineros realizados en el área de reserva especial declarada, llevado a valor presente neto.
(Decreto 2809 de 2009, artículo 2o)
ARTÍCULO 2.2.5.15.1.3. SUSCRIPCIÓN. Una vez suscrito el contrato especial de concesión e inscrito en el Registro Minero Nacional, el Ministerio de Minas y Energía, a través de la Dirección de Minas, acompañará a la comunidad o asociación minera, para ejecutar el contrato de concesión de minería especial con base en los estudios técnicos realizados, y a adelantar la gestión ante las diferentes entidades del Estado para que acompañen el proyecto minero a ejecutar.
(Decreto 2809 de 2009, artículo 3o)
ARTÍCULO 2.2.5.15.1.4. MINUTA DEL CONTRATO ESPECIAL. El Ministerio de Minas y Energía, adoptará la minuta del contrato especial de concesión minera y realizará el seguimiento de su ejecución a través de la autoridad minera delegada competente, quien informará trimestralmente al Ministerio de Minas y Energía, sobre el estado del mismo, con el fin que se tomen los correctivos a que haya lugar.
(Decreto 2809 de 2009, artículo 4)
MINERALES DE INTERÉS ESTRATÉGICO.
ARTÍCULO 2.2.5.5.2.1. CONDICIONES DE LAS ÁREAS SUJETAS A DELIMITACIÓN. La Autoridad Minera podrá delimitar como Áreas Estratégicas Mineras, o incorporar nuevas zonas a las mismas, aquellas áreas que cumplan las siguientes condiciones:
1. Áreas libres que según la caracterización efectuada por el Servicio Geológico Colombiano tienen potencial minero para la exploración y explotación de minerales estratégicos.
2. Áreas que queden libres como consecuencia de la terminación del título minero por cualquier causa, una vez se encuentren en firme los correspondientes actos administrativos de terminación.
En este último evento, de la información contenida en el Plan de Trabajos y Obras a que se refiere el artículo 84 de la Ley 685 de 2001, se debe evidenciar que existe un yacimiento promisorio de minerales estratégicos.
(Decreto 1414 de 2013, artículo 1o)
DEL INCENTIVO A LAS INVERSIONES EN HIDROCARBUROS Y MINERÍA.
DISPOSICIONES GENERALES.
ARTÍCULO 2.2.6.1.1. OBJETO. <Ver Notas del Editor> <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2253 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> Establecer los parámetros y lineamientos para el otorgamiento del incentivo al incremento de las inversiones en exploración y explotación de hidrocarburos y minerales a través de Certificados de Reembolso Tributario (CERT) de que trata el Artículo 365 de la Ley 1819 de 2016.
Las inversiones en el sector de hidrocarburos que darán lugar al otorgamiento del CERT serán exclusivamente aquellas que tengan por objeto el descubrimiento de nuevas reservas de hidrocarburos, la adición de reservas probadas o la incorporación de nuevas reservas recuperables, ya sea mediante actividades de exploración o mediante actividades dirigidas al aumento del factor de recobro en proyectos de cuencas en tierra firme, incluidas en este último caso las respectivas pruebas piloto.
En el sector de minería, las inversiones que podrán acceder al incentivo son las que tienen como objeto mantener o incrementar la producción de los proyectos actuales, acelerar los proyectos que están en transición (de construcción y montaje a explotación) e incrementar los proyectos de exploración minera.
ARTÍCULO 2.2.6.1.2. ÁMBITO DE APLICACIÓN. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2253 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> El presente decreto aplica a las empresas que en su condición de Operador sean titulares de Contratos de Asociación suscritos por Ecopetrol; Contratos de Exploración y Producción de Hidrocarburos, E&P; Convenios de Exploración y/o Explotación de Hidrocarburos vigentes, o cualquier otra modalidad de contrato para la exploración y producción de hidrocarburos suscrito por el Estado y a los titulares mineros que incrementen sus inversiones en las actividades mencionadas en el artículo 365 de la Ley 1819 de 2016, siempre que cumplan con los requisitos establecidos en la ley y el reglamento.
ARTÍCULO 2.2.6.1.3. CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL CERTIFICADO DE REEMBOLSO TRIBUTARIO (CERT). <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2253 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> El Certificado de Reembolso Tributario o CERT, que será otorgado a aquellos contribuyentes que incrementen las inversiones de acuerdo con lo estipulado en el presente decreto, corresponderá a un monto derivado de un porcentaje sobre valor del incremento de las inversiones, será un ingreso no constitutivo de renta ni ganancia ocasional para quien lo percibe o adquiere, podrá ser utilizado para el pago de impuestos de carácter nacional administrados por la DIAN, será libremente negociable en el mercado de valores secundario, divisible y su redención solo podrá realizarse desde el año dos hasta el año cinco, contados a partir de la fecha en que fue otorgado.
ARTÍCULO 2.2.6.1.4. DEFINICIÓN DEL CUPO Y ACTO ADMINISTRATIVO DE APERTURA. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2253 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> El Ministerio de Hacienda y Crédito Público definirá anualmente el cupo del CERT que podrá ser otorgado de conformidad con los términos del presente decreto.
Una vez se conozca el cupo definido, el Ministerio de Minas y Energía expedirá un acto administrativo que establecerá el monto correspondiente del cupo que le corresponde a hidrocarburos y a minería.
En el caso de hidrocarburos también se definirá cuánto se distribuirá para proyectos de exploración y para proyectos de aumento de factor de recobro, mientras que en minería se establecerá cuánto corresponderá para proyectos de exploración, construcción y montaje y explotación por mineral.
La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) y la Agencia Nacional de Minería (ANM), mediante resolución, implementarán todos los trámites necesarios para otorgar el incentivo CERT descrito en el presente decreto.
La ANM y la ANH deberán controlar el monto de CERT expedido frente al cupo de CERT asignado a minería y a hidrocarburos respectivamente y serán responsables de la veracidad de la información incluida en los informes de que trata el artículo 2.2.6.3.1. del presente decreto.
DISPOSICIONES ESPECIALES.
ARTÍCULO 2.2.6.2.1. LIMITACIÓN PARA EL OTORGAMIENTO DEL CERT. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2253 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> No serán sujetos del incentivo CERT los siguientes montos de inversión:
1. Los montos de inversión de los proyectos de los contratos en fase de exploración de hidrocarburos que se encuentren con un procedimiento de incumplimiento en curso.
2. Los montos de inversión de los proyectos que sean desarrollados por personas jurídicas en el territorio nacional en las que las tarifas aplicables de impuesto sobre la renta y complementarios sean inferiores al 25%, tales como zonas francas costa afuera.
3. Los montos de inversión en las actividades orientadas al incremento de la producción y reservas, que se encuentren dentro de las obligaciones acordadas en los Contratos o Proyectos de Producción Incremental vigentes.
ARTÍCULO 2.2.6.2.2. INVERSIONES EN EL SECTOR HIDROCARBUROS. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2253 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> Para efectos del beneficio del CERT, se entenderán por inversiones incrementales en el sector de hidrocarburos la disposición de recursos financieros para el desarrollo de las siguientes actividades: (i) Perforación de pozos; (ii) Adquisición, procesamiento e interpretación sísmica; (iii) Compra o alquiler de equipos para la inyección de fluidos líquidos o gaseosos para los Proyectos de Aumento del Factor de Recobro e insumos exclusivamente para proyectos EOR (Inyección continua de vapor, CEOR "Chemical Enhanced Oil Recovery", o Combustión In Situ), que serán valorados mediante el acto administrativo que reglamenta la presentación de información para aplicar al incentivo; (iv) Compra e instalación de equipos para el tratamiento de fluidos; (v) Infraestructura para el almacenamiento y transporte de la producción incremental.
Lo anterior, ya sea que se realice directamente por el Operador o a través de este, por sus asociados en los casos de Uniones Temporales o Consorcios, con el fin de obtener nuevas reservas de hidrocarburos, la adición de reservas probadas o la incorporación de nuevas reservas recuperables, mediante actividades de exploración, o mediante actividades dirigidas al aumento del factor de recobro en proyectos de cuencas en tierra firme, incluidas en este último caso las respectivas pruebas piloto.
ARTÍCULO 2.2.6.2.3. REQUISITOS DE PRESENTACIÓN DE LOS PROYECTOS DE LOS CONTRATOS PETROLEROS EN FASE DE EXPLORACIÓN Y PROYECTOS DE LOS CAMPOS COMERCIALES. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2253 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> Para efectos del otorgamiento del CERT, los interesados deberán presentar una solicitud a la ANH entre el 1 de agosto y el 30 de septiembre del año anterior a la realización de las inversiones que darían derecho a la obtención del CERT con el cumplimiento de los siguientes requisitos y demás criterios y parámetros establecidos en el presente decreto, de acuerdo con el tipo de proyecto a desarrollar:
1. Proyectos de Exploración. El Operador deberá presentar comunicación escrita a la ANH que contenga la propuesta con la cual pretende que se le otorgue el incentivo del CERT para cada contrato en fase de exploración, la cual debe incluir las inversiones incrementales asociadas a pozos exploratorios A3/A2/A1 y sísmica 2D equivalente (2D o 3D con su equivalencia a 2D, factor de equivalencia 1,6 km de sísmica 2D = 1 km2 de sísmica 3D), así como los recursos prospectivos estimados.
Las propuestas contendrán además de la información técnica para calificarlas, el monto de la inversión en pesos colombianos para los dos años siguientes, diferenciando la inversión año por año de las inversiones incrementales del contrato en fase de exploración que se presenta y el monto en pesos colombianos del incentivo del CERT que se solicita. Así mismo, se debe presentar el porcentaje base del CERT solicitado para cada contrato en fase de exploración a realizar en el año de inversión, que se calcula de la siguiente manera:
Donde:
PBCERT,jt: es el Porcentaje Base del CERT
CERTjt: es el monto del CERT solicitado para el contrato en fase de exploración c en el año t de inversión.
IPjt: es el monto de las inversiones incrementales del contrato en fase de exploración c.
2. Proyectos de aumento del Factor de Recobro. El Operador deberá presentar comunicación escrita a la ANH que contenga la propuesta e identifique cada uno de los proyectos con un nivel de agregación por cada campo comercial.
Para estos efectos, indicará en cada proyecto las actividades propuestas para alcanzar los volúmenes de reservas probadas y producción objetivos, el estimado de inversión y la clasificación actual de tales volúmenes (Reservas Probables, Posibles o Recursos Contingentes).
Lo dispuesto en el inciso anterior aplicará para el primer año de desarrollo del proceso, junto con la información consignada en el más reciente Informe de Recursos y Reservas con el que cuente la ANH. Para los años siguientes, la ANH tomará solamente la información consignada en el más reciente Informe de Recursos y Reservas (IRR).
Para los efectos aquí previstos, el Operador presentará para cada campo comercial los proyectos a realizar, en los formatos que para el efecto apruebe y comunique mediante acto administrativo la ANH.
Las propuestas contendrán además de la información técnica necesaria para establecer su orden de elegibilidad, el monto de inversión incremental en pesos colombianos a realizar en cada uno de los años por los que se está solicitando el incentivo CERT, así como el monto del incentivo del CERT que se solicita para cada año. Así mismo, se debe incluir el porcentaje base del CERT solicitado para cada campo comercial en cada año de inversión, que debe resultar de la división del monto del CERT solicitado en pesos para cada campo comercial por el respectivo monto de las inversiones incrementales de ese mismo campo comercial.
Si se requiere información complementaria, de aclaración o de corrección, la ANH la requerirá al Operador, dentro de los diez (10) días calendario siguientes a la fecha de presentación de la solicitud, para lo cual, el solicitante contará con un plazo máximo de un (1) mes para completar la información, en los términos del artículo 17 de la Ley 1437 de 2011.
Dentro de los quince (15) días hábiles siguientes a la presentación de la solicitud o al día en que se allegue la información faltante, en caso de requerimiento, la ANH comunicará al interesado si su solicitud ha sido o no aprobada mediante comunicación escrita enviada a la dirección registrada en la solicitud.
PARÁGRAFO TRANSITORIO. Para la vigencia 2018, la solicitud de que trata el presente artículo podrá ser presentada dentro del mes siguiente a la publicación de la reglamentación que expida la ANH. Los términos para su evaluación serán los contenidos en el presente artículo y en la reglamentación que para el efecto expida la ANH.
ARTÍCULO 2.2.6.2.4. CRITERIOS PARA REVISIÓN DE LAS VARIABLES A CUMPLIR EN LA DISTRIBUCIÓN INICIAL DEL CERT DISPONIBLE. <Ver Notas del Editor> <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2253 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> Para efectos del otorgamiento del CERT a las inversiones del sector de hidrocarburos, los interesados deberán tener en cuenta los siguientes criterios y parámetros en la presentación de las solicitudes:
1. Proyectos de Exploración. Estos proyectos deberán cumplir con los siguientes parámetros de presentación:
a) Las actividades propuestas deben ser ejecutadas dentro del área en exploración del respectivo Contrato en fase de exploración, y deben corresponder a:
i) Perforación de pozos exploratorios adicionales, dentro de los cuales tendrán una mayor valoración los del tipo A3.
ii) Adquisición de sísmica 2D equivalente.
b) El valor de la inversión asociada a las Actividades Incrementales presentadas por el Operador, será considerado conforme a los valores definidos en las normas expedidas por la ANH.
Si el Operador considera viable la anticipación de actividades cuya ejecución se encuentra programada para los próximos dos (2) años, podrán ser incluidas en la propuesta. Estas inversiones serán valoradas contra la inversión pactada y el tiempo de anticipo con respecto al cronograma propuesto en el respectivo Contrato en fase de exploración.
c) Asimismo, deberá adjuntar cronograma de ejecución de las Actividades Incrementales propuestas, indicando las fechas de inicio y finalización de cada una. El tiempo mínimo de adelanto considerado será de seis meses a partir de la fecha reportada en el cronograma de ejecución de actividades aprobado para la fase exploratoria en curso.
d) El operador deberá adjuntar, junto con su propuesta, un Informe de Recursos Prospectivos debidamente certificado por la Compañía con el soporte técnico correspondiente, cumpliendo los lineamientos del PRMS (Petroleum Resources Management System) vigente. Lo anterior aplicará para el primer año, para las vigencias posteriores se tomará la información consignada en el Informe de Recursos y Reservas (IRR) reportado a la ANH anualmente.
e) Si se trata de un contratista plural, el Operador deberá allegar comunicación escrita mediante la cual cada una de las empresas que componen el Contratista expresen su conformidad con la propuesta presentada a la ANH.
Podrán optar por el incentivo aquellas empresas titulares de Contratos en los términos y bajo las condiciones de este Decreto, incluso los que se celebren con la ANH como resultado de procedimientos competitivos o de asignación directa desarrollados en aplicación de las normas expedidas por la ANH.
2. Proyectos de aumento del factor de recobro de cuencas en tierra firme. Estos proyectos deberán cumplir con la documentación e información requerida en el numeral 2 del Artículo 2.2.6.2.6 de este decreto.
ARTÍCULO 2.2.6.2.5. DISTRIBUCIÓN INICIAL DEL CERT PARA PROYECTOS DE MÁS DE UN AÑO CONTINUO DE INVERSIÓN. <Ver Notas del Editor> <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2253 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> Con el fin de participar en la distribución inicial anual del incentivo CERT, se podrán presentar proyectos de inversiones incrementales con ejecución de inversiones de hasta cuatro años, sin perjuicio que el Gobierno nacional implemente de nuevo el incentivo en los términos del artículo 365 de Ley 1819 de 2016.
Para efectos de la distribución anual del beneficio CERT entre todos los contratos que se presenten anualmente, el cupo anual establecido deberá afectarse con los montos del beneficio CERT distribuidos en años anteriores a los proyectos de más de un año de ejecución de inversiones, de modo tal que la disponibilidad para la distribución que se haga en cada año subsiguiente del cupo del CERT corresponderá a la resta entre el cupo anual del CERT determinado y los montos comprometidos en años anteriores para proyectos de más de un año.
ARTÍCULO 2.2.6.2.6. PARÁMETROS DEL ORDEN DE ELEGIBILIDAD PARA LA DISTRIBUCIÓN DEL CERT DE LOS CONTRATOS EN FASE DE EXPLORACIÓN Y DE LOS CAMPOS COMERCIALES. <Ver Notas del Editor> <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2253 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> La ANH puntuará los contratos en fase de exploración de hidrocarburos, o los campos comerciales presentados para efectos de la distribución de la disponibilidad del CERT, con el fin de obtener su orden de elegibilidad, de acuerdo con las variables que a continuación se establecen, los cuales serán determinados en forma agregada por contrato de hidrocarburos o agregada por campo comercial.
Si se presenta más de un proyecto para un mismo contrato en fase de exploración de hidrocarburos o para un mismo campo comercial, la puntuación del contrato en fase de exploración de hidrocarburos o del campo comercial se obtiene de la suma de cada uno de los proyectos presentados para ese contrato en fase de exploración de hidrocarburos o ese campo comercial.
El orden de elegibilidad inicial será determinado por la ANH con base en los puntajes asignados, organizados de mayor a menor puntaje. La distribución inicial del CERT se obtendrá después de aplicar el trámite que se establece en el presente artículo.
En aquellos casos que se presenten, para contratos en fase de exploración o para campos comerciales, inversiones incrementales a ejecutar en forma continua hasta por máximo cuatro años, contados a partir del primer proceso que se realice para distribución inicial del CERT, se debe indicar la cantidad, valor o monto de cada uno de los siguientes criterios en valores corrientes o nominales de cada año, y se deberá incluir para efectos de establecer el orden de elegibilidad de los contratos en fase de exploración o de los campos comerciales, el valor presente de dichos valores, calculado con referencia al año en que se desarrolla el proceso de distribución inicial del CERT, con una tasa de descuento anual del diez por ciento (10%).
La puntuación de los contratos se hará de conformidad con el siguiente trámite:
1. Proyectos de contratos en fase de exploración. La distribución inicial del incentivo CERT se realizará de conformidad con la puntuación que se obtiene de la evaluación realizada por la ANH de las siguientes variables: actividades incrementales propuestas, adelanto de actividades exploratorias, inversiones incrementales de acuerdo con los siguientes puntajes:
a) Mayor monto total de inversiones incrementales: Se le otorgará 20 puntos al ganador.
b) Mayor adelanto de inversiones (pozos exploratorios del tipo A3, A2 o adquisición de sísmica 2D equivalente): El tiempo mínimo a considerar para el adelanto de las inversiones será de seis meses, a partir de la fecha reportada en el cronograma de ejecución de actividades aprobado y el monto a considerar como inversión adelantada, corresponde a la diferencia entre el valor pactado para la actividad en el programa exploratorio y el valor presente neto de la inversión a la fecha de ejecución, con una tasa de descuento anual del diez por ciento. Se le otorgarán 10 puntos al ganador.
c) Mayor número de pozos exploratorios adicionales perforados: Se le otorgarán 15 puntos por el mayor número de pozos tipo A3 al ganador, 7 puntos al mayor número de Pozos tipo A2 y 3 puntos por el mayor número de pozos tipo A1.
d) Mayor cantidad de adquisición de sísmica 2D equivalente: Se le otorgarán 10 puntos al ganador.
e) Barriles prospectivos por pesos colombianos de inversión: Es la relación entre el volumen de barriles equivalentes prospectivos de hidrocarburos esperados sobre la inversión incremental propuesta. Se le otorgarán 20 puntos a quien presente el índice más alto.
f) Menor porcentaje del CERT solicitado: Corresponde al porcentaje base del CERT solicitado. Se le otorgarán 25 puntos a quien presente el índice más bajo.
Para aquellos proyectos que no obtengan el puntaje máximo, el puntaje en las variables a), b), c), d) y e) se obtendrá con la siguiente fórmula
Donde:
Pcontrato explo,x: Puntaje del contrato de exploración por cada variable de los anteriores literales.
Pmáximo,x: Puntaje máximo otorgado en cada uno de los literales.
Ccampo explo,x: Cantidad de cada variable para los contratos en fase de exploración presentados.
Cmáximo explo,x: Mayor cantidad de cada variable para los contratos en fase de exploración presentados.
Para aquellos proyectos que no obtengan el puntaje máximo, el puntaje en la variable f) se obtendrá con la siguiente fórmula:
Donde:
Los puntajes para cada criterio se sumarán y se otorgará el puntaje final total, que en todo caso no puede superar el máximo de 100 puntos.
2. Proyectos que incrementen el Factor de Recobro. La distribución inicial del incentivo CERT se realizará por parte de la ANH de conformidad con la puntuación que se obtiene aplicando las siguientes variables, a partir de la sumatoria de los proyectos correspondientes a cada campo comercial:
a) Mayor volumen de producción anual de reservas adicionadas, en cada año por el proyecto, en barriles equivalentes por año: se le otorgarán 25 puntos al máximo.
b) Mayor volumen de reservas probadas a adicionar, en barriles equivalentes: se le otorgarán 25 puntos al máximo.
c) Mayor nivel de inversiones incrementales, en millones de pesos colombianos por año: se le otorgarán 25 puntos al máximo.
d) Menor porcentaje del CERT solicitado ($ pesos de incentivo CERT / $ pesos de inversión total incremental): se le otorgarán 25 puntos al máximo.
Para aquellos proyectos que no obtengan el puntaje máximo, el puntaje en las variables a), b) y c) se obtendrá con la siguiente fórmula:
Para aquellos proyectos que no obtengan el puntaje máximo, el puntaje de la variable d), se obtendrá con la siguiente fórmula:
Donde:
Los puntajes para cada criterio se sumarán y se otorgará el puntaje final total, que en todo caso no puede superar el máximo de 100 puntos.
Una vez se puntúen los contratos en fase de exploración o campos comerciales presentados, se organizarán de mayor a menor puntaje y se hará la distribución inicial hasta el cupo CERT disponible.
ARTÍCULO 2.2.6.2.7. AJUSTE DEL PORCENTAJE BASE DEL CERT. <Ver Notas del Editor> <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2253 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> La ANH, ajustará el porcentaje base del CERT de los contratos cada año, a partir del cual se distribuirán inicialmente los montos disponibles del CERT a los contratos en fase de exploración de hidrocarburos o campos comerciales elegibles que, para el año de ejecución, previamente han sido beneficiados en la distribución inicial en procesos desarrollados en años anteriores.
Para estos efectos calculará un factor multiplicador (FMt) que resulta del promedio aritmético diario de los seis meses calendario inmediatamente anteriores al mes del acto administrativo de apertura del precio BRENT.
Una vez calculado el factor multiplicador, se procederá al cálculo del porcentaje base del CERT ajustado para cada contrato, así:
Donde:
<Inciso modificado por el artículo 1 del Decreto 1262 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> Dicho Factor Multiplicador depende del nivel internacional de precios del petróleo crudo, que variará en función de un rango que tomará como valor mínimo y máximo aquellos que sean fijados anualmente por el Ministerio de Hacienda y Crédito Público y el Ministerio de Minas y Energía. En caso de que el precio promedio BRENT sea inferior al valor mínimo del rango o sea superior al valor máximo del rango, de acuerdo con los valores que anualmente determine el Ministerio de Minas y Energía, dicho factor será igual a cero (0). Para los proyectos de más de un (1) año de ejecución, el rango de precios fijado para obtener el Factor Multiplicador será el mismo que se usó en la distribución inicial de CERT del año en que fueron presentados.
PARÁGRAFO. Para efectos de lo anterior, se utilizará el Precio Promedio del BRENT, con base en la base de datos Spot Price FOB, tomada del "US Energy Information Administration, EIA".
ARTÍCULO 2.2.6.2.8. AJUSTE DEL MONTO DEL CERT. <Ver Notas del Editor> <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2253 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> En caso de que el precio BRENT de referencia varíe respecto al usado en el año en que se recibió la distribución inicial, para proyectos de más de un año, el monto del CERT para cada año siguiente corresponderá a aquel que resulte del recálculo del Factor Multiplicador FMt, según lo dispuesto en el artículo 2.2.6.2.7 del presente decreto.
Si dicho Factor Multiplicador FMt se reduce respecto del inicialmente utilizado, el Porcentaje Base del CERT será recalculado para las inversiones del año de inversión t de estos contratos de hidrocarburos en fase de exploración o de los campos comerciales. Si el Factor de Ajuste FMt resulta superior al usado en el año de la distribución inicial, el Factor de Ajuste FMt de estos proyectos se mantendrá igual al obtenido para la distribución inicial del CERT.
El monto ajustado del CERT (CERTajust,jt) será calculado por la ANH de acuerdo con la siguiente fórmula:
Donde:
PBAcert,jt: Porcentaje base del CERT en el año de inversión t de acuerdo con lo establecido en el artículo 2.2.6.2.3.
IPjt: Monto de las inversiones incrementales realizadas en el año de inversión t en los contratos de exploración o campos comerciales.
ARTÍCULO 2.2.6.2.9. DISTRIBUCIÓN INICIAL DEL CERT. <Ver Notas del Editor> <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2253 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> Una vez determinado el orden de elegibilidad de acuerdo con el artículo 2.2.6.2.6, la ANH procederá a determinar la distribución inicial del CERT de acuerdo con el siguiente trámite:
1. Anualmente la ANH, mediante resolución, determinará el Factor de Eficiencia Mínimo que tendrá en cuenta la relación de beneficio costo del CERT de acuerdo con el impuesto a la renta esperado de las inversiones incrementales que dieron lugar al otorgamiento del CERT.
2. Calcular el Factor de Eficiencia (FE) de cada contrato de exploración y de cada campo comercial, el cual resulta de la división del monto ajustado del CERT solicitado en pesos colombianos por el número de barriles que se esperan clasificar como barriles prospectivos en contratos de exploración, o aumento de reservas recuperables o reservas probadas (RP1) en campos comerciales con aumento de factor de recobro, por efecto de las inversiones incrementales.
Lo anterior se obtiene de la aplicación de la siguiente fórmula:
3. Obtener el Factor de Eficiencia Agregada (FEagregada) de los contratos de hidrocarburos en fase de exploración o de los campos comerciales, incluidos en la selección del orden de elegibilidad inicial. Dicho factor resulta de la división del monto total del CERT de los proyectos seleccionados en el orden de elegibilidad inicial, entre la cantidad total estimada de barriles prospectivos en el caso de los contratos en fase de exploración o barriles de reserva a adicionar como reserva recuperable.
4. Si el Factor de Eficiencia Agregada obtenido en la forma anterior es superior al Factor de Eficiencia mínimo, se excluirá del orden de elegibilidad inicial seleccionado, el contrato en fase de exploración o el campo comercial que haya presentado el más alto valor de factor de Eficiencia FE.
5. A partir de lo anterior y con el fin de redistribuir el monto del CERT del contrato o del proyecto excluido en el paso anterior, se incluirá en el orden de elegibilidad inicial seleccionado el siguiente proyecto del orden de elegibilidad inicial que no resultó seleccionado.
6. Se procede a calcular el Factor de Eficiencia agregada con el orden de elegibilidad seleccionado y si este resulta inferior al Factor de Eficiencia Mínima FEmin, se le distribuirá a este contrato en fase de exploración o campo comercial el monto del CERT del contrato o campo comercial excluido.
7. En el caso en que el monto CERT solicitado por el contrato en fase de exploración o campo comercial incluido en la selección del orden de elegibilidad, de acuerdo con el numeral 4 anterior, sea superior al monto CERT del contrato de hidrocarburos o campo comercial excluido de acuerdo con el numeral 3 anterior, la distribución inicial del CERT de este contrato de hidrocarburos o campo comercial corresponderá como máximo al monto del CERT disponible remanente.
8. En el caso en que el monto CERT solicitado por el contrato en fase de exploración o campo comercial incluido en la selección del orden de elegibilidad, de acuerdo con el numeral 4 anterior, sea inferior al monto CERT del contrato en fase de exploración de hidrocarburos o campo comercial excluido, de acuerdo con el numeral 3 anterior, se procederá a seguir con el mismo trámite en los numerales anteriores hasta poder realizar la distribución total del cupo CERT.
9. Si después de realizar el trámite establecido en los numerales anteriores, no se logra obtener un Factor de Eficiencia Agregada igual o inferior al Factor de Eficiencia Mínima para la distribución inicial total o parcial del cupo del CERT, se excluirá el segundo contrato en fase de exploración o el campo comercial que haya presentado el siguiente valor más alto del Factor de Eficiencia FE y se volverá a realizar el trámite del numeral 3 anterior y siguientes hasta lograr que el Factor de Eficiencia Agregada sea inferior al Factor de Eficiencia Mínima.
10. Si después de efectuado todo lo anterior hay solamente una distribución inicial de una parte del cupo CERT, el cupo CERT restante no será distribuido.
Al último contrato de hidrocarburos en fase de exploración o campo comercial seleccionado con el que se alcance la igualdad del monto ajustado agregado solicitado del CERT con el monto del CERT disponible para el proceso, se le distribuirá el incentivo de acuerdo con el saldo que iguale al monto CERT disponible, y por ello se recalculará el Porcentaje Base Ajustado de dicho contrato en fase de exploración de hidrocarburos o campo comercial.
Este trámite será llevado a cabo por parte de la ANH y los resultados serán informados a los interesados a través de acto administrativo a más tardar en los primeros cinco (5) días hábiles del mes de diciembre del año anterior al que se realizan las inversiones.
ARTÍCULO 2.2.6.2.10. DISTRIBUCIÓN FINAL DEL CERT. <Ver Notas del Editor> <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2253 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> En el mes de abril del año siguiente al año en que se realiza la inversión incremental, la ANH determinará el monto del CERT que se le otorgará a los operadores de los contratos en fase de exploración de hidrocarburos o de los campos comerciales que certificaron las inversiones incrementales realizadas en el año anterior, de acuerdo con el siguiente trámite:
1. Las empresas remitirán a la ANH las comunicaciones de los Revisores Fiscales de cada empresa operadora, en la que se certifique para cada contrato en fase de exploración de hidrocarburos o campo comercial, el monto de las inversiones incrementales realizadas en el año de ejecución. Para la radicación de la comunicación anterior, se tendrá como plazo máximo el 31 de marzo del año siguiente en el que se realizan las inversiones incrementales.
2. Para cada contrato en fase de exploración de hidrocarburos o campo comercial que cuente con distribución inicial del incentivo CERT, la ANH obtendrá el CERT a otorgar (CERTojt) multiplicando el monto certificado para cada año de inversiones incrementales (ICjt) por el Porcentaje Base Ajustado del CERT (PBACERT,jt) del contrato en fase de exploración de hidrocarburos o del campo comercial.
Si las inversiones incrementales certificadas para el contrato de exploración o campo comercial en el año (ICjt) son superiores a las inicialmente presentadas para ejecución en ese año (IPjt), el monto por el cual se multiplicará el Porcentaje Base Ajustado del CERT del contrato de exploración o campo comercial, será el monto de inversiones presentado IPjt, de acuerdo con el artículo 2.2.6.2.8.
3. En aquellos casos en los que los proyectos de más de un año de ejecución de inversiones en que el porcentaje de la ejecución certificada para cada año de ejecución de las inversiones incrementales, sea inferior al ciento por ciento (100%), se adicionará al monto del CERT para el siguiente año de ejecución de inversiones. El monto de inversiones incrementales no ejecutadas no podrá superar el 15% del monto total aprobado en la distribución inicial del CERT.
En el caso de certificarse una ejecución inferior al ochenta y cinco por ciento (85%) en ese año de inversión, el monto del beneficio CERT correspondiente a la diferencia entre el porcentaje de ejecución certificado y el porcentaje anteriormente enunciado, pasará a ser redistribuido de conformidad con lo establecido en el siguiente numeral.
4. Una vez recibidas la totalidad de las certificaciones de los revisores fiscales de los operadores de los contratos de exploración o campos comerciales que recibieron una distribución inicial del incentivo CERT, la ANH realizará el siguiente trámite:
a) Obtendrá el valor total del CERT otorgado a los contratos de exploración o campos comerciales, de acuerdo con lo establecido en el numeral 2 anterior, con base en el siguiente cálculo:
Donde:
CERTott: Valor de CERT total otorgado sobre las inversiones presentadas inicialmente para distribución.
CERTojt: CERT otorgar para cada contrato en fase de exploración de hidrocarburos o campo comercial que cuente con distribución inicial del incentivo.
J: Número total de los contratos en fase de exploración de hidrocarburos o de los campos comerciales con distribución de CERT para cada año.
b) Para cada contrato en fase de exploración o campo comercial con distribución inicial del CERT, obtendrá el valor total de los montos certificados de inversión incremental que fueron superiores a los montos de inversión incremental inicialmente presentados en el proceso de selección para distribución del CERT (CERTjsupt). En esta etapa se deberán excluir del cálculo, los contratos en fase de exploración de hidrocarburos o campos comerciales a los que se les asignó el beneficio para un período de más de 1 año de inversión. Se calcula de la siguiente manera:
c) Para cada contrato en fase de exploración o campo comercial con distribución inicial del CERT, se obtendrá el valor total de los montos certificados de inversión incremental que fueron inferiores a los montos de inversión incremental presentados inicialmente en el proceso de selección para distribución del CERT, para el contrato en fase de exploración o campo comercial (CERTjinft).
Se excluirán los contratos en fase de exploración o los campos comerciales con más de 1 año de ejecución, siempre y cuando las inversiones que se están certificando no sean las del último año de inversión, de acuerdo con lo estipulado en el numeral 3 de este artículo y el monto de inversión certificada corresponda a por lo menos el 85% de la inversión presentada. En el caso de los contratos en fase de exploración o de los campos comerciales con inversiones incrementales de más de 1 año de ejecución con beneficio CERT que no hayan certificado un porcentaje de ejecución de las inversiones en el año de por lo menos el 85%, se pasará a redistribuir la diferencia entre el 85% del monto de la inversión presentada para la distribución inicial de ese año y el monto certificado de inversión de ese año, a continuación se procede a calcular el monto CERT de redistribución (CERTiinft) de la siguiente manera:
d) Posteriormente se calculará el cociente de ejecución del año de inversión (CECERTt), entre la sumatoria de los montos de inversión presentados inicialmente para distribución que no se ejecutaron en el año 
y la sumatoria de los montos que se ejecutaron por encima de la inversión incremental presentada para la distribución inicial 
del CERT de la siguiente manera:
e) En caso que el cociente anterior CECERT,t obtenido sea igual o superior a 1, se les otorgará un CERT adicional a los contratos en fase de exploración de hidrocarburos o a los campos comerciales (CERToadjt), sobre los que se certificaron montos de inversión superiores a los presentados inicialmente para distribución del CERT, que resulta de la multiplicación del Porcentaje Base Ajustado del CERT para el contrato en fase de exploración de hidrocarburos o campo comercial, por el monto de la inversión superior respecto de la presentada inicialmente.
Si CECERT,t >=1, entonces CERToadjt = (ICjt - IPjt) * PBACERT,jt
Si CECERT,t < 1, entonces CERToadjt = (ICjt - IPjt) * CECERT,t * PBACERT,jt
f) En ningún caso se otorgará un CERT por encima del que resulte de aplicar a las inversiones totales realizadas para el contrato en fase de exploración de hidrocarburos o campo comercial j en el año t, el Porcentaje Base Ajustado de cada contrato en fase de exploración de hidrocarburos o campo comercial.
ARTÍCULO 2.2.6.2.11. SEGUIMIENTO DE EJECUCIÓN DE LOS PROYECTOS Y CERTIFICACIÓN DE LAS INVERSIONES PARA QUE SE OTORGUE EL BENEFICIO DEL CERT. <Ver Notas del Editor> <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2253 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> En desarrollo de la delegación de la función de fiscalización de las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos, en los términos señalados en el inciso 5o del artículo 2o del Acto Legislativo 05 de 2011 y la Ley 1530 de 2012 (artículos 7o Núm. 3 y 101) y demás disposiciones aplicables, al año siguiente de la distribución inicial del incentivo CERT, la ANH dará inicio a la verificación del cumplimiento de la ejecución de actividades de los proyectos seleccionados y certificará el monto del CERT a ser otorgado de acuerdo con lo siguiente:
En el caso de los proyectos de exploración, conforme al cronograma presentado, la ANH realizará seguimiento y control al cumplimiento de las inversiones incrementales aprobadas en la resolución de adjudicación a los beneficiarios del incentivo, para lo cual contará con los siguientes mecanismos de verificación:
a) Reporte mensual de actividades.
b) Reportes diarios de perforación.
c) Visitas de verificación en campo por parte de la ANH. Al finalizar cada visita se elaborará acta de la misma.
d) Certificado de entrega de productos generados de las Actividades Incrementales al Banco de Información Petrolera (BIP), emitido por el Servicio Geológico Colombiano.
e) Certificados suscritos por el revisor fiscal del operador.
El certificado de entrega de productos al BIP y el certificado de revisor fiscal de las inversiones incrementales reales ejecutadas en la perforación de los pozos exploratorios, incluidos en la propuesta, deberán ser allegados dentro del primer trimestre del año siguiente a la ejecución de las actividades.
En el caso de los proyectos de aumento del factor de recobro, las empresas operadoras de campos comerciales a los que se les haya distribuido inicialmente el incentivo CERT, deberán presentar a la ANH cada trimestre del calendario, dentro de los cinco (5) días siguientes a la terminación del trimestre, un informe de ejecución respecto de las actividades e inversiones desarrolladas en cada trimestre, con el contenido estipulado en el acto administrativo mediante el cual se realiza la distribución inicial del beneficio del CERT.
A partir del año siguiente al año de inversión, las empresas operadoras, junto con el primer informe trimestral al que se ha hecho alusión en el inciso anterior, deberán entregar a la ANH la certificación suscrita por el revisor fiscal del operador del campo comercial, con indicación del monto de las inversiones realizadas en el año.
Sin perjuicio de la presentación de la información aquí requerida, la ANH discrecionalmente podrá realizar visitas a los proyectos aprobados con el fin de verificar la información reportada, previa comunicación en tal sentido dirigida al operador.
A más tardar el 30 de abril del año siguiente al que se realizan las inversiones incrementales, la ANH una vez lleve a cabo el trámite establecido en el artículo 2.2.6.2.10, deberá informar anualmente al Ministerio de Minas y Energía y al Ministerio de Hacienda y Crédito Público los resultados del trámite establecido en el presente decreto y la lista de los beneficiarios del CERT junto con el monto de las inversiones efectivamente realizadas y el monto del CERT a ser otorgado.
ARTÍCULO 2.2.6.2.12. INVERSIONES EN EL SECTOR MINERO. <Ver Notas del Editor> <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2253 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> Las inversiones que podrán dar derecho a la obtención del CERT serán aquellas inversiones adicionales a las establecidas por el titular minero en los diferentes documentos técnicos de proyección de las labores de exploración, construcción y montaje y explotación aprobados por la ANM para cada una de las etapas contractuales y de acuerdo con el régimen aplicable.
Para la etapa de exploración únicamente se tendrán en cuenta aquellas inversiones adicionales que tengan relación directa con el cumplimiento de las actividades establecidas en las fases de exploración, de acuerdo con los términos de referencia para la elaboración del Programa Mínimo Exploratorio adoptado por la ANM.
Para la etapa de construcción y montaje únicamente se tendrán en cuenta aquellas inversiones adicionales que tengan relación directa con el cumplimiento de las actividades establecidas en el Programa de Trabajos y Obras aprobado o documento técnico correspondiente, según el régimen aplicable, encaminadas a la mejora de la infraestructura, maquinarias o equipo proyectadas, o al inicio anticipado de las actividades de explotación.
Para la etapa de explotación únicamente se tendrán en cuenta aquellas inversiones adicionales que tengan relación directa con el cumplimiento de las actividades establecidas en el Programa de Trabajos y Obras aprobado o documento técnico correspondiente, según el régimen aplicable, encaminadas a mantener o incrementar el nivel de producción proyectado o al aumento de las reservas estimadas.
Los beneficiarios de títulos mineros inscritos en el Registro Minero Nacional podrán acceder a la obtención del CERT mediante la presentación de una solicitud de Acuerdo de Inversión, siempre que cumplan con los requisitos que se señalan en los artículos siguientes, de acuerdo con la etapa contractual en la que se encuentre el proyecto minero. Dicha solicitud será objeto de evaluación y aprobación por parte de la ANM.
ARTÍCULO 2.2.6.2.13. REQUISITOS PARA SOLICITAR Y ACCEDER AL INCENTIVO EN ETAPA DE EXPLORACIÓN. <Ver Notas del Editor> <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2253 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> Para ser beneficiario de la aplicación del incentivo del CERT en la etapa de exploración, el titular minero deberá cumplir con los siguientes requisitos:
1. Presentar solicitud de acuerdo de inversión en el formato diseñado por la ANM, acompañada de los anexos solicitados en el mismo, dentro de los cuales se deben establecer las actividades a realizar, las inversiones adicionales que se van a efectuar y el respectivo cronograma. Dicho cronograma debe estar acorde con el plazo señalado en el presente decreto.
2. La inversión adicional a realizar en el año siguiente al de radicación de la solicitud deberá superar la inversión establecida para dicha anualidad en el programa mínimo exploratorio aprobado o, a falta del programa mínimo exploratorio, en el acuerdo de inversión siempre que se cumplan con los requisitos del presente artículo.
3. La Inversión mínima adicional en esta etapa deberá ser igual o superior a treinta y un mil trescientos ochenta y nueve (31.389) UVT.
4. El titular minero deberá estar al día con las obligaciones derivadas del título minero al momento de radicar su solicitud ante la ANM.
ARTÍCULO 2.2.6.2.14. REQUISITOS PARA SOLICITAR Y ACCEDER AL INCENTIVO EN ETAPA DE CONSTRUCCIÓN Y MONTAJE. <Ver Notas del Editor> <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2253 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> Para ser beneficiario del CERT en la etapa de construcción y montaje, el titular minero deberá cumplir los siguientes requisitos:
1. Presentar solicitud de acuerdo de inversión, en el formato diseñado por la ANM, acompañada de los anexos solicitados en el mismo, dentro de los cuales se deben establecer las actividades a realizar, las inversiones adicionales que se van a efectuar y el respectivo cronograma. Dicho cronograma debe estar acorde con el plazo señalado en el presente decreto.
2. Contar con el Programa de Trabajos y Obras o documento técnico correspondiente aprobado por la Agencia Nacional de Minería o su delegada y con la licencia ambiental otorgada o plan de manejo ambiental aprobado por la autoridad ambiental competente.
3. La inversión a realizar en el siguiente año al de radicación de la solicitud deberá superar la inversión establecida para ese año en el Programa de Trabajos y Obras aprobado o documento técnico correspondiente, según el régimen aplicable.
4. La Inversión mínima adicional en esta etapa deberá ser superior o igual a treinta y un mil trescientos ochenta y nueve (31.389) UVT.
5. El titular minero deberá estar al día con las obligaciones derivadas del título minero al momento de radicar su solicitud ante la ANM.
ARTÍCULO 2.2.6.2.15. REQUISITOS PARA SOLICITAR Y ACCEDER AL INCENTIVO EN ETAPA DE EXPLOTACIÓN. <Ver Notas del Editor> <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2253 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> Para ser beneficiario del CERT en la etapa de explotación, el titular minero deberá cumplir los siguientes requisitos:
1. Presentar solicitud de acuerdo de inversión, en el formato diseñado por la ANM, acompañada de los anexos solicitados en el mismo, dentro de los cuales se deben establecer las actividades a realizar, las inversiones adicionales que se van a efectuar y el respectivo cronograma. Dicho cronograma debe estar acorde con el plazo señalado en el presente decreto.
2. Contar con el Programa de Trabajos y Obras o documento técnico correspondiente aprobado y la licencia ambiental otorgada o plan de manejo ambiental aprobado por la autoridad ambiental competente.
3. La inversión a realizar en el siguiente año calendario al de radicación de la solicitud deberá superar la inversión establecida para ese año en el Programa de Trabajos y Obras aprobado o documento técnico correspondiente, según el régimen aplicable. En caso de no encontrarse de forma expresa la inversión a realizar en el siguiente año calendario al de radicación de la solicitud dentro del Programa de Trabajos y Obras aprobado o documento técnico correspondiente, el titular minero deberá allegar adicionalmente los documentos que soporten la inversión a realizar en la respectiva anualidad, de acuerdo con las actividades y obras señaladas en el Programa de Trabajos y Obras aprobado o documento técnico correspondiente, así como aquella inversión adicional propuesta, que supere el porcentaje señalado, de acuerdo con lo establecido en el presente decreto.
4. La Inversión mínima adicional en esta etapa deberá ser superior o igual a i) Trescientos trece mil ochocientos ochenta y tres (313.883) UVT en minería a cielo abierto o ii) Sesenta y dos mil setecientos setenta y seis (62.776) UVT en minería subterránea.
5. El titular minero deberá estar al día con las obligaciones derivadas del título minero al momento de radicar su solicitud ante la ANM.
6. El precio de referencia del respectivo mineral al momento de presentar la solicitud de acuerdo de inversión deberá ser igual o inferior a los valores fijados anualmente por la ANM, para lo cual podrá tener como referencia el costo de producción de los proyectos mineros en ejecución. Adicionalmente, se establecerá también de manera anual, qué minerales podrán ser objeto de las inversiones que aspiren el otorgamiento del CERT de acuerdo con el impacto de dichas inversiones en el recaudo de impuestos y de regalías, para lo cual podrá tener como referencia el listado de minerales de interés estratégico señalados por el Ministerio de Minas y Energía.
ARTÍCULO 2.2.6.2.16. PRIORIZACIÓN DE SOLICITUDES PARA ACCEDER AL INCENTIVO. <Ver Notas del Editor> <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2253 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> En caso de que los recursos disponibles para el CERT resulten insuficientes para cubrir a la totalidad de los solicitantes que cumplan con los requisitos señalados en los artículos anteriores, la ANM priorizará la suscripción de los acuerdos de inversión teniendo como criterio los solicitantes que tengan un mayor incremento porcentual en las inversiones adicionales con respecto a las proyectadas inicialmente en el documento técnico correspondiente. Igualmente se priorizarán aquellas solicitudes que presenten los titulares que se encuentren en las etapas de exploración y construcción y montaje que permitan iniciar de forma anticipada la explotación del yacimiento minero.
ARTÍCULO 2.2.6.2.17. TRÁMITE PARA LA EVALUACIÓN Y SUSCRIPCIÓN DEL ACUERDO DE INVERSIÓN. <Ver Notas del Editor> <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2253 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> La solicitud de acuerdo de inversión deberá presentarse entre el 1º de agosto y el 30 de septiembre del año anterior a la realización de las inversiones que darían derecho a la obtención del CERT ante la ANM para su evaluación y aprobación.
Una vez presentada la solicitud, la ANM verificará las actividades proyectadas y las inversiones adicionales propuestas, determinando si el solicitante cumple o no los requisitos exigidos para ser potencial beneficiario del CERT.
En caso de ser necesaria información complementaria o alguna corrección, la ANM requerirá al solicitante dentro de los diez (10) días siguientes a la fecha de radicación de la solicitud para que presente la información solicitada en el término máximo de un (1) mes, en los términos del artículo 17 de la Ley 1437 de 2011.
Dentro de los quince (15) días hábiles siguientes a la presentación de la solicitud o al día en que se allegue la información faltante, en caso de requerimiento, la ANM comunicará al interesado si su solicitud ha sido o no aprobada mediante comunicación escrita enviada a la dirección registrada en la solicitud.
En caso de ser aprobada la solicitud de acuerdo de inversión, en la comunicación escrita se convocará al titular minero para que dentro de los tres (3) días hábiles siguientes a su recibo, suscriba el acuerdo de inversión.
PARÁGRAFO TRANSITORIO. Para la vigencia 2018, la solicitud de que trata el presente artículo podrá ser presentada dentro del mes siguiente a la publicación de la reglamentación que expida la ANM al presente decreto. Los términos para su evaluación serán los contenidos en el presente artículo y en la reglamentación que para el efecto expida la ANM.
ARTÍCULO 2.2.6.2.18. VERIFICACIÓN Y FISCALIZACIÓN DE INVERSIONES. <Ver Notas del Editor> <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2253 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> De acuerdo con el cronograma aprobado, la ANM realizará junto con las labores de fiscalización, seguimiento y control al cumplimiento de las obligaciones emanadas del título minero, la verificación al cumplimiento de las inversiones adicionales aprobadas en el acuerdo de inversión.
Se establecen como herramientas de verificación, entre otras, las siguientes:
a) Programa Mínimo Exploratorio.
b) Programa de Trabajos y Obras.
c) Formatos Básicos Mineros.
d) Planes Mineros Anuales.
e) Programa de Trabajos e Inversiones.
f) Informe y Certificación de Revisor Fiscal.
g) Reservas avaladas por profesional certificado como Quality Person en dicha materia.
h) Inspecciones a campo.
En el acuerdo de inversión se deberá establecer la periodicidad de los informes y documentos que debe presentar el beneficiario del incentivo del CERT.
El informe final, junto con los anexos que den cuenta del cumplimiento de las actividades, cronograma e inversiones del acuerdo de inversión deberá ser presentada ante la ANM por el titular minero dentro de los primeros diez (10) días hábiles del mes de marzo del año siguiente a la finalización del año de las inversiones. Este informe deberá ser acompañado por una certificación del revisor fiscal en donde conste el monto de las inversiones adicionales efectivamente realizadas.
Presentado el informe final de cumplimiento, junto con sus anexos y conforme a la verificación de los informes periódicos, la ANM evaluará la ejecución del acuerdo de inversión suscrito con el titular minero y dentro de los quince (15) días siguientes a la presentación del informe final, se pronunciará mediante acto administrativo sobre el cumplimiento o no del acuerdo de inversión.
En caso de cumplirse con la inversión adicional propuesta por el titular minero, a más tardar el 30 de abril del año siguiente al que se realizan las inversiones, la ANM le informará al Ministerio de Minas y Energía y al Ministerio de Hacienda y Crédito Público los beneficiarios del CERT, el monto de la inversión efectivamente realizada y el monto de CERT a ser otorgado.
En el evento en que hechos constitutivos de fuerza mayor o caso fortuito, o hechos de orden técnico o económico no constitutivos de fuerza mayor o caso fortuito, impidan desarrollar la totalidad de actividades contenidas en el acuerdo de inversión, se podrá suspender la ejecución de las inversiones adicionales establecidas en el Acuerdo de Inversión conforme al cronograma establecido, esta circunstancia será considerada en la evaluación del cumplimiento del Acuerdo de Inversión por parte de la ANM.
En caso de que en la evaluación de la ejecución del acuerdo de inversión se establezca que el cumplimiento de la inversión adicional es inferior al propuesto, y sin embargo supere en un ochenta y cinco por ciento (85%) su ejecución, esta situación será señalada por la ANM en la evaluación y dará lugar al otorgamiento del CERT a prorrata del porcentaje correspondiente de cumplimiento.
PARÁGRAFO. Los valores del CERT que no sean distribuidos por inversiones que no se realicen efectivamente debido a incumplimiento total o parcial del acuerdo de inversión en cada periodo, podrán ser redistribuidos en favor de los beneficiarios de acuerdos de inversión suscritos en el mismo periodo, en cuya ejecución hayan superado las inversiones adicionales propuestas, para lo cual se tomará el valor del CERT no distribuido y se redistribuirá de forma proporcional a favor de aquellos titulares que superen los valores de inversión adicional propuestos.
ARTÍCULO 2.2.6.2.19. NIVELES PORCENTUALES DEL CERT. <Ver Notas del Editor> <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2253 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> El valor del CERT no podrá superar el 20% de la inversión adicional efectivamente realizada y se establecerá de manera anual por parte de la ANM conforme al cupo del CERT disponible aprobado y con el impacto de las inversiones en el recaudo de impuestos y de regalías. Para lo anterior se podrá tener como referencia el listado de minerales de interés estratégico señalados por el Ministerio de Minas y Energía.
DISPOSICIONES FINALES.
ARTÍCULO 2.2.6.3.1. INFORME DE BENEFICIARIOS DEL CERT. <Ver Notas del Editor> <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2253 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> La ANH y la ANM anualmente enviarán al Ministerio de Minas y Energía y al Ministerio de Hacienda y Crédito Público un informe con los beneficiarios del CERT, el monto de inversiones efectivamente realizadas y el porcentaje y monto de CERT a otorgar. En todo caso, el Ministerio de Minas y Energía y el Ministerio de Hacienda y Crédito Público en cualquier momento, podrán solicitarle a la ANH y a la ANM información relacionada con las inversiones que dieron lugar al otorgamiento del CERT.
ARTÍCULO 2.2.6.3.2. EXPEDICIÓN DEL CERT. <Ver Notas del Editor> <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2253 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> El Ministerio de Hacienda y Crédito Público ordenará la expedición del CERT a cada uno de los beneficiarios a través de un acto administrativo, dentro del mes siguiente a la recepción del informe final de que trata el artículo 2.2.6.3.1 de este Decreto. Dicho informe contendrá la lista de beneficiarios con el monto de inversiones y el monto del CERT a otorgar, y será remitido, según corresponda, por la ANH o la ANM, al Ministerio de Minas y Energía y al Ministerio de Hacienda y Crédito Público.
ARTÍCULO 2.2.6.3.3. RIESGO EN VARIACIONES DE TRM. <Ver Notas del Editor> <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2253 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> El incentivo CERT se otorgará en pesos colombianos a inversiones efectivamente realizadas y se certifican en pesos colombianos. Las inversiones inicialmente realizadas en dólares de los Estados Unidos de América y presentadas por los operadores o titulares mineros en pesos colombianos para efectos del otorgamiento del incentivo CERT, utilizarán para la conversión de la moneda la tasa representativa del mercado vigente al momento de la realización de la inversión.
ARTÍCULO 2.2.6.3.4. INGRESO NO CONSTITUTIVO DE RENTA NI GANANCIA OCASIONAL. <Ver Notas del Editor> <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2253 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> El valor del CERT constituirá un ingreso no constitutivo de renta ni ganancia ocasional para quien lo percibe o adquiere, debiendo demostrar su calidad de beneficiario en los términos de los artículos 2.2.6.3.1 y 2.2.6.3.2 de este decreto.
OBRAS POR REGALÍAS PARA EL DESARROLLO DE LAS ENTIDADES TERRITORIALES.
ARTÍCULO 2.2.6.4.1. ENTIDAD INTERLOCUTORA. <Artículo adicionado por el artículo 2 del Decreto 98 de 2020. El nuevo texto es el siguiente:>El Ministerio de Minas y Energía, en el marco de sus funciones, será interlocutor con los demás Órganos del Sistema General de Regalías para la ejecución de los proyectos de obras por regalías.
ARTÍCULO 2.2.6.4.2. COMUNICACIÓN. <Artículo adicionado por el artículo 2 del Decreto 98 de 2020. El nuevo texto es el siguiente:>Aprobado por el Órgano Colegiado de Administración y Decisión (OCAD), el proyecto de inversión a ser financiado bajo la modalidad de obras por regalías de que trata el artículo 51 de la Ley 1942 de 2018, la(s) persona(s) jurídica(s) debe(n) remitir una comunicación a la Agencia Nacional de Hidrocarburos o a la Agencia Nacional de Minería, según corresponda, donde informe:
1. Nombre de la(s) persona(s) jurídica(s) y Número(s) de Identificación Tributaria.
2. Nombre del proyecto, código BPIN del Banco de Programas y Proyectos de Inversión del Sistema General de Regalías con su correspondiente MGA y valor total del proyecto.
3. Tratándose de cofinanciación entre personas jurídicas, el monto y porcentaje de los aportes de recursos al proyecto de inversión.
4. Período de regalías que se pretende pagar con el valor de asignaciones directas aportado para la ejecución del proyecto.
De la misma manera deberá remitir los siguientes documentos:
1. Acta de aprobación de la Junta Directiva de la(s) persona(s) jurídica(s) o del representante legal según corresponda, o quien haga sus veces, de optar por esta modalidad de pago.
2. Copia del documento de acuerdo suscrito entre la entidad territorial y la(s) persona(s) jurídica(s).
3. Copia del acuerdo de la sesión del Órgano Colegiado de Administración y Decisión (OCAD) en la que conste la aprobación del respectivo proyecto.
ARTÍCULO 2.2.6.4.3. FINALIZACIÓN Y ENTREGA DEL PROYECTO. <Artículo adicionado por el artículo 2 del Decreto 98 de 2020. El nuevo texto es el siguiente:>Cumplidos los términos para la ejecución del proyecto la(s) persona(s) jurídica(s) realizará(n) la entrega formal y material del mismo en disposición para su uso y funcionamiento a la entidad territorial beneficiaria, adjuntando el informe final de la interventoría en el que esta certifica el recibo a satisfacción.
Posteriormente, la entidad territorial beneficiaria en un plazo no mayor de quince (15) días expedirá certificación de completa ejecución y recibo del proyecto a la(s) persona(s) jurídica(s), con el propósito de que esta(s) última(s) adelante(n) el trámite respectivo ante la Agencia Nacional de Minería o ante la Agencia Nacional de Hidrocarburos, según corresponda.
PARÁGRAFO. El informe final satisfactorio de interventoría será suficiente para que la entidad territorial reciba el proyecto. La entidad territorial solo podrá controvertir este informe final por evidentes violaciones a reglamentos técnicos de construcción aplicables al proyecto correspondiente; estas controversias deberán ser soportadas técnicamente por profesionales idóneos.
En aquellos casos excepcionales en que la entidad territorial presente inconformidades con la evaluación expedida por la interventoría, la entidad territorial y la(s) persona(s) jurídica(s) acudirán a mecanismos alternativos de resolución de conflictos para dirimir la controversia. El costo de este mecanismo será asumido por la(s) persona(s) jurídica(s).
ARTÍCULO 2.2.6.4.4. FINALIZACIÓN Y ENTREGA ANTICIPADA DEL PROYECTO. <Artículo adicionado por el artículo 2 del Decreto 98 de 2020. El nuevo texto es el siguiente:>En los casos en que se finalice la ejecución del proyecto con antelación al plazo previsto y se cumplan las actividades de terminación y entrega de este, la(s) persona(s) jurídica(s) podrá(n) solicitar ante la Agencia Nacional de Hidrocarburos o la Agencia Nacional de Minería, según corresponda, el respectivo descuento del pago de las regalías a su cargo en el período inmediatamente siguiente a la emisión de la certificación de la entidad territorial beneficiaria.
ARTÍCULO 2.2.6.4.5. ACREDITACIÓN DEL PAGO. <Artículo adicionado por el artículo 2 del Decreto 98 de 2020. El nuevo texto es el siguiente:>La(s) persona(s) jurídica(s) que exploten los recursos naturales no renovables y que opten por la modalidad de obras por regalías, solo podrán solicitar la acreditación del pago de las regalías, una vez remitan la certificación de completa ejecución y recibo del proyecto de inversión emitida por la entidad territorial beneficiaria, previa certificación de recibo a satisfacción de la interventoría.
El valor para reconocerse como pago por concepto de regalías por parte de la(s) persona(s) jurídica(s) corresponderá al aprobado por el Órgano Colegiado de Administración y Decisión (OCAD), incluidos los ajustes realizados y aprobados durante la ejecución del proyecto, el cual deberá estar conforme con lo reportado en la certificación de completa ejecución y recibo emitida por la entidad territorial teniendo en cuenta lo dispuesto en el artículo 2.2.4.1.1.14.5. del Decreto 1082 de 2015.
ARTÍCULO 2.2.6.4.6. SOLICITUD DE PAGO. <Artículo adicionado por el artículo 2 del Decreto 98 de 2020. El nuevo texto es el siguiente:>La(s) persona(s) jurídica(s) deberá(n) tramitar ante la Agencia Nacional de Minería o ante la Agencia Nacional de Hidrocarburos, según corresponda, la solicitud de reconocimiento de la obra ejecutada como pago de regalías.
La solicitud de pago debe incluir:
1. Copia de la comunicación que se relaciona en el artículo 2.2.6.4.2. del presente decreto.
2. Copia de los Acuerdos del Órgano Colegiado de Administración y Decisión (OCAD) en los que conste el valor total aprobado del proyecto.
3. Copia de la certificación de recibo a satisfacción emitido por la entidad terri-torial.
PARÁGRAFO 1o. En caso de que varias personas jurídicas hayan participado en la ejecución de un proyecto financiado bajo la modalidad de obras por regalías, deben radicar una solicitud conjunta en la que indiquen los nombres de sus empresas, el número de identificación tributaria, el valor del aporte de cada empresa y los porcentajes a imputarse en cada caso, además de señalar lo dispuesto en los numerales 1, 2 y 3 del presente artículo.
PARÁGRAFO 2o. En caso de que la(s) persona(s) jurídica(s) no tenga más obligaciones de pago de regalías para el respectivo bienio, podrá(n) acreditar el valor del proyecto ejecutado como el pago de regalías en los términos del artículo 97 de la Ley 1530 de 2012, o la norma que los modifique o sustituya, cuando aplique.
PARÁGRAFO 3o. La Agencia Nacional de Minería o la Agencia Nacional de Hidrocarburos, según corresponda, verificará el cumplimiento de los requisitos mencionados y procederá a realizar el trámite definido por cada una de ellas para reconocer la obra ejecutada como pago por regalías.
PARÁGRAFO 4o. El pago efectuado a título de regalías será deducible, siempre y cuando se cumplan los requisitos previstos en el artículo 107 del Estatuto Tributario.
ARTÍCULO 2.2.6.4.7. ENTREGA DEL CERTIFICADO DE PAGO A LA(S) PERSONA(S) JURÍDICA(S). <Artículo adicionado por el artículo 2 del Decreto 98 de 2020. El nuevo texto es el siguiente:>Realizada la entrega final del proyecto, conforme la certificación de recibo a satisfacción que emita la entidad territorial beneficiaria, la Agencia Nacional de Minería o la Agencia Nacional de Hidrocarburos, según corresponda, contará con 30 días para la expedición de la certificación en la que conste que la persona jurídica realizó el respectivo pago por concepto de regalías.
DEL HIDRÓGENO.
CONDICIONES Y LINEAMIENTOS GENERALES SOBRE HIDRÓGENO.
ARTÍCULO 2.2.7.1.1. OBJETO. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1476 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> El presente capítulo tiene por objeto definir los mecanismos, condiciones e incentivos para promover el desarrollo local, la innovación, investigación, producción, almacenamiento, transporte, distribución y uso del hidrógeno destinado a la prestación del servicio público de energía eléctrica, almacenamiento de energía, y descarbonización de sectores como transporte, gas, hidrocarburos, minería e industria.
PARÁGRAFO. Para efectos de la aplicación de las disposiciones aquí contenidas y en las demás normas que lleguen a reglamentar la materia, el hidrógeno será considerado un vector energético usado para almacenamiento energético, como combustible o insumo industrial.
ARTÍCULO 2.2.7.1.2. PROYECTOS DE HIDRÓGENO VERDE. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1476 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> Un proyecto de Hidrógeno Verde es el conjunto de actividades que se desarrollan para la producción, almacenamiento, acondicionamiento, distribución, reelectrificación, investigación, o uso final del Hidrógeno Verde, en los términos definidos en la Ley 2099 de 2021.
Los proyectos de producción de Hidrógeno Verde podrán utilizar energía eléctrica autogenerada o tomada de la red. La totalidad de la energía proveniente de la red debe ser respaldada con Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER), para lo cual se deberá suscribir un contrato bilateral de suministro de energía a partir de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER), además de contar con certificados de energía renovable expedidos por un tercero bajo estándares internacionales reconocidos y verificables a través de una plataforma de consulta pública de registro.
ARTÍCULO 2.2.7.1.3. PROYECTOS DE HIDRÓGENO AZUL. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1476 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> Un proyecto de Hidrógeno Azul es el conjunto de actividades que se desarrollan para la producción, almacenamiento, acondicionamiento, distribución, reelectrificación, investigación, o uso final del Hidrógeno Azul, en los términos definidos en la Ley 2099 de 2021.
Los proyectos de Hidrógeno Azul deberán contar con un sistema de Captura, Uso y Almacenamiento de Carbono (CCUS) que permita la captura del dióxido de carbono generado a grandes escalas en fuentes fijas, de conformidad con lo establecido en el artículo 22 de la Ley 2099 de 2021.
ARTÍCULO 2.2.7.1.4 HIDRÓGENO DE BAJAS EMISIONES. <Artículo derogado por el artículo 2 del Decreto 1597 de 2024>
ARTÍCULO 2.2.7.1.5. CERTIFICACIÓN DE ORIGEN DEL HIDRÓGENO. <Artículo derogado por el artículo 2 del Decreto 1597 de 2024>
ARTÍCULO 2.2.7.1.6. ALMACENAMIENTO DE HIDRÓGENO EN EL SUBSUELO. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1476 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> El Ministerio de Minas y Energía y el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible establecerán, en el marco de sus competencias, los lineamientos, requisitos y metodologías para el uso de formaciones geológicas para el almacenamiento de hidrógeno.
ARTÍCULO 2.2.7.1.7. ARMONIZACIÓN REGULATORIA. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1476 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) realizará los ajustes regulatorios necesarios para el uso del hidrógeno destinado a la prestación de los servicios públicos domiciliarios de energía y gas. Igualmente, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) establecerá las condiciones para la inyección y transporte de hidrógeno en el Sistema Nacional de Transporte, en las redes de distribución de gas y en los sistemas de transporte por poliductos.
ARTÍCULO 2.2.7.1.8. USO DEL HIDRÓGENO EN EL SECTOR TRANSPORTE. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1476 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> El Ministerio de Transporte, en coordinación con el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, expedirá y actualizará los requisitos, procedimientos, condiciones, e incentivos, para el uso del hidrógeno en el sector transporte.
PARÁGRAFO. El Ministerio de Comercio, Industria y Turismo podrá establecer condiciones para garantizar la importación de autopartes y repuestos para los vehículos propulsados con hidrógeno.
ARTÍCULO 2.2.7.1.9. TRANSPORTE DE HIDRÓGENO POR CARRETERA. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1476 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> El Ministerio de Transporte y el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible deberán revisar y actualizar, de ser necesario, los requisitos técnicos y de seguridad para el transporte de hidrógeno por carretera, con el fin de prevenir y mitigar los riesgos asociados a su transporte, así como para garantizar la seguridad y proteger la vida y el medio ambiente.
ARTÍCULO 2.2.7.10. SUMINISTRO DE HIDRÓGENO PARA USO VEHICULAR. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1476 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> El Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este delegue, definirá la ubicación, diseño, construcción, modificación y/o mejoras, calibración, aforo, pruebas y demás requisitos que deberán cumplir los interesados en construir infraestructura, de uso público o privado, con dedicación al suministro de hidrógeno para uso vehicular.
PARÁGRAFO. El suministro de hidrógeno en estaciones de servicio o puntos de suministro energético, tanto públicos como privados, se deberá hacer de acuerdo con los requisitos técnicos y las obligaciones que señale el Ministerio de Minas y Energía.
ARTÍCULO 2.2.7.1.11. FOMENTO A LA INNOVACIÓN. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1476 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> El Ministerio de Ciencia, Tecnología e Innovación, actuando en el ámbito de sus competencias, y en coordinación con el Ministerio de Minas y Energía, establecerá programas de Ciencia, Tecnología e Innovación (CTel) para promover la formación de capacidades científicas, técnicas y tecnológicas para la investigación, desarrollo tecnológico, e innovación, conexas con las tecnologías vinculadas a la cadena de valor de la industria del hidrógeno.
ARTÍCULO 2.2.7.1.12. MECANISMO EXPLORATORIO DE REGULACIÓN PARA MODELOS DE NEGOCIO INNOVADORES. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1476 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> Sin perjuicio del cumplimiento de los demás requisitos establecidos en el artículo 2.2.1.19.2.3. del Decreto 1074 de 2015, o aquel que lo modifique, adicione o sustituya, los proyectos de sandbox relacionados con el hidrógeno podrán tener una duración mayor a la prevista en el numeral 3 de dicho artículo, de conformidad con lo que establezca el Ministerio de Minas y Energía.
ARTÍCULO 2.2.7.1.13. REPORTE DE INFORMACIÓN. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1476 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> El Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este delegue, podrá implementar un sistema de información aplicable a los agentes y actores de la cadena de valor del hidrógeno, con el fin de organizar y obtener información sistematizada de las diferentes actividades a nivel nacional. El Ministerio de Minas y Energía podrá albergar el sistema de información del hidrógeno en alguno de los sistemas de información actualmente operantes del sector minas y energía.
ARTÍCULO 2.2.7.1.14. IMPLEMENTACIÓN ADICIONAL EN SECTORES DE ENERGÍA Y GAS. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1476 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> El Ministerio de Minas y Energía podrá, en el marco de sus competencias, adoptar disposiciones adicionales para desarrollar los usos y aplicaciones del hidrógeno y sus derivados en los sectores de energía y gas.
ARTÍCULO 2.2.7.1.15. IMPLEMENTACIÓN DE PROYECTOS DE HIDRÓGENO BLANCO EN EL PAÍS. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2235 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> El Ministerio de Minas y Energía, directamente o a través de la entidad que designe para este fin, determinará los lineamientos, condiciones y requerimientos técnicos que han de cumplir los proyectos para la realización de estudios de evaluación del Hidrógeno Blanco y otros gases o sustancias asociadas y su posterior exploración y explotación. Así mismo, este Ministerio, o la entidad que éste designe, será el encargado de autorizar a los interesados, así como de adelantar el seguimiento y control del cumplimiento de estas condiciones y requisitos técnicos que sean necesarios para asegurar altos estándares de calidad y seguridad, especificados en las normas técnicas colombianas, o en caso de ausencia de estas, se aplicarán las normas técnicas internacionales existentes sobre la materia.
PARÁGRAFO 1o. Dentro de los requerimientos técnicos se establecerán, como mínimo, las reglas que deberán cumplir los interesados para adelantar estudios de evaluación y la posterior exploración y explotación; las condiciones de capacidad económica, financiera, técnica y jurídica de los interesados para el desarrollo de las mismas; las condiciones de asignación, modificación, cesión de áreas y duración de las autorizaciones. Igualmente, señalará los requerimientos técnicos para la perforación, inyección, taponamiento y abandono de pozos, en observancia de las buenas prácticas para las operaciones con especial atención a la protección del medio ambiente y al cumplimiento de la normativa técnica nacional o internacional aplicable en estas materias.
PARÁGRAFO 2o. El Ministerio de Minas y Energía o la entidad que este designe, expedirá la reglamentación a la que hace referencia este artículo, dentro de los doce (12) meses posteriores a la entrada en vigencia de la presente normativa, en el que se establezcan los derechos, condiciones y obligaciones para la realización de las actividades de Estudios de Evaluación, Exploración y Explotación del Hidrógeno Blanco y otros gases o sustancias asociadas.
PARÁGRAFO 3o. El trámite de solicitud de autorización para el desarrollo de las actividades de que trata el presente artículo tendrá tres fases, las cuales serán correspondientes a las fases de los estudios de evaluación, exploración y explotación respectivamente.
ARTÍCULO 2.2.7.1.16. DEFINICIONES. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2235 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> Para efectos de lo dispuesto en este Capítulo en lo relacionado con el Hidrógeno Blanco y otros gases o sustancias asociadas, sin perjuicio de las demás definiciones que se establezcan en la reglamentación técnica que expida el Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que éste designe, se adoptarán las siguientes definiciones:
Autorización de Exploración: Acto administrativo de carácter particular y concreto mediante el cual el Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que designe, delimita el Área de Exploración y determina las obligaciones y condiciones que el Desarrollador debe cumplir para que se puedan adelantar actividades de exploración.
Autorización de Explotación: Acto administrativo de carácter particular y concreto mediante el cual el Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que éste designe, delimita el Área de Explotación y determina las obligaciones y condiciones que el Desarrollador debe cumplir para que se puedan adelantar actividades de explotación.
Autorización para Estudios de Evaluación: Acto administrativo de carácter particular y concreto mediante el cual el Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que éste designe, delimita el Área para los Estudios de Evaluación y determina las obligaciones y condiciones que el Desarrollador debe cumplir para que se puedan adelantar actividades de evaluación.
Coproducción de Hidrógeno Blanco: Explotación de Hidrógeno Blanco en áreas asignadas para las actividades de exploración y/o explotación de hidrocarburos, minerales o geotermia.
Desarrollador: Persona jurídica o comunidades energéticas que ostenta la titularidad de la Autorización para desarrollar Estudios de Evaluación, Exploración y/o Explotación de Hidrógeno Blanco y otros gases o sustancias a él asociadas para el aprovechamiento de este recurso.
Interesado: Persona jurídica o comunidades energéticas que solicita Autorización ante el Ministerio de Minas y Energía, o ante la entidad que éste designe, para el desarrollo de proyectos de Hidrógeno Blanco y otros gases o sustancias asociadas a este recurso en el territorio nacional, bien sea la Autorización para Estudios de Evaluación, para Exploración y/o para Explotación.
Mecanismo: Es la autorización administrativa que contiene los derechos y las obligaciones a favor del Desarrollador para realizar las actividades de Evaluación, Exploración y/o Explotación del Hidrogeno Blanco y otros gases o sustancias asociadas en el territorio nacional mecanismo que podrá variar eventualmente de acuerdo con el desarrollo y evolución del sector en el país.
Otros gases o sustancias asociadas al Hidrógeno Blanco: Todos aquellos gases o sustancias que se pueden encontrar almacenados de forma natural en los reservorios o que podrían producirse en conjunto con la explotación de Hidrógeno Blanco.
ARTÍCULO 2.2.7.1.17. EXCLUSIVIDAD. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2235 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> El Desarrollador que haya obtenido Autorización para efectuar Estudios de Evaluación del Hidrógeno Blanco y otros gases o sustancias asociadas a este, así como la exploración y/o explotación de un área determinada, tendrá exclusividad frente a otros solicitantes mientras esta se encuentre vigente. Esto, sin perjuicio de que, ante la manifestación expresa de la pérdida de interés de un Desarrollador, el área asignada pueda ser solicitada por un nuevo interesado, de conformidad con lo que establezca la reglamentación que expida el Ministerio de Minas y Energía. o la entidad que este designe.
ARTÍCULO 2.2.7.1.18. CONSIDERACIONES AMBIENTALES. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2235 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> Conforme con las competencias otorgadas por la Ley 99 de 1993, la Ley 1715 de 2014 modificada por la Ley 2099 de 2021 y el Decreto número 1076 de 2015 y las normas que lo complementan o adicionan, el Desarrollador deberá dar cumplimiento a todos los requisitos ambientales que le sean aplicables, entre estos, la obtención de la licencia ambiental, permisos, concesiones, autorizaciones y demás trámites ambientales requeridos para prevenir, mitigar, corregir o compensar los impactos y efectos ambientales debidamente identificados que puedan presentarse en las áreas de Estudios de Evaluación, Exploración y/o Explotación del Hidrógeno Blanco y otros gases y sustancias asociadas.
ARTÍCULO 2.2.7.1.19. COPRODUCCIÓN. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2235 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> El Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este designe, reglamentará las condiciones especiales que considere necesarias para la coproducción de Hidrógeno Blanco y otros gases o sustancias asociadas a este recurso en las áreas y actividades de exploración y/o explotación de hidrocarburos, minerales o geotermia.
ARTÍCULO 2.2.7.1.20. COEXISTENCIA. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2235 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> El Desarrollador que haya obtenido una autorización para efectuar Estudios de Evaluación, Exploración y/o Explotación del Hidrógeno Blanco y otros gases o sustancias asociadas a éste, deberá promover la coexistencia de los proyectos en caso de que exista superposición con otro proyecto del sector de minas y energía, de conformidad con lo dispuesto en la regulación vigente.
ARTÍCULO 2.2.7.1.21. MECANISMO. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2235 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> El Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este designe, podrá expedir las medidas, lineamientos y condiciones para modificar el mecanismo de otorgamiento de derechos para la ejecución de proyectos de Hidrógeno Blanco y otros gases o sustancias asociadas, en el país.
PARÁGRAFO. De modificarse el mecanismo de otorgamiento de derechos para la ejecución de proyectos de Evaluación, Exploración y Explotación de Hidrógeno Blanco y otros gases o sustancias asociadas. para el caso de los Desarrolladores que ostenten derechos bajo el mecanismo de autorización administrativa, los mismos continuarán la ejecución de sus autorizaciones en los términos y condiciones establecidos en los respectivos actos administrativos; esto, sin perjuicio de las reglas de transición que en materia técnica el Ministerio de Minas y Energía defina en aras de propender por la protección del ambiente, así como la calidad y seguridad de las operaciones.
ARTÍCULO 2.2.7.1.22. ENTREGA DE INFORMACIÓN TÉCNICA. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2235 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> En desarrollo de los derechos otorgados a través del Mecanismo para proyectos de Hidrógeno Blanco por el Ministerio de Minas y Energía, o quien este designe, conforme a la confidencialidad de la información que se establezca en cada caso concreto, el Desarrollador deberá remitir al Servicio Geológico Colombiano (SGC), la documentación técnica que se determine, informando de esta entrega a la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía, o a quien este designe.
Este informe técnico deberá presentarse teniendo en cuenta los lineamientos y formas que establezca el Ministerio de Minas y Energía, o quien este designe, a través de la reglamentación que expida sobre esta materia.
ARTÍCULO 2.2.7.1.23. FOMENTO E INCENTIVO DE LOS PROYECTOS DE HIDRÓGENO BLANCO. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2235 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> El Gobierno nacional pondrá en marcha instrumentos para fomentar e incentivar los trabajos de Estudios de Evaluación, Exploración, Explotación y el aprovechamiento de Hidrógeno Blanco y otros gases o sustancias asociadas a este recurso renovable, sin perjuicio de lo que resulte aplicable conforme a lo establecido en el marco en la Ley 1715 de 2014 modificada y adicionada por las Leyes 2099 de 2021 y 2294 de 2023, sus demás normas modificatorias y reglamentarias y de los beneficios tributarios y de toda índole descritos en el Decreto número 895 de 2022 frente a los proyectos con fuentes no convencionales de energía (FNCE) cuando aplique.
ARTÍCULO 2.2.7.1.24. PARTICIPACIÓN SOCIAL. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 2235 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> Sin perjuicio del cumplimiento de la normatividad que resulte aplicable en materia de participación ciudadana, el Desarrollador deberá propender por la implementación de mecanismos de participación de las comunidades en el área de influencia del proyecto, sobre lo cual, el Ministerio de Minas y Energía podrá establecer en el marco de los lineamientos, condiciones y requerimientos que expida para la implementación de proyectos de Estudios de Evaluación, Exploración y Explotación del Hidrógeno Blanco y otros gases o sustancias asociadas, los deberes de carácter social que deberá tener en cuenta el Desarrollador en el ejercicio de los derechos y obligaciones determinadas en la respectiva Autorización.
LINEAMIENTOS GENERALES DE POLÍTICA PÚBLICA PARA EL DESARROLLO DEL HIDRÓGENO DE BAJAS EMISIONES Y/O SUS DERIVADOS.
ARTÍCULO 2.2.7.2.1. ÁMBITO DE APLICACIÓN. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1597 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> El presente Título aplica a todos los agentes y a las instituciones públicas y privadas que tengan interés y participación en el desarrollo del mercado del Hidrógeno de Bajas Emisiones en Colombia y/o sus derivados.
ARTÍCULO 2.2.7.2.2. DEFINICIONES. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1597 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> Además de las definiciones establecidas en las Leyes 1715 de 2014, 2099 de 2021 y 2294 de 2023 y en el Decreto número 1476 de 2022, compilado en el Decreto número 1073 de 2015, se tendrán en cuenta las siguientes para la interpretación y aplicación de este Título:
Agente de la Cadena de Valor del Hidrógeno: Persona natural o jurídica que realiza una o varias de las siguientes actividades: producción, almacenamiento, acondicionamiento, transporte, distribución, comercialización, desarrollo tecnológico o uso final del hidrógeno y/o Derivados del Hidrógeno en el territorio nacional.
Certificado de Origen: Documento electrónico emitido por un Organismo avalado por el Organismo Nacional de Acreditación ("ONAC") que se encuentre acreditado para tal fin, en el que garantiza que el Hidrógeno de bajas emisiones y/o los Derivados del Hidrógeno han sido producidos, transportados y/o comercializados por un agente de la cadena de valor del Hidrógeno de Bajas Emisiones, cumpliendo con lo dispuesto en el umbral descrito en el artículo 2.2.7.4.5. del presente acto administrativo; así como, con los requerimientos y atributos del Esquema de Certificación en el que se pretende acreditar.
Derivados del Hidrógeno: Compuestos químicos obtenidos a partir del hidrógeno como materia prima, que incluyen productos entre los cuales se encuentran el amoníaco, metanol y combustibles sintéticos, entre otros. Estos derivados se utilizan en múltiples sectores industriales como insumos clave en la producción de fertilizantes, productos químicos, combustibles líquidos y gases industriales. Además, los derivados de hidrógeno pueden ser utilizados como medios de almacenamiento y transporte de energía, facilitando su integración en diferentes cadenas de valor y aplicaciones energéticas.
Esquemas de Certificación: Mecanismos que contienen el proceso de evaluación y verificación utilizado para emitir un Certificado de Origen, y determinar los atributos o criterios que el hidrógeno de bajas emisiones y/o los Derivados del Hidrógeno deben cumplir para obtener la certificación respectiva.
Hidrógeno: Elemento químico y vector energético que se distingue por su alta densidad energética por unidad de masa, lo que permite su uso en diversas aplicaciones, ya sea en la fuente de energía y/o insumo, en sectores como el transporte, la industria, la generación de energía, la producción química, entre otros.
Hidrógeno de Bajas Emisiones: Se refiere a todo hidrógeno producido o extraído mediante tecnologías o métodos que generen bajos niveles de emisiones de carbono, independientemente del proceso utilizado. La clasificación como hidrógeno de bajas emisiones depende de que la intensidad de las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) sea menor o igual a los umbrales que establecerá el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible y el Ministerio de Minas y Energía, según sus respectivas competencias.
El hidrógeno verde, azul y blanco, definidos en el artículo 5o de la Ley 1715 de 2014, modificada por la Ley 2099 de 2021 y la Ley 2294 de 2023 o la norma que lo modifique, sustituya o derogue, podrán considerarse incluidos dentro de la presente definición de hidrógeno de bajas emisiones, siempre que cumplan con el umbral de emisiones establecido para tal fin.
Productor Exportador de Hidrógeno: Agentes públicos o privados, nacionales o extranjeros, que posean plantas productoras o campos de exploración de hidrógeno ubicadas geoespacialmente en territorio colombiano, y que envíen hidrógeno y/o sus derivados al extranjero a cambio de una contraprestación.
Proyectos de Hidrógeno Verde: Conjunto de actividades que se desarrollan para la producción, almacenamiento, acondicionamiento, distribución, reelectrificación, investigación, o uso final del Hidrógeno Verde, en los términos definidos en la Ley 2294 de 2023.
Los proyectos de producción de Hidrógeno Verde podrán utilizar energía eléctrica autogenerada y/o tomada de la red, en cualquiera de los siguientes eventos:
1. Cuando la totalidad de la energía proveniente de la red sea respaldada con Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER), para lo cual se deberá suscribir un contrato bilateral de suministro de energía a partir de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER), además de contar con certificados de energía renovable (CER) expedidos por un tercero bajo estándares internacionales reconocidos y verificables a través de una plataforma de consulta pública de registro.
2. Cuando cuente con certificados que demuestren que la energía autogenerada con FNCER entregada al SIN ha sido igual o superior a la energía tomada del SIN. El Ministerio de Minas y Energía establecerá el procedimiento para certificar este balance a partir de los sistemas de medida ya establecidos en la regulación.
3. Si la energía autogenerada con Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER) entregada al SIN es menor que la energía tomada del SIN, para mantener su condición de proyecto de hidrógeno verde, la diferencia deberá ser respaldada con contratos bilaterales de suministro de energía a partir de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable y certificados de energía renovable de los que trata el numeral 1 del presente artículo.
LINEAMIENTOS GENERALES SOBRE CERTIFICACIÓN DE ORIGEN PAÍS.
ARTÍCULO 2.2.7.3.1. CERTIFICACIÓN CON VOCACIÓN DE EXPORTACIÓN. <Artículo adicionado por el artículo 1 del Decreto 1597 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> Los productores de hidrógeno, con proyectos ubicados geoespacialmente en territorio colombiano, podrán elegir los sistemas de certificación de origen que consideren necesarios para la exportación de hidrógeno a terceros países de acuerdo con sus necesidades industriales y comerciales. En todo caso, dicha elección deberá realizarse conforme a la regulación establecida en el país receptor para garantizar su reconocimiento, guardando coherencia con los acuerdos, lineamientos y marco normativo establecido por Colombia en la materia.
PARÁGRAFO 1o. El productor exportador deberá asegurarse de que el certificado de origen seleccionado cumpla con los requisitos legales y normativos del país receptor en cuanto a la trazabilidad, calidad y otros aspectos pertinentes relacionados con la cadena de valor del hidrógeno.
PARÁGRAFO 2o. El productor exportador será responsable de verificar y garantizar el cumplimiento de la regulación establecida en el país receptor en lo que respecta a su certificación de origen del hidrógeno.
PARÁGRAFO 3o. El productor exportador deberá mantener los registros y la documentación adecuada que respalde la elección del certificado de origen, por un término no menor a 10 diez años, así como cualquier otra información requerida por las autoridades competentes en Colombia.
