ACUERDO No. DE 2023

Por el cual se establecen criterios para la administración de contratos y convenios de hidrocarburos con el fin de incentivar la exploración de hidrocarburos e impulsar el proceso de Transición Energética Justa

EL CONSEJO DIRECTIVO DE LA AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS – ANH

En ejercicio de sus facultades legales, en especial las conferidas por los numerales 4 y 7 del artículo 7 del Decreto 714 de 2012, el artículo 24 de la Ley 2099 de 2021, el artículo 76 de la Ley 80 de 1993, y

CONSIDERANDO

Que de conformidad con el artículo 332 de la Constitución Política de Colombia, el Estado es propietario del subsuelo y de los recursos naturales no renovables.

Que conforme el artículo 334, la dirección general de la economía estará́ a cargo del Estado, por lo que se encuentra facultado para intervenir en la explotación de los recursos naturales para racionalizar la economía, con el fin de mejorar en el plano nacional y territorial, en un marco de sostenibilidad fiscal, la calidad de vida de sus habitantes.

Que la Agencia Nacional de Hidrocarburos de acuerdo con el artículo 2 del Decreto 714 de 2012, tiene como objetivo “(...) administrar integralmente las reservas y recursos hidrocarburíferos de propiedad de la Nación; promover el aprovechamiento óptimo y sostenible de los recursos hidrocarburíferos y contribuir a la seguridad energética nacional (...)”.

Que de conformidad con el artículo 3 del Decreto 714 de 2012, son funciones generales de la ANH, entre otras, las siguientes: “2. Diseñar, evaluar y promover la inversión en las actividades de exploración y explotación de los recursos hidrocarburíferos, de acuerdo con las mejores prácticas internacionales.” y “3. (...) administrar los contratos y convenios de exploración y explotación de hidrocarburos de propiedad de la Nación (...)”.

Que son funciones del Consejo Directivo de la ANH, según los numerales 4 y 7 del artículo 7 del Decreto 714 de 2012, “Definir los criterios de administración y asignación de las áreas hidrocarburíferas de la Nación para su exploración y explotación”, así́ como “Aprobar los manuales de contratación misional de la Agencia, los modelos de contratos de exploración y explotación de hidrocarburos de propiedad de la Nación, y establecer las reglas y criterios de administración y seguimiento de los mismos.”

Que la Ley 1715 de 2014 tiene como objeto promover el desarrollo y la utilización de las fuentes no convencionales de Energía, sistemas de almacenamiento de tales fuentes y uso eficiente de la energía, principalmente aquellas de carácter renovable, en el sistema energético nacional.

Avenida Calle 26 Nº 59 – 65 Piso 2, Edificio de la Cámara Colombiana de la Infraestructura - Bogotá D.C. – Colombia Teléfono (PBX): + 00(0) 0000000 xxx.xxx.xxx.xx

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Que la Ley 2099 de 2021 modificó la Ley 1715 de 2014 y dispuso en el artículo 24 que con el fin de promover la reconversión de proyectos de minería e hidrocarburos que contribuyan con la transición energética, la Agencia Nacional de Hidrocarburos y la Agencia Nacional de Minería podrán diseñar mecanismos y acordar condiciones en contratos vigentes y futuros que incluyan e incentiven la generación de energía a través xx Xxxxxxx No Convencionales de Energía (FNCE), el uso de energéticos alternativos, y la captura, almacenamiento y utilización de carbono.

Que el “Plan Integral de Gestión de Cambio Climático del Sector Minero Energético 2050 (PIGCCme)”, adoptado y anexo a la Resolución 40350 del 29 de octubre de 2021 del Ministerio de Minas y Energía, señaló en el numeral 1 Contexto numeral 1.2. Implicaciones del carbono neutralidad para el sector minero energético colombiano, que “(...) para alcanzar la carbono neutralidad del Sector, es necesario habilitar y trabajar conjuntamente con la industria en diferentes opciones que le permitan al país usar y emplear su potencial minero energético de manera cada vez más limpia; (...)”

Que el Documento CONPES No. 4075 del 29 xx xxxxx de 2022, por el cual se estableció la Política en Transición Energética, tiene como objetivo general “Consolidar el proceso de transición energética del país a través de la formulación e implementación de acciones y estrategias intersectoriales que fomenten el crecimiento económico, energético, tecnológico, ambiental y social del país con el fin de avanzar hacia su transformación energética”. Así mismo, el documento definió la transición energética como: “(…) el proceso de transformación de la matriz energética en el cual se prima el uso de tecnologías nuevas y eficientes, se implementan formas novedosas de generación de energía, y se fomentan hábitos sostenibles de consumo (International Renewable Energy Agency, 2022). Esto conlleva beneficios como el crecimiento económico, una mayor eficiencia energética, una mejora en prácticas industriales y una disminución en las afectaciones al medio ambiente, especialmente en las emisiones de GEI. Todos estos co-beneficios contribuyen a reducir el riesgo latente de cambio climático y a fomentar un crecimiento económico sostenible.”

Que en las bases del proyecto del Plan Nacional de Desarrollo 2022-2026 “Colombia, Potencia Mundial de la Vida”, se estableció el componente de la Transición energética justa, segura, confiable y eficiente, indicándose sobre el particular lo siguiente: “Se monitorearán los resultados de los contratos de exploración y producción vigentes con el fin de realizar una evaluación y balance oferta - demanda del gas y crudo que sea necesario para la toma de decisiones en pro de garantizar la seguridad energética de corto, mediano y largo plazo. Se trata de promover el uso y aprovechamiento eficiente de estos energéticos. (…).”

Que bajo el marco señalado, se considera procedente adoptar criterios para la administración de los contratos y convenios de hidrocarburos, con el fin de incentivar la actividad exploratoria, generar mecanismos de reactivación de inversión exploratoria impactada por circunstancias externas al desarrollo de los contratos y garantizar el mantenimiento e incremento de las reservas de hidrocarburos.

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Que así mismo, es necesario contribuir con el proceso de transición energética gradual que le permita al país conservar la autosuficiencia energética mientras se adoptan nuevas fuentes y tecnologías de energía que garanticen un sistema confiable, sostenible y competitivo que redunde en el mejoramiento de las condiciones de vida de los ciudadanos, las empresas y la economía nacional en el corto, mediano y largo plazo.

Que en virtud de lo mencionado anteriormente, el Consejo Directivo de la ANH con el propósito de promover la inversión exploratoria en el país, considera necesario establecer nuevos criterios de administración que favorezcan y garanticen el mantenimiento y el incremento de las reservas del país considerando el Informe de Reservas y Recursos Contingentes de Hidrocarburos con corte a 31 de diciembre de 2022, elaborado por la ANH y publicado el 24 xx xxxx de 2023.

Que a la vez que se propende por tomar medidas dirigidas a fomentar el incremento de la actividad de exploración de hidrocarburos y el mantenimiento e incremento de las reservas de hidrocarburos, se busca dar un impulso a la política de Transición Energética del Gobierno Nacional, involucrando elementos de ésta en los proyectos de hidrocarburos actualmente vigentes.

Que con sujeción a lo dispuesto en el numeral 8 del artículo 8 de la Ley 1437 de 2011, Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo, en concordancia con lo establecido en el Decreto 1273 de 2020, que modifica el Decreto 1081 de 2015, Decreto Único Reglamentario del Sector de Presidencia de la República, el proyecto de Acuerdo se publicó en la página electrónica de la ANH por el término de quince (15) días calendario, entre el 26 xx xxxx y el 9 xx xxxxx de 2023 para comentarios de la ciudadanía, los cuales fueron examinados y respondidos en forma motivada, al tiempo que se introdujeron en aquel los ajustes que el Consejo Directivo de la ANH estimó pertinentes.

Que en cumplimiento del artículo 2.2.2.30.5 del Decreto 1074 de 2015, por el cual se definen las reglas aplicables para informar sobre un proyecto de acto administrativo con fines regulatorios que puedan tener incidencia sobre la libre competencia en los mercados, mediante comunicaciones No. 20234110395231 Id: 1510515 del 31 de agostos de 2023 y No. 20234110401401 Id: 1513454 del 8

de septiembre de 2023, la ANH solicitó a la Superintendencia de Industria y Comercio emitir concepto de Abogacía de la competencia respecto del proyecto de Acuerdo “Por el cual se establecen criterios para la administración de contratos y convenios de hidrocarburos con el fin de incentivar la exploración de hidrocarburos e impulsar el proceso de Transición Energética Justa”.

Que mediante comunicación SIC No. 23-392293-6-0 del 21 de septiembre de 2023, recibido en la ANH el 21 de septiembre de 2023, la Superintendencia de Industria y Comercio a través de la Delegatura para la Protección de la Competencia emitió́ su pronunciamiento de Abogacía de la Competencia

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respecto del proyecto de Acuerdo referido, señalando que “(...) esta Superintendencia considera que las alternativas propuestas por el proyecto para la administración de los contratos y convenios vigentes en materia de hidrocarburos son razonables desde la perspectiva de la libre competencia económica.(...)”; concluyendo que “(...) Esta Superintendencia reconoce que las medidas que adopta el proyecto son coherentes con el propósito regulatorio perseguido por la ANH y se encuentran debidamente fundamentadas. Por tal motivo, esta Autoridad no proferirá́ recomendaciones en materia de libre competencia económica al regulador.”

Que atendiendo lo anterior, el Consejo Directivo de la ANH en sesión extraordinaria celebrada los días 22, 25 y 26 de septiembre de 2023, aprobó para publicación en el Diario Oficial el Acuerdo "Por el cual se establecen criterios para la administración de contratos y convenios de hidrocarburos con el fin de incentivar la exploración de hidrocarburos e impulsar el proceso de Transición Energética Justa”.

En mérito de lo expuesto,

RESUELVE

CAPÍTULO I DISPOSICIONES GENERALES

Artículo 1. Objeto. Establecer los criterios que podrá aplicar la Agencia Nacional de Hidrocarburos para administrar los contratos y convenios de hidrocarburos con el fin de incentivar la exploración de hidrocarburos y contribuir con el desarrollo de la política del Gobierno Nacional en materia de Transición Energética Justa.

Los siguientes son los criterios que se adoptan:

Primer criterio: Extensión de plazos para las fases de Periodo de Exploración, Programa Exploratorio Posterior – PEP y plazo para evaluar la porción de Área de Evaluación no contenida en las coordenadas validadas del Área de Explotación / Producción, por actividad exploratoria adicional.

Segundo criterio: Reducción de garantías por actividad exploratoria adicional.

Tercer criterio: Reconversión de Contratos de Yacimientos No Convencionales – YNC

Cuarto criterio: Destinación de hasta un cincuenta por ciento (50%) de Inversión remanente para la generación de energía a través xx Xxxxxxx No Convencionales de Energía (FNCE).

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Artículo 2. Ámbito de aplicación. El presente Acuerdo aplica para los contratos y convenios de hidrocarburos vigentes salvo los suscritos bajo el Proceso Permanente de Asignación de Áreas – PPAA ciclo 4.

Artículo 3. Definiciones. Para efectos de la interpretación del presente Acuerdo, las expresiones empleadas con mayúscula inicial tienen el significado que se indica en los respectivos contratos o convenios y los acuerdos vigentes expedidos por la ANH. El sentido de los conceptos técnicos utilizados corresponde al que le asignan las Resoluciones expedidas por el Ministerio de Minas y Energía y demás normas de rango superior, o, en su defecto, al significado que la geología, la ingeniería de petróleos y demás ciencias aplicables a la industria de los hidrocarburos les han atribuido. Los demás términos empleados no definidos, deben entenderse en su sentido natural, según el uso general de las mismas palabras.

CAPITULO II PRIMER CRITERIO

EXTENSIÓN DE PLAZO PARA LAS FASES DE PERIODO DE EXPLORACIÓN, PROGRAMA EXPLORATORIO POSTERIOR – PEP Y PLAZO PARA EVALUAR LA PORCIÓN DE ÁREA DE EVALUACIÓN NO CONTENIDA EN LAS COORDENADAS VALIDADAS DEL ÁREA DE EXPLOTACIÓN / PRODUCCIÓN, POR ACTIVIDAD EXPLORATORIA ADICIONAL

TÍTULO I

EXTENSIÓN DE PLAZOS EN PERIODO DE EXPLORACIÓN O EN PROGRAMAS EXPLORATORIOS POSTERIORES - PEP

Artículo 4. Extensión de plazos contractuales. En los contratos o convenios de hidrocarburos podrán extenderse los plazos contractuales de las fases del Periodo de Exploración y/o Programa Exploratorio Posterior, en los que no se haya formalizado la devolución de áreas, para efectos de ejecutar operaciones de exploración adicionales.

La solicitud de extensión de plazos contractuales de que trata el presente artículo deberá presentarse dentro de los dos (2) años siguientes a la expedición del presente Acuerdo; sin perjuicio de que esta medida pueda extenderse al vencimiento del plazo señalado por disposición de autoridad competente.

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Artículo 5. Aplicación. Aplica para: i) las fases del Periodo de Exploración en curso; ii) para la última fase de los Periodos de Exploración terminados o sin paso al Programa Exploratorio Posterior; iii) así como para las fases de este último Programa en curso o terminados y iv) para los contratos o convenios de hidrocarburos con solicitudes en curso de extensión de plazo para cualquier fase del Periodo de Exploración o Programa Exploratorio Posterior -PEP presentadas durante la vigencia 2023.

Artículo 6. Procedencia. La extensión de plazos de las fases procederá de la siguiente manera:

a) Para la fase 1 del Periodo de Exploración, podrá extender su plazo en 18 meses proponiendo la perforación de un pozo exploratorio del tipo A3 o la adquisición de mínimo 60 km2 de sísmica 3D.

b) Para las fases 2 y siguientes del Periodo de Exploración, se podrá extender su plazo por el término de 3 años, proponiendo la perforación de un pozo exploratorio del tipo A3; en caso de proponer la adquisición de mínimo 60 Km2 de sísmica 3D, se podrá extender su plazo por el término de 2 años.

c) Para las fases del Programa Exploratorio Posterior, se podrá extender su plazo por el término de 2 años proponiendo la perforación de un pozo exploratorio del tipo A3 o la adquisición de mínimo 60 Km2 de sísmica 3D.

d) Para el caso de fases unificadas del Periodo de Exploración, se podrá extender el plazo hasta por el término de 3 años cuando se proponga la perforación de un pozo exploratorio del tipo A3, o por 2 años cuando se proponga la adquisición de mínimo 60 Km2 de sísmica 3D.

e) En caso de que la propuesta de actividad adicional corresponda a la adquisición de mínimo 60 Km2 de sísmica 3D, el contratista podrá solicitar la ampliación del plazo por el término de 1 año para efectuar la perforación de un pozo exploratorio adicional del tipo A3, una vez ejecutado el proyecto sísmico.

Artículo 7. Requisitos y obligaciones. Para la extensión de plazo de las fases del Periodo de Exploración o Programa Exploratorio Posterior -PEP, se deberá:

a) Presentar junto con la solicitud: i) la descripción de las operaciones de exploración propuestas; ii) la inversión o puntaje asociado conforme a los valores establecidos en el respectivo contrato (en caso de valoración en puntos, se utilizará la tabla vigente al momento de la suscripción del Contrato); y iii) el cronograma de ejecución previendo en éste la entrega de información técnica al EPIS.

b) Presentar antes de la ejecución de las operaciones sustentación técnica del proyecto exploratorio consistente en la perforación de un pozo exploratorio A3 o la adquisición de mínimo 60 km 2 de

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sísmica 3D, entregando en caso xx xxxx exploratorio A3 el análisis de prospectividad con mapas estructurales, la definición de prospectos y los cálculos volumétricos de recursos prospectivos y para el programa sísmico entregar información geográfica y los parámetros geofísicos de adquisición del programa propuesto.

c) Ejecutar las Operaciones de Exploración propuestas por fuera de las Áreas en Evaluación o de Explotación / Producción.

d) Al momento de presentar la solicitud, el Programa Exploratorio de la fase objeto de la extensión de plazo, deberá contener como máximo la perforación de 4 pozos exploratorios pendientes de ejecución.

TITULO II

PLAZO PARA EVALUAR LA PORCIÓN DE ÁREA DE EVALUACIÓN NO CONTENIDA EN LAS COORDENADAS VALIDADAS DEL ÁREA DE EXPLOTACIÓN / PRODUCCIÓN

Artículo 8. Plazo contractual. En los contratos o convenios de hidrocarburos podrá otorgarse plazo para adelantar operaciones de evaluación.

Artículo 9. Aplicación. Aplica para la porción del Área de Evaluación no contenida en las coordenadas validadas del Área de Explotación / Producción, en los eventos en que no se haya formalizado la devolución de áreas.

Artículo 10. Plazos de solicitud. La solicitud debe presentarse en los siguientes plazos:

a) Dentro de los seis (6) meses siguientes a la fecha en que la ANH remita al Contratista la comunicación con la validación de las coordenadas del Área de Explotación / Producción.

b) Dentro de los seis (6) meses siguientes a la fecha de entrada en vigor de este Acuerdo para los casos en que la ANH haya remitido al Contratista, con anterioridad a la expedición de este Acuerdo, la comunicación con la validación de las coordenadas del Área de Explotación / Producción.

Artículo 11. Requisitos. Para el otorgamiento del plazo para evaluar la porción de Área de Evaluación no contenida en las coordenadas validadas del Área de Explotación / Producción, se deberá:

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a) Proponer operaciones de evaluación encaminadas a identificar volúmenes de hidrocarburos adicionales mediante la perforación de uno o varios pozos adicionales y/o la adquisición y procesamiento de sísmica.

b) Presentar junto con la solicitud: i) la descripción de las operaciones de evaluación propuestas; ii) presupuesto estimado; y iii) el cronograma de ejecución previendo en éste la entrega de información técnica al EPIS.

c) El plazo se extenderá hasta por tres (3) años, no prorrogables, cuando incluya la perforación de uno o más pozos adicionales.

d) El plazo se extenderá hasta por un (1) año y (6) seis meses, cuando incluya la adquisición y procesamiento de sísmica, prorrogables por un término igual, si incluye la perforación de uno o más pozos adicionales.

e) Dentro de los tres (3) meses siguientes a la finalización del otorgamiento de plazo, deberá presentar los resultados de las operaciones de evaluación ejecutadas.

f) Los volúmenes que se identifiquen, con ocasión de la perforación de un pozo exploratorio, en la porción del Área de Evaluación no contenida en las coordenadas validadas del Área de Explotación / Producción respecto de la cual está en ejecución el Periodo de Explotación / Producción, no darán lugar a una nueva Declaración de Comercialidad. Dichos volúmenes estarán sometidos a la duración del referido Periodo de Explotación / Producción. Dentro de los tres (3) meses siguientes a la finalización del otorgamiento del plazo, deberá presentar una actualización al Plan de Explotación / Desarrollo y el trámite de modificación / expedición de la Resolución de Inicio de Explotación (RIE), según aplique.

Parágrafo. La porción del Área de Evaluación no contenida en las coordenadas validadas del Área de Explotación / Producción, recibirá tratamiento de Área de Evaluación.

TITULO III CONDICIONES GENERALES

Artículo 12. Inversiones. En materia de inversiones, si el Programa de Exploración o de Evaluación propuesto que da lugar a la extensión u otorgamiento de plazos no se ejecuta o se ejecuta parcialmente dentro la extensión, el respectivo Contratista o Titular tendrá la obligación de pagar la inversión pendiente en dólares o puntos monetizados en dólares conforme corresponda. En este último caso, la valoración en dólares se realizará con base en la metodología prevista en el artículo 33 del Acuerdo

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02 de 2017, régimen aplicable a tales contratos, considerando para dicho cálculo la fecha de suscripción del correspondiente otrosí en el cual se formaliza la extensión.

En los contratos en los cuales se extiende el plazo contractual, respecto de las operaciones propuestas para la extensión, no aplicarán las disposiciones de inversión remanente que contemple el contrato respectivo.

Artículo 13. Derechos Económicos. Los contratos que se acojan a esta medida estarán sujetos al cobro de Derechos Económicos y Aportes para Formación, Fortalecimiento Institucional y Transferencia de Tecnología, en los mismos términos y plazos establecidos en el Capítulo Décimo, artículo 81 al 93 del Acuerdo 9 de 2021; obligaciones económicas exclusivamente aplicables para la extensión otorgada.

Artículo 14. Formalización. La aprobación de la extensión de plazos de las fases del Periodo de Exploración o Programa Exploratorio Posterior - PEP y del otorgamiento de plazo para evaluar la porción de Área de Evaluación no contenida en las coordenadas validadas del Área de Explotación / Producción, se formalizará mediante la suscripción de un otrosí y el plazo iniciará de la siguiente manera:

a) Para la extensión de plazo de fases terminadas del Periodo de Exploración o Programa Exploratorio Posterior – PEP, empezará a contar a partir de la fecha de suscripción del otrosí.

b) Para la extensión de plazo de las fases en curso del Periodo de Exploración o Programa Exploratorio Posterior – PEP, empezará a contar a partir del día siguiente de la fecha de fin de fase.

c) El plazo para evaluar la porción de Área de Evaluación no contenida en las coordenadas validadas del Área de Explotación / Producción, empezará a contar a partir de la fecha suscripción del otrosí.

Artículo 15. Conservación y devolución de áreas. Los contratos y convenios de hidrocarburos que accedan a la extensión u otorgamiento de plazo podrán conservar el área contratada sobre la cual se desarrollan las fases del Periodo de Exploración, el Programa Exploratorio Posterior o el Programa de Evaluación de que se trate y que son objeto de extensión u otorgamiento de plazo para ejecutar las operaciones propuestas. Una vez finalice el referido plazo deberá devolver el área en los casos en que aplique según minuta contractual.

Al finalizar el plazo para evaluar la porción de Área de Evaluación no contenida en las coordenadas validadas del Área de Explotación / Producción, procede la devolución del área en caso de haber

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ejecutado un programa sísmico sin adquirir o ejecutar el compromiso de perforar un pozo exploratorio. En los casos en que se perfore pozos exploratorios procede la devolución de la porción de área en la que no se identificaron nuevos volúmenes.

CAPITULO III SEGUNDO CRITERIO

REDUCCIÓN DE GARANTÍAS POR ACTIVIDAD EXPLORATORIA ADICIONAL

Artículo 16. Garantías de cumplimiento. En los contratos y convenios que se acojan a la extensión de los plazos contractuales señalados en el Capítulo II del presente Acuerdo, se establecerán las siguientes condiciones para las garantías de cumplimiento consistentes en cartas de crédito y/o garantías bancarias:

a) El porcentaje de la garantía de cumplimiento que respalde las nuevas actividades e inversiones corresponderá al diez por ciento (10%) del valor de las inversiones propuestas.

b) Una vez aprobada la garantía de cumplimiento del numeral anterior y previa solicitud y autorización expresa y escrita de la ANH, se podrá reducir la garantía de cumplimiento que respalda los compromisos iniciales del Programa Exploratorio Mínimo, Programa Exploratorio Adicional y Programa Exploratorio Posterior al diez por ciento (10%) de las inversiones pactadas.

c) Las garantías podrán ser presentadas por vigencias mínimas de dieciocho (18) meses y deberán renovarse o prorrogarse, por lo menos con cuarenta y cinco (45) días calendario de antelación al vencimiento, de manera que permanezcan vigentes hasta la culminación de la fase o programa garantizado y seis (6) meses más, y en todo caso, hasta la presentación ante la ANH de la constancia de entrega de información técnica emitida por el Servicio Geológico Colombiano y de la demás documentación que dé cuenta del cumplimiento de las obligaciones asociadas a la respectiva fase o programa.

d) Para el plazo para evaluar la porción de Área de Evaluación no contenida en las coordenadas validadas del Área de Explotación / Producción, la garantía deberá ser presentada por una vigencia igual a la del plazo otorgado y seis (6) meses adicionales, y por un monto de cien mil dólares de los Estados Unidos de América (USD100.000), de manera que permanezca vigente hasta la culminación de las operaciones propuestas y hasta la presentación ante la ANH de la constancia de entrega de información técnica emitida por el Servicio Geológico Colombiano y de

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la demás documentación que dé cuenta del cumplimiento de las obligaciones de las operaciones propuestas.

CAPITULO IV TERCER CRITERIO

RECONVERSIÓN DE LOS CONTRATOS DE YACIMIENTOS NO CONVENCIONALES – YNC

Artículo 17. Reconversión de proyectos de hidrocarburos. Con base en lo previsto en el artículo

24 de la Ley 2099 de 2021, en los contratos de hidrocarburos suscritos para yacimientos no convencionales o con contrato adicional para yacimientos no convencionales, los Contratistas podrán solicitar la reconversión del proyecto, para orientar su ejecución a la generación de energía a través xx Xxxxxxx No Convencionales de Energía (FNCE), el uso de energéticos alternativos, y la captura, almacenamiento y utilización de carbono.

Para el efecto, deberá presentarse el proyecto de generación de energía xx Xxxxxxx No Convencionales de Energía (FNCE), el uso de energéticos alternativos y la captura, almacenamiento y utilización de carbono, tales como la biomasa, pequeños aprovechamientos hidroeléctricos (PCH), eólica, geotérmica, solar, mareomotriz, hidrogeno verde y el hidrogeno azul, comprometiendo en el proyecto inversión equivalente a la pendiente de ejecutar en el contrato inicial.

La reconversión de contratos suscritos para yacimientos no convencionales o con contrato adicional para yacimientos no convencionales de que trata el presente artículo, deberá articularse con el Ministerio de Minas y Energía o la entidad que este delegue para el efecto y deberá ser debidamente formalizada de conformidad con las condiciones y términos que establezca dicha entidad para el respectivo proyecto.

CAPITULO V CUARTO CRITERIO

DESTINACIÓN DE HASTA UN CINCUENTA POR CIENTO (50%) DE INVERSIÓN REMANENTE

PARA LA GENERACIÓN DE ENERGÍA A TRAVÉS XX XXXXXXX NO CONVENCIONALES DE ENERGÍA (FNCE)

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Artículo 18. Inversión Remanente. En los contratos en los que se haya generado o se genere inversión remanente, los Contratistas podrán destinar hasta un cincuenta por ciento (50%) de dicha inversión para apoyar o ejecutar proyectos de generación de energía a través xx Xxxxxxx No Convencionales de Energía (FNCE), el uso de energéticos alternativos y la captura, almacenamiento y utilización de carbono.

Para ello, los contratistas deberán presentar la propuesta correspondiente a la ANH y ésta deberá articular el proceso con el Ministerio de Minas y Energía o la entidad que este delegue para el efecto. Los proyectos deberán ser debidamente formalizados de acuerdo con las condiciones y términos que establezca la entidad correspondiente.

CAPITULO VI OTRAS DISPOSICIONES

Artículo 19. Plan Integral de Gestión del Cambio Climático Empresarial (PIGCC-e). Para el acogimiento a los criterios de administración establecidos en el presente Acuerdo, los contratistas o titulares deberán presentar un Plan Integral de Gestión del Cambio Climático Empresarial (PIGCC-e) conforme a los lineamientos que defina el Ministerio de Minas y Energía para el Plan Integral de Gestión del Cambio Climático Sector Minero-Energético (PIGCC-me).

El Plan Integral de Gestión del Cambio Climático Empresarial (PIGCC-e) deberá presentarse con la solicitud de acogimiento al presente Acuerdo o dentro de los 6 meses posteriores a la publicación de los lineamientos que defina el Ministerio de Minas y Energía.

La presentación extemporánea y no reportar el avance de la ejecución del Plan Integral de Gestión del Cambio Climático Empresarial (PIGCC-e) en el Informe Ejecutivo Semestral -IES, constituirá una causal de incumplimiento contractual.

Artículo 20. Adición. Se adiciona el siguiente parágrafo tercero al artículo 11 del Acuerdo 001 del 05 de febrero de 2021, denominado “Solicitudes de plazo para el cumplimiento de otras obligaciones contractuales”:

Parágrafo Tercero: La fecha límite contractual para la presentación de Aviso de Descubrimiento y Programa de Evaluación, se contabilizará sin restringirse por la fecha de terminación del Periodo de Exploración o el evento de devolución de áreas que proceden en el Programa Exploratorio Posterior.

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Artículo 21. Programas en Beneficio de las Comunidades -PBC. La ANH verificará que el valor de las nuevas inversiones propuestas en las extensiones de plazo, aplique en la planificación y cálculo de los PBC según la metodología y procedimiento de liquidación y ejecución establecidos en el contrato o convenio respectivo; sin embargo, en el evento en que el contrato o convenio no tenga establecido el PBC para el Periodo de Exploración, ni regulado los términos y condiciones para los PBC en el Periodo de Explotación, se deberá incorporar los respectivos términos y condiciones del PBC acorde con la última minuta de Contrato de E&P que se haya suscrito en proceso competitivo.

Artículo 22. Excepción. Los contratos o convenios que hayan sido objeto de declaración de incumplimiento y a la fecha de la solicitud no hayan cumplido con la sanción impuesta, no podrán acceder a la aplicación de las medidas previstas en el presente Acuerdo.

Artículo 23. Vigencia. El presente Acuerdo rige a partir de su publicación en el Diario Oficial.

PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE

Dado en Bogotá D.C., a los

El Presidente del Consejo Directivo:

El Secretario del Consejo Directivo:

Xxxx Xxxxxx Xxxxxxx Xxxxxxx Ministro de Minas y Energía

Xxxx Xxxxx Xxxxxxx Xxx

Gerente de Asuntos Legales y Contratación

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