Índice Normativo
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Número |
Proyecto |
Año y mes de entrada en operación |
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1 |
Construcción planta de regasificación del Pacífico |
Enero 2021 |
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2 |
Construcción del gasoducto Buenaventura – Yumbo |
Enero 2021 |
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3 |
Bidireccionalidad Yumbo - Mariquita |
Enero 2021 |
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4 |
Construcción Loop 10” Mariquita - Gualanday |
Enero 2020 |
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5 |
Bidireccionalidad Barrancabermeja - Ballena |
Enero 2020 |
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6 |
Bidireccionalidad Barranquilla - Ballena |
Enero 2020 |
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7 |
Compresores El Cerrito - Popayán |
Enero 2020 |
Asimismo, el Artículo 2 de la misma resolución establece que la UPME será la entidad responsable de aplicar los mecanismos abiertos y competitivos para la ejecución de los proyectos identificados en el artículo 1, conforme a las reglas que para tal efecto defina la CREG.
Mediante la Resolución CREG 107 de 2017 la Comisión estableció los procedimientos que se deben seguir para ejecutar proyectos del plan de abastecimiento de gas natural.
En el Parágrafo 3 del Artículo 5 de la Resolución CREG 107 de 2017 se establece que “En Resolución aparte la CREG podrá adoptar regulación complementaria para ejecutar proyectos prioritarios del plan de abastecimiento de gas natural, o del plan transitorio de abastecimiento de gas natural, que por sus características requieran desarrollo regulatorio adicional al establecido en la presente Resolución”.
La Comisión ha identificado la necesidad de adoptar regulación complementaria a la establecida en la Resolución CREG 107 de 2017 para el desarrollo de los proyectos del plan transitorio de abastecimiento de gas natural relacionados con importación de gas del Pacífico.
Mediante la Resolución CREG 026 de 2017 la Comisión ordenó hacer público un proyecto de resolución de carácter general, “Por la cual se establece un procedimiento especial y complementario que se debe seguir para la ejecución de proyectos del plan de abastecimiento de gas natural mediante procesos de selección para el desarrollo de una Infraestructura de Regasificación como proyecto identificado en el plan de abastecimiento de gas natural 2017”.
En la Resolución CREG 026 de 2017 la Comisión propuso disposiciones relacionadas con i) requisitos para la participación de los agentes interesados en la ejecución de la planta de regasificación; ii) la remuneración al adjudicatario del proceso de selección que se realice para ejecutar la planta regasificación; y iii) los procedimientos bajo los cuales se establecerá el acceso y uso de la infraestructura de regasificación por parte de la demanda nacional.
Para adelantar los mecanismos abiertos y competitivos tendientes a ejecutar la infraestructura de regasificación del Pacífico la UPME requiere que las reglas a seguir para desarrollar estos mecanismos estén definidas, que de acuerdo con el Decreto 2345 de 2015, le corresponde a la Comisión definir esas reglas.
La regulación definitiva relacionada con (i) los requisitos para la participación de los agentes interesados en la ejecución de la infraestructura de regasificación, (ii) las obligaciones del adjudicatario, y (iii) la remuneración económica al adjudicatario del proceso de selección, es condición necesaria para adelantar los mecanismos abiertos y competitivos tendientes a dar inicio a la ejecución del proyecto de la infraestructura de regasificación del Pacífico.
La regulación relacionada con el acceso y uso de la infraestructura de regasificación del Pacífico no es requisito para adelantar los mecanismos abiertos y competitivos tendientes a ejecutar la planta de regasificación del Pacífico y el gasoducto Buenaventura - Yumbo.
Con el fin de que la UPME disponga de las reglas completas y pueda llevar a cabo prontamente los mecanismos abiertos y competitivos tendientes a ejecutar la planta de regasificación del Pacífico y el gasoducto Buenaventura – Yumbo y tenerlos disponibles para enero de 2021, se considera pertinente dar premura a la adopción de la regulación definitiva relacionada con (i) requisitos para la participación de los agentes interesados en la ejecución de la planta de regasificación, (ii) obligaciones del adjudicatario, y (iii) la remuneración al adjudicatario del proceso de selección que se realice para ejecutar la planta regasificación del Pacífico y el gasoducto Buenaventura – Yumbo. Posteriormente en resolución aparte debe adoptarse la regulación relacionada con el acceso y uso de la infraestructura de regasificación del Pacífico.
En cumplimiento de lo establecido en la Ley 1340 de 2009 y el Decreto 2897 de 2010, este último compilado por el Decreto 1074 de 2015, mediante la comunicación S-2017-004487 del 29 de septiembre de 2017 la Comisión informó a la Superintendencia de Industria y Comercio, SIC, sobre el proyecto propuesto mediante la Resolución CREG 026 de 2017 y sobre la resolución propuesta posteriormente con base en los análisis y comentarios recibidos.
En la comunicación con radicado CREG E-2017-009720 del 23 de octubre de 2017 la SIC emitió su concepto sobre la propuesta regulatoria puesta a su consideración.
En su concepto la SIC recomendó a la Comisión:
“Incluir, respecto del literal c) del artículo 6 y también del literal d) del mismo artículo, una disposición que, en lugar de permitir al adjudicatario evaluar la conformidad del gas natural antes de regasificarlo, establezca la necesidad de la intervención de terceros debidamente acreditados que de manera ágil garanticen la imparcialidad en la certificación o verificación de la calidad y seguridad del gas natural importado”.
De esta recomendación la CREG encuentra prudente modificar el texto de la resolución que se le envió a la SIC de tal forma que sea un tercero el que dirima las posibles diferencias que se presenten en la verificación de la calidad del gas entre el adjudicatario de la planta de regasificación y los agentes que entreguen o tomen gas la planta.
El gas natural que se entrega al SNT debe cumplir con las especificaciones de calidad establecidas en el RUT, o aquellas que lo modifiquen o sustituyan.
En la Resolución CREG 131 de 2009, por la cual se modifica el numeral 6.3.2 del RUT, se establecen las reglas a seguir cuando se presentan diferencias en la verificación de la calidad del gas entre el transportador y el agente que entrega el gas al SNT.
Según lo previsto en el artículo 8 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo y en el Decreto 1078 de 2015, la regulación que mediante la presente resolución se adopta ha surtido el proceso de publicidad previo correspondiente.
En el Documento CREG 085 de 2017, el cual soporta la presente resolución, se presenta el análisis a los comentarios recibidos sobre la propuesta regulatoria sometida a consulta mediante la Resolución CREG 026 de 2017 relacionados con (i) requisitos para la participación de los agentes interesados en la ejecución de la planta de regasificación, (ii) obligaciones del adjudicatario, y (iii) la remuneración al adjudicatario del proceso de selección que se realice para ejecutar la planta regasificación.
Adicionalmente el citado documento contiene los análisis del concepto de la SIC.
Los comentarios relacionados con los temas de acceso y uso de la infraestructura de regasificación del Pacífico harán parte del documento que soporte la resolución que se expida sobre dichos temas.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas aprobó el presente acto administrativo en la sesión No. 809 del 23 de octubre de 2017.
R E S U E L V E:
ART. 1º— Objeto. Esta resolución tiene por objeto establecer procedimientos particulares que deben aplicarse en la ejecución mediante procesos de selección de la infraestructura de importación de gas del Pacífico incluida en el plan transitorio de abastecimiento de gas natural adoptado por el Ministerio de Minas y Energía mediante la Resolución 40006 de 2017, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.
— La Resolución 40304 de 2020 expedida por el Ministerio de Minas y Energía, publicada en el diario oficial No. 51.469 de 16 de octubre de 2020, adoptó “(…) el Plan de Abastecimiento de Gas Natural, con base en el Estudio Técnico para el Plan de Abastecimiento de Gas Natural 2019-2028 elaborado por la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME” y derogó la Resolución 40006 de 2017.
ART. 2º— Ámbito de aplicación. La presente resolución aplica a los participantes del mercado de gas natural, a los interesados en participar en los procesos de selección para ejecutar la infraestructura de importación de gas del Pacífico y a los demás agentes y usuarios beneficiarios del servicio de gas natural. Esta resolución complementa las disposiciones de la Resolución CREG 107 de 2017 en lo relacionado con la ejecución de la infraestructura de importación de gas del Pacífico mediante procesos de selección.
ART. 3º— Definiciones. 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:
Fecha anticipada de entrada en operación de la Infraestructura de Importación de Gas del Pacifico: Adicionada. Resolución 128 de 2021, art. 1, CREG. Es la fecha en la que se prevé la entrada en operación de manera anticipada a la fecha de entrada en operación establecida en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural del proyecto de infraestructura de Importación de Gas del Pacífico, aprobada o ajustada por el Ministerio de Minas y Energía o por quien este delegue. Esta fecha solamente se puede dar a más tardar en la fecha de entrada en operación anticipada establecida en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural.
Fecha anticipada de entrada en operación parcial de la infraestructura de importación de gas del Pacífico: Adicionada. Resolución 128 de 2021, art. 1, CREG. Es la fecha anticipada de entrada en operación con operación parcial de la Infraestructura de Importación de Gas del Pacífico.”
Infraestructura de importación de gas del Pacífico: Modificada. Resolución 128 de 2021, art. 1, CREG. Corresponde a la planta de regasificación del Pacífico ubicada en la Bahía de Buenaventura – Valle del Cauca y al gasoducto desde la Planta de Regasificación ubicada en la Bahía de Buenaventura hasta un punto de entrega al Sistema Nacional de Transporte definido en el numeral 1.2 del artículo 1 de la Resolución 40304 de 2020 del Ministerio de Minas y Energía, o aquellas que la modifiquen o sustituyan. El gasoducto Buenaventura – Yumbo hará parte del SNT.
Inventario mínimo de confiabilidad: Adicionada. Resolución 128 de 2021, art. 1, CREG. Cantidad del almacenamiento de gas natural licuado de los servicios asociados a la planta de regasificación, establecido con el fin de contar con un volumen de inventario para su uso en caso de contingencias como aspecto de confiabilidad.
Operación parcial de la infraestructura de importación de gas del Pacífico: Adicionada. Resolución 128 de 2021, art. 2, CREG. Es la prestación del servicio con una capacidad inferior a la capacidad de entrega de gas natural regasificado al Sistema Nacional de Transporte en un punto de entrega ubicado en el límite geopolítico del municipio de Yumbo - Valle del Cauca.”.
Servicios adicionales de la infraestructura de importación de gas del pacífico: Adicionada. Resolución 128 de 2021, art. 2, CREG. Son los servicios que corresponden a una capacidad adicional a la determinada en los Documentos de Selección del Inversionista, que pueden ser el servicio de descargue y recibo, almacenamiento de GNL, regasificación, transporte de gas natural y demás servicios asociados especificados en la descripción del proyecto contenida en los Documentos de Selección del Inversionista elaborados por la UPME.
Usuario de la infraestructura de importación de gas del Pacífico: es alguno de los compradores de gas natural del mercado primario establecidos en el artículo 18 de la Resolución CREG 114 de 2017, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.
ART. 4º— Servicios asociados a la infraestructura de importación de gas del Pacífico. Modificado. Resolución 128 de 2021, ART. 3, CREG. El adjudicatario de la planta de regasificación del Pacífico deberá prestar los servicios que defina la UPME en los correspondientes pliegos y que están asociados a este tipo de infraestructura tales como: i) descargue y recibo de gas licuado, ii) almacenamiento de gas licuado, iii) regasificación, iv) carga de carrotanques de gas natural licuado, v) trasvase de gas natural licuado a buques metaneros y puesta en frío, y vi) entrega del gas en el SNT, entre otros.
El adjudicatario del gasoducto Buenaventura – Yumbo prestará los servicios asociados a la infraestructura del SNT, tales como parqueo y transporte de gas natural.
Estos servicios se prestarán sobre la base del principio del libre acceso y no discriminación. En resolución aparte la Comisión establecerá disposiciones sobre el acceso y uso de la infraestructura de importación de gas natural del Pacífico.
PAR. 1º— Para la prestación de los servicios descritos en este artículo debe tenerse en cuenta que la Infraestructura de Importación de Gas del Pacífico se complementará con la infraestructura que haga posible el flujo bidireccional de gas en gasoductos del SNT donde sea necesario. La infraestructura necesaria para el flujo bidireccional, y que esté definida en el plan de abastecimiento de gas natural estará sujeta a las reglas de acceso y pago de servicios que determine la Comisión en resolución aparte.
PAR. 2º— En el caso de que la UPME establezca un inventario mínimo de confiabilidad, su utilización será en los términos que determine el Ministerio de Minas y Energía, conforme a lo establecido en el Decreto 1073 de 2015, o el que lo modifique o sustituya.
Ante la ocurrencia de eventos que determinen la aplicación de lo dispuesto en el Capítulo 2 del Título II del Decreto 1073 de 2015, los agentes harán uso del gas disponible del inventario, teniendo en cuenta lo siguiente:
i.) Si en el almacenamiento hay gas natural licuado correspondiente al inventario mínimo de confiabilidad, el gas retirado será repuesto por el agente que lo utilizó en un plazo no mayor a 15 días calendario. Para cumplir lo anterior el agente que utilizó el gas debe reponerlo a través del comercializador del gas natural importado, que será definido en resolución aparte.
ii.) Si agotado el recurso anterior aún se requiriera gas para atender los eventos y en el almacenamiento hay gas natural licuado, el propietario de dicho gas lo pondrá a disposición del agente que representa la demanda esencial al precio promedio ponderado de venta de las cantidades de los contratos de suministro no atendidos.
a) Productores-comercializadores de gas natural o comercializadores de gas natural importado;
b) Personas jurídicas con cualquier participación en productores-comercializadores o en comercializadores de gas importado definidos en la Resolución CREG 114 de 2017 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan;
c) Personas jurídicas que en su sociedad tengan cualquier participación de productores-comercializadores o comercializadores de gas importado definidos en la Resolución CREG 114 de 2017 o aquellas que la modifiquen adicionen o sustituyan.
PAR. 1º— Los usuarios no regulados que tengan participación societaria en el adjudicatario de la infraestructura de importación de gas del Pacífico o viceversa, y requieran importar gas a través de esta infraestructura para su consumo propio, deberán adquirirlo únicamente en el mercado primario cumpliendo las disposiciones contenidas en la Resolución CREG 114 de 2017, o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.
PAR. 2º— Las anteriores disposiciones deberán cumplirse durante el proceso de selección y de construcción y se extenderán durante la operación de la infraestructura de importación de gas del Pacífico.
— El artìculo 6.1.1.1.3 del decreto 2555 de 2010 "Por el cual se recogen y reexpiden las normas en materia del sector financiero, asegurador y del mercado de valores y se dictan otras disposiciones", establece lo siguiente:
"ART. 1º— 6.1.1.1.3 Definición de beneficiario real.
Se entiende por beneficiario real cualquier persona o grupo de personas que, directa o indirectamente, por sí misma o a través de interpuesta persona, por virtud de contrato, convenio o de cualquier otra manera, tenga respecto de una acción de una sociedad, o pueda llegar a tener, por ser propietario de bonos obligatoriamente convertibles en acciones, capacidad decisoria; esto es, la facultad o el poder de votar en la elección de directivas o representantes o de dirigir, orientar y controlar dicho voto, así como la facultad o el poder de enajenar y ordenar la enajenación o gravamen de la acción.
Para los efectos del presente decreto, conforman un mismo beneficiario real los cónyuges o compañeros permanentes y los parientes dentro del segundo grado de consanguinidad, segundo de afinidad y único civil, salvo que se demuestre que actúan con intereses económicos independientes, circunstancia que podrá ser declarada mediante la gravedad de juramento ante la Superintendencia Financiera de Colombia con fines exclusivamente probatorios.
Igualmente, constituyen un mismo beneficiario real las sociedades matrices y sus subordinadas.
PAR.— Una persona o grupo de personas se considera beneficiaria real de una acción si tiene derecho para hacerse a su propiedad con ocasión del ejercicio de un derecho proveniente de una garantía o de un pacto de recompra o de un negocio fiduciario o cualquier otro pacto que produzca efectos similares, salvo que los mismos no confieran derechos políticos".
ART. 6º— Obligaciones del adjudicatario. Modificado. Resolución 128 de 2021, ART. 4, CREG. El (los) adjudicatario(s) deberá(n) responder por las siguientes obligaciones, adicionales a las establecidas en los compromisos adquiridos en los documentos de selección del inversionista y a las establecidas en el artículo 7 de la Resolución CREG 107 de 2017, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.
a) Tener disponible para la prestación del servicio la infraestructura con las capacidades de la planta de regasificación del Pacífico y del gasoducto Buenaventura – Yumbo, definidas en el artículo 1 de la Resolución 40304 de 2020 del Ministerio de Minas y Energía, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.
b) Liquidar, facturar y recaudar los valores correspondientes a los ingresos por la prestación de los servicios asociados, tanto a la planta de regasificación del Pacífico, como al gasoducto Buenaventura – Yumbo.
c) Recibir el gas natural licuado cuya composición sea tal que, al regasificarlo, cumpla con las especificaciones de calidad establecidas en el RUT, o aquellas que lo modifiquen o sustituyan. El adjudicatario puede negarse a recibirlo en caso de que el gas, al regasificarlo, no cumpla con las especificaciones del RUT.
Si verificada la calidad del gas natural licuado objeto de entrega a la planta de regasificación, el adjudicatario no recibe este gas porque encuentra que al regasificarlo no cumple con las especificaciones de calidad establecidas en el RUT, o aquellas que lo modifiquen o sustituyan, el adjudicatario deberá, mediante comunicación escrita y con el detalle suficiente, informar al agente responsable de entregar el gas a la planta, las razones por las cuales el gas natural licuado no cumple con dichas especificaciones.
Una vez que el adjudicatario entregue la comunicación escrita al agente responsable de entregar el gas a la planta, se entenderá que las especificaciones de calidad que no fueron objetadas en la forma aquí dispuesta cumplen con lo establecido en el RUT, o aquellas que lo modifiquen o sustituyan.
El agente responsable de entregar el gas a la planta podrá verificar el cumplimiento de las especificaciones de calidad objetadas por el adjudicatario cuando esté inconforme con las objeciones. Esta verificación deberá hacerse mediante una auditoría que realice una firma o persona natural seleccionada de una lista elaborada por el Consejo Nacional de Operación de Gas Natural, en adelante CNO-Gas.
Los resultados de la auditoría deberán ser comunicados y analizados con el adjudicatario antes de rendir el informe final. Dicho informe deberá contener conclusiones claras y expresas sobre el cumplimiento de las especificaciones de calidad objeto de la auditoría.
Mientras se desarrolla la auditoría, el adjudicatario no estará obligado a recibir el gas natural licuado del agente responsable de entregar el gas a la planta.
Si el informe de auditoría concluye que el gas natural licuado, al regasificarlo, no cumple con las especificaciones de calidad definidas en el RUT, o aquellas que lo modifiquen o sustituyan, el costo de la auditoría lo asumirá el agente responsable de entregar el gas a la planta.
Si el informe de la auditoría concluye que el gas natural licuado, al regasificarlo, sí cumple con las especificaciones de calidad definidas en el RUT, o aquellas que lo modifiquen o sustituyan, el adjudicatario deberá recibir el gas natural licuado del agente responsable de entregar el gas a la planta, y este último trasladará al adjudicatario el costo de la auditoría, sin perjuicio de la responsabilidad que le pueda caber al adjudicatario por haber rechazado el recibo del gas natural licuado en la planta de regasificación.
d) Una vez el adjudicatario reciba el gas natural licuado deberá entregar el gas al SNT cumpliendo con las especificaciones de calidad establecidas en el RUT, o aquellas que la modifiquen o sustituyan. El transportador en cuyo sistema se inyecte este gas podrá negarse a recibirlo en caso de que no cumpla con estas especificaciones.
e) En el caso de la planta de regasificación del Pacífico, asumir las pérdidas por evaporación de gas (i.e. boil off gas) que se presenten, cuando estas superen el porcentaje de eficiencia que defina la UPME.
f) En el caso de que la UPME establezca un inventario mínimo de confiabilidad de gas natural licuado, llevar una relación diaria del volumen de inventario mínimo de confiabilidad, de las novedades diarias de retiro y devolución que resulten de su uso por los agentes, y de los incumplimientos que se den en la devolución del gas, por parte de los agentes que hayan retirado volúmenes de dicho inventario. Lo anterior en virtud de lo establecido en el Parágrafo 2 del Artículo 4.
La información a la que hace referencia el presente literal deberá ser reportada diariamente al gestor del mercado de gas natural, de manera que en el BEC sea una información visible para todas las partes.
g) Cumplir con las demás obligaciones que se definen en la presente resolución”.
PAR. 1º— Las pérdidas por evaporación de gas (i.e. boil off gas) que se presenten en la planta de regasificación deberán ser asumidas por la demanda hasta el porcentaje de eficiencia que defina la UPME.
PAR. 2º— Los únicos casos en los que el adjudicatario podrá comprar gas serán para cubrir el gas que requiere para la operación, para cubrir pérdidas y para el llenado inicial del inventario mínimo de confiabilidad.
PAR. 3º— Las pérdidas de calidad del gas natural licuado por envejecimiento en el almacenamiento no serán responsabilidad del adjudicatario, y su regulación se determinará en resolución aparte.
PAR. 4º— El CNO-Gas, de manera oportuna, deberá elaborar y mantener actualizada una lista de firmas y/o personas con reconocida experiencia en medición de especificaciones de calidad de gas natural licuado y gas natural a ser inyectado en plantas de regasificación, y en sistemas de transporte por tubería. De esta lista, el agente responsable de entregar el gas en la planta selecciona la firma o persona que verifica las especificaciones de calidad objetadas por el adjudicatario.
PAR. 5º— En caso de ser necesario, el CNO-Gas elaborará un protocolo que deberán seguir las firmas o personas que verificarán las especificaciones de calidad del gas natural licuado que objete el adjudicatario.
ART. 7º— Ingreso anual esperado, IAE. La oferta económica que entregue el (los) proponente(s) deberá(n) cumplir con lo establecido en el artículo 9 de la Resolución CREG 107 de 2017, o aquellas que lo modifiquen o sustituyan.
En la oferta económica para la ejecución de la infraestructura de importación de gas del Pacífico el (los) proponente(s) deberá(n) presentar en forma desagregada los valores asociados a cada una de las componentes de la planta de regasificación, necesarias para la prestación de los siguientes servicios: i) descargue y recibo de gas licuado, ii) almacenamiento de gas licuado, iii) regasificación, iv) carga de cisternas de gas natural licuado, y v) trasvase de gas natural licuado a buques metaneros y puesta en frio.
En caso de que se decida realizar un único proceso de selección para la ejecución de toda la infraestructura de importación de gas del Pacífico, el proponente también deberá presentar en forma desagregada los valores de la oferta económica del gasoducto Buenaventura – Yumbo, incluidos compresores si los hay.
Estos valores serán considerados posteriormente por la CREG, en caso de ser necesario, para la regulación de acceso a los servicios asociados a la infraestructura de importación de gas del Pacífico.
ART. 8º— Rremuneración de la infraestructura de importación de gas del pacífico. Modificado. Resolución 128 de 2021, art. 5; CREG. El (los) adjudicatario(s) de la infraestructura de importación de gas del Pacífico recibirá mensualmente la siguiente remuneración: (i) ingresos por la prestación de servicios asociados a esta infraestructura que serán recaudados directamente por el adjudicatario; (ii) el porcentaje de los ingresos por los servicios adicionales que serán recaudados directamente por el adjudicatario, previstos en el Artículo 33 de la Resolución CREG 107 de 2017; y (iii) el valor de los pagos mensuales que será liquidado, actualizado, facturado, recaudado y transferido por el transportador al adjudicatario como se establece en el artículo 17 de la Resolución CREG 107 de 2017, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.
ART. 9º— Liquidación, facturación y recaudo de ingresos por la prestación de los servicios asociados a la infraestructura de importación de gas del Pacífico. Modificado. Resolución 128 de 2021, art. 6, CREG. El (los) adjudicatario(s) de la infraestructura de importación de gas del Pacífico deberá(n) liquidar, facturar y recaudar mensualmente a cada uno de los usuarios de esta infraestructura el valor de los servicios prestados con esta infraestructura.
PAR. 1º— Los ingresos generados por la prestación de los servicios asociados a la infraestructura de importación de gas del Pacífico corresponderán a los ingresos de corto de plazo de que trata el literal d) del artículo 17 de la Resolución CREG 107 de 2017, o en aquellas que lo modifiquen o sustituyan.
PAR. 2º— Se excluirán de los ingresos de corto plazo de que trata el numeral (iii) del literal f) del artículo 17 de la Resolución CREG 107 de 2017, o en aquellas que lo modifiquen o sustituyan, los valores facturados que no sea posible recaudar y que no queden cubiertos con garantía de cumplimiento debido a las condiciones de la garantía que defina la Comisión.
PAR. 3º— Los ingresos generados por la prestación de los servicios adicionales corresponderán a los ingresos de que trata el Artículo 33 de la Resolución CREG 107 de 2017, o en aquella que lo modifique o sustituya.
ART. 10º— Suscripción de contratos y garantías de cumplimiento. Los usuarios de la infraestructura de importación de gas del Pacífico que adquieran los servicios asociados a esta infraestructura deberán suscribir contratos escritos con el adjudicatario y constituir garantías de cumplimiento a favor del adjudicatario. En resolución aparte la Comisión definirá el tipo de garantía y las condiciones de estas garantías.
PAR.— Es obligación tanto del adjudicatario de la infraestructura de importación de gas del Pacífico como de los usuarios que adquieran servicios asociados a esta infraestructura registrar los contratos ante el gestor del mercado de gas natural.
ART. 11º— Asignación de los servicios asociados a la infraestructura de importación de gas del Pacífico. Los servicios asociados a la infraestructura de importación de gas del Pacífico serán asignados por el gestor del mercado de gas natural.
En resolución aparte la CREG determinará los procedimientos y reglas que deberán seguir: i) el gestor del mercado de gas natural para asignar los servicios asociados a la infraestructura de importación de gas del Pacífico; y ii) los usuarios de la infraestructura de importación de gas del Pacífico interesados en adquirir estos servicios.
PAR.— Los usuarios de la infraestructura de importación de gas del Pacífico interesados en adquirir servicios asociados a esta infraestructura deberán constituir garantías de seriedad. Los costos de administración de estas garantías estarán a cargo del gestor del mercado. Otras condiciones de la administración de estas garantías las determinará la Comisión en resolución aparte. Los ingresos que se generen por la ejecución de estas garantías harán parte de los ingresos de corto plazo de que trata el literal d) del artículo 17 de la Resolución CREG 107 de 2017.
Art. 12. Vigencia. La presente resolución rige a partir de su publicación en el Diario Oficial.
ART. 13º— Ingreso regulado por fecha anticipada de entrada en operación de la infraestructura de importación del gas del pacífico. Adicionado. Resolución 128 de 2021, art. 7, CREG. El ingreso regulado por cada mes de operación para el período contemplado entre la fecha anticipada de entrada en operación, y la fecha de puesta en operación establecida por el Ministerio de Minas y Energía, de acuerdo con lo establecido en el Artículo 12 de la Resolución CREG 107 de 2017 y aquellas que la modifiquen o sustituyan, se calculará aplicando la siguiente ecuación:
Donde:
IMTm: Ingreso mensual a pagar durante la operación anticipada del proyecto, en el mes m.
%adicional: Valor del veinticinco por ciento (25%) de incentivo por fecha anticipada de entrada en operación.
IM1: Valor mensualizado del primer año del período estándar de pagos, que se obtiene de dividir por 12 el valor del IAE total del adjudicatario para el primer año del PEP.”
PAR. 1º— Si la fecha anticipada de entrada en operación no está establecida en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural vigente, el adjudicatario podrá poner en operación el proyecto sin recibir los pagos mencionados anteriormente hasta la FPO.
PAR. 2º— Con el fin de determinar el valor a facturar por parte del adjudicatario a los transportadores, se deberá aplicar lo contemplado en el Artículo 17 de la resolución CREG 107 de 2017 o aquellas que la modifiquen o sustituyan.
ART. 14º— Ingreso regulado durante la operación parcial anticipada de la infraestructura de importación del gas del pacífico. Adicionado. Resolución 128 de 2021, art. 8, CREG. El ingreso regulado durante la operación parcial anticipada, por cada mes de operación en el período establecido en el literal d) del Artículo 12 de la Resolución CREG 107 de 2017 y aquellas que la modifiquen o sustituyan, se calculará, aplicando la siguiente ecuación:
Donde:
IMTm: Ingreso mensual a pagar durante la operación anticipada parcial, en el mes m.
%adicional: Porcentaje del veinticinco por ciento 25% de incentivo por operación parcial.
COPYPOPm: Capacidad puesta en operación parcial para entrega de gas natural regasificado al Sistema Nacional de Transporte en un punto de entrega ubicado en el límite geopolítico del municipio de Yumbo – Valle del Cauca, en el mes m, dado en MPCD.
CDSIY: Capacidad de regasificación de la Infraestructura de Importación de Gas del Pacífico, de acuerdo con la establecida en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural, dada en MPCD.
IM1: Valor mensualizado del primer año del período estándar de pagos, que se obtiene de dividir por 12 el IAE adjudicado del primer año del PEP.
PAR. 1º— Si la fecha anticipada de entrada en operación no está establecida en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural, el adjudicatario podrá poner en operación el proyecto sin recibir los pagos mencionados anteriormente, hasta la FPO.
PAR. 2º— Con el fin de determinar el valor a facturar por parte del adjudicatario a los transportadores, se deberá aplicar lo contemplado en el Artículo 17 de la resolución CREG 107 de 2017 o aquellas que la modifiquen o sustituyan.
PAR. 3º— Para efectos de reconocimiento de ingreso regulado por operación parcial, la fecha de puesta en operación parcial no podrá ser posterior a la fecha señalada en el literal c) del numeral vii) del numeral 1.2 del Artículo 1 de la Resolución 40304 del Ministerio de Minas y Energía, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.
PAR. 4º— Durante la operación parcial, para la entrega de gas regasificado al Sistema Nacional de Transporte en un punto de entrega ubicado en el límite geopolítico del municipio de Yumbo – Valle del Cauca, el adjudicatario podrá utilizar modos de transporte de gas diferentes al transporte por gasoducto.
PAR. 5º— El adjudicatario solicitará a la UPME un concepto sobre su propuesta de entrada en operación parcial anticipada, de acuerdo con el procedimiento que dicha entidad establezca para ese fin. Con base en lo anterior, el auditor deberá certificar el cumplimiento de dichos procedimientos y características y el valor de la capacidad puesta en operación parcial establecida en la ecuación anterior.
ART. 15º— Compensaciones por indisponibilidad. Adicionado. Resolución 128 de 2021, art. 9, CREG. El valor de las compensaciones por indisponibilidad de la infraestructura de importación de gas del Pacífico, que se establece en el literal b) del Artículo 18 de la Resolución CREG 107 de 2017, o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, se determinará de la siguiente manera en el caso de que se presente una fecha anticipada de entrada en operación, ya sea parcial o total. En todo caso deberá tenerse en cuenta lo contemplado en los literales a), c), d) y e) de dicho artículo:
1) En el evento de haberse cumplido con una fecha anticipada de entrada en operación de la Infraestructura de Importación de Gas del Pacifico:
El adjudicatario informará al transportador responsable del recaudo de la porción del IAE del sistema de transporte t que atiende beneficiarios del proyecto, el valor de indisponibilidad en el mes m de prestación del servicio. Este valor lo calculará con base en la siguiente ecuación
Donde:
Valor de las compensaciones por indisponibilidad durante el mes 
, de la Infraestructura de Importación del Gas del Pacífico. Este valor estará expresado en pesos.
%adicional: Valor del veinticinco por ciento (25%) de incentivo por fecha anticipada de entrada en operación.
IM1: Valor mensualizado del primer año del período estándar de pagos, que se obtiene de dividir por 12 el valor del IAE total del adjudicatario para el primer año del PEP.
Máxima capacidad indisponible de la capacidad para entrega de gas natural regasificado al Sistema Nacional de Transporte en un punto de entrega ubicado en el municipio de Yumbo – Valle del Cauca, durante el día i del mes m, dada en MPCD.
CDSIY: Capacidad de regasificación de la Infraestructura de Importación de Gas del Pacífico, de acuerdo con la establecida en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural, dada en MPCD.
D: Número de días del mes m.”
2) En el evento de haberse cumplido con una fecha anticipada de entrada en operación parcial de la Infraestructura de Importación de Gas del Pacifico, se calculará de la siguiente manera:
Donde:
Valor de las compensaciones por indisponibilidad durante la operación parcial en el mes 
, del proyecto de infraestructura de regasificación del gas del Pacífico. Este valor estará expresado en pesos.
%adicional: Valor del veinticinco por ciento (25%) de incentivo por fecha anticipada de entrada en operación.
IM1: Valor mensualizado del primer año del período estándar de pagos, que se obtiene de dividir por 12 el valor del IAE total del adjudicatario para el primer año del PEP.
ART. 16º— Servicios adicionales. Valor del componente PSA. Adicionado. Resolución 128 de 2021, art. 10, CREG. El valor a utilizar en los cálculos establecidos en el anexo 4 de la Resolución CREG 107 de 2017 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, será del diez por ciento (10%).
ART. 17º— Comercialización del GNL requerido para la puesta en operación de la infraestructura de importación de gas del Pacífico. Adicionado. Resolución 128 de 2021, art. 11, CREG. El gas natural licuado requerido para la puesta en operación de la infraestructura de importación de gas del Pacífico deberá ser suministrado por el adjudicatario, y de manera excepcional, podrá ser comercializado por el propio adjudicatario o quien él designe para tal fin.
Los ingresos provenientes de la comercialización del gas requerido para la puesta en operación, se considerarán como ingresos de corto plazo, 
, para efectos del cobro a los transportadores y a los beneficiarios del proyecto, de acuerdo con lo establecido en el artículo 17 de la resolución CREG 107 de 2017 o aquellas que la modifiquen o sustituyan.
PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE