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Resolución Creg 114 De 2017
Fecha de publicación en el diario oficial No. 50.343: 01 SEP. 2017 / Última actualización del editor: 30 NOV. 2022.
Por la cual se ajustan algunos aspectos referentes a la comercialización del mercado mayorista de gas natural y se compila la Resolución CREG 089 de 2013 con todos sus ajustes y modificaciones
Nota del editor: Derogada por las Resoluciones CREG 185 y 186 DE 2020.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas
En ejercicio de las atribuciones constitucionales y legales, en especial las conferidas por la Ley 142 de 1994 y los Decretos 2253 de 1994 y 1260 de 2013, y
CONSIDERANDO QUE:
El inciso tercero del artículo 333 de la Constitución Política establece que “(e)l Estado, por mandato de la ley, impedirá que se obstruya o se restrinja la libertad económica y evitará o controlará cualquier abuso que personas o empresas hagan de su posición dominante en el mercado nacional”.
El artículo 365 de la Constitución Política establece, a su vez, que “(l)os servicios públicos son inherentes a la finalidad social del Estado. Es deber del Estado asegurar su prestación eficiente a todos los habitantes del territorio nacional”, que los mismos estarán sometidos al régimen jurídico que fije la ley, y que “(e)n todo caso, el Estado mantendrá la regulación, el control y la vigilancia de dichos servicios”.
Los artículos 1º, 2º, 3º y 4º de la Ley 142 de 1994 establecen que los servicios públicos domiciliarios son esenciales y que la intervención del Estado está encaminada, entre otros fines, a conseguir su prestación eficiente, asegurar su calidad, ampliar su cobertura, permitir la libre competencia y evitar el abuso de la posición dominante. Esto mediante diversos instrumentos expresados, entre otros, en las funciones y atribuciones asignadas a las entidades, en especial las regulaciones de las comisiones, relativas a diferentes materias como la gestión y obtención de recursos para la prestación de servicios, la fijación de metas de eficiencia, cobertura, calidad y su evaluación, la definición del régimen tarifario, la organización de sistemas de información, la neutralidad de la prestación de los servicios, entre otras.
Los artículos 14.18 del artículo 14 y el artículo 69 ambos de la Ley 142 de 1994 prevén a cargo de las comisiones de regulación la atribución de regular el servicio público respectivo con sujeción a la ley y a los decretos reglamentarios como una función de intervención sobre la base de lo que las normas superiores dispongan para asegurar que quienes presten los servicios públicos se sujeten a sus mandatos. Dicha atribución consiste en la facultad de dictar normas de carácter general o particular en los términos de la Constitución y la ley, para someter la conducta de las personas que presten los servicios públicos domiciliarios y sus actividades complementarias a las reglas, normas, principios y deberes establecidos por la ley y los reglamentos.
El artículo 34 de la Ley 142 de 1994 dispone que “las empresas de servicios públicos, en todos sus actos y contratos, deben evitar privilegios y discriminaciones injustificadas, y abstenerse de toda práctica que tenga la capacidad, el propósito o el efecto de generar competencia desleal o de restringir en forma indebida la competencia”, estableciendo para el efecto, entre otras, qué prácticas son consideradas como restricción indebida a la competencia, dentro de las que se destaca la establecida en su numeral 34.6, que estipula como una de ellas, “el abuso de la posición dominante al que se refiere el artículo 133 de esta ley, cualquiera que sea la otra parte contratante y en cualquier clase de contratos”.
Según lo dispuesto en el artículo 73 de la Ley 142 de 1994, corresponde a las comisiones regular los monopolios en la prestación de los servicios públicos, cuando la competencia no sea, de hecho, posible y, en los demás casos, la de promover la competencia entre quienes prestan servicios públicos, para que las operaciones de los monopolistas o de los competidores sean económicamente eficientes, no impliquen abuso de posición dominante y produzcan servicios de calidad.
De acuerdo con lo establecido en el literal a) del artículo 74.1 de la Ley 142 de 1994, es función de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, regular el ejercicio de las actividades de los sectores de energía y gas combustible para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente, propiciar la competencia en el sector de minas y energía, proponer la adopción de las medidas necesarias para impedir abusos de posición dominante y buscar la liberación gradual de los mercados hacia la libre competencia.
El literal b) del artículo 74.1 de la Ley 142 de 1994 determina que corresponde a la CREG expedir regulaciones específicas para el uso eficiente del gas combustible por parte de los consumidores.
De acuerdo con lo establecido en el literal c) del artículo 74.1 de la Ley 142 de 1994, es función de la CREG establecer el reglamento de operación para regular el funcionamiento del mercado mayorista de gas combustible.
El artículo 139 de la Ley 142 de 1994 establece que no es falla en la prestación del servicio la suspensión que haga la empresa para hacer reparaciones técnicas, mantenimientos periódicos y racionamientos por fuerza mayor, siempre que de ello se de aviso amplio y oportuno.
La potestad normativa atribuida a las comisiones de regulación es una manifestación de la intervención del Estado en la economía expresada en la regulación con la finalidad de corregir las fallas del mercado, delimitar la libertad de empresa, preservar la competencia económica, mejorar la prestación de los servicios públicos y proteger los derechos de los usuarios.
La Ley 401 de 1997 dispuso en el parágrafo 2 de su artículo 11 que “las competencias previstas en la Ley 142 de 1994 en lo relacionado con el servicio público domiciliario, comercial e industrial de gas combustible, solo se predicarán en los casos en que el gas se utilice efectivamente como combustible y no como materia prima de procesos industriales petroquímicos”.
Los Códigos Civil y de Comercio regulan los contratos de suministro, compraventa y transporte.
De acuerdo con lo establecido en el artículo 978 del Código de Comercio, cuando la prestación de un servicio público está regulada por el gobierno, las condiciones de los contratos deberán sujetarse a los respectivos reglamentos.
El artículo 992 del Código de Comercio establece los eventos en los que el transportador puede exonerarse, total o parcialmente, de su responsabilidad por la inejecución o por la ejecución defectuosa o tardía de sus obligaciones.
Así mismo, el artículo 996 del mismo Código establece que cuando el transporte se pacte en forma de suministro se aplicarán las reglas relativas al contrato de suministro, entre ellas el artículo 978 referido.
Mediante la Resolución CREG 071 de 1999, y otras que la han modificado y complementado, la CREG adoptó el reglamento único de transporte de gas natural, RUT.
En el numeral 1.3 del RUT se establece que “(l)a iniciativa para la reforma del Reglamento también será de la Comisión si esta estima que debe adecuarse a la evolución de la industria, que contraría las regulaciones generales sobre el servicio, que va en detrimento de mayor concurrencia entre oferentes y demandantes del suministro o del libre acceso y uso del servicio de transporte y otros servicios asociados”.
En el RUT se prevé la existencia del mercado secundario de suministro y de transporte de gas, el cual se basa en los sistemas de información implementados por cada transportador a través de los boletines electrónicos de operaciones.
El mercado secundario previsto en la regulación es físico, de tal forma que su desarrollo depende de las gestiones que realizan los propios participantes de mercado que cuentan con excedentes y aquellos que tienen desbalances en sus compras.
Se considera que para un desarrollo óptimo del mercado secundario, en el cual se obtengan indicadores de mercado de corto y mediano plazo, se requiere: i) mejorar la disponibilidad de información; ii) mejorar la liquidez a través de la fijación de requisitos mínimos en los contratos; y iii) buscar que los participantes en este mercado estén sometidos a la regulación y a la inspección, vigilancia y control por parte de las entidades competentes.
Las plantas de generación de energía a base de gas están sujetas a la posibilidad de redespachos en el sector eléctrico, lo cual implica renominaciones, tanto de suministro como de transporte de gas natural durante el día de gas.
En el RUT se prevé que las variaciones de salida, causadas por los participantes del mercado, serán objeto de compensaciones.
La necesidad de una mayor liquidez en el mercado secundario ha sido evidenciada por la CREG a partir de sendos estudios sobre el mercado colombiano de gas natural, necesidad que ha sido corroborada por comentarios recibidos de manera informal que indican que las ventas en el mercado primario de cantidades de gas por parte del productor-comercializador y de capacidad de transporte por parte del transportador, bajo la modalidad interrumpible, está afectando la liquidez del mercado secundario.
De conformidad con lo dispuesto en el parágrafo 2 del artículo 5º del Decreto 2100 de 2011,compilado por el Decreto 1073 de 2015 corresponde a la CREG, siguiendo los lineamientos establecidos en el artículo 13 de dicho decreto, definir los mecanismos que permitan a quienes atiendan la demanda esencial tener acceso a los contratos de suministro y/o transporte de gas natural a que se refiere dicho artículo.
El Decreto 2100 de 2011,compilado por el Decreto 1073 de 2015 en su artículo 11, dispone que la CREG establecerá los mecanismos y procedimientos de comercialización de la producción total disponible para la venta, PTDV, y de las cantidades importadas disponibles para la venta, CIDV, conforme a los lineamientos establecidos en dicha norma.
El artículo 12 del Decreto 2100 de 2011 compilado por el Decreto 1073 de 2015 establece las excepciones a los mecanismos y procedimientos de comercialización de la PTDV.
En el artículo 13 del Decreto 2100 de 2011 compilado por el Decreto 1073 de 2015 se establecen los lineamientos para la expedición de los mecanismos y procedimientos de comercialización, determinándose que la CREG “deberá promover la competencia, propiciar la formación de precios eficientes a través de procesos que reflejen el costo de oportunidad del recurso, considerando las diferentes variables que inciden en su formación, así como mitigar los efectos de la concentración del mercado y generar información oportuna y suficiente para los agentes”.
El artículo 14 del Decreto 2100 de 2011 compilado por el Decreto 1073 de 2015 establece que “con el fin de propender por el equilibrio de las relaciones contractuales entre los agentes operacionales, la CREG establecerá los requisitos mínimos para cada una de las modalidades de contratos previstos en la regulación”. Así mismo, determina que los contratos de suministro y/o transporte, que a la fecha de expedición de dicho decreto se encuentren en ejecución, no serán modificados por efectos de esta disposición, salvo que se prorrogue su vigencia, caso en el cual la prórroga deberá sujetarse a las condiciones mínimas que establezca la CREG.
El artículo 21 del Decreto 2100 de 2011 compilado por el Decreto 1073 de 2015 determina que cuando la CREG lo solicite, el CNOG expedirá los acuerdos y protocolos operativos que se requieran.
Según el parágrafo del artículo 22 del Decreto 2100 de 2011, compilado por el Decreto 1073 de 2015, la comercialización del gas importado con destino al servicio público domiciliario deberá someterse a las mismas disposiciones expedidas por la CREG para la actividad de comercialización del gas de producción nacional.
Conforme al artículo 4º del Decreto 1260 de 2013 corresponde a la CREG establecer la metodología para seleccionar y remunerar los servicios del gestor del mercado de gas natural, asegurando la neutralidad, la transparencia, la objetividad y la total independencia del prestador de los mismos, así como la experiencia comprobada en las actividades a desarrollar. También corresponde a la CREG definir el alcance de los servicios a cargo del gestor del mercado de gas natural, responsable de facilitar las negociaciones y de recopilar y publicar información operativa y transaccional del mercado de gas natural.
El artículo 1º del Decreto 1710 de 2013 establece que al expedir el reglamento de operación del mercado mayorista de gas natural la CREG podrá “(e)stablecer los lineamientos y las condiciones de participación en el mercado mayorista, las modalidades y requisitos mínimos de ofertas y contratos, los procedimientos y los demás aspectos que requieran los mecanismos de comercialización de gas natural y de su transporte en el mercado mayorista” y “(s)eñalar la información que será declarada por los participantes del mercado y establecer los mecanismos y procedimientos para obtener, organizar, revisar y divulgar dicha información en forma oportuna para el funcionamiento del mercado mayorista de gas natural”.
El artículo 2º del Decreto 1710 de 2013 modificó el artículo 20 del Decreto 2100 de 2011 y dispuso que “(l)a CREG, en desarrollo de su función de expedir el reglamento de operación del mercado mayorista de gas natural de que trata el literal c) del artículo 74.1 de la Ley 142 de 1994, establecerá el alcance de los servicios que prestará un gestor de los mecanismos de comercialización y de la información, las reglas para la selección de este gestor y las condiciones de prestación de sus servicios. Estas reglas y condiciones deberán asegurar la neutralidad, transparencia, objetividad e independencia del gestor, así como su experiencia comprobada en las actividades a desarrollar. Así mismo, la CREG determinará la forma y remuneración de los servicios del gestor”. También dispuso que “(l)a CREG seleccionará al gestor del mercado mediante un concurso sujeto a los principios de transparencia y selección objetiva que garanticen la libre concurrencia”.
Conforme al artículo 17 del Decreto 2100 de 2011, compilado por el Decreto 1073 de 2015, corresponde a la Unidad de Planeación Minero Energética UPME elaborar un plan indicativo de abastecimiento de gas natural con base en los lineamientos establecidos por el Ministerio de Minas y Energía.
De acuerdo con el Decreto 1258 de 2013 la UPME tiene a su cargo, entre otros, la planeación de las alternativas para satisfacer los requerimientos energéticos, y elaborar y actualizar los planes de abastecimiento de gas. Igualmente tiene a su cargo la elaboración y divulgación del balance minero energético nacional.
Mediante la Resolución CREG 062 de 2013 la Comisión estableció incentivos para que generadores térmicos contraten la prestación del servicio de gas natural importado.
Mediante la Resolución CREG 088 de 2013 la Comisión liberó el precio del gas natural puesto en punto de entrada al sistema nacional de transporte.
Según estudios efectuados por la CREG, y dada la concentración del mercado de gas natural, es necesario promover la competencia entre quienes participan en dicho mercado, diseñando mecanismos que propendan por una mayor transparencia y liquidez del mercado. Igualmente se ha identificado la necesidad de promover un uso más eficiente de la infraestructura de suministro y transporte de gas.
En junio de 2012 cerca del 48% del potencial de producción de gas natural estaba en los campos de La Guajira y el 36% en los campos de Cusiana y Cupiagua. A nivel empresarial, el 61% le correspondía a un productor-comercializador y el 23% a otro.
De acuerdo con lo anterior, y con base en los análisis de la CREG contenidos en el Documento CREG-062 de 2012, mediante la Resolución CREG 113 de 2012 la CREG ordenó publicar un proyecto de resolución de carácter general “Por la cual se reglamentan los aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, que hacen parte del Reglamento de operación de gas natural”. Esta publicación se hizo en la página web de la entidad y en el Diario Oficial 48.599 del 30 de octubre de 2012.
En el Documento CREG-063 de 2013, se presenta el análisis de los comentarios recibidos a la propuesta regulatoria sometida a consulta mediante la Resolución CREG 113 de 2012.
En cumplimiento de lo establecido en la Ley 1340 de 2009 y el Decreto 2897 de 2010 compilado por el Decreto 1074 de 2015 la Comisión informó mediante comunicación S-2013-002542 del 25 de junio de 2013 a la Superintendencia de Industria y Comercio, SIC, sobre el proyecto de resolución.
Una vez revisadas las dos recomendaciones efectuadas por la Superintendencia de Industria y Comercio en su comunicación con radicados CREG E-2013-006022 y CREG E 2013-006096, la Dirección Ejecutiva de la CREG, consideró necesario, mediante la comunicación S-2013-003241, aclarar en relación con la participación de los usuarios no regulados en el mercado secundario: i) los antecedentes de la propuesta regulatoria sometida a consulta; ii) los ajustes efectuados y su motivación; iii) las razones que fundamentan el diseño del esquema regulatorio para la comercialización del gas natural y la participación de los usuarios no regulados en este; y iv) las razones por las que no se considera como una barrera de entrada el que los usuarios no regulados deban participar en el mercado secundario a través de comercializadores; adicionalmente, respecto del gestor del mercado, la CREG aclaró: i) que el análisis relativo a las calidades del mismo se efectuaría en la instancia regulatoria correspondiente, esto es, al elaborar las resoluciones definitivas en las que se regule la materia propuesta en las resoluciones CREG 155 de 2012 y 069 de 2013; y ii) las razones por las que el cobro de los servicios del gestor del mercado pueden ser trasladados a los usuarios finales del servicio, en la medida en que se espera que estos se beneficien de los mismos.
Con base en lo anterior la CREG adoptó la Resolución CREG 089 de 2013 “Por la cual se reglamentan aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, que hacen parte del reglamento de operación de gas natural” en la sesión de Comisión No. 568 del 14 de agosto de 2013.
En desarrollo de la ejecución de la Resolución CREG 089 de 2013, se efectuaron modificaciones a la misma, las cuales se adoptaron mediante las Resoluciones CREG 124 de 2013, 151 de 2013, 204 de 2013, 089 de 2014, 122 de 2014, 159 de 2014, 022 de 2015, 032 de 2015, 088 de 2015, 105 de 2015, 139 de 2015, 140 de 2015, 143 de 2015, 213 de 2015, 218 de 2015, 070 de 2016, 137 de 2016, 168 de 2016, 001 de 2017, 060 de 2017 y 081 de 2017.
La presente Resolución tiene como uno de sus objetos compilar y derogar la Resolución CREG 089 de 2013 y sus modificaciones con el fin de facilitar su aplicación y consulta por parte de todos los interesados que hacen parte del sector de gas natural en Colombia, toda vez que todas estas disposiciones se entienden incluidas en la presente resolución.
Por otra parte, del desarrollo de los procesos de comercialización de gas natural llevados a cabo según lo establecido en la Resolución CREG 089 de 2013, y en particular del proceso de actualización de precios entre 2014 y 2015, se manifestaron por parte de los agentes preocupaciones relacionadas con la formación de precios en el mercado.
En ese sentido, se han realizado análisis que permiten concluir que es pertinente introducir ajustes a la Resolución CREG 089 de 2013, por un lado separando los mecanismos de comercialización en el mercado primario para el corto y largo plazo respectivamente, y creando nuevos productos para el mercado que se ajusten mejor a los requerimientos específicos de la demanda y que no asignen riesgos inmanejables a los participantes y por el otro creando un procedimiento que proteja la demanda regulada, quien se estima pasiva en los procesos de comercialización.
Lo anterior se presenta, teniendo en cuenta unos lineamientos específicos entre los cuales se encuentra tener un mecanismo que fomente la competencia, proponiendo los ajustes que se consideran necesarios, con el fin de mantener el espíritu dentro del cual se concibió y profirió la Resolución CREG 089 de 2013, dado que la estructuración del mercado de gas establecido en la norma en mención es una regulación reciente que aún está en proceso de estabilización.
De acuerdo con lo anterior y con base en los análisis internos de la CREG, la Comisión ordenó hacer público un proyecto de resolución de carácter general que propone adoptar, en el que se ajustan algunos aspectos de la Resolución CREG 089 de 2013, mediante la Resolución CREG 094 de 2016. Considerando el carácter general que tiene esta propuesta regulatoria y con el propósito de divulgar y promover la participación de los usuarios, empresas y demás participantes del mercado interesados, la CREG publicó la respectiva resolución de consulta en el Diario oficial 49.954 el día 3 de agosto de 2016 al igual que en la página web de la Comisión el 26 de agosto de 2016, junto con el Documento CREG-045 de 2016 el cual contiene análisis y estudios que soportan la propuesta regulatoria.
La Resolución CREG 094 de 2016 fue sometida a consulta por un periodo de 30 días calendario a partir de su publicación en la página web de la Comisión, sin embargo, la Resolución CREG 136 de 2016 amplió el plazo hasta el 1 de octubre de 2016.
Mediante la circular CREG 049 de 2016, la Comisión invitó a todos participantes del mercado de gas natural al taller sobre la Resolución CREG 094 de 2016. Durante las dos sesiones que se realizaron se contó con la asistencia de un total de 158 participantes. Las actas de tales eventos se encuentran radicadas con los números I-2016-005249, I-2016-005259 e I-2016-005250.
Según lo previsto en el artículo 9 del Decreto 2696 de 2004 compilado por el Decreto 1078 de 2015, concordante con el artículo 8 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo, la regulación que mediante la presente resolución se adopta ha surtido el proceso de publicidad previo correspondiente, garantizándose de esta manera la participación de todos los agentes del sector y demás interesados.
En el Documento CREG-063 de 2017, el cual soporta esta Resolución, se presenta el análisis a los comentarios recibidos sobre la propuesta regulatoria sometida a consulta mediante la Resolución CREG 094 de 2016.
En cumplimiento de lo establecido en el Decreto compilatorio 1074 de 2015 la Comisión informó mediante comunicación S-2017-002674 del 13 de junio de 2017 a la Superintendencia de Industria y Comercio, SIC, sobre el proyecto de resolución.
Una vez revisada la comunicación con radicado CREG E-2017-007061 del 28 de julio de 2017 allegado por parte de la Superintendencia de Industria y Comercio, SIC, se observa que de parte de ésta no se plantea una recomendación específica, en materia de libre competencia económica, frente a la distinción aplicable a los agentes termoeléctricos. En ese sentido, la CREG considera que de ésta forma se da cumplimiento a lo dispuesto en el Decreto 1074 de 2015 en relación con el requisito que se debe agotar con la mencionada entidad.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas aprobó el presente acto administrativo en la sesión CREG No. 794 del 14 de agosto de 2017, respectivamente.
RESUELVE:
TÍTULO I
Disposiciones generales
Objeto. Mediante esta resolución se regulan aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, como parte del reglamento de operación de gas natural. Esta resolución contiene el conjunto de disposiciones aplicables a las negociaciones del suministro y del transporte del gas natural utilizado efectivamente como combustible que se realicen en el mercado primario y en el mercado secundario.
Mediante la Resolución CREG 147 de 2015 se establece el protocolo a seguir por el Consejo Nacional de Operación de Gas Natural, CNOG y los agentes para la coordinación de mantenimientos e intervenciones, programadas y no programadas, para minimizar los efectos sobre la demanda de gas natural causadas por las indisponibilidades en la infraestructura de producción, importación y transporte de gas natural.
Ámbito de aplicación. La presente resolución aplica a todos los participantes del mercado de gas natural.
Definiciones. Adicionado. Res. 021 de 2019, art. 3, CREG. Para la interpretación y aplicación de esta resolución se tendrán en cuenta las siguientes definiciones, además de las contenidas en la Ley 142 de 1994, los decretos del Gobierno Nacional y las resoluciones de la CREG.
Almacenador:
participante del mercado que presta el servicio de almacenamiento, entendido servicio de almacenamiento en los términos del
. Su participación en el mercado mayorista de gas natural será objeto de regulación aparte.
Boletín Electrónico Central, BEC:
página web en la que el gestor del mercado despliega información transaccional y operativa que haya sido recopilada, verificada y publicada conforme a los lineamientos de la presente resolución. Es también una herramienta que permite a participantes del mercado intercambiar información para la compra y venta de gas natural y de capacidad de transporte de gas natural, con el propósito de facilitar las negociaciones en el mercado de gas natural y de dotar de publicidad y transparencia a dicho mercado.
Capacidad disponible primaria:
es aquella capacidad de que dispone el transportador y que de acuerdo con los contratos suscritos no está comprometida como capacidad firme. Se determinará de conformidad con lo señalado en el
de esta resolución.
Capacidad disponible secundaria:
es aquella capacidad firme que el remitente puede ceder o vender. La cesión podrá estar supeditada a la aprobación por parte del transportador correspondiente.
Capacidad firme:
capacidad de transporte de gas natural contratada mediante contratos firmes, contratos de transporte con firmeza condicionada, contratos de opción de compra de transporte o contratos de transporte de contingencia.
Capacidad interrumpible:
capacidad de transporte de gas natural contratada mediante contratos con interrupciones.
Comercialización:
actividad consistente en la compra de gas natural y/o de capacidad de transporte en el mercado primario y/o en el mercado secundario y su venta con destino a otras operaciones en dichos mercados, o a los usuarios finales. En el caso de la venta a los usuarios finales también incluye la intermediación comercial de la distribución de gas natural.
Comercializador:
participante del mercado que desarrolla la actividad de comercialización. En adición a lo dispuesto en la Resolución
el comercializador no podrá tener interés económico en productores-comercializadores, entendido el interés económico como los porcentajes de participación en el capital de una empresa que se establecen en el literal d) del artículo 6º de la Resolución CREG 057 de 1996, o aquellas que la modifiquen o sustituyan. Las empresas de servicios públicos que tengan dentro de su objeto la comercialización tendrán la calidad de comercializadores
Comercializador de gas importado:
agente importador de gas que vende el gas importado para la atención del servicio público domiciliario de gas combustible.
Comprador cesionario:
persona jurídica con la cual un comprador primario celebra un contrato de cesión de derechos de suministro de gas. Deberá corresponder a alguno de los participantes del mercado que puede comprar gas natural en el mercado secundario, de acuerdo con lo dispuesto en esta resolución.
Comprador de corto plazo:
persona jurídica con la cual un comprador primario, un comprador cesionario o un comprador secundario celebra un contrato de compraventa de derechos de suministro de gas como resultado del proceso úselo o véndalo de corto plazo. Deberá corresponder a alguno de los participantes del mercado que puede comprar gas natural en el mercado secundario y que esté registrado en el BEC, de acuerdo con lo dispuesto en esta resolución.
Comprador primario:
persona jurídica con la cual un productor-comercializador o un comercializador de gas importado celebra un contrato para el suministro de gas natural. Deberá corresponder a alguno de los participantes del mercado que puede comprar gas natural en el mercado primario, de acuerdo con lo dispuesto en esta resolución.
Comprador secundario:
persona jurídica con la cual un comprador primario o un comprador cesionario celebra un contrato de compraventa de derechos de suministro de gas. Deberá corresponder a alguno de los participantes del mercado que puede comprar gas natural en el mercado secundario, de acuerdo con lo dispuesto en esta resolución.
Condición de probable escasez:
corresponderá a los eventos en que el precio del predespacho ideal del mercado mayorista de energía, en al menos una hora, sea igual o superior al 95% del precio de escasez, entendido este último en los términos de la Resolución CREG 071 de 2006 o aquellas que la modifiquen o sustituyan.
Contrato con interrupciones, CI:
contrato escrito en el que las partes acuerdan no asumir compromiso de continuidad en la entrega, recibo o utilización de capacidad disponible en el suministro o transporte de gas natural, durante un período determinado. El servicio puede ser interrumpido por cualquiera de las partes, en cualquier momento y bajo cualquier circunstancia, dando aviso previo a la otra parte.
Contrato de opción de compra de gas, OCG:
contrato escrito en el que un agente garantiza el suministro de una cantidad máxima de gas natural durante un período determinado, sin interrupciones, cuando se presente la condición de probable escasez y en hasta cinco (5) días calendario adicionales definidos a discreción del comprador. El comprador pagará una prima por el derecho a tomar hasta la cantidad máxima de gas, y un precio de suministro al momento de la entrega del gas nominado. Las cantidades nominadas deberán ser aceptadas por el vendedor al ejercicio de la opción. La prima se pagará mensualmente.
Contrato de opción de compra de gas contra exportaciones, OCGX:
contrato escrito en el que un agente garantiza el suministro de una cantidad máxima de gas natural, que está comprometida para exportaciones, durante un período determinado, sin interrupciones, cuando se presente la condición de entrega pactada entre el comprador y el vendedor. Dicha condición de entrega no podrá estar supeditada a la ocurrencia de aspectos técnicos y/u operativos. Las cantidades nominadas deberán ser aceptadas por el vendedor al ejercicio de la opción.
Contrato de opción de compra de transporte, OCT:
contrato escrito en el que un agente garantiza la disponibilidad de una capacidad máxima de transporte durante un período determinado, sin interrupciones, cuando se presente la condición pactada entre el comprador y el vendedor. Dicha condición no podrá estar supeditada a la ocurrencia de aspectos técnicos y/u operativos. Las cantidades nominadas deberán ser aceptadas por el vendedor al ejercicio de la opción.
Contrato de suministro con firmeza condicionada, CFC:
contrato escrito en el que un agente garantiza el suministro de una cantidad máxima de gas natural durante un período determinado, sin interrupciones, excepto cuando se presente la condición de probable escasez y excepto en hasta cinco (5) días calendario definidos a discreción del vendedor.
Contrato de suministro de contingencia, CSC:
contrato escrito en el que un participante del mercado garantiza el suministro de una cantidad máxima de gas natural desde una fuente alterna de suministro, sin interrupciones, cuando otro participante del mercado que suministra o transporta gas natural se enfrenta a un evento que le impide la prestación del servicio. El suministro de gas natural desde la fuente alterna y mediante esta modalidad contractual sólo se realizará durante el período en que se presente el mencionado impedimento para la prestación del servicio.
Contrato de suministro C1:
contrato escrito en el que el vendedor garantiza el servicio de suministro de una cantidad máxima de gas natural, con un componente fijo equivalente a un porcentaje de la cantidad máxima y un derecho del comprador a ejercer el porcentaje restante únicamente para su consumo y no para reventa. Corresponde a suministro sin interrupciones, durante un período determinado, excepto en los días establecidos para mantenimiento y labores programadas. Esta modalidad de contrato requiere de respaldo físico.
Contrato de suministro C2:
contrato escrito en el que el vendedor ofrece el servicio de suministro de una cantidad máxima de gas natural, en el que se garantiza una parte fija, porcentaje de la cantidad máxima, y la cantidad correspondiente al porcentaje restante se considera firme siempre y cuando exista la disponibilidad por la no ejecución de las opciones de contratos de suministro C1. Corresponde a suministro sin interrupciones, durante un período determinado, excepto en los días establecidos para mantenimiento y labores programadas. Esta modalidad de contrato requiere de respaldo físico, de acuerdo con las condiciones establecidas en la presente resolución.
Contrato de suministro firme al 95%, CF95:
contrato escrito en el que el vendedor garantiza el servicio de suministro de una cantidad diaria máxima de gas natural sin interrupciones, durante un período determinado, y el comprador se compromete a pagar en la liquidación mensual mínimo el 95% de la cantidad contratada correspondiente al mes, independientemente de que sea consumida o no, excepto en los días establecidos para mantenimiento y labores programadas. Esta modalidad de contrato requiere de respaldo físico.
Contrato de transporte con firmeza condicionada, CFCT:
contrato escrito en el que un agente garantiza la disponibilidad de una capacidad máxima de transporte durante un período determinado, sin interrupciones, excepto cuando se presente la condición pactada entre el comprador y el vendedor.
Contrato de transporte de contingencia, CTC:
contrato escrito en el que un transportador garantiza el transporte de una cantidad máxima de gas natural contratada mediante un contrato de suministro de contingencia.
Contrato firme o que garantiza firmeza, CF:
contrato escrito en el que un agente garantiza el servicio de suministro de una cantidad máxima de gas natural y/o de capacidad máxima de transporte, sin interrupciones, durante un período determinado, excepto en los días establecidos para mantenimiento y labores programadas. Esta modalidad de contrato requiere de respaldo físico.
Desbalance de energía positivo
: diferencia entre la cantidad de energía entregada y la cantidad de energía tomada por un remitente en un día de gas que es mayor a cero.
Desbalance de energía negativo
: diferencia entre la cantidad de energía entregada y la cantidad de energía tomada por un remitente en un día de gas que es menor a cero.
Día D-1:
día oficial de la República de Colombia que va desde las 00:00 hasta las 24:00 horas del día calendario anterior al día de gas.
Día D-2
: día oficial de la República de Colombia que va desde las 00:00 hasta las 24:00 horas del día calendario anterior al día D-1.
Día D+1
: día oficial de la República de Colombia que va desde las 00:00 hasta las 24:00 horas del día calendario posterior al día de gas.
Día D+2
: día oficial de la República de Colombia que va desde las 00:00 hasta las 24:00 horas del día calendario posterior al día D+1.
Día de gas:
día oficial de la República de Colombia que va desde las 00:00 hasta las 24:00 horas, durante el cual se efectúa el suministro y el transporte de gas.
Ejecución de contratos
: Hace referencia al proceso previo a la nominación que corresponde a cantidades comerciales, es decir, a las cantidades solicitadas por el comprador que son tenidas en cuenta para efectos de facturación.
Eventos de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña:
eventos que de acuerdo con los artículos 64 del Código Civil y 992 del Código de Comercio, o aquellos que los modifiquen o sustituyan, eximen de la responsabilidad por incumplimiento parcial o total de obligaciones contractuales, si el mismo se deriva de ellos. Dichos eventos deben ser imprevistos, irresistibles y sin culpa de quien invoca la causa eximente de responsabilidad.
Eventos eximentes de responsabilidad:
eventos taxativamente establecidos en la presente resolución, distintos a los eventos de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña, que eximen de responsabilidad a los participantes del mercado por incumplimiento parcial o total de obligaciones contractuales, si éste se deriva de ellos, por estar razonablemente fuera de control de la parte que lo alega pese a la oportuna diligencia y cuidado debidos por dicha parte para prevenir o impedir su acaecimiento o los efectos del mismo. Las interrupciones por mantenimientos o labores programadas se considerarán eventos eximentes de responsabilidad, de acuerdo con lo dispuesto en esta resolución.
Gas disponible para contratos C2
: corresponde al gas que cada vendedor tiene disponible para entregar en contratos C2, una vez descontadas las cantidades requeridas para cumplir con las ejecuciones de la parte variable de los contratos C1 que haya suscrito y se encuentren vigentes, conforme a lo estipulado en la presente Resolución
Gestor del mercado:
responsable de la prestación de los servicios de gestión del mercado primario y del mercado secundario, en los términos establecidos en esta resolución.
Adicionado. Res. CREG 021 de 2019, art. 3. Indicador de formación de precios:
valor indicativo determinado a partir de información de precios de un conjunto de puntos estándar de entrega.
Mercado mayorista de gas natural:
conjunto de transacciones de compraventa de gas natural y/o de capacidad de transporte en el mercado primario y en el mercado secundario. También comprende las transacciones de intermediación comercial de la compra, transporte y distribución de gas natural y su venta a usuarios finales. Estas transacciones se harán con sujeción al reglamento de operación de gas natural.
Mercado primario:
es el mercado donde los productores-comercializadores de gas natural y los comercializadores de gas importado pueden ofrecer gas natural. También es el mercado donde los transportadores de gas natural pueden ofrecer su capacidad de transporte.
Mercado secundario:
mercado donde los participantes del mercado con derechos de suministro de gas y/o con capacidad disponible secundaria pueden negociar sus derechos contractuales. Los productores-comercializadores de gas natural, los comercializadores de gas importado y los transportadores podrán participar como compradores en este mercado, en los términos de esta resolución.
Oferta de cantidades importadas disponibles para la venta en firme, oferta de CIDVF
(
*modificado por R. 153/2017
): cantidad diaria promedio mes de gas natural, expresada en GBTUD, por punto de entrada al SNT o punto del SNT que corresponda al sitio de inicio o terminación de alguno de los tramos de gasoductos definidos para efectos tarifarios, que un comercializador de gas importado está dispuesto a ofrecer bajo las modalidades que garantizan firmeza según lo dispuesto en la presente resolución. Deberá ser igual o inferior a la cantidad importada disponible para la venta, CIDV, declarada según lo señalado en el Decreto
o aquel que lo modifique o sustituya.
Oferta de producción total disponible para la venta en firme, oferta de PTDVF:
cantidad diaria promedio mes de gas natural, expresada en GBTUD, por campo, punto de entrada al SNT o punto del SNT que corresponda al sitio de inicio o terminación de alguno de los tramos de gasoductos definidos para efectos tarifarios, que un productor-comercializador está dispuesto a ofrecer bajo las modalidades de contrato firme, contrato de suministro con firmeza condicionada y contrato de opción de compra de gas. Deberá ser igual o inferior a la producción total disponible para la venta, PTDV, declarada según lo señalado en el Decreto 2100 de 2011 o aquel que lo modifique o sustituya.
Participantes del mercado:
personas jurídicas entre las cuales se dan las relaciones operativas y/o comerciales de compra, venta, cesión, suministro y/o transporte de gas natural, comenzando desde la producción y pasando por los sistemas de transporte hasta alcanzar el punto de salida de un usuario. Son participantes los productores-comercializadores, los comercializadores de gas importado, los procesadores de gas en el SNT, los transportadores, los distribuidores, los comercializadores, los almacenadores y los usuarios no regulados.
Procesador de gas en el SNT:
participante del mercado que toma gas natural en un punto de salida del SNT dentro de las condiciones de calidad establecidas en el RUT, le extrae componentes e inyecta el gas natural residual al SNT dentro de las condiciones de calidad señaladas en el RUT. Su participación en el mercado mayorista de gas natural será objeto de regulación aparte.
Proceso úselo o véndalo de corto plazo:
mecanismo por medio del cual se pone a disposición de los interesados el gas natural y/o la capacidad de transporte que hayan sido contratados en el mercado primario y no hayan sido nominados para el siguiente día de gas.
Proceso úselo o véndalo de largo plazo:
mecanismo por medio del cual se pone a disposición de los interesados la capacidad de transporte que haya sido contratada en el mercado primario y cuyo uso no se prevea en los términos de esta resolución.
Productor-comercializador:
es el productor de gas natural que vende gas en el mercado primario, con entrega al comprador en el campo, en un punto de entrada al SNT o en un punto del SNT que corresponda al sitio de inicio o terminación de alguno de los tramos de gasoductos definidos para efectos tarifarios. Puede comprar gas en el mercado secundario, sin ser considerado un comercializador. El productor-comercializador no podrá realizar transacciones de intermediación comercial de la compra de gas natural y su venta a usuarios finales. En adición a lo dispuesto en la Resolución CREG 057 de 1996, el productor-comercializador no podrá tener interés económico en comercializadores, entendido el interés económico como los porcentajes de participación en el capital de una empresa que se establecen en el literal d) del artículo 6º de la Resolución CREG 057 de 1996
,
.
Promotor de mercado:
participante del mercado, responsable de sostener negociaciones de contratos firmes en el mercado secundario, con el fin de estimular la liquidez de dicho mercado.
Puntos estándar de entrega:
puntos del SNT definidos para la entrega del gas negociado en el mercado secundario.
Reglamento de operación de gas natural:
conjunto de principios, criterios y procedimientos para regular el funcionamiento del mercado mayorista de gas natural. El reglamento de operación comprende varios documentos sobre los temas del funcionamiento del sector gas natural.
Reglamento único de transporte de gas natural, RUT:
se refiere a la Resolución CREG
sus modificaciones y adiciones.
Remitente:
será el remitente primario, el remitente cesionario, el remitente secundario o el remitente de corto plazo, según sea el caso.
Remitente cesionario:
persona jurídica con la cual un remitente primario celebra un contrato de cesión de capacidad disponible secundaria. Deberá corresponder a alguno de los participantes del mercado que puede comprar capacidad de transporte en el mercado secundario, de acuerdo con lo dispuesto en esta resolución.
Remitente de corto plazo:
persona jurídica con la cual un remitente primario, un remitente cesionario o un remitente secundario celebra un contrato de compraventa de capacidad disponible secundaria como resultado del proceso úselo o véndalo de corto plazo. Deberá corresponder a alguno de los participantes del mercado que puede comprar capacidad de transporte en el mercado secundario y que esté registrado en el BEC, de acuerdo con lo dispuesto en esta resolución.
Remitente primario:
persona jurídica con la cual un transportador celebra un contrato para prestar el servicio de transporte de gas natural. Deberá corresponder a alguno de los participantes del mercado que puede comprar capacidad de transporte en el mercado primario, de acuerdo con lo dispuesto en esta resolución.
Remitente secundario:
persona jurídica con la cual un remitente primario o un remitente cesionario celebra un contrato de compraventa de capacidad disponible secundaria. Deberá corresponder a alguno de los participantes del mercado que puede comprar capacidad de transporte en el mercado secundario, de acuerdo con lo dispuesto en esta resolución.
Responsable de la nominación de gas:
será el comprador primario cuando éste no haya cedido sus derechos contractuales; o el comprador cesionario cuando haya suscrito la cesión de derechos de suministro de gas.
Responsable de la nominación de transporte:
será el remitente primario cuando éste no haya cedido sus derechos contractuales; o el remitente cesionario cuando haya suscrito la cesión de capacidad contratada.
Spread
:
diferencia entre el precio de venta y el precio de compra de las ofertas que realiza un promotor de mercado.
Titular:
en el caso del suministro de gas natural, el titular de los derechos de suministro de gas será el último comprador en haber suscrito la compraventa o la cesión de tales derechos. En el caso del transporte, el titular de la capacidad contratada será el último remitente en haber suscrito la compraventa o la cesión de dicha capacidad.
Variación de salida:
diferencia entre la cantidad de energía autorizada por el transportador y la cantidad de energía tomada por el remitente en un punto de salida, medida de forma horaria o diaria. La medición de variaciones de salida será diaria para aquellos puntos de salida donde la capacidad de transporte contratada sea inferior a cinco millones de pies cúbicos por día (5000 KPCD) y horaria para aquellos puntos de salida donde la capacidad de transporte contratada sea superior o igual a cinco millones de pies cúbicos por día (5000 KPCD). En el caso de los distribuidores comercializadores y de las estaciones de GNV conectadas directamente al SNT, esta medición será diaria independientemente de las capacidades de transporte contratadas.
Variación de salida negativa
: diferencia entre la cantidad de energía autorizada por el transportador y la cantidad de energía tomada por el remitente en un punto de salida, medida de forma horaria o diaria de acuerdo con la definición de variación de salida, que es menor a cero.
Variación de salida positiva
: diferencia entre la cantidad de energía autorizada por el transportador y la cantidad de energía tomada por el remitente en un punto de salida, medida de forma horaria o diaria de acuerdo con la definición de variación de salida, que es mayor a cero.
Variación de salida neta
: suma de las diferencias entre las cantidades de energía autorizadas por el transportador y las cantidades de energía tomadas por el remitente en un punto de salida, durante un periodo de tiempo determinado.
(Nota: Adicionada la definición "Indicador de formación de precios" por la Resolución 21 de 2019
de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)
TÍTULO I
Disposiciones generales
Objeto. Mediante esta resolución se regulan aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, como parte del reglamento de operación de gas natural. Esta resolución contiene el conjunto de disposiciones aplicables a las negociaciones del suministro y del transporte del gas natural utilizado efectivamente como combustible que se realicen en el mercado primario y en el mercado secundario.
Mediante la Resolución CREG 147 de 2015 se establece el protocolo a seguir por el Consejo Nacional de Operación de Gas Natural, CNOG y los agentes para la coordinación de mantenimientos e intervenciones, programadas y no programadas, para minimizar los efectos sobre la demanda de gas natural causadas por las indisponibilidades en la infraestructura de producción, importación y transporte de gas natural.
Siglas. Para efectos de la presente resolución se tendrán en cuenta las siguientes siglas:
ANH:
Agencia Nacional de Hidrocarburos.
AOM:
Administración, operación y mantenimiento.
BEC:
Boletín Electrónico Central.
BTU:
Abreviatura de
British Thermal Unit
.
CIDV:
Cantidades importadas disponibles para la venta.
CIDVF:
Cantidades importadas disponibles para la venta en firme.
CMMP:
Capacidad máxima de mediano plazo.
CNOG:
Consejo Nacional de Operación de Gas Natural.
CREG:
Comisión de Regulación de Energía y Gas.
GBTU:
Giga BTU.
GBTUD:
Giga BTU por día.
KPC:
Mil pies cúbicos estándar.
KPCD:
Mil pies cúbicos estándar por día.
MBTU:
Millón de BTU.
MBTUD:
Millón de BTU por día.
OEF:
Obligaciones de energía firme.
PTDV:
Producción total disponible para la venta.
PTDVF:
Oferta de producción total disponible para la venta en firme.
RUT:
Reglamento único de transporte de gas natural.
SNT:
Sistema nacional de transporte de gas.
UPME:
Unidad de Planeación Minero Energética
TÍTULO I
Disposiciones generales
Objeto. Mediante esta resolución se regulan aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, como parte del reglamento de operación de gas natural. Esta resolución contiene el conjunto de disposiciones aplicables a las negociaciones del suministro y del transporte del gas natural utilizado efectivamente como combustible que se realicen en el mercado primario y en el mercado secundario.
Mediante la Resolución CREG 147 de 2015 se establece el protocolo a seguir por el Consejo Nacional de Operación de Gas Natural, CNOG y los agentes para la coordinación de mantenimientos e intervenciones, programadas y no programadas, para minimizar los efectos sobre la demanda de gas natural causadas por las indisponibilidades en la infraestructura de producción, importación y transporte de gas natural.
TÍTULO I
Disposiciones generales
Objeto. Mediante esta resolución se regulan aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, como parte del reglamento de operación de gas natural. Esta resolución contiene el conjunto de disposiciones aplicables a las negociaciones del suministro y del transporte del gas natural utilizado efectivamente como combustible que se realicen en el mercado primario y en el mercado secundario.
Mediante la Resolución CREG 147 de 2015 se establece el protocolo a seguir por el Consejo Nacional de Operación de Gas Natural, CNOG y los agentes para la coordinación de mantenimientos e intervenciones, programadas y no programadas, para minimizar los efectos sobre la demanda de gas natural causadas por las indisponibilidades en la infraestructura de producción, importación y transporte de gas natural.
Selección del gestor del mercado. Con la periodicidad que determine la CREG, ésta adelantará un concurso público para seleccionar al gestor del mercado que prestará los servicios establecidos en el artículo 6º de esta resolución. Dicho concurso estará sujeto a los principios de transparencia y selección objetiva y a la metodología definida por la CREG en resolución aparte.
Remuneración del gestor del mercado. La remuneración de los servicios prestados por el gestor del mercado estará sujeta a un esquema de ingreso regulado. Dicho ingreso se determinará con base en el proceso de selección de que trata el artículo 7º de esta resolución. El ingreso regulado será pagado al gestor del mercado por los vendedores a los que se hace referencia en el artículo 17 de la Resolución CREG 089 de 2013 que hayan suscrito contratos firmes y/o de suministro con firmeza condicionada. Los vendedores podrán incluir este costo en el precio del gas natural, al momento de la suscripción del contrato correspondiente.
Remuneración del gestor del mercado. La remuneración de los servicios prestados por el gestor del mercado estará sujeta a un esquema de ingreso regulado. Dicho ingreso se determinará con base en el proceso de selección de que trata el artículo 7º de esta resolución. El ingreso regulado será pagado al gestor del mercado por los vendedores a los que se hace referencia en el artículo 17 de la Resolución CREG 089 de 2013 que hayan suscrito contratos firmes y/o de suministro con firmeza condicionada. Los vendedores podrán incluir este costo en el precio del gas natural, al momento de la suscripción del contrato correspondiente.
TÍTULO III
Aspectos comerciales del mercado primario
CAPÍTULO I
Modalidades de contratos de suministro y de transporte
Modalidades de contratos permitidas. En el mercado primario sólo podrán pactarse las siguientes modalidades de contratos: 1. Contrato de suministro Firme al 95%, CF95. 2. Contrato de suministro C1. 3. Contrato de suministro C2. 4. Contrato de tranporte firme. 5. Contrato de transporte con firmeza condicionada. 6. Contrato de opción de compra de transporte. 7. Contrato de opción de compra de gas contra exportaciones. 8. Contrato de suministro de contingencia. 9. Contrato de transporte de contingencia. 10. Contrato con interrupciones. 11. Contrato de suministro con firmeza condicionada.
(Nota: Adicionado por la Resolución 21 de 2019
de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)
12. Contrato de opción de compra de gas.
(Nota: Adicionado por la Resolución 21 de 2019
° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)
Parágrafo 1.
Los contratos de suministro y de transporte de gas que estén en vigor a la entrada en vigencia de la presente Resolución continuarán rigiendo hasta la fecha de terminación pactada en los mismos. Sin embargo, las partes no podrán prorrogar su vigencia, con excepción de los casos señalados en los parágrafos 1 y 2 del
de esta Resolución.
Parágrafo 2.
A partir de la entrada en vigencia de la presente Resolución no podrán pactarse contratos en modalidades y/o condiciones diferentes a las contempladas en el presente artículo y en ningún caso se podrán pactar periodos de compensación para cantidades pagadas y no consumidas.
Parágrafo 3.
Los contratos que se pacten en el mercado primario deberán ser escritos, sin perjuicio de su naturaleza consensual. Cada contrato sólo podrá adoptar una de las modalidades contractuales establecidas en este artículo y no podrá contrariar, en forma alguna, la definición establecida en el
de la presente Resolución para la respectiva modalidad contractual. Dicha definición deberá estar en el objeto del contrato, así como en sus cláusulas, según su modalidad.
Parágrafo 4.
Para efectos del cálculo de los cargos regulados de transporte de gas natural en el siguiente período tarifario, la Comisión podrá considerar que el perfil de la demanda esperada de capacidad asociada a los contratos de transporte con firmeza condicionada y a los de opción de compra de transporte, celebrados para la misma dirección de un tramo del SNT, es constante durante la vigencia de estos contratos e igual a la máxima capacidad garantizada mediante dichos contratos. Para el cálculo de esta capacidad se tendrán en cuenta las reglas establecidas en el
y en el
de esta Resolución para el cálculo de la capacidad disponible primaria. Si la celebración de estos contratos conlleva la ampliación de la infraestructura existente al momento de la entrada en vigencia de esta Resolución, los valores eficientes de las inversiones y las demandas adicionales serán considerados en el cálculo de los cargos regulados de transporte. Cuando se trate de contratos de opción de compra de transporte, celebrados con el propósito de cumplir las obligaciones de energía firme de los generadores térmicos que se acojan a la opción de gas natural importado, de conformidad con lo establecido en el artículo 4 de la Resolución CREG 106 de 2011, la Comisión podrá considerar que el perfil de demanda esperada de capacidad para efectos tarifarios es igual al perfil de demanda pactado en los respectivos contratos. En todo caso el perfil considerado para efectos tarifarios no será superior a la CMMP. Si la celebración de estos contratos conlleva la ampliación de la infraestructura existente al momento de la entrada en vigencia de esta Resolución, los valores de las inversiones adicionales no serán considerados en el cálculo de los cargos regulados de transporte. La remuneración de dichas inversiones será pactada por los transportadores y los generadores térmicos.
Parágrafo 5.
La celebración de contratos para la prestación del servicio de parqueo se realizará de conformidad con lo dispuesto en el
de la Resolución CREG 126 de 2010 o aquella que la modifique o sustituya.
Parágrafo 6.
Todos los contratos del mercado primario serán de entrega física.
TÍTULO I
Disposiciones generales
Objeto. Mediante esta resolución se regulan aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, como parte del reglamento de operación de gas natural. Esta resolución contiene el conjunto de disposiciones aplicables a las negociaciones del suministro y del transporte del gas natural utilizado efectivamente como combustible que se realicen en el mercado primario y en el mercado secundario.
Mediante la Resolución CREG 147 de 2015 se establece el protocolo a seguir por el Consejo Nacional de Operación de Gas Natural, CNOG y los agentes para la coordinación de mantenimientos e intervenciones, programadas y no programadas, para minimizar los efectos sobre la demanda de gas natural causadas por las indisponibilidades en la infraestructura de producción, importación y transporte de gas natural.
TÍTULO I
Disposiciones generales
Objeto. Mediante esta resolución se regulan aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, como parte del reglamento de operación de gas natural. Esta resolución contiene el conjunto de disposiciones aplicables a las negociaciones del suministro y del transporte del gas natural utilizado efectivamente como combustible que se realicen en el mercado primario y en el mercado secundario.
Mediante la Resolución CREG 147 de 2015 se establece el protocolo a seguir por el Consejo Nacional de Operación de Gas Natural, CNOG y los agentes para la coordinación de mantenimientos e intervenciones, programadas y no programadas, para minimizar los efectos sobre la demanda de gas natural causadas por las indisponibilidades en la infraestructura de producción, importación y transporte de gas natural.
TÍTULO I
Disposiciones generales
Objeto. Mediante esta resolución se regulan aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, como parte del reglamento de operación de gas natural. Esta resolución contiene el conjunto de disposiciones aplicables a las negociaciones del suministro y del transporte del gas natural utilizado efectivamente como combustible que se realicen en el mercado primario y en el mercado secundario.
Mediante la Resolución CREG 147 de 2015 se establece el protocolo a seguir por el Consejo Nacional de Operación de Gas Natural, CNOG y los agentes para la coordinación de mantenimientos e intervenciones, programadas y no programadas, para minimizar los efectos sobre la demanda de gas natural causadas por las indisponibilidades en la infraestructura de producción, importación y transporte de gas natural.
TÍTULO I
Disposiciones generales
Objeto. Mediante esta resolución se regulan aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, como parte del reglamento de operación de gas natural. Esta resolución contiene el conjunto de disposiciones aplicables a las negociaciones del suministro y del transporte del gas natural utilizado efectivamente como combustible que se realicen en el mercado primario y en el mercado secundario.
Mediante la Resolución CREG 147 de 2015 se establece el protocolo a seguir por el Consejo Nacional de Operación de Gas Natural, CNOG y los agentes para la coordinación de mantenimientos e intervenciones, programadas y no programadas, para minimizar los efectos sobre la demanda de gas natural causadas por las indisponibilidades en la infraestructura de producción, importación y transporte de gas natural.
TÍTULO I
Disposiciones generales
Objeto. Mediante esta resolución se regulan aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, como parte del reglamento de operación de gas natural. Esta resolución contiene el conjunto de disposiciones aplicables a las negociaciones del suministro y del transporte del gas natural utilizado efectivamente como combustible que se realicen en el mercado primario y en el mercado secundario.
Mediante la Resolución CREG 147 de 2015 se establece el protocolo a seguir por el Consejo Nacional de Operación de Gas Natural, CNOG y los agentes para la coordinación de mantenimientos e intervenciones, programadas y no programadas, para minimizar los efectos sobre la demanda de gas natural causadas por las indisponibilidades en la infraestructura de producción, importación y transporte de gas natural.
TÍTULO I
Disposiciones generales
Objeto. Mediante esta resolución se regulan aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, como parte del reglamento de operación de gas natural. Esta resolución contiene el conjunto de disposiciones aplicables a las negociaciones del suministro y del transporte del gas natural utilizado efectivamente como combustible que se realicen en el mercado primario y en el mercado secundario.
Mediante la Resolución CREG 147 de 2015 se establece el protocolo a seguir por el Consejo Nacional de Operación de Gas Natural, CNOG y los agentes para la coordinación de mantenimientos e intervenciones, programadas y no programadas, para minimizar los efectos sobre la demanda de gas natural causadas por las indisponibilidades en la infraestructura de producción, importación y transporte de gas natural.
TÍTULO I
Disposiciones generales
Objeto. Mediante esta resolución se regulan aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, como parte del reglamento de operación de gas natural. Esta resolución contiene el conjunto de disposiciones aplicables a las negociaciones del suministro y del transporte del gas natural utilizado efectivamente como combustible que se realicen en el mercado primario y en el mercado secundario.
Mediante la Resolución CREG 147 de 2015 se establece el protocolo a seguir por el Consejo Nacional de Operación de Gas Natural, CNOG y los agentes para la coordinación de mantenimientos e intervenciones, programadas y no programadas, para minimizar los efectos sobre la demanda de gas natural causadas por las indisponibilidades en la infraestructura de producción, importación y transporte de gas natural.
TÍTULO I
Disposiciones generales
Objeto. Mediante esta resolución se regulan aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, como parte del reglamento de operación de gas natural. Esta resolución contiene el conjunto de disposiciones aplicables a las negociaciones del suministro y del transporte del gas natural utilizado efectivamente como combustible que se realicen en el mercado primario y en el mercado secundario.
Mediante la Resolución CREG 147 de 2015 se establece el protocolo a seguir por el Consejo Nacional de Operación de Gas Natural, CNOG y los agentes para la coordinación de mantenimientos e intervenciones, programadas y no programadas, para minimizar los efectos sobre la demanda de gas natural causadas por las indisponibilidades en la infraestructura de producción, importación y transporte de gas natural.
Compradores de gas natural. Los comercializadores y los usuarios no regulados son los únicos participantes del mercado que podrán comprar gas natural en el mercado primario. Para la negociación de los respectivos contratos de suministro de gas natural estos participantes del mercado deberán seguir los mecanismos y procedimientos establecidos en el capítulo IV del título III y en el título V de la presente resolución.
Vendedores de capacidad de transporte. Los transportadores son los únicos participantes del mercado que podrán vender capacidad de transporte de gas natural en el mercado primario. Para la negociación de los respectivos contratos de transporte de gas natural estos participantes del mercado deberán seguir los mecanismos y procedimientos establecidos en los artículos 29 y 50 de la presente resolución.
Vendedores de capacidad de transporte. Los transportadores son los únicos participantes del mercado que podrán vender capacidad de transporte de gas natural en el mercado primario. Para la negociación de los respectivos contratos de transporte de gas natural estos participantes del mercado deberán seguir los mecanismos y procedimientos establecidos en los artículos 29 y 50 de la presente resolución.
CAPÍTULO IV
Comercialización de gas natural
Mecanismos de comercialización. Con excepción del gas natural que se comercialice mediante la modalidad con interrupciones, en el mercado primario sólo se podrán utilizar los mecanismos de comercialización señalados en los artículos 22, 25 y 26 de esta resolución. En el caso del gas natural que se comercialice mediante la modalidad con interrupciones se deberá dar aplicación a lo previsto en el título V de esta resolución.
PAR
.—El comercializador del gas natural de propiedad del Estado y de las participaciones de la ANH comercializará dicho gas natural con sujeción a lo dispuesto en los artículos 22, 25 y 26 de esta resolución. En esas negociaciones participará como vendedor.
TÍTULO I
Disposiciones generales
Objeto. Mediante esta resolución se regulan aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, como parte del reglamento de operación de gas natural. Esta resolución contiene el conjunto de disposiciones aplicables a las negociaciones del suministro y del transporte del gas natural utilizado efectivamente como combustible que se realicen en el mercado primario y en el mercado secundario.
Mediante la Resolución CREG 147 de 2015 se establece el protocolo a seguir por el Consejo Nacional de Operación de Gas Natural, CNOG y los agentes para la coordinación de mantenimientos e intervenciones, programadas y no programadas, para minimizar los efectos sobre la demanda de gas natural causadas por las indisponibilidades en la infraestructura de producción, importación y transporte de gas natural.
(Modificado por la resolucion 021 de 2019 de la comision de regulacion de energia y gas ).* Contratos objeto de las negociaciones directas en cualquier momento del año. En las negociaciones directas a las que se hace referencia en el Artículo 22 de esta Resolución sólo se podrán pactar contratos de suministro a los que se hace referencia en los numerales 1, 2, 3, 7, 8, 11 y 12 del Artículo 9, los cuales se sujetarán a lo dispuesto en los capítulos I y II del título III de la presente Resolución. Los contratos celebrados tendrán la duración que acuerden las partes, pero deberán tener como fecha de terminación el 30 de noviembre del año que éstas acuerden.
PAR
.—De esta disposición se exceptúan los casos señalados en el numeral i del literal a) del numeral 1º, en el literal b) del numeral 1º y en el literal a) del numeral 2º del artículo 22 de esta resolución. En estos casos las partes definirán las condiciones de los contratos que celebren.
*(Nota: Modificado por la Resolución 21 de 2019
de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)
Negociación según el balance de la UPME. Los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en los Artículos 17 y 18 de esta Resolución podrán negociar el suministro de gas natural, durante el período de tiempo que defina la CREG, mediante los mecanismos de comercialización establecidos en l esta Resolución, según lo dispuesto en este artículo. Dentro de los diez (10) primeros días hábiles del mes de julio del año, la CREG establecerá mediante resolución el mecanismo de comercialización a aplicar y el cronograma para el desarrollo del mismo. Lo anterior con base en el análisis del más reciente balance entre la oferta agregada y la demanda agregada de gas realizado por la UPME. El balance deberá ser aquel que considere el escenario de demanda media. Cuando el balance realizado por la UPME muestre que la oferta de gas natural es superior a la demanda de gas natural, en al menos tres (3) de los cinco (5) años siguientes al momento del análisis, se deberá dar aplicación al mecanismo de negociación directa establecido en el Artículo 25 de esta Resolución 089 de 2013. Cuando el balance muestre lo contrario, se deberá dar aplicación al mecanismo de negociación mediante subasta establecido en el Artículo 27 de la Resoluciòn CREG 089 de 2013.
Parágrafo 1.
La aplicación de lo dispuesto en el presente artículo tendrá lugar hasta noviembre de 2016 únicamente. Lo anterior sin perjuicio de que los contratos celebrados bajo el esquema dispuesto en este Artículo que estén en vigor a la entrada en vigencia de la presente Resolución continúen rigiendo con las condiciones pactadas vigentes hasta su fecha de terminación.
Parágrafo 2.
Los contratos de largo plazo celebrados bajo el esquema dispuesto en el presente artículo, cuya actualización de precios requiera de la aplicación de las ecuaciones establecidas en el numeral 1 del Anexo 4 y necesiten el promedio ponderado por cantidades de los precios de los contratos firmes, de la fuente , con duración de un (1) año, negociados para el año a
i
,
, tomarán como precio de referencia el resultante de aplicar la siguiente ecuación: La definición de las variables
P
A
y
P
B
de la anterior ecuación se establece en el numeral 4 del literal A del Artículo 26 de la presente Resolución.
Negociación según el balance de la UPME. Los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en los Artículos 17 y 18 de esta Resolución podrán negociar el suministro de gas natural, durante el período de tiempo que defina la CREG, mediante los mecanismos de comercialización establecidos en l esta Resolución, según lo dispuesto en este artículo. Dentro de los diez (10) primeros días hábiles del mes de julio del año, la CREG establecerá mediante resolución el mecanismo de comercialización a aplicar y el cronograma para el desarrollo del mismo. Lo anterior con base en el análisis del más reciente balance entre la oferta agregada y la demanda agregada de gas realizado por la UPME. El balance deberá ser aquel que considere el escenario de demanda media. Cuando el balance realizado por la UPME muestre que la oferta de gas natural es superior a la demanda de gas natural, en al menos tres (3) de los cinco (5) años siguientes al momento del análisis, se deberá dar aplicación al mecanismo de negociación directa establecido en el Artículo 25 de esta Resolución 089 de 2013. Cuando el balance muestre lo contrario, se deberá dar aplicación al mecanismo de negociación mediante subasta establecido en el Artículo 27 de la Resoluciòn CREG 089 de 2013.
Parágrafo 1.
La aplicación de lo dispuesto en el presente artículo tendrá lugar hasta noviembre de 2016 únicamente. Lo anterior sin perjuicio de que los contratos celebrados bajo el esquema dispuesto en este Artículo que estén en vigor a la entrada en vigencia de la presente Resolución continúen rigiendo con las condiciones pactadas vigentes hasta su fecha de terminación.
Parágrafo 2.
Los contratos de largo plazo celebrados bajo el esquema dispuesto en el presente artículo, cuya actualización de precios requiera de la aplicación de las ecuaciones establecidas en el numeral 1 del Anexo 4 y necesiten el promedio ponderado por cantidades de los precios de los contratos firmes, de la fuente , con duración de un (1) año, negociados para el año a
i
,
, tomarán como precio de referencia el resultante de aplicar la siguiente ecuación: La definición de las variables
P
A
y
P
B
de la anterior ecuación se establece en el numeral 4 del literal A del Artículo 26 de la presente Resolución.
(Modificado).* Negociación directa durante un período definido. En los casos no previstos en el artículo 22 de esta resolución, y los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en los artículos 17 y 18 de esta resolución solo podrán pactar directamente el suministro de gas natural durante el período que establezca la CREG, únicamente mediante contratos de suministro firme CF95, firmeza condicionada y opción de compra, cuya duración sea de tres (3) o más años. Dentro de los primeros diez (10) días hábiles de junio de cada año, la Dirección Ejecutiva de la CREG establecerá mediante circular el cronograma de toda la comercialización para el respectivo año. El cronograma que se menciona en este Articulo deberá establecer la fecha en que los vendedores a los que se hace referencia en el artículo 17 de esta resolución deberán declarar al gestor del mercado la oferta de PTDVF u oferta de CIDVF, según sea el caso. La oferta de PTDVF o la oferta de CIDVF deberá ser igual o inferior al valor vigente de la PTDV o CIDV, según corresponda, aprobado por el Ministerio de Minas y Energía en cumplimiento del Decreto
o aquel que lo modifique o sustituya. El gestor del mercado hará pública esta información con el fin de poder realizar las negociaciones directas de contratos CF95 , firmeza condicionada y opción de compra de largo plazo ,cuyas cantidades de energía negociadas no podrán ser superiores a las declaradas al gestor del mercado. En el mencionado cronograma la CREG establecerá el plazo máximo para registrar ante el gestor del mercado los contratos suscritos hasta dicha fecha como resultado de las negociaciones directas. Después de esta fecha no se podrán celebrar contratos bajo negociaciones directas. En las negociaciones a las que se hace referencia en el presente Artículo sólo se podrán suscribir contratos de suministro firme CF95, firmeza condicionada y opción de compra, de que trata el numeral 1 del Artículo 9, los cuales se sujetarán a lo dispuesto en los capítulos I y II del título III de la presente Resolución. para la suscripcion de los contratos de suministro se deberan tener en cuenta los siguientes aspetos: a) Los contratos de suministro destinados a atender demanda regulada deberán tener como fecha de inicio del suministro alguna de las dos siguientes fechas: el 1 de diciembre del año en que se realice la negociación
directa o el 1 de diciembre del año siguiente al del año de la negociación. Como fecha de terminación del suministro deberá corresponder al 30 de noviembre del año que corresponda.
b) Los contratos de suministro destinados a atender demanda no regulada deberán tener como fecha de inicio del suministro alguna de las dos siguientes fechas: i) cualquier momento del año comprendido entre el 1 de diciembre del año en que se realice la negociación directa y el 30 de junio del año inmediatamente siguiente o; ii) el 1 de diciembre del año siguiente al del año de la negociación. La fecha de terminación del suministro deberá corresponder al 30 de noviembre del año en que se cumpla el plazo del contrato.
En cualquier caso, el precio del gas al momento de iniciar el suministro deberá corresponder al precio pactado por las partes al momento de la suscripción del contrato.
*(Nota: Modificado por la Resolución 21 de 2019
de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)
Negociaciòn de contratos de un año. En los casos no previstos en los Artículo 22 y Artículo 25 de esta Resolución, los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en los artículos 17 y 18 de esta Resolución podrán negociar contratos de suministro de gas natural con duración de un (1) año, sólo a través de los mecanismos establecidos en el presente artículo.
A. Reserva de cantidades a usuarios regulados
Lo dispuesto en el presente literal se llevará a cabo en los plazos que se establezcan en el cronograma mencionado en el Artículo 25.
1.
Una vez surtidas las negociaciones de contratos de largo plazo de que trata el Artículo 25 y previo al desarrollo de las subastas de que trata el literal B de este Artículo, los comercializadores que atiendan usuarios regulados podrán solicitar una reserva de gas natural para la vigencia que inicia el 1 de diciembre del año en el que se comercializa el gas y termina el 30 de noviembre del año calendario siguiente.
2.
El gas reservado será exclusivamente para la atención de usuarios regulados del comercializador que haya solicitado la reserva y sólo podrá reservarse hasta la diferencia entre la cantidad máxima diaria para atender los usuarios regulados y la cantidad total contratada a largo plazo, bajo modalidades de carácter firme, que esté vigente para atender usuarios regulados durante la vigencia entre el 1 de diciembre del año en el que se comercializa el gas y el 30 de noviembre del año calendario siguiente. La cantidad máxima diaria, para cada comercializador , corresponderá a:
Donde:
CMD
i
:
Cantidad máxima diaria para el comercializador i para atender usuarios regulados, expresada en MBTUD.
Max (CET
s
) :
Cantidad màxima de energìa tomada en el punto de salida s del SNT por el comercializador
i
durante el año calendario inmediatamente anterior al año en el que se comercializa el gas, para ser entregada a demanda regulada, de acuerdo con la informaciòn reportada al gestor del mercado en los tèrminos del numeral i del literal c) del numeral 4.1 del
de la presente Resoluciòn.
s
: Puntos de saida del SNT registrados en el sistema de informaciòn del gestor del mercado, en los cuales el comercializador
i
reportò informaciòn.
3
. Los comercializadores que atienden a usuarios regulados y que deseen reservar deberán solicitar las cantidades requeridas al gestor del mercado, en MBTUD, e indicar el campo de suministro del cual requieren dichas cantidades. El gestor, con base en la información reportada por los vendedores a los que se hace referencia en el
, de PTDVF y/o CIDVF y de los contratos suscritos en virtud de lo dispuesto en el Artículo 25, determinará las cantidades de PTDVF o CIDVF remanentes, es decir, la PTDVF o CIDVF después de restar las cantidades negociadas para tres (3) o más años, para cada vendedor y por cada campo. Con base en lo anterior, el gestor del mercado definirá las cantidades a reservar por cada vendedor para cada campo, a prorrata de la de PTDVF o CIDVF remanente de cada vendedor. En caso de que la cantidad total solicitada supere la cantidad disponible en el campo, se reservará la cantidad máxima disponible a prorrata de las cantidades solicitadas por cada comercializador.
4.
El gestor del mercado deberá aplicar la regla de minimización de contratos establecida en el numeral 5.11 del
de la presente Resolución para la asignación de contratos de atención exclusiva a usuarios regulados. Estos contratos se sujetarán a lo dispuesto en los capítulos I y II del título III de la presente Resolución
5.
Los vendedores y los comercializadores del gas reservado para usuarios regulados suscribirán contratos de suministro firme CF95, en los términos del numeral 1 del
, por las cantidades efectivamente reservadas, cuyo precio corresponderá a la definición de la siguiente ecuación: En caso de que no se cuente para un campo
f
con precios de referencia de subasta de contrato C2,
P
C2,f
, deberá aplicarse en su lugar el promedio ponderado por cantidades de cierre de las subastas a nivel nacional para los contratos C2. En caso de que no se cuente para un campo
f
con precios de referencia de subasta de contrato
C1,P
C1,f
, deberá aplicarse en su lugar el promedio ponderado por cantidades de cierre de las subastas a nivel nacional para los contratos C1. En caso de que no se cuente para un campo
f
con precios de referencia de subasta de contrato C2,
P
C2,f
, ni precios de referencia de subasta de contrato C1,
P
C1,f
, deberá aplicarse en su lugar el promedio ponderado por cantidades de cierre de las subastas a nivel nacional para los contratos C2 y C1 respectivamente. En caso de requerirse y que no se cuente con precios de referencia de subasta de contrato C1 o C2 a nivel nacional, deberá aplicarse en su lugar lo siguiente. Si en el campo de referencia la oferta superó la demanda, se tomará el precio de reserva declarado por el respectivo vendedor. Por otro lado, si la demanda superó la oferta, se tomará el precio de cierre de la subasta. En caso de que el precio para los contratos de suministro firme CF95, correspondiente a cantidades reservadas para un campo de suministro
f,
esté por debajo del precio de reserva declarado por el vendedor para dicho campo o fuente de suministro
f
, se tomará como precio de venta en el contrato el precio de reserva del productor-comercializador o comercializador de gas importado
6
. Los vendedores y los comercializadores de usuarios regulados deberán suscribir y registrar los contratos ante el gestor del mercado, de acuerdo con lo estipulado en el presente literal, previo al desarrollo de las subastas establecidas en el literal B de este artículo. Para estos efectos los vendedores y compradores deberán acordar los mecanismos de cobertura para el cumplimiento de las obligaciones derivadas de los contratos de reserva. En cualquier caso, el vendedor no podrá negarse a suscribir el contrato si el comprador presenta alguno de los tipos de garantías definidos en el numeral 2 de la Resolución CREG 065 de 2015, o aquellas que lo modifiquen, complementen o sustituyan, de acuerdo con el procedimiento que defina la CREG.
B. Procedimiento de subastas
Las negociaciones mediante las subastas se regirán por el reglamento establecido en el
de esta Resolución. Los contratos resultantes de tendrán vigencia entre el 1 de diciembre del año en el que se realizan las subastas y el 30 de noviembre del año calendario siguiente. Estos contratos se sujetarán a lo dispuesto en los capítulos I y II del título III de la presente Resolución
C. Condiciones de los productos
1.
Las cantidades de energìa pactadas en los contratos de suministro C1 son firmes y se compondràn de un 30% fijo y una parte variable por el 70% restante. El suministro de la parte fija al igual que la variable que se ejecute deberà pagarse al precio de cierre de la subasta,
P
ci
,
En condiciones normales de abastecimiento, es decir que no se haya declarado un racionamiento programado de gas natural por parte del Ministerio de Minas y Energía, las cantidades asociadas a la opción de compra se podrán ejercer únicamente para su consumo y no para reventa. Los titulares de los derechos de suministro de estos contratos sólo podrán vender contratos de suministro en el mercado secundario o en contratos con interrupciones por una cantidad menor o igual al componente fijo. El despacho de dichos contratos del mercado secundario o con interrupciones estará sujeto a que el titular de los derechos de suministro de los contratos de suministro C1 no ejerza su opción de solicitar más del 30% de su cantidad de energía contratada En caso de que se declare un evento de racionamiento programado en el mercado nacional, según se contempla en el Decreto 880 de 2007 compilado por el Decreto 1073 de 2015, o aquellos que lo modifiquen o sustituyan, y sólo mientras dure dicho evento, el total de las cantidades nominadas cada día correspondiente a contratos de suministro C1 podrán ser comercializadas en el mercado secundario según lo dispuesto en el Titulo IV de la presente Resolución.
2
. Las cantidades de energia pactadas en los contrato de suministro C2 se compondràn de un forme 75% fijo y el 25% restante como opciòn de venta por parte del productor-comercializador o el comercializador de gas importado. La entreg del 25% sòlo se podrà restringir por la ejecuciòn de las partes variables de contratos de suministro C1 vendidas por el mismo productor-comercializador o el comercializador de gas importado. Esta restricciòn deberà ser por l cantidad mìnima necesaria para cumplir las obligaciones de la parte variable de los contratos C1 que se hayan ejecutado y sòlo en casos en que el vendedor no cuente con gas en firme disponible parqa cumplir con sus obligaciones de contratos C1. En tal evento el productor-comercializador o el comercializador de gas importado restringirá el suministro a los contratos de suministro C2 en un mismo porcentaje para todos y cada uno de los contratos de suministro C2 que él haya suscrito. 3. Ejecuciòn de contratos Las cantidades definitivas de que trata el literal d) anterior serán las cantidades a tener en cuenta para efectos de facturación por parte del vendedor y no podrán ser modificadas. La nominación por parte de los compradores deberá enmarcarse dentro de las cantidades ejecutadas y disponibles.
Parágrafo.
Para efectos de cumplimiento de lo establecido en el artículo 5 del Decreto 2100 de 2011, o aquel que lo modifique o sustituya, los contratos de suministro C2 se contarán como contratos que garantizan firmeza en las cantidades correspondientes a las contratadas multiplicadas por el porcentaje de firmeza mínima que calcule el administrador de las subastas de acuerdo con lo estipulado en el numeral 6.4 del Anexo 5 de la presente Resolución, según corresponda.
Cantidades disponibles en el mercado. Los vendedores a los que se hace referencia en el Artículo 17 de esta Resolución deberán declarar al gestor del mercado la oferta de PTDVF u oferta de CIDVF, según sea el caso. El gestor del mercado hará pública esta información. Lo anterior dentro de los plazos establecidos en el cronograma citado en el Artículo 25. Las cantidades de energía a ofrecer mediante contratos de suministro C2 en los procesos de comercialización de que trata el numeral 4 del literal B del Artículo 26 deberán definirse según la siguiente ecuación:
Parágrafo 1.
La oferta de PTDVF o la oferta de CIDVF, según corresponda, no deberá contener oferta comprometida firme,
OCF
. En el
de esta Resolución se establece la forma de cálculo de la oferta comprometida firme,
OCF
.
Parágrafo 2.
En todo caso, las cantidades negociadas a través de los mecanismos establecidos en el Artículo 25 y el
deberán cumplir las siguientes desigualdades:
Condición de precio. El precio de los contratos de suministro de gas natural negociados mediante los mecanismos de comercialización de que trata el Artículo 21 de esta Resolución estará sujeto a las siguientes condiciones: 1. En el caso de las negociaciones directas a que se hace referencia en el
de esta Resolución el precio será el que acuerden las partes. 2. En el caso de las negociaciones de contratos de largo plazo a que se hace referencia en el
de esta Resolución el precio será el que acuerden las partes. 3. En el caso de las negociaciones de contratos de un año a que se hace referencia en el literal A del
de esta Resolución el precio será el definido en el numeral 5 del citado literal. 4. En el caso de las negociaciones de contratos de un año a que se hace referencia en el literal B Artículo 26 de esta Resolución el precio será el de cierre de la subasta para el respectivo producto.
Parágrafo
1
.
Las partes de los contratos que resulten de las negociaciones a las que se hace referencia en los numerales 2, 3 y 4 de este artículo no podrán acordar modificaciones al precio inicial del contrato ni a las ecuaciones para la actualización de precios señaladas en el Artículo 16 de esta Resolución. Los descuentos se considerarán como una modificación al precio inicial del contrato.
CAPÍTULO V
Negociación de capacidad de transporte
Negociación directa. Los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en los artículos 19 y 20 de esta resolución podrán negociar directamente el transporte de gas natural en el mercado primario. Para el caso de los contratos firmes las partes se acogerán a lo previsto en el artículo 16 de la Resolución CREG 126 de 2010, modificado por la Resolución CREG 079 de 2011, y aquellas que lo modifiquen o sustituyan.
Paragrafo 1.
La ocurrencia de desvíos dentro de los tramos de gasoductos contratados por el remitente primario no dará lugar al cobro de cargos adicionales por el servicio de transporte. La ocurrencia de desvíos por fuera de los tramos de gasoductos contratados por el remitente primario dará lugar al cobro de cargos que remuneren el uso de los tramos no contratados, como parte de los ingresos de corto plazo del transportador de que trata la Resolución CREG 126 de 2010 o aquella que la modifique o sustituya. Los desvíos se deberán ajustar a las condiciones operativas definidas en el RUT.
Parágrafo 2.
Los contratos celebrados tendrán la duración que acuerden las partes, pero deberán tener como fecha de terminación el 30 de noviembre del año que éstas acuerden. Asimismo, estos contratos se sujetarán a lo dispuesto en los capítulos I y II del título III de la presente Resolución.
TÍTULO I
Disposiciones generales
Objeto. Mediante esta resolución se regulan aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, como parte del reglamento de operación de gas natural. Esta resolución contiene el conjunto de disposiciones aplicables a las negociaciones del suministro y del transporte del gas natural utilizado efectivamente como combustible que se realicen en el mercado primario y en el mercado secundario.
Mediante la Resolución CREG 147 de 2015 se establece el protocolo a seguir por el Consejo Nacional de Operación de Gas Natural, CNOG y los agentes para la coordinación de mantenimientos e intervenciones, programadas y no programadas, para minimizar los efectos sobre la demanda de gas natural causadas por las indisponibilidades en la infraestructura de producción, importación y transporte de gas natural.
(Modificado).* Duración de los contratos. Los contratos para el servicio de suministro de gas que se pacten en el mercado secundario tendrán la duración que acuerden las partes, siempre y cuando la fecha del servicio de suministro inicie durante el año de gas en que se realizó el registro del correspondiente contrato.
Parágrafo.
Para efectos de la declaración de la información de que trata el
del anexo 2 de esta resolución los vendedores y los compradores del mercado secundario deberán disponer de la evidencia escrita de los contratos a los que se hace referencia en este artículo, los cuales deberán constar por escrito.
Parágrafo 2.
Los contratos para el servicio de transporte de gas que se pacten en el mercado secundario tendrán la duración que acuerden las partes, siempre y cuando la fecha del servicio de transporte inicie durante el año de gas en que se realizó el registro del correspondiente contrato.
*(Nota: Modificado por la Resolución 21 de 2019
° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)
TÍTULO I
Disposiciones generales
Objeto. Mediante esta resolución se regulan aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, como parte del reglamento de operación de gas natural. Esta resolución contiene el conjunto de disposiciones aplicables a las negociaciones del suministro y del transporte del gas natural utilizado efectivamente como combustible que se realicen en el mercado primario y en el mercado secundario.
Mediante la Resolución CREG 147 de 2015 se establece el protocolo a seguir por el Consejo Nacional de Operación de Gas Natural, CNOG y los agentes para la coordinación de mantenimientos e intervenciones, programadas y no programadas, para minimizar los efectos sobre la demanda de gas natural causadas por las indisponibilidades en la infraestructura de producción, importación y transporte de gas natural.
CAPÍTULO II
Participantes en el mercado secundario
Vendedores de gas natural. Los comercializadores y los usuarios no regulados son los únicos participantes del mercado que podrán vender gas natural en el mercado secundario. Para la negociación de los respectivos contratos de suministro de gas natural estos participantes del mercado deberán seguir los mecanismos y procedimientos establecidos en el capítulo III del título IV y en el título V de la presente resolución.
Compradores de gas natural. Los productores-comercializadores, los comercializadores de gas importado y los comercializadores son los únicos participantes del mercado que podrán comprar gas natural en el mercado secundario. Para la negociación de los respectivos contratos de suministro de gas natural estos participantes del mercado deberán seguir los mecanismos y procedimientos establecidos en el capítulo III del título IV y en el título V de la presente resolución.
Vendedores de capacidad de transporte. Los productores-comercializadores, los comercializadores de gas importado, los comercializadores y los usuarios no regulados son los únicos participantes del mercado que podrán vender capacidad de transporte de gas natural en el mercado secundario. Para la venta de capacidad de transporte estos participantes del mercado deberán seguir los mecanismos y procedimientos establecidos en el capítulo III del título IV y en el artículo 50 de la presente Resolución.
Compradores de capacidad de transporte. Los productores-comercializadores, los comercializadores de gas importado y los comercializadores son los únicos participantes del mercado que podrán comprar capacidad de transporte en el mercado secundario. Para la compra de capacidad de transporte estos participantes del mercado deberán seguir los mecanismos y procedimientos establecidas en el capítulo III del título IV y en el Artículo 50 de la presente Resolución.
CAPÍTULO III
Comercialización de gas natural y de capacidad de transporte
Negociaciones directas de gas natural. Con excepción de los usuarios no regulados, los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en los artículos 33 y 34 yde esta resolución podrán negociar directamente la compraventa de gas natural en el mercado secundario. En estas negociaciones solo se podrán pactar contratos sujetos a lo dispuesto en el capítulo I del título IV de la presente resolución. Las partes acordarán libremente el precio del gas natural que se comercialice mediante estas negociaciones directas. Los mencionados vendedores y compradores, que estén registrados en el BEC según lo dispuesto en el artículo
de esta resolución, podrán realizar negociaciones de compraventa de gas natural en el mercado secundario de acuerdo con lo señalado en el artículo
de esta resolución.
TÍTULO I
Disposiciones generales
Objeto. Mediante esta resolución se regulan aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, como parte del reglamento de operación de gas natural. Esta resolución contiene el conjunto de disposiciones aplicables a las negociaciones del suministro y del transporte del gas natural utilizado efectivamente como combustible que se realicen en el mercado primario y en el mercado secundario.
Mediante la Resolución CREG 147 de 2015 se establece el protocolo a seguir por el Consejo Nacional de Operación de Gas Natural, CNOG y los agentes para la coordinación de mantenimientos e intervenciones, programadas y no programadas, para minimizar los efectos sobre la demanda de gas natural causadas por las indisponibilidades en la infraestructura de producción, importación y transporte de gas natural.
Negociaciones mediante los procesos úselo o véndalo. Los participantes del mercado, que estén registrados en el BEC según lo dispuesto en el artículo 42 de esta Resolución, se acogerán a los mecanismos y procedimientos de negociación de los procesos úselo o véndalo detallados en los artículos 43, 44 y 45 de la presente Resolución.
TÍTULO I
Disposiciones generales
Objeto. Mediante esta resolución se regulan aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, como parte del reglamento de operación de gas natural. Esta resolución contiene el conjunto de disposiciones aplicables a las negociaciones del suministro y del transporte del gas natural utilizado efectivamente como combustible que se realicen en el mercado primario y en el mercado secundario.
Mediante la Resolución CREG 147 de 2015 se establece el protocolo a seguir por el Consejo Nacional de Operación de Gas Natural, CNOG y los agentes para la coordinación de mantenimientos e intervenciones, programadas y no programadas, para minimizar los efectos sobre la demanda de gas natural causadas por las indisponibilidades en la infraestructura de producción, importación y transporte de gas natural.
Negociaciones directas a través de otras plataformas. La implementación del BEC no impedirá la negociación a través de otras plataformas de iniciativa particular. No obstante, todos los contratos del mercado secundario deberán ser registrados ante el gestor del mercado de conformidad con lo dispuesto en el anexo 2 de esta Resolución.
Registro en el BEC. Los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en los artículos 33, 34, 35 y 36 de esta resolución podrán registrarse en el BEC para tener acceso a información sobre ofertas de venta y solicitudes de compra en el mercado secundario. El registro en el BEC no conllevará el pago de cargos adicionales y se realizará ante el gestor del mercado, a través del medio electrónico y los formatos que éste defina. La información que el gestor del mercado solicite a través de los formatos de registro en el BEC por lo menos le deberá permitir identificar si el participante del mercado que desea registrarse corresponde a uno de los vendedores o compradores a los que se hace referencia en los artículos 33, 34, 35, y 36 de esta Resolución, y si quien adelanta el trámite está facultado para representar a dicho vendedor o comprador.
TÍTULO I
Disposiciones generales
Objeto. Mediante esta resolución se regulan aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, como parte del reglamento de operación de gas natural. Esta resolución contiene el conjunto de disposiciones aplicables a las negociaciones del suministro y del transporte del gas natural utilizado efectivamente como combustible que se realicen en el mercado primario y en el mercado secundario.
Mediante la Resolución CREG 147 de 2015 se establece el protocolo a seguir por el Consejo Nacional de Operación de Gas Natural, CNOG y los agentes para la coordinación de mantenimientos e intervenciones, programadas y no programadas, para minimizar los efectos sobre la demanda de gas natural causadas por las indisponibilidades en la infraestructura de producción, importación y transporte de gas natural.
TÍTULO I
Disposiciones generales
Objeto. Mediante esta resolución se regulan aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, como parte del reglamento de operación de gas natural. Esta resolución contiene el conjunto de disposiciones aplicables a las negociaciones del suministro y del transporte del gas natural utilizado efectivamente como combustible que se realicen en el mercado primario y en el mercado secundario.
Mediante la Resolución CREG 147 de 2015 se establece el protocolo a seguir por el Consejo Nacional de Operación de Gas Natural, CNOG y los agentes para la coordinación de mantenimientos e intervenciones, programadas y no programadas, para minimizar los efectos sobre la demanda de gas natural causadas por las indisponibilidades en la infraestructura de producción, importación y transporte de gas natural.
TÍTULO I
Disposiciones generales
Objeto. Mediante esta resolución se regulan aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, como parte del reglamento de operación de gas natural. Esta resolución contiene el conjunto de disposiciones aplicables a las negociaciones del suministro y del transporte del gas natural utilizado efectivamente como combustible que se realicen en el mercado primario y en el mercado secundario.
Mediante la Resolución CREG 147 de 2015 se establece el protocolo a seguir por el Consejo Nacional de Operación de Gas Natural, CNOG y los agentes para la coordinación de mantenimientos e intervenciones, programadas y no programadas, para minimizar los efectos sobre la demanda de gas natural causadas por las indisponibilidades en la infraestructura de producción, importación y transporte de gas natural.
CAPÍTULO VI
Promotor de mercado
Promotor de mercado. La CREG podrá seleccionar mediante resolución a uno o varios participantes del mercado para que adopten el rol de promotor de mercado. Con el fin de estimular la liquidez del mercado secundario, cada promotor de mercado ofrecerá gas natural mediante contratos firmes y simultáneamente presentará solicitudes de compra de gas natural a través de la misma modalidad contractual.
Servicios del promotor de mercado. En caso de que la CREG decida adoptar la figura del promotor de mercado éste prestará los siguientes servicios: 1. A través del BEC, el promotor de mercado expresará permanentemente su disposición a vender y a comprar una cantidad fija de gas natural bajo la modalidad de contrato firme, para el siguiente día de gas. El promotor de mercado publicará la cantidad de gas ofrecida para la venta y su correspondiente precio, y simultáneamente presentará solicitudes de compra de gas a un precio más bajo. La cantidad fija a negociar será definida por la CREG. El
spread
entre el precio de venta y el precio de compra estará sujeto a un tope máximo regulado por la CREG. 2. Si uno de los compradores a los que se hace referencia en el artículo 35 de esta resolución, que esté registrado en el BEC según lo dispuesto en el Artículo 42 de la misma, acepta parcial o totalmente la oferta del promotor de mercado, este publicará una nueva oferta en el BEC, de forma que mantenga su disposición a vender. Así mismo, si uno de los vendedores a los que se hace referencia en el
de esta resolución, que esté registrado en el BEC según lo dispuesto en el
de la misma, le presenta una oferta al promotor de mercado, este la aceptará e inmediatamente publicará en el BEC una nueva solicitud de compra, de forma que mantenga su disposición a comprar. 3. Con el fin de que el promotor de mercado pueda gestionar sus necesidades de suministro, la CREG establecerá un límite diario de la cantidad neta a negociar, de forma que la cantidad vendida menos la comprada no supere dicho límite. 4. El promotor de mercado solo podrá condicionar la aceptación de una solicitud de compra o de una oferta, a los límites de cantidades y precios a los que se refieren los numerales 1º y 3º de este artículo.
Selección del promotor de mercado. En caso de que la CREG decida adoptar la figura de promotor de mercado la CREG establecerá, en resolución aparte, los procedimientos que seguirá para su selección y los incentivos que tendrá el promotor para prestar estos servicios.
TÍTULO I
Disposiciones generales
Objeto. Mediante esta resolución se regulan aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, como parte del reglamento de operación de gas natural. Esta resolución contiene el conjunto de disposiciones aplicables a las negociaciones del suministro y del transporte del gas natural utilizado efectivamente como combustible que se realicen en el mercado primario y en el mercado secundario.
Mediante la Resolución CREG 147 de 2015 se establece el protocolo a seguir por el Consejo Nacional de Operación de Gas Natural, CNOG y los agentes para la coordinación de mantenimientos e intervenciones, programadas y no programadas, para minimizar los efectos sobre la demanda de gas natural causadas por las indisponibilidades en la infraestructura de producción, importación y transporte de gas natural.
Negociación de contratos de transporte con interrupciones. Los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en los artículos 19, 35, 20 y 36 de esta resolución podrán negociar directamente la compraventa de capacidad de transporte mediante la modalidad de contratos con interrupciones. Estos contratos no podrán contrariar, en forma alguna, la definición establecida en el artículo 3º de la presente resolución para la respectiva modalidad contractual. Dicha definición deberá estar en el objeto del contrato, así como en sus cláusulas.
TÍTULO I
Disposiciones generales
Objeto. Mediante esta resolución se regulan aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, como parte del reglamento de operación de gas natural. Esta resolución contiene el conjunto de disposiciones aplicables a las negociaciones del suministro y del transporte del gas natural utilizado efectivamente como combustible que se realicen en el mercado primario y en el mercado secundario.
Mediante la Resolución CREG 147 de 2015 se establece el protocolo a seguir por el Consejo Nacional de Operación de Gas Natural, CNOG y los agentes para la coordinación de mantenimientos e intervenciones, programadas y no programadas, para minimizar los efectos sobre la demanda de gas natural causadas por las indisponibilidades en la infraestructura de producción, importación y transporte de gas natural.
TÍTULO VI
Aspectos operativos
Consideraciones operativas relacionadas con renominaciones. 1.
En relación con las renominaciones de suministro durante el día de gas se seguirán las siguientes reglas, además de aquellas establecidas en el RUT:
a) Los productores-comercializadores y los comercializadores de gas importado sólo podrán aceptar renominaciones de suministro de gas que no afecten las cantidades asignadas mediante el proceso úselo o véndalo de corto plazo para gas natural. Como excepción podrán aceptar renominaciones de suministro de gas que afecten las cantidades asignadas mediante el proceso úselo o véndalo de corto plazo para gas natural de conformidad con lo dispuesto en el literal b) de este numeral. b) Los adjudicatarios del proceso úselo o véndalo de corto plazo para gas natural podrán solicitar renominaciones a través de los responsables de la nominación de gas. En este caso los responsables de la nominación de gas deberán solicitar la renominación e informar a los productores-comercializadores o a los comercializadores de gas importado que la renominación la hacen a nombre del comprador de corto plazo. 2.
En relación con las renominaciones de transporte durante el día de gas se seguirán las siguientes reglas, además de aquellas establecidas en el RUT:
a) Los transportadores sólo podrán aceptar renominaciones de transporte de gas que no afecten las cantidades asignadas mediante el proceso úselo o véndalo de corto plazo para capacidad de transporte. Como excepción podrán aceptar renominaciones de transporte de gas que afecten las cantidades asignadas mediante el proceso úselo o véndalo de corto plazo para capacidad de transporte de conformidad con lo dispuesto en el literal b) de este numeral. b) Los adjudicatarios del proceso úselo o véndalo de corto plazo para capacidad de transporte podrán solicitar renominaciones a través de los responsables de la nominación de transporte. En este caso los responsables de la nominación de transporte deberán solicitar la renominación e informar a los transportadores que la renominación la hacen a nombre del remitente de corto plazo. 3.
El transportador, el productor-comercializador o el comercializador de gas
importado podrán aceptar, en un tiempo inferior a seis (6) horas, las renominaciones que presenten los generadores térmicos originadas por requerimientos del Centro Nacional de Despacho para cumplir redespachos o autorizaciones en el sector eléctrico. En todo caso estas aceptaciones deberán acogerse a lo establecido en los numerales 1 y 2 del presente artículo. El transportador, el productor-comercializador o el comercializador de gas importado sólo podrán negar la aceptación de renominaciones si existen limitaciones técnicas o de capacidad en el SNT o en la infraestructura de suministro de gas. Así mismo, estos participantes del mercado deberán conservar los soportes que evidencien la limitación técnica o de capacidad que no permitió aceptar la renominación, para cuando la autoridad competente o los remitentes los soliciten.
TÍTULO I
Disposiciones generales
Objeto. Mediante esta resolución se regulan aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, como parte del reglamento de operación de gas natural. Esta resolución contiene el conjunto de disposiciones aplicables a las negociaciones del suministro y del transporte del gas natural utilizado efectivamente como combustible que se realicen en el mercado primario y en el mercado secundario.
Mediante la Resolución CREG 147 de 2015 se establece el protocolo a seguir por el Consejo Nacional de Operación de Gas Natural, CNOG y los agentes para la coordinación de mantenimientos e intervenciones, programadas y no programadas, para minimizar los efectos sobre la demanda de gas natural causadas por las indisponibilidades en la infraestructura de producción, importación y transporte de gas natural.
TÍTULO VI
Modificaciones y derogatorias
Modificaciones. La presente resolución modifica: 1. Los numerales 4.4, 4.5.1, 4.5.1.3, 4.5.2, 4.5.2.2, 4.6.4 y 4.6.5 del RUT. 2. El primer inciso del numeral 2.2.3 del RUT. 3. El cuarto inciso del artículo 5º de la Resolución CREG 057 de 1996.
Derogatorias. La presente resolución deroga todas las disposiciones que le sean contrarias. En especial, las siguientes: 1. Resolución CREG 170 de 2011. 2. Resolución CREG 118 de 2011. 3. El artículo 6º de la Resolución CREG 079 de 2011. 4. Los parágrafos 1 y 2 del artículo 28 de la Resolución CREG 126 de 2010. 5. El artículo 3º de la Resolución 147 de 2009. 6. El artículo 1º de la Resolución CREG 045 de 2009. 7. Los artículos 1º a 19 y 21 a 25 de la Resolución CREG 095 de 2008. 8. Los artículos 1º a 6º de la Resolución 070 de 2006. 9. El numeral 1º del artículo 3º de la Resolución CREG 114 de 2006. 10. Los artículos 1º, 2º y 5º a 9º de la Resolución CREG 023 de 2000. 11. La definición de mercado secundario del artículo 1º de la Resolución 017 de 2000. 12. Las siguientes definiciones del numeral 1.1 del RUT: capacidad disponible primaria, capacidad disponible secundaria, capacidad firme, capacidad interrumpible, capacidad liberada, comercialización de gas combustible, comercializador, liberación de capacidad, mercado secundario, remitente, remitente remplazante y variación de salida. 13. El parágrafo del numeral 2.2.2 y los numerales 2.5 y 4.7.1 del RUT. 14. Los dos (2) últimos incisos del numeral 2.2.3 del RUT. 15. La definición de productor-comercializador del artículo 1º de la Resolución CREG 023 de 2000. 16. Las siguientes definiciones del artículo 2º de la Resolución CREG 071 de 1998: comercialización y comercializador. 17. Las siguientes definiciones del artículo 1º de la Resolución CREG 057 de 1996: comercialización de gas combustible, comercializador, mercado mayorista, prima de disponibilidad, venta de gas natural por parte de productores y centro de despacho de gas. 18. Los artículos 10, 12, 22, 33, 76 y 77 de la Resolución CREG 057 de 1996. 19. Las demás disposiciones que le sean contrarias.
Vigencia. La presente resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial.
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