RESOLUCIÓN 114 DE 2017

Septiembre de 2017

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

 

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

ART. 1ºObjeto. 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.

PAR.— De conformidad con el artículo 11 de la Ley 401 de 1997 y los artículos 8º y 26 del Decreto 2100 de 2011, la regulación sobre los aspectos comerciales del gas con destino al procesamiento de gas natural, a su utilización como materia prima de procesos industriales petroquímicos, al consumo de los productores;comercializadores o a la exportación será la que sobre el particular se profiera o haya sido proferida por las autoridades competentes.

ART. 2ºÁmbito de aplicación.  La presente resolución aplica a todos los participantes del mercado de gas natural.

ART. 3ºDefiniciones. 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 numeral 2.3 del RUT. 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 artículo 4º 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 CREG 057 de 1996, 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 2100 de 2011 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 (Art.5º, Art. 6º).

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 071 de 1999, 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 artículo 1° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

 

ART. 4º Capacidad disponible primaria. La capacidad disponible primaria por tramo o grupo de gasoductos, según las resoluciones de cargos adoptadas por la CREG, corresponderá a la capacidad disponible primaria para contratar a través de cualquier modalidad contractual, CDP0, y a la capacidad disponible primaria para contratar a través de contratos de transporte con firmeza condicionada o contratos de opción de compra de transporte, CDP1.

En el anexo 1 de esta resolución se establece la forma como se determinarán los valores de CDP0 y CDP1.

PAR. 1º—La suma de las capacidades comprometidas por el transportador a través de las diferentes modalidades contractuales deberá ser igual o inferior, en todo momento, al valor de la capacidad máxima de mediano plazo. Para esto se tomará el valor de la capacidad máxima de mediano plazo establecido en las resoluciones particulares en las que se aprueben cargos de transporte.

El valor de la capacidad máxima de mediano plazo podrá ser objeto de ajustes cuando se presente uno o varios de los siguientes eventos: i) el transportador realice inversiones no previstas en las inversiones en aumento de capacidad; ii) se presenten cambios en la localización de la demanda; o iii) se presenten cambios en las fuentes de suministro de gas natural debido al agotamiento total de uno o varios campos de producción o al surgimiento de nuevos campos que inyecten gas al respectivo sistema de transporte o a importaciones de gas que se inyecten al respectivo sistema de transporte. En cualquiera de estos casos, antes de comprometer la nueva capacidad máxima de mediano plazo mediante contratos, el transportador deberá publicarla en su boletín electrónico de operaciones y solicitar su publicación en el BEC, previa verificación de la misma por parte una firma auditora que cumpla los requisitos definidos por el CNOG.

Se entenderá por capacidad máxima de mediano plazo e inversiones en aumento de capacidad lo dispuesto en la Resolución CREG 126 de 2010 o aquella que la modifique o sustituya.

El incumplimiento de lo dispuesto en este parágrafo podrá ser considerado por la autoridad competente como una práctica contraria a la libre competencia.

PAR. 2º—El transportador solo podrá comprometer a través de contratos con interrupciones una capacidad igual o inferior a la componente CDP0.

El incumplimiento de lo dispuesto en este parágrafo será considerado una práctica restrictiva de la competencia en el mercado secundario.

ART. 5ºSiglas.  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 II

Gestor del mercado

ART. 6º— Servicios a cargo del gestor del mercado. El gestor del mercado prestará los siguientes servicios:

1. Diseño, puesta en funcionamiento y administración del BEC.

El gestor del mercado deberá diseñar, poner en funcionamiento y administrar el BEC, que deberá funcionar en su página web. A través del BEC el gestor del mercado prestará los servicios especificados en los numerales 2º y 4º del presente artículo. Así mismo, el gestor del mercado podrá hacer uso del BEC para prestar los servicios señalados en los numerales 3º, 5º y 6º del presente artículo.

2. Centralización de información transaccional y operativa.

El gestor del mercado deberá:

a) Recopilar, verificar, publicar y conservar la información sobre el resultado de las negociaciones realizadas en el mercado primario y en el mercado secundario, tal como se establece en el anexo 2 de esta resolución.

b) Recopilar, verificar, publicar y conservar la información sobre el resultado de las negociaciones entre comercializadores y usuarios no regulados, tal como se establece en el anexo 2 de esta resolución.

c) Recopilar, verificar, publicar y conservar la información operativa del sector de gas natural, tal como se establece en el anexo 2 de esta resolución.

Como parte de este servicio el gestor del mercado publicará a través del BEC la información que se señala en los numerales 1º, 2º, 3º y 4º del anexo 2 de esta resolución. Cualquier persona podrá acceder, sin costo alguno, a esta información agregada y publicada por el gestor del mercado. El gestor del mercado podrá prestar otros servicios de información que podrán dar lugar a su cobro.

3. Gestión del mecanismo de subasta en el mercado primario de gas natural.

El gestor del mercado deberá facilitar la comercialización de gas natural en el mercado primario, para lo cual dará aplicación al procedimiento de negociación mediante el mecanismo de subasta a que se refiere el Artículo 26 de la presente resolución.

4. Gestión de los mecanismos de comercialización del mercado secundario de gas natural.

El gestor del mercado deberá facilitar las negociaciones del mercado secundario, para lo cual dará aplicación a los procedimientos de que tratan los artículos  40, 43, 44 y  45 de la presente resolución.

5. Gestión del mecanismo de subasta previsto para los contratos con interrupciones en el mercado mayorista de gas natural.

El gestor del mercado deberá facilitar la comercialización de gas natural bajo la modalidad de contrato con interrupciones, para lo cual dará aplicación al procedimiento de negociación mediante el mecanismo de subasta a que se refiere el artículo 49 de la presente resolución.

6. Reporte de información para el seguimiento del mercado mayorista de gas natural.

En desarrollo de este servicio, el gestor del mercado pondrá a disposición de las entidades competentes la información transaccional y operativa que las mismas le soliciten para efectos de la regulación, inspección, vigilancia y control del mercado mayorista de gas natural. La entrega de esta información no dará lugar a cobro alguno por parte del gestor del mercado.

PAR. 1º—Todos los participantes del mercado están obligados a declarar la información señalada en el anexo 2 de la presente resolución, según sea el caso. Dicha información deberá ser declarada de manera completa, ordenada y exhaustiva, de acuerdo con los formatos que establezca el gestor del mercado. En consecuencia, ninguna cláusula de confidencialidad en los contratos celebrados entre los participantes del mercado será oponible al gestor del mercado, pero éste deberá dar el manejo que corresponda a la información que revista carácter reservado.

PAR. 2º—La no declaración al gestor del mercado de la información señalada en el anexo 2 de esta resolución podrá ser considerada por la autoridad competente como una práctica contraria a la libre competencia. Igual consideración se podrá dar a la declaración reiterada de dicha información de manera inconsistente. Lo anterior sin perjuicio de la responsabilidad derivada de la posible falla en la prestación del servicio que se cause por la no declaración de esta información.

PAR. 3º—El gestor del mercado no tendrá competencia determinar la ocurrencia de casos de ejercicio de poder de mercado, prácticas contrarias a la libre competencia o similares. Tampoco tendrá potestades para sancionar comportamientos de los participantes del mercado.

PAR. 4º—En la elaboración de los formatos requeridos para la captura de información transaccional y operativa, según lo establecido en el anexo 2 de esta resolución, el gestor del mercado podrá apoyarse en el CNOG.

Artículo 6.  Modifíquese el artículo 31 de la Resolución CREG 114 de 2017 el cual quedará así::  

Artículo 31. 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 1. Para efectos de la declaración de la información de que trata el numeral 2 del Anexo 2 de esta Resolución los vendedores y los compradores del mercado secundario deberán disponer 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. 

ART. 7ºSelección 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.

ART. 8ºRemuneración 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.

Artículo 8. Modifíquese el artículo 49 de la Resolución CREG 114 de 2017 el cual quedará así: 
 
Artículo 49. Negociación de contratos de suministro con interrupciones. Los contratos de suministro con interrupciones se negociarán mediante subastas o negociaciones directas así:  
 
A. Negociación de contratos con interrupciones mediante subastas: Los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en los artículos 17, 33, 18 y 34 de esta Resolución sólo podrán negociar la compraventa de gas natural mediante la modalidad de contratos con interrupciones a través de subastas mensuales. Estas subastas se realizarán el penúltimo día hábil de cada mes para cada 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, y se regirán por el reglamento establecido en el anexo 9 de esta Resolución.
 
B. Negociación de contratos con interrupciones a través de negociaciones directas: Con excepción de los usuarios no regulados, los vendedores y los compradores a los que hace referencia los artículos 33 y 34 de esta Resolución podrán negociar directamente contratos con interrupciones en cualquier momento del año mediante las siguientes reglas: 
 
1. Duración: el contrato deberá tener una duración mínima de 1 mes y máxima de 12 meses. En cualquier caso, su ejecución deberá iniciar antes de la finalización del año de gas en que se realice el registro, comprendido entre el 1 de diciembre y el 30 de noviembre del año calendario siguiente. 
 
2. Precio: las partes deberán pactar un precio único expresado en dólares americanos por MBTU y no se actualizará durante el plazo de duración del contrato. 
 
3. Cantidades: las partes deberán acordar la cantidad máxima contratada en MBTUD. 
 
4. Ejecución:
 
a) En el día D-1, antes del inicio del ciclo de nominación de suministro, las partes fijarán la cantidad de gas en MBTU a entregar por parte del vendedor durante el día de gas y los puntos de entrega. El vendedor tendrá en cuenta esta información para realizar la nominación para el día de gas.  
 
b) Durante el día de gas las partes podrán acordar modificar las cantidades y los puntos de entrega, en todo caso sujeto al proceso de renominaciones.
 
c) Durante el día D+1 las partes determinarán las cantidades de gas en MBTU autorizadas por el vendedor durante el día de gas y liquidarán el valor total por punto estándar de entrega de esas cantidades, en dólares americanos. La cantidad autorizada es aquella sobre la cual se realiza la facturación por parte del vendedor al comprador.
 
5. Reporte de información al gestor del mercado: 
 
a) Información del contrato: las partes deberán reportar al gestor del mercado la información de los contratos según lo dispuesto en el Anexo 2 de la presente Resolución. Este contrato deberá estar registrado ante el gestor del mercado antes del día de inicio de ejecución. 
 
b) Información de ejecución del contrato: a más tardar el día D+1 las partes deberán declarar al gestor del mercado las cantidades en MBTU autorizadas por el vendedor, el punto de entrega, el precio unitario expresado en dólares americanos por MBTU determinado a partir de la información del literal c) del numeral 4 del literal B del presente artículo y el tipo de demanda atendida. La cantidad autorizada es aquella sobre la cual se realiza la facturación por parte del vendedor al comprador.
 
Parágrafo 1. De manera transitoria, los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en los artículos 17, 33, 18 y 34 de esta Resolución podrán negociar directamente la compraventa de gas natural mediante la modalidad de contratos con interrupciones con una vigencia no mayor al último día del mes en que inicie el período de vigencia de la obligación de prestación de los servicios a cargo del gestor del mercado.
 
Parágrafo 2. De conformidad con lo establecido en el parágrafo del artículo 12 del Decreto 2100 de 2011, o aquel que lo modifique complemente o sustituya, los vendedores a los que se hace referencia en el Artículo 17 de esta Resolución podrán negociar directamente el suministro del gas natural que provenga de campos que se encuentren en pruebas extensas o sobre los cuales no se haya declarado su comercialidad, de campos menores o de yacimientos no convencionales mediante la modalidad de contratos con interrupciones, sin sujetarse a lo dispuesto en el Anexo 9 de esta Resolución.
 
Parágrafo 3. Los Comercializadores de gas importado podrán negociar directamente con los generadores térmicos el suministro del gas natural, con destino a la atención de la demanda de generadores termoeléctricos, mediante la modalidad de contratos con interrupciones. Estos contratos tendrán duración mensual. Solamente en este caso los comercializadores de gas natural importado no estarán obligados a dar aplicación a lo dispuesto en el Anexo 9 de esta Resolución.
 
Parágrafo 4. Los contratos con interrupciones a los que se hace referencia en: 
 
i. El parágrafo 2 del artículo 7, el parágrafo del artículo 10, el numeral 3 del artículo 13 y el numeral 3 del artículo 14 de la Resolución CREG 123 de 2013 y;
 
ii. Los contratos con interrupciones pactados entre el 15 de agosto de 2013 y la entrada en vigencia de la presente resolución.

TÍTULO III

Aspectos comerciales del mercado primario

CAPÍTULO I

Modalidades de contratos de suministro y de transporte

ART. 9º—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 artículo 2° 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 artículo 2° 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 Artículo 22 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 Artículo 3 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 Artículo 4 y en el Anexo 1 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 artículo 29 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.

CAPÍTULO II

Requisitos mínimos de los contratos de suministro y de transporte

ART. 10. Requisitos mínimos de los contratos de suministro y transporte. Los contratos de carácter firme referidos en los numerales 1, 2, 3, 4, 5, 6, y 7 del Artículo 9 de la presente Resolución, con excepción de los contratos de contingencia y de los contratos con interrupciones, deberán cumplir los requisitos mínimos que se establecen en el presente capítulo y los mismos deberán estar en su clausulado.

PAR.—En el caso de los contratos de contingencia y de los contratos con interrupciones las partes tendrán la potestad de determinar su contenido sin 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, según su modalidad.

ART. 11.—Eventos de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña.  En la ejecución de los contratos referidos en el artículo 9º de la presente resolución, con excepción de los contratos de contingencia y de los contratos con interrupciones, ninguna de las partes será responsable frente a la otra por el incumplimiento de las obligaciones contraídas por ellas, incluyendo demoras, daños por pérdidas, reclamos o demandas de cualquier naturaleza, cuando dicho incumplimiento, parcial o total, se produzca por causas y circunstancias que se deban a un evento de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña, según lo definido por la ley colombiana.

La ocurrencia de un evento de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña no exonerará ni liberará a las partes, en ningún caso, del cumplimiento de las obligaciones causadas con anterioridad a la ocurrencia de los hechos a los que se refiere este artículo.

En caso de que ocurra un evento de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña se deberá proceder de la siguiente forma:

1. La parte afectada directamente por el evento de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña notificará por escrito a la otra parte el acaecimiento del hecho, dentro de las veinticuatro (24) horas siguientes, invocando las circunstancias constitutivas del evento de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña.

2. La parte afectada directamente por el evento de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña entregará por escrito a la otra parte, dentro de los cinco (5) días calendario siguientes al acaecimiento del hecho, toda la información necesaria para demostrar la ocurrencia del mismo y los efectos del evento en la prestación del servicio para la otra parte.

3. Una vez que la parte afectada directamente por el evento de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña haya hecho la notificación, se suspenderá el cumplimiento de la obligación de entregar, de aceptar la entrega o de transportar gas natural, según corresponda, a partir del acaecimiento del respectivo hecho y hasta el momento en que haya cesado la causa eximente de responsabilidad y superado el evento, y se considerará que ninguna de las partes ha incumplido.

4. Si dentro de los diez (10) días hábiles siguientes al recibo de la notificación la parte no afectada directamente rechaza por escrito la existencia de un evento de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña se procederá de acuerdo con los mecanismos de solución de controversias previstos en el respectivo contrato, sin perjuicio de suspender el cumplimiento de las obligaciones afectadas. Si dentro del plazo de los diez (10) días hábiles mencionados la parte no afectada directamente no manifiesta por escrito el rechazo de la fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña se entenderá que ha aceptado la existencia de la eximente de responsabilidad mientras duren los hechos constitutivos de la misma.

5. La parte que invoque la ocurrencia de un evento de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña deberá realizar sus mejores esfuerzos para subsanar la causa que dio lugar a su declaratoria, e informará por escrito a la otra parte, dentro de las veinticuatro (24) horas siguientes a la superación del evento, la fecha y hora en que fue superado. El cumplimiento de las obligaciones suspendidas se reiniciará el día de gas siguiente a la notificación de la superación del evento, siempre y cuando dicha notificación sea recibida por la parte no afectada directamente al menos dos (2) horas antes del inicio del ciclo de nominación para el siguiente día de gas. En caso contrario las obligaciones suspendidas se reiniciarán el segundo día de gas siguiente la notificación.

PAR.1. — La obligación de los compradores de pagar el servicio de suministro del gas contratado y la obligación de los remitentes de pagar el servicio de transporte según la capacidad contratada se suspenderán durante los eventos de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña. En caso de que no se afecte la capacidad total de suministro el comprador deberá pagar la cantidad que efectivamente le fue entregada. En caso de que no se afecte la capacidad total de transporte el remitente deberá pagar los cargos fijos aplicados a la capacidad que efectivamente estuvo disponible y los cargos variables aplicados al gas efectivamente transportado.

PAR. 2º—Las obligaciones suspendidas por la ocurrencia de un evento de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña se podrán reiniciar antes del período establecido en el numeral 5 de este artículo si las partes así lo convienen.

ART. 12.—Eventos eximentes de responsabilidad.  Por evento eximente de responsabilidad se entenderá lo establecido en el artículo 3º de la presente resolución.

En los contratos a que se refiere el artículo 9º de la presente resolución, con excepción de los contratos de contingencia y de los contratos con interrupciones, únicamente podrán ser pactados los siguientes eventos eximentes de responsabilidad:

1. La imposibilidad parcial o total para la operación y funcionamiento de las instalaciones o infraestructura para la producción, manejo, transporte, entrega o recibo del gas, así como de las conexiones o las instalaciones de cualquiera de las partes, por actos malintencionados de terceros ajenos al control y manejo directo de cualquiera de las partes y sin su culpa, tales como los ataques o sabotajes terroristas o guerrilleros o las alteraciones graves del orden público, que directa o indirectamente contribuyan o resulten en la imposibilidad de alguna de las partes para cumplir con sus obligaciones.

2. Cesación ilegal de actividades, cuando esos actos contribuyan o resulten en la imposibilidad de cualquiera de las partes para cumplir con sus obligaciones.

3. Las suspensiones por labores programadas para reparaciones técnicas o mantenimientos periódicos, siempre que de ello se dé aviso amplio y oportuno conforme al protocolo al que se hace referencia en el parágrafo 3 de este artículo. Las suspensiones por este concepto estarán sujetas a lo establecido en el artículo 13 de la presente resolución.

4. Las salidas forzadas de la infraestructura de transporte, que serán objeto de regulación aparte, en el caso de los contratos de transporte.

5. Cuando por causas imputables a una de las partes del contrato no se haya realizado el registro de que trata el literal b) del numeral 1.3 del anexo 2. En este caso la no entrega del gas natural o la no prestación del servicio de transporte debido a la inexistencia del registro serán consideradas como eventos eximentes de responsabilidad para la otra parte.

PAR. 1º—La obligación de los compradores de pagar el servicio de suministro del gas contratado y la obligación de los remitentes de pagar el servicio de transporte según la capacidad contratada se suspenderán durante los eventos eximentes de responsabilidad. En caso de que no se afecte la capacidad total de suministro el comprador deberá pagar la cantidad que efectivamente le fue entregada. En caso de que no se afecte la capacidad total de transporte el remitente deberá pagar los cargos fijos aplicados a la capacidad que efectivamente estuvo disponible y los cargos variables aplicados al gas efectivamente transportado.

PAR. 2º—Para los eventos señalados en los numerales 1, 2 y 4 del presente artículo deberá seguirse el procedimiento establecido en el artículo 11 de la presente resolución. Las obligaciones suspendidas por la ocurrencia de un evento eximente de responsabilidad se podrán reiniciar antes del período establecido en el numeral 5 del artículo 11 de la presente resolución si las partes así lo convienen.

PAR. 3º—Los productores-comercializadores, los comercializadores de gas importado y los transportadores informarán al CNOG y coordinarán con dicho organismo las suspensiones por labores programadas para reparaciones técnicas o mantenimientos periódicos, de acuerdo con el protocolo que adopte la CREG. El CNOG someterá a consideración de la CREG dicho protocolo dentro de los tres (3) meses siguientes a la entrada en vigencia de esta resolución. De no hacerlo, la CREG procederá a adelantar las acciones necesarias para diseñar y adoptar el protocolo.

Los compradores o remitentes informarán a los productores-comercializadores, comercializadores de gas importado y transportadores las suspensiones por labores programadas para reparaciones técnicas o mantenimientos periódicos con una anticipación no inferior a un mes.

Conc.; RESOLUCIN 147 DE 2015 Resolucin 147 de 2015, art. 5 ; . RESOLUCIÓN 147 DE 2015 Resolucin 147 de 2015 ;
Notas

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.

ART. 13.—Duración permisible para suspensiones del servicio.  La máxima duración de las suspensiones del servicio por labores programadas para reparaciones técnicas o mantenimientos periódicos que se podrá pactar en los contratos a que se refiere el artículo 9º de la presente resolución, con excepción de los contratos de contingencia y de los contratos con interrupciones, deberá ser la misma para cada una de las partes y, para cada una de ellas, no podrá ser superior a:

1. Cuatrocientas ochenta (480) horas continuas o discontinuas durante un año, en los contratos de suministro de gas natural.

2. Ciento veinte (120) horas continuas o discontinuas durante un año, en los contratos de transporte de gas natural.

PAR. 1º—La CREG podrá reducir gradualmente las duraciones máximas señaladas en este artículo en la medida en que en el mercado mayorista haya las condiciones suficientes para reducir las duraciones permisibles para estas interrupciones y/o se viabilice la importación de gas natural. Dichas reducciones serán aplicables a los contratos que se suscriban con posterioridad a la adopción de esa medida.

PAR. 2º—No se considerará un evento eximente de responsabilidad la suspensión del servicio por labores programadas para reparaciones técnicas o mantenimientos periódicos que excedan el menor tiempo entre aquel que adopte la CREG, de conformidad con el protocolo al que se hace referencia en el parágrafo 3 del artículo 12 de la presente resolución, y el establecido en el presente artículo. Lo anterior sin perjuicio de las demás normas que la CREG adopte en dicho protocolo.

ART. 14.Incumplimiento.  Para efectos regulatorios se considera que se incumplen los contratos de suministro y/o transporte,  con excepción de los contratos de contingencia y de los contratos con interrupciones, en los siguientes casos:

1. En el caso de los contratos de suministro de gas natural bajo las modalidades firme, de firmeza condicionada y de opción de compra:

a) Por parte del vendedor, cuando éste incumple su obligación de entregar la cantidad de energía nominada. En todo caso la cantidad nominada deberá ser igual o inferior a la cantidad de energía contratada por el comprador; además, el comprador deberá estar al día en el cumplimiento de su obligación de pago.

b) Por parte del comprador, cuando éste incumple su obligación de pagar el gas contratado.

2. En el caso de los contratos de transporte de gas natural bajo las modalidades firme, de firmeza condicionada y de opción de compra:

a) Por parte del transportador, cuando éste incumple su obligación de recibir la cantidad de energía nominada en el punto de inicio del servicio y de entregar la cantidad de energía nominada en el punto de terminación del servicio. En todo caso la cantidad nominada deberá ser igual o inferior a la equivalencia energética de la capacidad contratada por el remitente; además, el remitente deberá estar al día en el cumplimiento de su obligación de pago.

b) Por parte del remitente, cuando éste incumple su obligación de pagar los cargos de transporte acordados entre las partes.

3.  En el caso de los contratos de suministro de gas natural bajo las modalidades de suministro C1:

a).  Por parte del vendedor, cuando éste incumple su obligación de entregar la cantidad de energía nominada. En todo caso la cantidad nominada deberá ser igual o inferior a la cantidad de energía fija más la cantidad ejecutada de la parte variable por parte del comprador; además, el comprador deberá estar al día en el cumplimiento de su obligación de pago.

b).  Por parte del comprador, cuando éste incumple su obligación de pagar el máximo entre el gas ejecutado y el componente fijo de la cantidad contratada

4.  En el caso de los contratos de suministro de gas natural bajo las modalidades de suministro C2:

a).  Por parte del vendedor, cuando éste incumple su obligación de entregar la cantidad de energía de gas disponible en el programa definitivo para contratos C2 conforme al proceso de ejecución de contratos. En todo caso la cantidad nominada deberá ser igual o inferior a la cantidad de energía contratada por el comprador; además, el comprador deberá estar al día en el cumplimiento de su obligación de pago.

b).  Por parte del comprador, cuando éste incumple su obligación de pagar el gas disponible para contratos C2.

5.  En el caso de los contratos de suministro firme CF95:

a).  Por parte del vendedor, cuando éste incumple su obligación de entregar la cantidad de energía nominada. En todo caso la cantidad nominada deberá ser igual o inferior a la cantidad de energía contratada por el comprador; además, el comprador deberá estar al día en el cumplimiento de su obligación de pago.

b).  Por parte del comprador, cuando éste incumple su obligación de pagar el máximo entre el gas nominado y el componente 95% de la cantidad contratada, en la liquidación mensual.

PAR. 1º—Las partes podrán definir otras circunstancias en que se configure un incumplimiento, sin que las mismas sean consideradas incumplimientos para efectos de esta Resolución.

PAR. 2º—Los productores-comercializadores y los comercializadores de gas importado deberán acotar la cantidad de energía a suministrar a las cantidades contratadas. Los transportadores deberán acotar las cantidades de energía autorizada a la equivalencia energética de la capacidad contratada. El suministro o el transporte de cantidades de energía por encima de las contratadas podrá ser considerado por las autoridades competentes como una práctica contraria a la libre competencia.

PAR. 3º—La cantidad de energía a suministrar por parte de un productor-comercializador o de un comercializador de gas importado y la cantidad de energía autorizada por parte de un transportador deberán ser iguales en el punto de entrada. Cualquier reducción en la cantidad de energía a suministrar o en la cantidad de energía autorizada para dar cumplimiento a esta disposición, que obedezca a que las cantidades nominadas no sean iguales, no será considerada un incumplimiento por parte del productor-comercializador, del comercializador de gas importado o del transportador, según corresponda.

PAR. 4º—La obligación de asegurar que la cantidad de energía nominada al vendedor sea igual o inferior a la cantidad de energía contratada por el comprador y la obligación de asegurar que la cantidad de energía nominada al transportador sea igual o inferior a la equivalencia energética de la capacidad contratada por el remitente comenzarán a regir a partir de los 60 días calendario siguientes al día en que inicie el período de vigencia de la obligación de prestación de los servicios a cargo del gestor del mercado. A partir de esa fecha dichas disposiciones aplicarán a todos los contratos de suministro y de transporte suscritos antes o después de la entrada en vigencia de esta Resolución.

PAR. 5º— Las disposiciones establecidas en el parágrafo 2 de este artículo comenzarán a regir a partir de los 60 días calendario siguientes al día en que inicie el período de vigencia de la obligación de prestación de los servicios a cargo del gestor del mercado. A partir de esa fecha dichas disposiciones aplicarán a todos los contratos de suministro y de transporte suscritos antes o después de la entrada en vigencia de esta Resolución.

ART. 15.Compensaciones.  En caso de que se presente alguno de los incumplimientos definidos en el artículo 14 de esta resolución, deberán pagarse únicamente las siguientes compensaciones:

1. En el caso de los contratos de suministro de gas natural bajo las modalidades firme, de firmeza condicionada y de opción de compra, firme CF95, suministro C1 y de suministro C2:

a) Si el vendedor incumple sus obligaciones, conforme a lo dispuesto en el literal a) de los numerales 1, 3, 4,y 5 del artículo 14 de esta resolución, deberá reconocer y pagar al comprador el siguiente valor, según corresponda:

i. Cuando el incumplimiento no conlleve la interrupción del servicio a usuarios regulados, el valor que resulte de aplicar lo dispuesto en el numeral 1º del anexo 3 de esta resolución.

ii. Cuando el incumplimiento conlleve la interrupción del servicio a usuarios regulados, el valor que resulte de aplicar lo dispuesto en el numeral 2º del anexo 3 de esta resolución.

b) Si el comprador incumple su obligación de pagar el gas contratado, el vendedor podrá hacer efectivas las garantías que hayan sido pactadas en el contrato respectivo. Lo anterior sin perjuicio del cobro de los intereses de mora que se hayan previsto en el contrato.

2. En el caso de los contratos de transporte de gas natural bajo las modalidades firme, de firmeza condicionada y de opción de compra:

a) Si el transportador incumple sus obligaciones, conforme a lo dispuesto en el literal a) del numeral 2º del artículo 14 de esta resolución, deberá reconocer y pagar al remitente el siguiente valor, según corresponda:

i. Cuando el incumplimiento no conlleve la interrupción del servicio a usuarios regulados, el valor que resulte de aplicar lo dispuesto en el numeral 3º del anexo 3 de esta resolución.

ii. Cuando el incumplimiento conlleve la interrupción del servicio a usuarios regulados, el valor que resulte de aplicar lo dispuesto en el numeral 4º del anexo 3 de esta resolución.

b) Si el remitente incumple su obligación de pagar los cargos de transporte pactados en el respectivo contrato, el transportador podrá hacer efectivas las garantías que hayan sido pactadas en el contrato respectivo. Lo anterior sin perjuicio del cobro de los intereses de mora que se hayan previsto en el contrato.

PAR. 1º—Las sumas que resulten de aplicar lo dispuesto en el presente artículo deberán ser liquidadas mensualmente, por parte del beneficiario, y facturadas con la misma periodicidad de la facturación del servicio.

PAR. 2º—Lo establecido en el presente artículo no excluye la aplicación del artículo 992 del Código de Comercio para los contratos de transporte de gas natural.

PAR. 3º—La CREG determinará el momento a partir del cual las compensaciones, a las que se hace referencia en el literal a) de los numerales 1, 3. 4, y 5  y en el literal a) del numeral 2 de este artículo, podrán ser calculadas con base en los precios de las negociaciones realizadas en el mercado secundario. Dichas disposiciones serán aplicables a los contratos que se suscriban con posterioridad a la adopción de las mismas.

PAR. 4º—Si las partes definen otras circunstancias en que se configure un incumplimiento, según lo previsto en el parágrafo 1º del artículo 14 de esta resolución, las partes también podrán acordar las compensaciones correspondientes.

ART. 16.—Actualización de precios.  Los precios pactados en los contratos de suministro bajo las modalidades firme, firme CF95, de firmeza condiciona y de opción de compra, solo se actualizarán anualmente con base en las ecuaciones establecidas en el anexo 4.

PAR. 1º—La actualización de precios de que trata este artículo también se aplicará a la prima de los contratos de opción de compra de gas.

PAR. 2º—La actualización de precios de que trata este artículo se aplicará cada 1º de diciembre.

PAR .3°-  Las partes de los contratos de más de un año celebrados con posterioridad al 15 de agosto de 2013 y que de mutuo acuerdo se acogieron a lo dispuesto en los artículos 1 y 2 de la Resolución CREG 017 de 2015, y a la opción del Artículo 2 de la Resolución CREG 183 de 2014, podrán acordar libremente la regla de actualización de precios que aplicará a partir del 1 de diciembre de 2015 y que deberá corresponder a valores determinísticos para cada uno de los años restantes de la vigencia del contrato o depender de un índice de manejo público dispuesto por una tercera parte independiente. El valor resultante de la actualización de precios será único para cada año. Los productores enviarán copia de dicho acuerdo a la CREG a más tardar el 8 de septiembre de 2015.

De no lograr un acuerdo entre las partes, estas aplicarán las ecuaciones de actualización de precios establecidas en los numerales 2.1 y 2.2 del Anexo 4 de la presente Resolución, según corresponda, y las partes aplicarán un factor de alfa (α) y un factor beta (β), los cuales publicará la CREG mediante circular de la Dirección Ejecutiva a más tardar el 30 de septiembre de 2015.

En la aplicación de las ecuaciones de actualización de precios para el 1 de diciembre de 2015, en caso de requerir precios promedio ponderado de 2014, las partes deberán utilizar el precio promedio ponderado que incluya los precios resultantes de haber aplicado las disposiciones del Artículo 3 de la Resolución CREG 017 de 2015 y del Artículo 1 de la Resolución CREG 183 de 2014.

PAR. 4.  Las partes de los contratos de más de un año vigentes y celebrados con posterioridad al 15 de agosto de 2013, diferentes a los que trata el parágrafo 3 del presente artículo, que prevean ajustes regulatorios en relación con la actualización de precios, podrán acordar libremente la regla de actualización de precios que aplicará a partir del 1 de diciembre de 2015 y que deberá corresponder a valores determinísticos para cada uno de los años restantes de la vigencia del contrato o depender de un índice de manejo público dispuesto por una tercera parte independiente. El valor resultante de la actualización de precios será único para cada año. Los productores enviarán copia de dicho acuerdo a la CREG a más tardar el 8 de septiembre de 2015.

De no lograr un acuerdo entre las partes, estas aplicarán la ecuación de actualización de precios del Anexo 4 de la presente Resolución que corresponda según lo establecido en el contrato.

En la aplicación de las ecuaciones de actualización de precios del Anexo 4 de la presente Resolución para el primero (1) de diciembre de 2015, en caso de requerir un precio promedio ponderado de 2014, las partes deberán utilizar el precio promedio ponderado publicado mediante la Circular CREG 108 de 2014. En caso de utilizar las ecuaciones establecidas en los numerales 2.1 y 2.2, según corresponda, las partes aplicarán un factor de alfa (α) y un factor beta (β), los cuales publicará la CREG mediante circular de la Dirección Ejecutiva a más tardar el 30 de septiembre de 2015.

PAR. 5.  Las partes de los contratos de más de un año, diferentes a los que tratan los parágrafos 3 y 4 del presente artículo, celebrados con posterioridad al 15 de agosto de 2013, podrán acordar libremente la regla de actualización de precios que aplicará a partir del 1 de diciembre de 2015. Dicha regla deberá ser informada a la CREG a más tardar el 8 de septiembre de 2015 y deberá corresponder a valores determinísticos para cada uno de los años restantes de la vigencia del contrato o depender de un índice de manejo público dispuesto por una tercera parte independiente. El valor resultante de la actualización de precios será único para cada año.

De no lograr un acuerdo entre las partes, estas aplicarán la actualización de precios establecida en el numeral 1 del Anexo 4 de la presente Resolución. 

En la aplicación de las ecuaciones de actualización de precios del Anexo 4 de la presente Resolución para el primero (1) de diciembre de 2015, en caso de requerir un precio promedio ponderado de 2014, las partes deberán utilizar el precio promedio ponderado publicado mediante la Circular CREG 108 de 2014.

PAR. 6.  En los contratos de más de un año que se celebren a partir del 21 de julio de 2015, como resultado del mecanismo de negociación directa, las partes aplicarán las ecuaciones de actualización de precios establecidas en el numeral 2 del Anexo 4 de la presente Resolución, según corresponda, con un factor de alfa (α) igual a cero (0). 

Las partes podrán acordar libremente un único valor del factor beta (β), el cual deberá corresponder a un valor entre cero (0) y uno (1), que aplicará desde la primera y hasta la última actualización de la vigencia del contrato.

De no lograr un acuerdo entre las partes, estas deberán aplicar el factor beta (β) que publicará la CREG mediante circular de la Dirección Ejecutiva a más tardar el 30 de septiembre de 2015. 

PAR. 7.  Los precios de los contratos de largo plazo de más de un año que se celebren como resultado de la negociación mediante subasta de que trata el Artículo 27 de la presente Resolución se actualizarán con base en las ecuaciones definidas en el numeral 2 del Anexo 4 de la presente Resolución, con un factor de alfa (α) igual a cero (0) y el factor beta (β) que publique la CREG mediante circular de la Dirección Ejecutiva a más tardar el 30 de septiembre de 2015. 

CAPÍTULO III

Participantes en el mercado primario

ART. 17.Vendedores de gas natural.  Los productores-comercializadores y los comercializadores de gas importado son los únicos participantes del mercado que podrán vender 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.

PAR.—El comercializador del gas natural de propiedad del Estado y de las participaciones de la ANH sólo podrá participar como vendedor de gas natural en el mercado primario.

ART. 18.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.

ART. 19.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.

ART. 20.—Compradores 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 comprar capacidad de transporte 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

ART. 21.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, 2526 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.

ART. 22.Negociación directa en cualquier momento del año.  Los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en los artículos 17 y 18 de esta resolución podrán negociar directamente el suministro de gas natural, en cualquier momento del año, en los casos señalados a continuación.

1. Los productores-comercializadores sólo podrán comercializar gas natural mediante negociaciones directas, en cualquier momento del año, en los siguientes casos:

a) Cuando, de conformidad con lo establecido en el artículo 12 del Decreto 2100 de 2011, o aquel que lo modifique, complemente o sustituya,  provenga de las siguientes fuentes de producción:

i. Campos que se encuentren en pruebas extensas o sobre los cuales no se haya declarado su comercialidad.

ii. Campos menores.

iii. Yacimientos no convencionales.

b) Cuando provenga de un campo aislado. Se deberá entender como campo aislado aquel que no tiene conexión, a través de gasoductos, a sistemas de transporte del SNT que tienen acceso físico, directamente o a través de otros sistemas de transporte, a los puntos de Ballena en el Departamento de La Guajira o de Cusiana en el Departamento de Casanare.

c) Cuando provenga del desarrollo de un nuevo campo de producción de gas natural. Se deberá entender desarrollo en los términos del contrato de exploración y producción de hidrocarburos de la ANH. El gas natural proveniente de ese nuevo campo y que se declare como oferta de PTDVF podrá negociarse directamente durante los tres (3) años siguientes a la declaratoria de comercialidad del nuevo campo, período durante el cual deberán celebrarse los contratos resultantes de dichas negociaciones. Una vez terminado ese período de tiempo el gas natural proveniente de ese campo se deberá comercializar de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 25 y en el Artìculo 26 de esta resolución.

d) Cuando se ofrezca mediante la modalidad de contrato de opción de compra contra exportaciones, siempre que la cantidad a negociar no supere la cantidad vendida o por vender por el respectivo productor-comercializador con destino a exportaciones.

e) Cuando se ofrezca mediante la modalidad de contrato de suministro de contingencia.

2. Los comercializadores de gas importado solo podrán comercializar gas natural mediante negociaciones directas, en cualquier momento del año, en los siguientes casos:

a) Cuando se destine a la atención de la demanda del sector térmico, en los términos señalados en la Resolución CREG 062 de 2013, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

b) Cuando se ofrezca mediante la modalidad de contrato de suministro de contingencia.

PAR. 1º—Los contratos que estén vigentes al momento de la expedición de esta Resolución y que tengan fecha de vencimiento anterior a un 30 de noviembre podrán ser extendidos, de mutuo acuerdo entre las partes, hasta el 30 de noviembre inmediatamente siguiente a la fecha de vencimiento prevista al momento de la expedición de esta resolución.

PAR. 2º—Los productores-comercializadores cuya participación en un contrato de asociación o en un contrato de exploración y producción finalice en una fecha anterior a un 30 de noviembre podrán comercializar el gas natural que les corresponde mediante negociaciones directas con otros productores-comercializadores o con los compradores a los que se hace referencia en el atículo 18 de esta resolución. Estas negociaciones deberán tener como fecha de inicio de la obligación de entrega el 30 de noviembre inmediatamente anterior a la fecha de finalización de la participación en el respectivo contrato de asociación o de exploración y producción, y deberán tener como fecha de terminación de la obligación de entrega la fecha de finalización de la participación en el respectivo contrato de asociación o de exploración y producción. En este caso no se dará aplicación a las disposiciones de la Resolución CREG 093 de 2006.

PAR. 3º—En cualquiera de los casos señalados en este artículo los productores-comercializadores y los comercializadores de gas importado podrán comercializar gas natural a través de los mecanismos de negociación a que se refiere el Artìculo 26 de esta resolución. 

ART. 23.(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 artículo 3° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

 

ART. 24.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 ai, , tomarán como precio de referencia el resultante de aplicar la siguiente ecuación:   

   

 

La definición de las variables PA y PB de la anterior ecuación se establece en el numeral 4 del literal A del Artículo 26 de la presente Resolución.

Artículo 25. Incumplimiento insalvable.  Las situaciones que constituyen un incumplimiento insalvable y que obligan al  auditor a informar respecto de la ocurrencia de ésta situación, son las siguientes:  
 
a).  Abandono por parte del adjudicatario,  o del transportador incumbente que ejecute en primera instancia proyectos de IPAT, de la ejecución del proyecto, dado por la cesación no justificada de las actividades descritas en el cronograma detallado de las etapas de construcción del proyecto.
 
b).  Cuando en el informe de que trata el literal a) del Artículo 24 de la presente Resolución el auditor verifique que el adjudicatario, o el transportador incumbente que ejecute en primera instancia proyectos de IPAT, omitió corregir desviaciones, identificadas en el informe previo, que no corresponden a las características del proyecto definido en el plan de abastecimiento adoptado por el MME y en los documentos de selección, siendo obligación de este hacerlo. 
   
c).  Cuando en el informe de que trata el literal a) del Artículo 24 de la presente Resolución el auditor verifique que el adjudicatario, o el transportador incumbente que ejecute en primera instancia proyectos de IPAT, no corrigió desviaciones en el proyecto, identificadas en el informe previo, que llevan a que las características técnicas de alguno de los activos del proyecto sean menores a las requeridas por los estándares y normas técnicas aplicables. Para el caso de proyectos de transporte de gas los estándares y normas técnicas aplicables se establecen en el numeral 6 del RUT, o aquellas normas que lo modifiquen o sustituyan.  
 
d).  Cuando a la terminación del proyecto el auditor identifique que el proyecto ejecutado no coincide con los requerimientos exigidos en el plan de abastecimiento de gas y en los documentos de selección.

ART. 25.(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 2100 de 2011 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 artículo 4° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ART. 26.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:             Cantidad máxima diaria para el comercializador i para atender usuarios regulados, expresada en MBTUD.

        Max (CETs) : 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 Anexo 2 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 Artículo 17, 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 Anexo 5 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 Artículo 9, por las cantidades efectivamente reservadas, cuyo precio corresponderá a la definición de la siguiente ecuación:

 

 

 

En caso de que no se cuente para un campocon precios de referencia de subasta de contrato C2, PC2,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,PC1,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, PC2,f , ni precios de referencia de subasta de contrato C1, PC1,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

  1. Los vendedores de que trata el Artículo 17 de esta Resolución declararán al gestor del mercado las cantidades a ofrecer mediante modalidad contractual C1, para todos los campos y/o fuentes de suministro, las cuales deberán ser mayores o iguales al 25% de su PTDVF o CIDVF disponible para todo el año t una vez restadas las cantidades negociadas a largo plazo según el Artículo 25 de esta Resolución y las cantidades reservadas según lo dispuesto en el literal A del presente artículo. El gestor del mercado recibirá las declaraciones de acuerdo con lo dispuesto en el Anexo 5 de esta Resolución.
  2. El gestor del mercado llevarà a cabo la subasta para la compraventa de contratos de suministro C1, en la fecha que se establezca a travès del cronograma mencionado en el Artículo 25, en la cual podrán participar todos los compradores a los que se hace referencia en el Artículo 18 de esta Resolución. Una vez finalizada la subasta, el gestor del mercado publicará el precio de adjudicación del producto C1 para cada fuente de suministro
  3. Una vez llevada a cabo la subasta del numeral 2 del presente literal, el gestor del mercado publicará el precio de adjudicación del producto C1 para cada fuente de suministro. Asimismo, el gestor del mercado determinará y publicará las cantidades de energía que cada vendedor deberá ofrecer mediante modalidad contractual C2, para todos los campos y/o fuentes de suministro, teniendo en cuenta lo señalado en el Artículo 27 de la presente Resolución y los términos del Anexo 5 de esta Resolución.
  4. El gestor del mercado llevará a cabo la subasta para la compraventa de contratos de suministro C2, en la fecha que se establezca a través del cronograma mencionado en el Artículo 25. En dicha subasta podrán participar los compradores a los que se hace referencia en el Artículo 18 de esta Resolución con excepción de los agentes térmicos. Una vez finalizada la subasta, el gestor del mercado publicará el precio de adjudicación del producto C2 para cada fuente de suministro.
  5. Las negociaciones mediante las subastas se regirán por el reglamento establecido en el Anexo 5 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, Pci,

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

  1. A màs tardar a las 13:45 horas del dìa de gas, los titulares de los derechos de suministro de contrato C1 declararàn a su vendedor las cantidades de la parte variable que desean tener disponible para el dìa D+1. Dicha declaración corresponderá a las cantidades preliminares que desea ejecutar de sus contratos y que para efectos comerciales serían las cantidades a facturar adicionales a la parte fija de estos contrato.
  2. A más tardar a las 14:15 horas del día de gas, cada vendedor de contratos de suministro C1 y/o C2 deberá informar a sus compradores, de acuerdo con la declaración de ejecución de la parte variable de sus contratos C1 de que trata el literal a) anterior, las cantidades preliminares asignadas comercialmente a cada comprador y que estarían disponibles para nominar en cada uno de los contratos C1 y C2 para el día D+1.
  3. Teniendo en cuenta la informaciòn suministrada por los vendedores de las cantidades premilinares disponibles para el dà D+1, los titulares de derecho de suministro de contratos C1 que sean a su vez titulares de contratos C2, podràn modificar su solicitud de ejecuciòn de la parte variable de contratos C1 declarando la nueva cantidad a su vendedor, quen sòlo podrà ser mayor a la cantidad preliminar declarada, a màs tardar  a las 14:45 horas del dìa de gas.
  4. A partir de la informacuiòn declarada en el literal c) anterior, los vendedores de contratos de suministro C1 y C2 calcularán las cantidades disponibles para entregar el día D+1 de los contratos C2 e informarán a las contrapartes la ejecución definitiva de los contratos C1 así como las cantidades definitivas disponibles para entrega r el día D+1  de contratos C2 a más tardar a las 15:15 del día de gas.

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.

 

ART. 27.—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 Anexo 10 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 Artículo 26 deberán cumplir las siguientes desigualdades:

ART. 28.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 Artículo 22 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 Artículo 25 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 Artículo 26 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

ART. 29.—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 IV

Aspectos comerciales del mercado secundario

CAPÍTULO I

Modalidades y requisitos mínimos de contratos de suministro y de transporte

ART. 30.—(Modificado).* Modalidades de contratos permitidos. En el mercado secundario solo podrán pactarse las siguientes modalidades de contratos:

1. Contrato firme o que garantiza firmeza.

2. Contrato de suministro con firmeza condicionada.

3. Contrato de transporte con firmeza condicionada.

4. Contrato de opción de compra de gas.

5. Contrato de opción de compra de gas contra exportaciones.

6. Contrato de opción de compra de transporte.

7. Contrato de suministro de contingencia.

8. Contrato de transporte de contingencia.

9. Contrato con interrupciones.

Con excepción de los contratos con interrupciones, los contratos señalados en este artículo deberán cumplir las condiciones establecidas en los artículos 11,  12, 14,  15, 3132  de esta resolución.

PAR. 1º—Los contratos del mercado secundario 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.

PAR. 2º—Todos los contratos del mercado secundario serán de entrega física.

PAR. 3º—Cada contrato que se suscriba en el mercado secundario solo podrá adoptar una de las modalidades contractuales establecidas en este artículo y no podrá 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, según su modalidad.

PAR. 4º—En las negociaciones de capacidad de transporte que se realicen en el mercado secundario, el remitente cesionario, el remitente secundario o el remitente de corto plazo, según corresponda, se acogerá al acuerdo de balance adoptado entre el remitente primario y el transportador.

PAR. 5º—Con excepción de los contratos con interrupciones, durante la vigencia de los contratos señalados en este artículo, las obligaciones de dichos contratos se considerarán permanentes y por el 100% del gas natural o de la capacidad contratada.

PAR. 6º—La duración permisible para suspensiones del servicio por labores programadas para reparaciones técnicas o mantenimientos periódicos serán las acordadas por las partes del contrato, sin que se superen las duraciones establecidas en el artículo 13 de esta resolución.

*(Nota: Modificado por la Resolución 21 de 2019 artículo 5° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ART. 31.(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 numeral 2º 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 artículo 6° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ART. 32.(Modificado).* Puntos estándar de entrega e indicadores de formación de precios. 

A. Puntos estándar de entrega. En los contratos de suministro de gas natural que se suscriban en el mercado secundario, distintos de los contratos con interrupciones negociados como se establece en el literal B del Artículo 49 de la presente Resolución, se deberá pactar el punto estándar de entrega, establecido en listado que adoptará la CREG en circular de la Dirección Ejecutiva.

En todo caso, dichos puntos de entrega deben corresponder a: i) un punto de transferencia de custodia entre el productor-comercializador, o el comercializador de gas importado, y el transportador cuando se trate de puntos de entrada al sistema de transporte; ii) un punto de transferencia de custodia entre el transportador y el vendedor del mercado secundario cuando se trate de puntos de salida del sistema de transporte; iii) un punto de transferencia entre transportadores; o iv) un punto de inicio o terminación del servicio de transporte.

adicionado por la circular 016 de 2019*

1. Punto de entrada al SNT en Ballena.
2. Punto de entrada al SNT en Cusiana.
3. Punto de entrada al SNT en La Creciente.
4. Centro Operacional de Gas en Barrancabermeja.
5. Punto de entrada al SNT en Gibraltar.
6. Punto de entrada al SNT en Jobo.
7. Punto de entrada al SNT en Caramelo.
8. Punto de entrada al SNT en Corrales.
9. Punto de entrada al SNT en Tucurinca.
10. Punto de entrada al SNT en Bullerengue.


B. Indicadores de formación de precios: Mediante circular la Dirección Ejecutiva de la CREG definirá el conjunto de puntos estándar de entrega que se utilizarán para cada indicador. Asimismo, se definirá la metodología que se debe utilizar para el cálculo de los indicadores.

Una vez la Dirección Ejecutiva de la CREG defina el conjunto de puntos estándar de entrega que se utilizarán para cada indicador y la metodología a utilizar para el cálculo de los indicadores, el gestor del mercado calculará y publicará en el BEC los indicadores de formación de precios, con base en la información registrada por los participantes del mercado para cada punto estándar de entrega.

 

PAR. 1º—El vendedor deberá entregar el gas en el punto estándar de entrega donde lo ofreció y deberá asumir los costos para transportar el gas hasta ese punto.

PAR. 2º—Lo establecido en este artículo no cobijará a los contratos ofrecidos a través del proceso úselo o véndalo de corto plazo de que tratan los artículos 44 y 45 de esta Resolución.

PAR. 3º—La transferencia de propiedad del gas entre el vendedor y el comprador del mercado secundario deberá corresponder a uno de los puntos estándar listados en la circular que la CREG publique
para estos efectos.

PAR. 4.- En caso de que el gas no sea inyectado al SNT, se deberá reportar como punto estándar de entrega el código de la División Político-administrativa -Divipola vigente, publicado en la página web del Departamento Nacional de Estadística –DANE del centro poblado en el que el vendedor entregue el gas; si el vendedor entrega el gas en boca de pozo el punto estándar de entrega será el campo.

PAR. 5.- En la ejecución de los contratos con interrupciones negociados bilateralmente, como se establece en el literal c) del numeral 4 del literal B del Artículo 49Artículo 49 de la presente Resolución, las partes definirán los puntos estándar de entrega, los cuales deberán corresponder a los puntos estándar listados en la circular que la CREG publique para estos efectos.

 

*(Nota: Modificado por la Resolución 21 de 2019 artículo 7° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

CAPÍTULO II

Participantes en el mercado secundario

ART. 33.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.

ART. 34.—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.

ART. 35.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.

ART. 36.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

ART. 37.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 42 de esta resolución, podrán realizar negociaciones de compraventa de gas natural en el mercado secundario de acuerdo con lo señalado en el artículo 40 de esta resolución.

ART. 38.Negociaciones directas de capacidad de transporte.  Con excepción de los usuarios no regulados, los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en los artículos 35 y 36 de esta resolución podrán negociar directamente la compraventa de capacidad de transporte de gas natural en el mercado secundario. En estas negociaciones sólo 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 de la capacidad de transporte que se comercialice mediante estas negociaciones directas.

Los mencionados vendedores y compradores, que estén registrados en el BEC según lo dispuesto en el Artículo 42 de esta resolución, podrán realizar negociaciones de compraventa de capacidad de transporte en el mercado secundario de acuerdo con lo señalado en el Artículo 40 de esta Resolución.

PAR.—Las negociaciones de compraventa de capacidad de transporte que se realicen en el mercado secundario y que ocasionen desvíos dentro de los tramos de gasoductos contratados por el remitente primario no darán lugar al cobro de cargos adicionales por el servicio de transporte.

ART. 39.—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.

CAPÍTULO IV

Negociaciones a través del BEC

ART. 40.Negociaciones directas a través de BEC.   Como parte del servicio al que se hace referencia en el numeral 4º del artículo 6º de esta resolución, el gestor del mercado pondrá la siguiente información a disposición de los participantes del mercado que estén registrados en el BEC según lo dispuesto en el Artículo 42 de esta resolución:

1. Ofertas de venta de gas natural. Las ofertas deberán especificar la identidad del oferente, los datos de contacto del mismo, la cantidad ofrecida en MBTUD, la duración del contrato ofrecido, el punto estándar de entrega, los precios de venta en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU, y la fecha máxima para manifestar interés en el contrato ofrecido.

2. Solicitudes de compra de gas natural. Las solicitudes deberán especificar la identidad del solicitante, los datos de contacto del mismo, la cantidad requerida en MBTUD, la duración del contrato solicitado, el punto estándar de entrega, el precio de compra en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU, y la fecha máxima para manifestar interés en el contrato solicitado.

3. Ofertas de venta de capacidad de transporte. Las ofertas deberán especificar la identidad del oferente, los datos de contacto del mismo, la duración del contrato ofrecido, los tramos de gasoductos que conforman la ruta ofrecida, la capacidad ofrecida en KPCD por cada tramo, el precio de venta en dólares de los Estados Unidos de América por KPC, y la fecha máxima para manifestar interés en el contrato ofrecido.

4. Solicitudes de compra de capacidad de transporte. Las solicitudes deberán especificar la identidad del solicitante, los datos de contacto del mismo, la duración del contrato solicitado, los tramos de gasoducto que conforman la ruta requerida, la capacidad requerida en KPCD por cada tramo, el precio de compra en dólares de los Estados Unidos de América por KPC, y la fecha máxima para manifestar interés en el contrato solicitado.

A partir de esta información, los vendedores y los compradores que estén registrados en el BEC, según lo dispuesto en el artículo 42 de esta Resolución, realizarán las negociaciones directas de su interés. Será responsabilidad de estos participantes del mercado llevar a cabo cada una de las negociaciones y celebrar los correspondientes contratos, con sujeción a lo dispuesto en el capítulo I del título IV de la presente Resolución.

PAR.—El gestor del mercado definirá el medio y el formato para la presentación de las ofertas de venta y de las solicitudes de compra a las que se hace referencia en este artículo. El gestor del mercado facilitará la publicación de otra información sobre las ofertas de venta y las solicitudes de compra que los participantes del mercado deseen publicar voluntariamente.

ART. 41.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.

ART. 42.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.

CAPÍTULO V

Procesos úselo o véndalo

ART. 43.Proceso úselo o véndalo de largo plazo para capacidad de transporte. Los compradores a los que se refiere el artículo 20 de la presente resolución, que hayan contratado capacidad de transporte y no dispongan de cantidades de gas suficientes para hacer uso de esa capacidad de transporte, deberán acogerse al siguiente mecanismo para ofrecer su exceso de capacidad de transporte a quienes la requieran para transportar cantidades de gas contratadas a través de los mecanismos de comercialización definidos en el artículo 21 de la presente resolución:

1. Determinación de la capacidad excedentaria. El gestor del mercado determinará la capacidad de transporte excedentaria según se define en el anexo 6 de esta Resolución.

2. Subastas de la capacidad excedentaria. El gestor del mercado deberá aplicar el procedimiento de negociación de capacidad excedentaria mediante el mecanismo de subasta que se regirá por el reglamento establecido en el anexo 6 de esta Resolución.

3. Productos de las subastas. En cada subasta se negociará la capacidad de transporte excedentaria por ruta bajo la modalidad de contrato firme de duración anual. Por ruta se entenderá el conjunto de tramos conectados entre sí con capacidad excedentaria a subastar.

4. Precio de cierre de las subastas. La capacidad excedentaria que se negocie mediante cada subasta tendrá el precio de cierre de la subasta, el cual estará expresado en dólares de los Estados Unidos de América por KPC.

5. Obligaciones de pago. Los compradores le pagarán a los vendedores el valor que resulte de multiplicar el precio de cierre de la subasta, la capacidad adjudicada y el número de días del período de facturación correspondiente.

6. Coordinación operativa. Los vendedores y los compradores coordinarán los aspectos operativos requeridos, tales como el proceso de nominación, conforme a la regulación vigente.

PAR. 1º—Los compradores del proceso úselo o véndalo de largo plazo para capacidad de transporte deberán tener los sistemas de medición establecidos en la regulación.

ART. 44.—Proceso úselo o véndalo de corto plazo para gas natural. El gas natural que haya sido contratado en firme y no haya sido nominado para el siguiente día de gas estará a disposición de los compradores a los que se hace referencia en el artículo 34 de esta resolución, que estén registrados en el BEC según lo dispuesto en el artículo 42 de la misma. Para la negociación de este gas se seguirá este procedimiento:

1. Declaración de las cantidades disponibles. A más tardar a las 15:55 horas del Día D-1, los productores-comercializadores y los comercializadores de gas importado declararán los titulares de los derechos de suministro del gas natural contratado, bajo las modalidades de contratos firmes, firmes CF95 (en el 95% de la cantidad contratada), de firmeza condicionada, de suministro C1 (en su componente fijo firme) y de suministro C2 (en su componente fijo más el gas disponible para contratos C2)  que no haya sido nominado para el siguiente día de gas, las respectivas cantidades de gas no nominado y los correspondientes puntos de entrega de dicho gas pactados en los contratos. Se entenderá por punto de entrega el 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. Esta declaración deberá presentarse de acuerdo con lo señalado en el numeral 5.4 del Anexo 8 de la presente Resolución.

En esta declaración no se deberán incluir las cantidades que no fueron nominadas como consecuencia de uno de los eventos de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña o de uno de los eventos eximentes de responsabilidad a los que se hace referencia en los artículos 11 y 12 de esta Resolución.

La no declaración de esta información o su declaración inoportuna podrá ser considerada por las autoridades competentes como una práctica contraria a la libre competencia. Lo anterior sin perjuicio de la responsabilidad derivada de la posible falla en la prestación del servicio que se cause por la no declaración de esta información.

Si en las cantidades declaradas como disponibles se encuentra gas natural contratado por generadores térmicos, estos le deberán informar al gestor del mercado qué cantidad no debe ser ofrecida a través del proceso úselo o véndalo de corto plazo para gas natural. La cantidad informada por los generadores no será considerada parte del gas natural disponible. Si antes de las 16:00 horas el gestor del mercado no recibe esta información, este entenderá que la totalidad del gas no nominado por el correspondiente generador térmico sí está disponible para este proceso.

2. Definición del precio de oferta. El precio de oferta de las cantidades de gas disponibles de que trata el numeral anterior será el precio de reserva que declaren los titulares de las cantidades de gas natural disponibles conforme a lo establecido en el numeral 5.4 del Anexo 8 de la presente Resolución.

3. Publicación de la cantidad disponible. A más tardar a las 16:10 horas del Día D-1, el gestor del mercado publicará la cantidad total de gas disponible en cada punto de entrega.

4. Recibo de las solicitudes de compra. A más tardar a las 16:35 horas del Día D-1, los compradores de que trata el Artículo 34 de esta Resolución, que se hayan registrado en el BEC según lo dispuesto en el Artículo 42 de esta Resolución y que estén interesados en contratar el gas ofrecido en el proceso úselo o véndalo de corto plazo para gas natural, enviarán sus solicitudes de compra al gestor del mercado. Estas solicitudes de compra deberán presentarse de conformidad con lo establecido en el numeral 5.6 del anexo 8 de la presente resolución.

5. Subasta de la cantidad disponible. El gestor del mercado deberá facilitar la comercialización de las cantidades disponibles de gas natural, para lo cual dará aplicación al procedimiento de negociación mediante el mecanismo de subasta a que se refiere el numeral 5.7 del anexo 8 de la presente resolución. Este mecanismo se aplicará entre las 16:35 y las 17:00 horas del Día D-1 para cada punto de entrega de gas. Habrá tantas subastas como puntos de entrega con gas disponible para subastar. El gas negociado será entregado en el punto de entrega para el cual se especificó cada una de las subastas.

6. Información de los resultados de las subastas. A más tardar a las 17:00 horas del Día D-1, una vez finalizadas las subastas, el gestor del mercado deberá informar a los vendedores y a los compradores las cantidades asignadas bajo este proceso. El gestor del mercado igualmente informará dichas cantidades a los productores-comercializadores y a los comercializadores de gas importado involucrados en este proceso.

7. Celebración de contratos. El vendedor y el respectivo comprador serán responsables de suscribir el contrato de compraventa de gas natural. Este deberá cumplir las condiciones y los requisitos mínimos de un contrato firme sujeto a lo dispuesto en el capítulo I del título IV de la presente resolución.

El vendedor podrá supeditar el perfeccionamiento y la ejecución del contrato y, por tanto, la nominación del gas a un acuerdo sobre los mecanismos para el cubrimiento del riesgo de cartera al que él se enfrenta. En todo caso, el vendedor siempre podrá exigir como garantía el mecanismo de prepago y deberá aceptarlo cuando el comprador elija este mecanismo de cubrimiento.

Si el comprador realiza el prepago del gas natural adoptará la condición de comprador de corto plazo y como tal será el titular de los derechos de suministro de gas para el día de gas. En este evento el vendedor estará obligado a nominar el gas negociado o a solicitar la nominación del gas al responsable de la misma, según corresponda.

Para facilitar el funcionamiento del mecanismo de prepago, el gestor del mercado fungirá como depositario del dinero en prepago por medio de un instrumento fiduciario regido por los criterios que defina la CREG en resolución aparte.

8. Programación definitiva del suministro. A más tardar a las 18:50 horas del Día D-1, el responsable de la nominación de gas confirmará al respectivo productor-comercializador y/o comercializador de gas importado la cantidad vendida a través del proceso definido en este artículo, la cual deberá ser igual o inferior a la informada por el gestor del mercado según lo señalado en el numeral 6º de este artículo. Esta cantidad entrará al programa definitivo de suministro de gas que el productor-comercializador y/o el comercializador de gas importado debe elaborar y enviar al responsable de la nominación de gas y al gestor del mercado a más tardar a las 19:50 horas.

A más tardar a las 20:00 horas, el responsable de la nominación de gas enviará al comprador de corto plazo el programa definitivo de suministro elaborado por el productor-comercializador y/o el comercializador de gas importado.

PAR. 1º—El gestor del mercado definirá el medio y los formatos para la declaración de la información señalada en este artículo.

PAR. 2º—Los días 1 y 15 de cada mes el gestor del mercado ordenará la transferencia del dinero depositado en el instrumento fiduciario a los vendedores correspondientes. En caso de que alguno de estos días no sea un día hábil, la transferencia se hará el siguiente día hábil.

Todas las transferencias del dinero recibido por concepto de prepago deberán incluir los rendimientos financieros que se hayan generado. Al momento de hacer las transferencias se deberán descontar los gastos correspondientes por concepto de administración e impuestos.

PAR. 3º—El comprador de corto plazo será responsable de pagar al vendedor de corto plazo las compensaciones que ocasione por variaciones de salida.

PAR. 4º—Durante el ciclo de nominación los responsables de la nominación de gas no podrán modificar las cantidades de energía nominadas a la hora límite para el recibo de la nominación diaria de suministro, por parte de los productores-comercializadores y de los comercializadores de gas importado, establecida en el RUT. En la confirmación de la cantidad de energía a suministrar, a realizar dentro de la hora límite establecida en el RUT, sólo se podrán aumentar las cantidades nominadas inicialmente en aplicación del proceso úselo o véndalo de corto plazo para gas natural.

PAR. 5º—La CREG analizará la viabilidad y conveniencia de remplazar los procesos definidos en este artículo y en el artículo 46 de esta resolución por un único proceso en el que se permita la compraventa de gas natural y de capacidad de transporte en una misma negociación.

ART. 45.Proceso úselo o véndalo de corto plazo para capacidad de transporte. La capacidad de transporte de gas natural que haya sido contratada y no haya sido nominada para el siguiente día de gas estará a disposición de los compradores a los que se hace referencia en el  Artículo 36 de esta resolución, que estén registrados en el BEC según lo dispuesto en el Artículo 42 de la misma. Para la negociación de esta capacidad de transporte se seguirá este procedimiento:

1. Declaración de las capacidades disponibles. A más tardar a las 16:50 horas del Día D-1, los transportadores declararán los titulares de las capacidades de transporte de gas natural contratadas, bajo las modalidades de contratos firmes y contratos de transporte con firmeza condicionada, que no hayan sido nominadas para el siguiente día de gas, las respectivas capacidades no nominadas y las correspondientes rutas disponibles, entendidas como el conjunto de tramos de gasoductos para los cuales no se haya presentado nominación. Esta declaración deberá presentarse de acuerdo con lo señalado en el numeral 6.4 del anexo 8 de la presente resolución.

En esta declaración no se deberán incluir las capacidades que no fueron nominadas como consecuencia de uno de los eventos de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña o de uno de los eventos eximentes de responsabilidad a los que se hace referencia en los artículos 11 y 12 de esta resolución.

La no declaración de esta información o su declaración inoportuna podrá ser considerada por las autoridades competentes como una práctica contraria a la libre competencia. Lo anterior sin perjuicio de la responsabilidad derivada de la posible falla en la prestación del servicio que se cause por la no declaración de esta información.

Si en las capacidades declaradas como disponibles se encuentra capacidad contratada por generadores térmicos, estos le deberán informar al gestor del mercado qué capacidad no debe ser ofrecida a través del proceso úselo o véndalo de corto plazo para capacidad de transporte. La capacidad informada por los generadores no será considerada parte de la capacidad disponible. Si antes de las 16:55 horas el gestor del mercado no recibe esta información, este entenderá que la totalidad de la capacidad no nominada por el correspondiente generador térmico sí está disponible para este proceso.

2. Definición del precio de oferta. El precio de oferta de las capacidades disponibles de que trata el numeral anterior será el precio de reserva que declaren los titulares de las capacidades disponibles conforme a lo establecido en el numeral 6.4 del anexo 8 de la presente resolución.

3. Publicación de la capacidad disponible. A más tardar a las 17:05 horas del Día D-1 el gestor del mercado publicará la capacidad total disponible en cada ruta.

4. Recibo de las solicitudes de compra. A más tardar a las 17:30 horas del Día D-1, los compradores de que trata el artículo 36 de esta resolución, que se hayan registrado en el BEC según lo dispuesto en el artículo 42 de esta Resolución y que estén interesados en contratar la capacidad ofrecida en el proceso úselo o véndalo de corto plazo para capacidad de transporte, enviarán sus solicitudes de compra al gestor del mercado. Estas solicitudes de compra deberán presentarse de conformidad con lo establecido en el numeral 6.6 del anexo 8 de la presente resolución.

5. Subasta de la capacidad disponible. El gestor del mercado deberá facilitar la comercialización de las capacidades disponibles, para lo cual dará aplicación al procedimiento de negociación mediante el mecanismo de subasta a que se refiere el numeral 6.7 del anexo 8 de la presente resolución. Este mecanismo se aplicará entre las 17:30 y las 17:55 horas del Día D-1 para cada ruta. Habrá tantas subastas como rutas con capacidad disponible para subastar.

6. Información de los resultados de las subastas. A más tardar a las 17:55 horas del Día D-1, una vez finalizadas las subastas, el gestor del mercado deberá informar a los vendedores y a los compradores las capacidades asignadas bajo este proceso. El gestor del mercado igualmente informará dichas capacidades a los transportadores involucrados en este proceso.

7. Celebración de contratos. El vendedor y el respectivo comprador serán responsables de suscribir el contrato de compraventa de capacidad de transporte. Este deberá cumplir las condiciones y los requisitos mínimos de un contrato firme sujeto a lo dispuesto en el capítulo I del título IV de la presente resolución.

El vendedor podrá supeditar el perfeccionamiento y la ejecución del contrato y, por tanto, la nominación de la capacidad a un acuerdo sobre los mecanismos para el cubrimiento del riesgo de cartera al que él se enfrenta. En todo caso, el vendedor siempre podrá exigir como garantía el mecanismo de prepago y deberá aceptarlo cuando el comprador elija este mecanismo de cubrimiento.

Si el comprador realiza el prepago de la capacidad adoptará la condición de remitente de corto plazo y como tal será el titular de la capacidad contratada para el día de gas. En este evento el vendedor estará obligado a nominar la capacidad negociada o solicitarla al responsable de la nominación de transporte, según corresponda.

Para facilitar el funcionamiento del mecanismo de prepago, el gestor del mercado fungirá como depositario del dinero en prepago por medio de un instrumento fiduciario regido por los criterios que defina la CREG en resolución aparte.

8. Programación definitiva del transporte. A más tardar a las 18:50 horas del Día D-1, el responsable de la nominación de transporte confirmará al respectivo transportador la capacidad vendida a través del proceso definido en este artículo, la cual deberá ser igual o inferior a la informada por el gestor del mercado según lo señalado en el numeral 6 de este artículo. Esta capacidad entrará al programa definitivo de transporte de gas que el transportador debe elaborar y enviar al responsable de la nominación de transporte y al gestor del mercado a más tardar a las 20:20 horas.

A más tardar a las 20:30 horas, el responsable de la nominación de transporte enviará al remitente de corto plazo el programa definitivo de transporte elaborado por el transportador.

PAR. 1º—El gestor del mercado definirá el medio y los formatos para la declaración de la información señalada en este artículo.

PAR. 2º—Los días 1 y 15 de cada mes el gestor del mercado ordenará la transferencia del dinero depositado en el instrumento fiduciario a los vendedores. En caso de que alguno de estos días no sea un día hábil, la transferencia se hará el siguiente día hábil.

Todas las transferencias del dinero recibido por concepto de prepago deberán incluir los rendimientos financieros que se hayan generado. Al momento de hacer las transferencias se deberán descontar los gastos correspondientes por concepto de administración e impuestos.

PAR. 3º—El remitente de corto plazo será responsable de pagar al vendedor de corto plazo las compensaciones que ocasione por variaciones de salida.

PAR. 4º—Durante el ciclo de nominación los responsables de la nominación de transporte no podrán modificar las cantidades de energía nominadas a la hora límite para el recibo de la nominación diaria de transporte, por parte de los transportadores, establecida en el RUT. En la confirmación de la cantidad de energía a transportar, a realizar dentro de la hora límite establecida en el RUT, sólo se podrán aumentar las cantidades nominadas inicialmente en aplicación del proceso úselo o véndalo de corto plazo para capacidad de transporte.

PAR. 5º—La CREG analizará la viabilidad y conveniencia de remplazar los procesos definidos en este artículo y en el artículo 44 de esta resolución por un único proceso en el que se permita la compraventa de gas natural y capacidad de transporte en una misma negociación.

CAPÍTULO VI

Promotor de mercado

ART. 46.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.

ART. 47.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 artículo 33 de esta resolución, que esté registrado en el BEC según lo dispuesto en el artículo 42 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.

ART. 48.—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 V

Negociación de contratos con interrupciones

ART. 49.(Modificado).* Negociación de contratos de suministro con interrupciones.

A.Negociación de contratos con interrupciones mediante subastas: Los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en los artículos 17, 33, 18 y 34 de esta resolución sólo podrán negociar la compraventa de gas natural mediante la modalidad de contratos con interrupciones a través de subastas mensuales. Estas subastas se realizarán el penúltimo día hábil de cada mes para cada 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, y se regirán por el reglamento establecido en el anexo 9 de esta resolución.

B. Negociación de contratos con interrupciones a través de negociaciones directas: Con excepción de los usuarios no regulados, los vendedores y los compradores a los que hace referencia los artículos 33, y 34 de esta Resolución podrán negociar directamente contratos con interrupciones en cualquier momento del año mediante las siguientes reglas:
1. Duración: el contrato deberá tener una duración mínima de 1 mes y máxima de 12 meses. En cualquier caso, su ejecución deberá iniciar antes de la finalización del año de gas en que se realice el registro, comprendido entre el 1 de diciembre y el 30 de noviembre del año calendario siguiente. 

2. Precio: las partes deberán pactar un precio único expresado en dólares americanos por MBTU y no se actualizará durante el plazo de duración del contrato.
3. Cantidades: las partes deberán acordar la cantidad máxima contratada en MBTUD.
4. Ejecución:
a) En el día D-1, antes del inicio del ciclo de nominación de suministro, las partes fijarán la cantidad de gas en MBTU a entregar por parte del vendedor durante el día de gas y los puntos de entrega. El vendedor tendrá en cuenta esta información para realizar la nominación para el día de gas.
b) Durante el día de gas las partes podrán acordar modificar las cantidades y los puntos de entrega, en todo caso sujeto al proceso de renominaciones.
c) Durante el día D+1 las partes determinarán las cantidades de gas en MBTU autorizadas por el vendedor durante el día de gas y liquidarán el valor total por punto estándar de entrega de esas cantidades, en dólares americanos. La cantidad autorizada es aquella sobre la cual se realiza la facturación por parte del vendedor al comprador.
5. Reporte de información al gestor del mercado:
a) Información del contrato: las partes deberán reportar al gestor del mercado la información de los contratos según lo dispuesto en el Anexo 2 de la presente Resolución. Este contrato deberá estar registrado ante el gestor del mercado antes del día de inicio de ejecución.
b) Información de ejecución del contrato: a más tardar el día D+1 las partes deberán declarar al gestor del mercado las cantidades en MBTU autorizadas por el vendedor, el punto de entrega, el precio unitario expresado en dólares americanos por MBTU determinado a partir de la información del literal c) del numeral 4 del literal B del presente artículo y el tipo de demanda atendida. La cantidad autorizada es aquella sobre la cual se realiza la facturación por parte del vendedor al comprador.

PAR. 1º—De manera transitoria, los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en los Artículos 17, 33, 18 y 34 de esta Resolución podrán negociar directamente la compraventa de gas natural mediante la modalidad de contratos con interrupciones con una vigencia no mayor al último día del mes en que inicie el período de vigencia de la obligación de prestación de los servicios a cargo del gestor del mercado.

PAR. 2º—De conformidad con lo establecido en el artículo 12 del Decreto 2100 de 2011, los vendedores a los que se hace referencia en el artículo 17 de esta resolución podrán negociar directamente el suministro del gas natural que provenga de campos que se encuentren en pruebas extensas o sobre los cuales no se haya declarado su comercialidad, de campos menores o de yacimientos no convencionales mediante la modalidad de contratos con interrupciones, sin sujetarse a lo dispuesto en el anexo 9 de esta resolución.

PAR. 3º—Los comercializadores de gas natural importado podrán negociar directamente con los generadores térmicos el suministro del gas natural, con destino a la atención de la demanda del sector térmico, mediante la modalidad de contratos con interrupciones. Estos contratos tendrán duración mensual. Solamente en este caso los comercializadores de gas natural importado no estarán obligados a dar aplicación a lo dispuesto en el anexo 9 de esta resolución.

PAR 4°_. Los contratos con interrupciones a los que se hace referencia en:
i. El parágrafo 2 del artículo 7, el parágrafo del artículo 10, el numeral 3 del artículo 13 y el numeral 3 del artículo 14 de la Resolución CREG 123 de 2013 y;
ii. Los contratos con interrupciones pactados entre el 15 de agosto de 2013 y la entrada en vigencia de la presente resolución.
Se entenderán como contratos con interrupciones negociados mediante subastas, a los que hace referencia el literal AA del presente artículo.
PAR 5°._  Los contratos con interrupciones negociados a través de negociaciones directas que inicien el primero de diciembre del siguiente año de gas se deberán registrar entre el 20 y el 25 de noviembre del año de gas vigente. 

*(Nota: Modificado por la Resolución 21 de 2019 artículo 8° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ART. 50.Negociación de contratos de transporte con interrupciones.  Los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en los artículos 19, 3520 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.

ART. 51.(Modificado).* Contratos con interrupciones.  Los contratos de suministro con interrupciones y los contratos de transporte con interrupciones que resulten de aplicar los mecanismos de comercialización establecidos en el literal A del artículo 49 y 50 de esta Resolución deberán tener duración mensual, con vigencia desde las 00:00 horas del primer día calendario del mes hasta las 24:00 horas del último día calendario del mismo mes.

PAR.—De esta medida se exceptúan los contratos de suministro con interrupciones del gas natural que provenga de campos que se encuentren en pruebas extensas o sobre los cuales no se haya declarado su comercialidad, de campos menores o de yacimientos no convencionales.

*(Nota: Modificado por la Resolución 21 de 2019 artículo 9° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

TÍTULO VI

Aspectos operativos

ART. 52.—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.

Artículo 53 Variaciones de salida. Cuando, durante el día de gas, se presente un incumplimiento por parte del transportador a uno o más remitentes y este sea causado por variaciones de salida negativas causadas por otros remitentes, se aplicará el siguiente procedimiento:

1.  El transportador identificará a los remitentes a los que les incumplió debido a variaciones de salida negativas causadas por otros remitentes. El incumplimiento se entenderá, para estos efectos, como la interrupción total del flujo de gas a uno o más remitentes en el punto de terminación del servicio por parte del transportador. El transportador deberá relacionar estos remitentes a una agrupación de gasoductos, la cual estará definida según lo establecido en el Anexo 11 de la presente Resolución.

2.  El transportador deberá identificar los remitentes que contribuyeron al incumplimiento, los cuales serán todos aquellos que estén conectados a la misma agrupación de gasoductos y que incurrieron en una variación de salida neta negativa definida así:

a.  Para aquellos remitentes cuya medición de variación de salida es horaria, la variación de salida neta será determinada desde las 00:00 horas del día D-2 hasta la hora del día de gas en que se presenta el incumplimiento.

b.  Para aquellos remitentes cuya medición de variación de salida es diaria, la variación de salida neta será determinada desde las 00:00 horas del día D-2 hasta las 24:00 horas del día de gas en que se presenta el incumplimiento.

3.  El valor total de la compensación será asumido por todos los remitentes que tengan variaciones de salidas netas negativas, determinadas según el numeral 2 del presente artículo, en la agrupación de gasoductos donde se encuentre(n) el(los) remitente(s) a quien(es) se le(s) incumplió. El valor de la compensación se determinará de acuerdo con lo establecido en los numerales 3 ó 4 del Anexo 3 de esta Resolución, según corresponda, y será distribuido entre los remitentes  a prorrata de la cantidad de energía de las variaciones de salida netas negativas causadas por cada uno de esos remitentes.

4.  El transportador cobrará a todos los remitentes el valor correspondiente de la(s) compensación(es) como un mayor valor para todos los remitentes con variaciones salida netas negativas, y como un menor valor para todos los remitentes a quien(es) le(s) incumplió por cuenta de variaciones de salida negativas,  y conciliará y pagará con los remitentes dentro de los cuarenta días calendario siguientes al día de gas en que ocurrió el incumplimiento.  

5.  El procedimiento descrito en este Artículo comenzará a aplicarse a partir del 1 de septiembre de 2015.

PAR 1. A más tardar el 31 de julio de 2015 el CNOG deberá establecer la metodología que permita definir las agrupaciones de gasoductos, puntos de referencia y rangos de presión a los que se hace referencia en el Anexo 11 de la presente Resolución y adicionalmente deberá someter a consideración de la CREG el protocolo de que trata el numeral 1 del Anexo 11 de la presente Resolución.

PAR. 2. Cuando el desbalance acumulado al término del día D-1 de un remitente sea menor o igual a -5% del equivalente en energía de la capacidad contratada al transportador, el remitente dispondrá hasta el término del día D+1 para entregar al sistema de transporte toda la cantidad de energía acumulada del desbalance. Si el remitente no entrega la energía dentro de este plazo, el transportador tendrá hasta el día D+2 para restituir esa cantidad de energía al sistema, la cual cobrará al remitente a un único precio que se establece conforme al numeral 5 del Anexo 3 de esta Resolución. Si por razones asociadas exclusivamente a la estabilidad operativa del sistema, el transportador no puede recibir esta cantidad de energía dentro del plazo establecido, tal cantidad no se contabilizará para propósitos de la medición del -5% del desbalance acumulado a partir de ese día de gas, y el transportador y el remitente acordarán la forma de liquidar esta cantidad de energía. Adicionalmente, el transportador le cobrará al remitente el valor estipulado en el numeral 6 del Anexo 3 de la presente Resolución por concepto del servicio de transporte del gas adicional extraído del sistema correspondiente a desbalances negativos de cualquier magnitud.

En la liquidación del balance al final del período mensual el transportador deberá tener en cuenta las cantidades que el remitente entregó o debió pagar en cumplimiento de lo establecido en el presente parágrafo.

PAR. 3. Cuando el desbalance acumulado al término del día D-1 de un remitente sea mayor o igual al 5% del equivalente en energía de la capacidad contratada al transportador, el remitente únicamente podrá nominar a la entrada, para el día D+1, hasta un máximo dado por la diferencia entre el equivalente en energía de la capacidad contratada al transportador y la cantidad total de energía acumulada del desbalance. Si por razones asociadas exclusivamente a la estabilidad operativa del sistema, el transportador no puede autorizar la entrega de esta cantidad de energía dentro del plazo establecido, tal cantidad no se contabilizará para propósitos de la medición del 5% del desbalance acumulado a partir de ese día de gas, y el transportador y el remitente acordarán la forma de liquidar esta cantidad de energía. Esta cantidad total de energía acumulada del desbalance no hará parte de las capacidades disponibles que debe declarar el transportador al gestor del mercado en virtud de lo establecido en el numeral 1 del artículo 45 de la presente Resolución.

PAR. 4. Lo establecido en este artículo empezará a regir el 1 de julio de 2015. Hasta ese momento se dará aplicación a lo pactado por los remitentes y los transportadores sobre la materia.

PAR. 5. Cuando en una estación reguladora de puerta de ciudad o puerta de ciudad la medición de cantidades es común a varios remitentes, dentro de un sistema de distribución y ocurre un incumplimiento del transportador por causa de variaciones de salida, estos remitentes sólo pagarán compensación si la suma de las variaciones netas de todos los remitentes en la estación reguladora de puerta de ciudad o puerta de ciudad, determinadas desde las 00:00 horas del día D-2 hasta las 24:00 horas del día de gas en que se presenta el incumplimiento, es negativa. En resolución aparte se establecerán los mecanismos para la asignación de compensaciones por variaciones de salida.

PAR. 6. El transportador y el remitente definirán la cantidad de energía acumulada al 30 de junio de 2015 por concepto de desbalances acumulados, tanto positivos como negativos. El transportador y el remitente dispondrán hasta el fin de la vigencia de los contratos para acordar la forma de liquidar y ajustar el desbalance a esta fecha y llevarlo a cero. A partir del 1 de julio de 2015 comenzará una nueva cuenta de balance entre el transportador y remitente para los propósitos establecidos en los parágrafos Parágrafo 2 y Parágrafo 3 del presente artículo.

PAR. 7. Cuando se presenten variaciones de salida negativas durante un día de gas causadas por un generador térmico, habrá lugar al pago, por parte del generador térmico, de la compensación a la que se hace referencia en este artículo, exceptuando aquellos eventos en que se presenten las siguientes condiciones: i) que el generador térmico haya presentado, a través de las herramientas previstas para ello, la renominación de cierta cantidad de energía para cumplir un requerimiento del Centro Nacional de Despacho originado en un redespacho o una autorización en el sector eléctrico; ii) que la renominación de esa cantidad de energía haya sido autorizada por el transportador; y iii) que dentro de las 48 horas siguientes al redespacho o autorización el generador térmico haya entregado al transportador los soportes del redespacho o autorización expedidos por el Centro Nacional de Despacho.

PAR. 8. A más tardar el 30 de septiembre de 2015, el CNO del sector eléctrico y el CNOG presentarán a la CREG un protocolo de coordinación de los sectores de energía eléctrica y de gas natural orientados a optimizar el despacho y redespacho de las plantas termoeléctricas a gas conforme a las condiciones del sistema de gas natural. 

PAR. 9. Cuando en un punto de salida que no corresponda a un sistema de distribución, la medición de cantidades de energía sea común a varios remitentes, estos deberán firmar un acuerdo de asignación de la medición en el que se defina el responsable de la cuenta de balance y de las variaciones en el punto de salida. En este caso el transportador estará obligado a aceptar las nominaciones de gas únicamente cuando exista el acuerdo.

PAR. 10. Aquellos remitentes conectados a un punto de salida cuyo consumo agregado sea menor a quinientos mil pies cúbicos por día (500 KPCD) no estarán sujetos a las disposiciones de éste artículo. Adicionalmente, para todos aquellos puntos de salida que correspondan a unidades constructivas de puertas de ciudad que no dispongan de telemetría al 1 de julio de 2015 no estarán sujetos a las disposiciones establecidas en el presente artículo. En aquellos puntos de salida que no dispongan de telemetría y en los cuales el transportador es el responsable de su disposición según el artículo 34 de la Resolución CREG 126 de 2010, o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, los remitentes conectados a esos puntos no estarán sujetos a las disposiciones establecidas en el presente Artículo.

PAR. 11. Para facilitar el ajuste de desbalances diarios, el transportador deberá publicar en el BEO los nombres de los remitentes con desbalances mayores al 5% o menores al -5% al término del día de gas sin identificar la cantidad del desbalance de cada uno de ellos. Esta información deberá ser publicada únicamente para sus remitentes. El transportador deberá publicar en el BEO las cantidades de desbalances acumuladas al final del día de gas por tramos o grupos de gasoductos definidos para propósitos tarifarios.

PAR.12. Toda la información relacionada con desbalances, variaciones de salida y compensaciones de que trata la presente resolución se deberá conservar por el tiempo de acuerdo con lo que sobre cada caso en particular sea determinado por la normativa colombiana.

 

TÍTULO VI

Modificaciones y derogatorias

ART. 54.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.

ART. 55.—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.

ART. 56.Vigencia. La presente resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial.

 

ANEXO 1

Capacidad disponible primaria

Para calcular la capacidad disponible primaria para contratar a través de cualquier modalidad contractual, CDP0, de que trata el artículo 4º de la presente resolución, para cada uno de los tramos o grupos de gasoductos definidos para efectos tarifarios, se utilizará la siguiente ecuación:

Donde:

CDP0:  Capacidad disponible primaria para contratar a través de cualquier modalidad contractual. Este valor se expresará en KPCD.

CMMP:  Capacidad máxima de mediano plazo establecida en las resoluciones de cargos de transporte aprobados por la CREG. Este valor se expresará en KPCD.

CFCTC,i:  Capacidad contratada a través del contrato de transporte con firmeza condicionada i que tiene la condición de no entrega C. Este valor se expresará en KPCD.

COCTC,j:  Capacidad contratada a través del contrato de opción de compra de transporte j que tiene la condición de entrega C. Este valor se expresará en KPCD.

Cn:  Condición de no entrega para los contratos de transporte con firmeza condicionada y de entrega para los contratos de opción de compra de transporte, siendo n el número total de condiciones pactadas en los diferentes contratos.

a: Número de contratos de transporte con firmeza condicionada vigentes asociados a la condición C.

b: Número de contratos de opción de compra de transporte vigentes asociados a la condición C.

CFk:  Capacidad contratada a través del contrato firme de transporte k. Este valor se expresará en KPCD.

C: Número de contratos firmes vigentes.

CTCl:  Capacidad contratada a través del contrato de transporte de contingencia l. Este valor se expresará en KPCD.

d: Número de contratos de transporte de contingencia vigentes.

Para calcular la capacidad disponible primaria para contratar a través de contratos de transporte con firmeza condicionada o contratos de opción de compra de transporte, CDP1, de que trata el artículo 4º de la presente resolución, para cada uno de los tramos o grupos de gasoductos definidos para efectos tarifarios, se utilizarán las expresiones establecidas en la siguiente tabla.

Donde:

CDP1,CFCTC:  Capacidad disponible primaria para contratar a través de contratos de transporte con firmeza condicionada, asociada a la condición C. Este valor se expresará en KPCD.

CDP1,COCTC: Capacidad disponible primaria para contratar a través de contratos de opción de compra de transporte, asociada a la condición C. Este valor se expresará en KPCD.

Anexo 1. Criterios a tener en cuenta en los procesos de selección
 
Para el desarrollo de los procesos de selección se deberán tener presente los siguientes criterios: 
 
a).  Requisitos objetivos que permitan la participación plural de proponentes dentro del proceso de selección.
 
b).  Reglas objetivas, justas, claras y completas que permitan la confección de ofrecimientos de la misma índole, aseguren una escogencia objetiva y eviten las declaratorias de desierta del proceso de selección. 
 
c).  Transparencia: entendida como la definición previa y aplicación de reglas explícitas y públicas para las empresas interesadas en participar en el proceso de selección.
 
d).  Eficiencia económica: entendida como la escogencia de la propuesta de mínimo costo.
 
e).  Información relevante: se entenderá por información relevante la siguiente relacionada con las distintas actividades del proceso de selección:
 
• Documentos que evidencien la publicidad de las reglas del proceso de selección y de las eventuales modificaciones a las mismas.
 
• Descripción de las reglas utilizadas en el proceso de selección que evidencie que la escogencia del adjudicatario se basa en criterios de mínimo costo.
 
• Descripción de los procedimientos de aplicación de las reglas de escogencia del adjudicatario.
 
• Valor resultante del proceso de adjudicación: valor que corresponde al valor presente del IAE como se establece en el Artículo 13 de la presente Resolución. 
 
• Descripción del proyecto que deberá corresponder con lo definido tanto por el plan transitorio de abastecimiento de gas natural como por el plan de abastecimiento de gas natural adoptado por el MME con base en el estudio técnico que efectúe la UPME, conforme a lo dispuesto por los Artículos 1 y 2 de la Resolución No. 4 0052 de 2016 del MME, o aquellas que la modifiquen o sustituyan. 
 

 

ANEXO 2

Información transaccional y operativa

En desarrollo del servicio al que se hace referencia en el numeral 2º del artículo 6º de esta resolución, el gestor del mercado recopilará, verificará, publicará y conservará la información que se detalla a continuación. La declaración de la información señalada en este anexo se hará a partir de la fecha en que el gestor del mercado inicie la prestación de sus servicios.

1. Información transaccional del mercado primario

1.1. Recopilación de información sobre el suministro de gas natural en el mercado primario

a) Información a recopilar de los contratos

El gestor del mercado llevará un registro de los contratos de suministro de gas natural que se suscriban en el mercado primario.

Los vendedores y los compradores de gas natural a los que se hace referencia en los artículos 17 y 18 de esta resolución deberán registrar ante el gestor del mercado los contratos de suministro de gas natural que suscriban en el mercado primario. Para estos efectos, cada vendedor y cada comprador deberá declarar al gestor del mercado la siguiente información de cada uno de sus contratos:

i. Número del contrato.

ii. Fecha de suscripción del contrato.

iii. Nombre de cada una de las partes.

iv. Modalidad de contrato, según lo dispuesto en el artículo 9º de esta resolución. Para aquellos contratos suscritos antes de la entrada en vigencia de esta resolución, se deberá declarar la modalidad de contrato de acuerdo con la normatividad vigente al momento de suscribirlo.

v. (Modificado).* Punto de entrega de la energía al comprador. Se entenderá por punto de entrega el 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. Se deberá indicar el nombre de la fuente de suministro de la cual se contrató la cantidad de energía pactada en el contrato. 

*(Nota: Modificado por la Resolución 21 de 2019 artículo 10° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

vi. Cantidad de energía contratada, expresada en MBTUD.

vii. Precio a la fecha de suscripción del contrato, expresado en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.

viii. Fecha de inicio de la obligación de entrega (día/mes/año).

ix. Fecha de terminación de la obligación de entrega (día/mes/año).

x. La demás información que determine la CREG.

Adicionalmente, cada comprador deberá declarar al gestor del mercado el tipo de demanda a atender con el contrato. Esto es, regulado o no regulado, desagregado en residencial, comercial, industrial, gas para transportadores, petroquímica, refinería, gas natural vehicular comprimido, generación térmica, exportaciones u otros. Los compradores que entreguen a usuario final no regulado deberán declarar el nombre del usuario, la ubicación y/o punto de salida del usuario en el SNT y la cantidad contratada con cada usuario. Cuando el comprador entregue a usuarios regulados deberá especificar la cantidad a entregar, el mercado relevante en el que se consumirá esa cantidad y los correspondientes puntos de salida.

La declaración de la información para el registro de los contratos se realizará a través del medio y del formato que defina el gestor del mercado.

Los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en los artículos 17 y 18 de esta resolución deberán actualizar el registro ante el gestor del mercado, en los eventos en que exista cesión, terminación anticipada o modificación del contrato de suministro de gas natural. Para estos efectos los vendedores y los compradores deberán declarar al gestor del mercado la información previamente señalada, debidamente actualizada.

El gestor del mercado podrá solicitar copia de los contratos referidos, caso en el cual los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en los artículos 17 y 18 de esta resolución estarán en la obligación de entregar tales copias al gestor del mercado.

La no declaración de la información aquí señalada podrá ser considerada por la autoridad competente como una práctica contraria a la libre competencia. Igual consideración se podrá dar a la declaración reiterada de información inconsistente. Lo anterior sin perjuicio de la responsabilidad derivada de la posible falla en la prestación del servicio que se cause por la no declaración de esta información.

1.2. Recopilación de información sobre contratos de transporte en el mercado primario

a) Información a recopilar de los contratos

El gestor del mercado llevará un registro de los contratos de transporte de gas natural que se suscriban en el mercado primario.

Los vendedores y los compradores de capacidad de transporte de gas natural a los que se hace referencia en los artículos 19 y 20 de esta resolución deberán registrar ante el gestor del mercado los contratos de transporte de gas natural que suscriban en el mercado primario. Para estos efectos, cada vendedor y cada comprador deberá declarar al gestor del mercado la siguiente información de cada uno de sus contratos:

i. Número del contrato.

ii. Fecha de suscripción del contrato.

iii. Nombre de cada una de las partes.

iv. Modalidad de contrato, según lo dispuesto en el artículo 9º de esta resolución. Para aquellos contratos suscritos antes de la entrada en vigencia de esta resolución, se deberá declarar la modalidad de contrato de acuerdo con la normatividad vigente al momento de suscribirlo.

v. Tramos o grupos de gasoductos contratados, de acuerdo con lo definido para efectos tarifarios.

vi. Sentido contratado para el flujo del gas natural.

vii. Capacidad contratada, expresada en KPCD, para cada tramo o grupo de gasoductos.

viii. Presión pactada en el contrato para el punto de terminación del servicio, expresada en psig.

ix. Tarifa a la fecha de suscripción del contrato, expresado en su equivalente en dólares de los Estados Unidos de América por KPC.

x. Fecha de inicio de la prestación del servicio (día/mes/año).

xi. Fecha de terminación de la prestación del servicio (día/mes/año).

xii. La demás información que determine la CREG.

Adicionalmente, cada comprador deberá declarar al gestor del mercado el tipo de demanda a atender con el contrato. Esto es, regulado o no regulado, desagregado en residencial, comercial, industrial, petroquímica, refinería, gas natural vehicular comprimido, generación térmica, exportaciones u otros. Los compradores que entreguen a usuario final no regulado deberán declarar el nombre del usuario, la ubicación y/o punto de salida del usuario en el SNT y la capacidad correspondiente a cada usuario. Cuando el comprador entregue a usuarios regulados deberá especificar el mercado relevante para el que se requiere la capacidad correspondiente y los correspondientes puntos de salida.

La declaración de la información para el registro de los contratos se realizará a través del medio y del formato que defina el gestor del mercado.

Los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en los artículos 19 y 20 de esta resolución deberán actualizar el registro ante el gestor del mercado, en los eventos en que exista cesión, terminación anticipada o modificación del contrato de transporte de gas natural. Para estos efectos los vendedores y los compradores deberán declarar al gestor del mercado la información previamente señalada, debidamente actualizada.

El gestor del mercado podrá solicitar copia de los contratos referidos, caso en el cual los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en los artículos 19 y 20 de esta resolución estarán en la obligación de entregar tales copias al gestor del mercado.

La no declaración de la información aquí señalada podrá ser considerada por la autoridad competente como una práctica contraria a la libre competencia. Igual consideración se podrá dar a la declaración reiterada de información inconsistente. Lo anterior sin perjuicio de la responsabilidad derivada de la posible falla en la prestación del servicio que se cause por la no declaración de esta información.

b) Otra información a recopilar

El gestor del mercado también será responsable de recopilar la siguiente información, la cual le deberá ser declarada mensualmente por los transportadores o cada vez que sufra una modificación:

i. Perfil de la capacidad firme para el período de los contratos vigentes, expresada en KPCD, para cada uno de los tramos o grupos de gasoductos definidos para efectos tarifarios.

ii. Perfil de la capacidad disponible primaria para el mismo período del numeral anterior, expresada en KPCD, para cada uno de los tramos o grupos de gasoductos definidos para efectos tarifarios.

iii. La demás información que determine la CREG.

1.3. Verificación de información, registro de contratos y publicación de información transaccional del mercado primario

a) Verificación

El gestor del mercado verificará la consistencia de la información transaccional declarada por los compradores y los vendedores del mercado primario. En particular, verificará que:

i. La información declarada por cada vendedor en atención a lo dispuesto en el literal a) del numeral 1.1 de este anexo coincida con la declarada por cada comprador en atención a lo dispuesto en el literal a) del numeral 1.1 de este anexo.

ii. La información declarada por cada vendedor en atención a lo dispuesto en el literal a) del numeral 1.2 de este anexo coincida con la declarada por cada comprador en atención a lo dispuesto en el literal a) del numeral 1.2 de este anexo.

iii. La suma de la capacidad firme más la capacidad disponible primaria para contratar a través de cualquier modalidad contractual, CDP0, sea igual a la CMMP establecida en las resoluciones de los cargos regulados aprobados por la CREG, o la CMMP modificada según lo previsto en el parágrafo 1 del artículo 4º de esta resolución.

iv. La suma de las capacidades comprometidas por el transportador a través de las diferentes modalidades contractuales sea igual o inferior a la CMMP establecida en las resoluciones de los cargos regulados aprobados por la CREG, o la CMMP modificada según lo previsto en el parágrafo 1 del artículo 4º de esta resolución.

Si el gestor del mercado encuentra discrepancias como resultado de las verificaciones de que tratan los numerales i y ii anteriores, el gestor del mercado deberá informárselo a las partes, dentro de las 24 horas siguientes al recibo de la última de las declaraciones presentadas por las partes de cada contrato, para que ellas rectifiquen las diferencias a más tardar 24 horas después del recibo de la solicitud de verificación. Cuando no sea posible la rectificación dentro de este término el gestor del mercado deberá abstenerse de registrar el contrato y no podrá tenerlo en cuenta para efectos de publicación. En este caso el gestor del mercado deberá informar esta situación a las partes involucradas y a los órganos responsables de la inspección, vigilancia y control.

Si el gestor del mercado encuentra discrepancias como resultado de las verificaciones de que tratan los numerales iii y iv anteriores, el gestor del mercado deberá informarle esta situación al transportador y a los órganos responsables de la inspección, vigilancia y control.

Para efectos de la verificación, el gestor del mercado podrá contrastar la información declarada por los participantes del mercado con la contenida en los contratos de los que haya solicitado copia.

b) Registro de contratos 

El registro de los contratos del mercado primario se iniciará a partir de la fecha en que el gestor del mercado inicie la prestación de sus servicios.

El gestor del mercado registrará cada contrato del mercado primario una vez haya verificado que la información declarada por el comprador es consistente con la información declarada por el vendedor, según lo señalado en el literal a) de este numeral. El gestor del mercado asignará un número de registro a cada contrato registrado.

Para el caso de los contratos que se suscriban con posterioridad a la fecha mencionada en el primer inciso de este literal, la declaración de la información señalada en literal a) del numeral 1.1 y en el literal a) del numeral 1.2 de este Anexo se deberá realizar dentro de los tres (3) días hábiles siguientes a la suscripción del contrato. El gestor del mercado dispondrá de hasta tres (3) días hábiles, contados a partir del recibo de la última de las declaraciones presentadas por las partes de cada contrato, para verificar la información, registrar el contrato cuando proceda y actualizar la lista de contratos registrados.

Para el caso de los contratos suscritos en el mercado primario antes de la fecha mencionada en el primer inciso de este literal, la declaración de la información señalada en el literal a) del numeral 1.1 y en el literal a) del numeral 1.2 de este Anexo se deberá realizar hasta el último día del mes siguiente a la fecha en que el gestor del mercado inicie la prestación de sus servicios. El gestor del mercado dispondrá desde el inicio de la prestación de sus servicios y hasta el último día del mes siguiente a la fecha máxima establecida para la declaración de información por parte de los agentes, para verificar la información recibida oportunamente, registrar los contratos cuando proceda y actualizar la lista de contratos registrados. Una vez trascurrido el periodo establecido para la verificación de los contratos aquí señalado no se podrán aceptar nominaciones ni realizar entregas de gas natural correspondientes a los contratos vigentes que no estén debidamente registrados.

Los productores-comercializadores y los comercializadores de gas importado no podrán aceptar las nominaciones ni podrán entregar las cantidades correspondientes a contratos que no estén registrados ante el gestor del mercado. Así mismo, los transportadores no podrán aceptar las nominaciones ni podrán transportar las cantidades correspondientes a contratos que no estén registrados ante el gestor del mercado.

Para facilitar el cumplimiento de esta medida el gestor del mercado, a través del BEC, pondrá a disposición de los participantes del mercado que estén registrados en el BEC, la lista de sus contratos debidamente registrados.

c) Publicación

El gestor del mercado publicará la siguiente información en el BEC, con la periodicidad indicada:

i. La cantidad total de energía negociada mediante cada modalidad de contrato y para cada punto de entrega. Esta información se actualizará cada vez que cambie la cantidad contratada bajo alguna de las modalidades contractuales definidas en el artículo 9º de esta resolución.

ii. El precio promedio, ponderado por cantidades, al que se negoció cada modalidad de contrato de suministro, en cada punto de entrega. Esta información se actualizará cuando cambie la cantidad contratada bajo alguna de las modalidades contractuales definidas en el artículo 9º de esta resolución; o se actualice el precio pactado en los contratos como consecuencia de la actualización de precios a que se refiere el artículo 16 de la presente resolución.

iii. El precio promedio nacional por modalidad de contrato, calculado como el promedio, ponderado por cantidades, de los precios a que se refiere el numeral anterior. Este valor se actualizará con la frecuencia señalada en el numeral anterior.

iv. La CMMP establecida en las resoluciones de los cargos regulados aprobados por la CREG, o la CMMP modificada según lo previsto en el parágrafo 1 del artículo 4º de esta resolución.

v. La capacidad de transporte contratada bajo cada modalidad de contrato y para cada tramo o grupo de gasoductos. Los tramos o grupos de gasoductos corresponderán a aquellos definidos para efectos tarifarios. Si en el respectivo tramo de gasoducto hay condición de contraflujo, se deberán especificar las cantidades contratadas, y la modalidad de contrato para cada dirección contractual en el respectivo tramo. Esta información se actualizará cada vez que cambie la capacidad firme o la capacidad interrumpible.

vi. Perfil de la capacidad disponible primaria para un horizonte de diez (10) años, expresada en KPCD, para cada tramo o grupo de gasoductos. Los tramos o grupos de gasoductos corresponderán a aquellos definidos para efectos tarifarios. Esta información se actualizará cuando: i) cambie la capacidad firme; o ii) cambie la CMMP de conformidad con lo establecido en el parágrafo 1 del artículo 4º de esta resolución.

vii. Los valores resultantes de aplicar las ecuaciones establecidas en el anexo 4 de esta resolución. Esta información se publicará a más tardar el último día hábil del mes de noviembre de cada año.

El gestor del mercado no identificará las negociaciones individuales en la información publicada.

2. Información transaccional del mercado secundario

2.1. (Modificado).* Recopilación de información sobre el suministro de gas natural en el mercado secundario

El gestor del mercado llevará un registro de los contratos de suministro de gas natural que se suscriban en el mercado secundario.

Los vendedores y los compradores de gas natural a los que se hace referencia en los artículos 33 y 34 de esta resolución deberán registrar ante el gestor del mercado los contratos de suministro de gas natural que suscriban en el mercado secundario. Para estos efectos, cada vendedor y cada comprador deberá declarar al gestor del mercado la siguiente información de cada uno de sus contratos:

a) Información contractual

i. Número del contrato.

ii. Fecha de suscripción del contrato.

iii. Nombre de cada una de las partes.

iv. Modalidad de contrato, según lo dispuesto en el artículo 30 de esta resolución.

v. Punto de entrega. Corresponderá a un punto estándar de entrega. En el caso de los contratos con interrupciones se entenderá por punto de entrega el 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.

vi. Cantidad de energía contratada, expresada en MBTUD.

vii. Precio a la fecha de suscripción del contrato, expresado en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.

viii. Fecha de inicio de la obligación de entrega (día/mes/año). En el caso de los contratos intradiarios también se deberá declarar la hora de inicio.

ix. Fecha de terminación de la obligación de entrega (día/mes/año). En el caso de los contratos intradiarios también se deberá declarar la hora de terminación.

x. La demás información que determine la CREG.

Adicionalmente, cada comprador deberá declarar al gestor del mercado el tipo de demanda a atender con el contrato. Esto es, regulado o no regulado, desagregado en residencial, comercial, industrial, gas para transportadores, petroquímica, refinería, gas natural vehicular comprimido, generación térmica, exportaciones u otros. Los compradores que entreguen a usuario final no regulado deberán declarar el nombre del usuario, la ubicación y/o punto de salida del usuario en el SNT y la cantidad contratada con cada usuario. Cuando el comprador entregue a usuarios regulados deberá especificar la cantidad a entregar, el mercado relevante en el que se consumirá esa cantidad y los correspondientes puntos de salida.

La declaración de la información para el registro de los contratos se realizará a través del medio y del formato que defina el gestor del mercado.

Los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en los artículos 33 y 34 de esta resolución deberán actualizar el registro ante el gestor del mercado, en los eventos en que exista cesión, terminación anticipada o modificación del contrato de suministro de gas natural. Para estos efectos los vendedores y los compradores deberán declarar al gestor del mercado la información previamente señalada, debidamente actualizada.

El gestor del mercado podrá solicitar copia de los contratos referidos, caso en el cual los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en los artículos 33 y 34 de esta resolución estarán en la obligación de entregar tales copias al gestor del mercado.

La no declaración de la información aquí señalada podrá ser considerada por la autoridad competente como una práctica contraria a la libre competencia. Igual consideración se podrá dar a la declaración reiterada de información inconsistente.

b) Información sobre contratos con interrupciones pactados a través de negociaciones directas

Información contractual:
A más tardar 7 días hábiles antes del inicio de la ejecución, los compradores y vendedores deberán declarar al gestor del mercado la siguiente información relacionada con el contrato:
i. Número del contrato.

ii. Fecha de suscripción del contrato.

iii. Nombre de cada una de las partes.

v. Precio único pactado en el contrato, expresado en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU, como se establece en el numeral 2 del literal B del Artículo 49 de la presente Resolución.

vi. Cantidad máxima pactada en el contrato expresada en MBTUD, como se establece en el numeral 3 del literal B del Artículo 49 de la presente Resolución.

vii. Fecha de inicio del contrato (día/mes/año).

viii. Fecha de terminación del contrato (día/mes/año).

ix. La demás información que determine la CREG.

La declaración de la información para el registro de los contratos se realizará a través del medio y del formato que defina el gestor del mercado.

Los vendedores y los compradores deberán actualizar el registro ante el gestor del mercado, en los eventos en que exista cesión, terminación anticipada o modificación del contrato de suministro de gas natural. Para estos efectos los vendedores y los compradores deberán declarar al gestor del mercado la información previamente señalada, debidamente actualizada.

El gestor del mercado podrá solicitar copia de los contratos referidos, caso en el cual los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en los Artículos Artículo 33 y Artículo 34 de esta Resolución estarán en la obligación de entregar tales copias al gestor del mercado.

Información sobre la ejecución del contrato:
A más tardar a las 24:00 horas del día D+1, los compradores y vendedores deberán declarar al gestor del mercado la siguiente información sobre la ejecución del contrato, por cada punto de entrega:
i. Número de contrato en ejecución.

ii. Cantidad total de gas en MBTU autorizada por el vendedor al comprador para el día de gas. La cantidad autorizada es aquella sobre la cual se realiza la facturación por parte del vendedor al comprador.

iii. Valor facturado por la cantidad de gas autorizada para el día de gas, expresado en dólares de los Estados Unidos de América. En ningún momento el precio unitario acordado para el día de gas, podrá superar el precio único al que hace referencia numeral 2 del literal B del Artículo 49 de la presente Resolución.

iv. Punto de entrega de las cantidades de gas autorizadas por el vendedor.

Adicionalmente, cada comprador deberá declarar al gestor del mercado el tipo de demanda a atender con la ejecución del contrato. Esto es, regulado o no regulado, desagregado en residencial, comercial, industrial, gas para transportadores, petroquímica, refinería, gas natural vehicular comprimido, generación térmica, exportaciones u otros.

Los compradores que entreguen a usuario final no regulado deberán declarar el nombre del usuario, la ubicación y/o punto de salida del usuario en el SNT y la cantidad contratada con cada usuario. Cuando el comprador entregue a usuarios regulados deberá especificar la cantidad a entregar, el mercado relevante en el que se consumirá esa cantidad y los correspondientes puntos de salida.

La declaración de la información señalada en el presente literal se deberá realizar a través del medio y del formato que defina el gestor del mercado. 

La no declaración de la información aquí señalada podrá ser considerada por la autoridad competente como una práctica contraria a la libre competencia. Igual consideración se podrá dar a la declaración reiterada de información inconsistente.

*(Nota: Modificado por la Resolución 21 de 2019 artículo 11° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

2.2. Recopilación de información sobre contratos de transporte en el mercado secundario

a) Información a recopilar de los contratos

El gestor del mercado llevará un registro de los contratos de transporte de gas natural que se suscriban en el mercado secundario.

Los vendedores y los compradores de capacidad de transporte de gas natural a los que se hace referencia en los artículos 35 y  36 de esta resolución deberán registrar ante el gestor del mercado los contratos de transporte de gas natural que suscriban en el mercado secundario. Para estos efectos, cada vendedor y cada comprador deberá declarar al gestor del mercado la siguiente información de cada uno de sus contratos:

i. Número del contrato.

ii. Fecha de suscripción del contrato.

iii. Nombre de cada una de las partes.

iv. Modalidad de contrato, según lo dispuesto en el artículo 30 de esta resolución.

v. Tramos o grupos de gasoductos contratados, de acuerdo con lo definido para efectos tarifarios.

vi. Capacidad contratada, expresada en KPCD, para cada tramo o grupo de gasoductos.

vii. Tarifa a la fecha de suscripción del contrato, expresado en su equivalente en dólares de los Estados Unidos de América por KPC.

viii. Fecha de inicio de la prestación del servicio (día/mes/año).

ix. Fecha de terminación de la prestación del servicio (día/mes/año).

x. La demás información que determine la CREG.

Adicionalmente, cada comprador deberá declarar al gestor del mercado el tipo de demanda a atender con el contrato. Esto es, regulado o no regulado, desagregado en residencial, comercial, industrial, petroquímica, refinería, gas natural vehicular comprimido, generación térmica, exportaciones u otros. Los compradores que entreguen a usuario final no regulado deberán declarar el nombre del usuario, la ubicación y/o punto de salida del usuario en el SNT y la capacidad correspondiente a cada usuario. Cuando el comprador entregue a usuarios regulados deberá especificar el mercado relevante para el que se requiere la capacidad correspondiente y los correspondientes puntos de salida.

La declaración de la información para el registro de los contratos se realizará a través del medio y del formato que defina el gestor del mercado.

Los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en los artículos 35 y 36 de esta resolución deberán actualizar el registro ante el gestor del mercado, en los eventos en que exista cesión, terminación anticipada o modificación del contrato de transporte de gas natural. Para estos efectos los vendedores y los compradores deberán declarar al gestor del mercado la información previamente señalada, debidamente actualizada.

El gestor del mercado podrá solicitar copia de los contratos referidos, caso en el cual los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en los artículos 35 y 36 de esta resolución estarán en la obligación de entregar tales copias al gestor del mercado.

La no declaración de la información aquí señalada podrá ser considerada por la autoridad competente como una práctica contraria a la libre competencia. Igual consideración se podrá dar a la declaración reiterada de información inconsistente.

2.3. Verificación de información, registro de contratos y publicación de información transaccional del mercado secundario

El registro de los contratos del mercado secundario se iniciará a partir de la fecha en que el gestor del mercado inicie la prestación de sus servicios.

Para el registro de dichos contratos y la publicación de información sobre los mismos, el gestor del mercado se sujetará a las siguientes disposiciones:

a) A más tardar a las 14:00 horas del día de gas, cada vendedor y cada comprador declarará ante el gestor del mercado la información de los contratos que haya celebrado en el mercado secundario entre las 00:00 y las 12:00 horas del día de gas. Esta declaración se hará a través del medio y del formato que defina el gestor del mercado.

b) A las 15:00 horas del día de gas, el gestor del mercado publicará la siguiente información en el BEC:

i. La cantidad de energía negociada en el mercado secundario entre las 00:00 y las 12:00 horas del día de gas, bajo cada modalidad de contrato y para cada punto de entrega.

ii. El precio promedio, ponderado por cantidades, acordado en los contratos de suministro de gas natural en el mercado secundario entre las 00:00 y las 12:00 horas del día de gas, bajo cada modalidad de contrato en cada punto de entrega.

iii. La capacidad de transporte negociada en el mercado secundario entre las 00:00 y las 12:00 horas del día de gas, bajo cada moda

3.1. Recopilación de información sobre negociaciones entre comercializadores y usuarios no regulados

a) Información a recopilar de los contratos

El gestor del mercado llevará un registro de los contratos de prestación del servicio público domiciliario de gas natural a usuarios no regulados.

Los comercializadores deberán registrar ante el gestor del mercado los contratos de prestación del servicio público domiciliario de gas natural a usuarios no regulados. Para estos efectos deberán declarar la siguiente información de cada uno de sus contratos:

i. Número del contrato.

ii. Fecha de suscripción del contrato.

iii. Nombre de cada una de las partes.

iv. Tipo de demanda: comercial, industrial, gas para transportadores, petroquímica, refinería, gas natural vehicular comprimido, generación térmica u otros. Se deberá declarar el nombre del usuario, la cantidad contratada con el mismo y su ubicación, para lo cual se deberá especificar si se trata de un usuario conectado al SNT o a un sistema de distribución. Si el usuario está conectado al SNT, el comercializador deberá declarar en cuál municipio y departamento se encuentra el punto de salida del usuario. Si el usuario está conectado a un sistema de distribución, el comercializador deberá declarar el mercado relevante al que pertenece el sistema de distribución.

v. Cantidad de energía contratada, expresada en MBTUD.

vi. Precio de la energía a entregar en el domicilio del usuario, expresado en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU, a la fecha de suscripción del contrato.

vii. Fecha de inicio del contrato (día/mes/año).

viii. Fecha de terminación del contrato (día/mes/ año).

ix. Garantías.

x. Plazo para realizar el pago.

xi. La demás información que determine la CREG.

La declaración de la información para el registro de los contratos se realizará a través del medio y del formato que defina el gestor del mercado. 

La terminación anticipada o la modificación del contrato dará lugar a la actualización del registro ante el gestor del mercado. Para estos efectos los comercializadores deberán declarar al gestor del mercado la información previamente señalada, debidamente actualizada. 

La no declaración de la información aquí señalada podrá ser considerada por la autoridad competente como una práctica contraria a la libre competencia. Igual consideración se podrá dar a la declaración reiterada de información inconsistente.

b).Información de los usuarios no regulados 

Los usuarios no regulados que estén dispuestos a declarar ante el gestor del mercado la información listada previamente, lo harán a través del medio y del formato que defina el gestor del mercado.

3.2. Registro de contratos y publicación de información sobre negociaciones entre comercializadores y usuarios no regulados

El registro de los contratos suscritos entre comercializadores y usuarios no regulados se iniciará a partir de la fecha en que el gestor del mercado inicie la prestación de sus servicios. El registro se deberá realizar dentro de los tres (3) días hábiles siguientes a la suscripción del contrato.

Para el registro de dichos contratos y la publicación de información sobre los mismos, el gestor del mercado se sujetará a las siguientes disposiciones:

a) Registro de contratos y publicación de información declarada por los comercializadores

El gestor del mercado registrará los contratos con base en la información declarada por los comercializadores. Con base en dicha información, el gestor del mercado publicará lo siguiente en el BEC, el quinto día hábil de cada mes:

i. El precio promedio, ponderado por cantidades, al que se vendió gas natural a usuarios no regulados, por municipio y departamento, durante el mes calendario anterior. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.

ii. El precio mínimo y el precio máximo a los que se vendió el gas natural a usuarios no regulados, por municipio y departamento, durante el mes calendario anterior. Estos valores se expresarán en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.

b) Información declarada por los usuarios no regulados

Cuando los usuarios no regulados declaren información sobre los contratos suscritos con los comercializadores, el gestor del mercado verificará la consistencia entre esta y la información declarada por los comercializadores. Con base en la información consistente, el gestor del mercado publicará la siguiente información en el BEC, el quinto día hábil de cada mes:

i. El precio promedio, ponderado por cantidades, al que se vendió gas natural a usuarios no regulados, por municipio y departamento, durante el mes calendario anterior. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.

ii. El precio mínimo y el precio máximo a los que se vendió gas natural a usuarios no regulados, por municipio y departamento, durante el mes calendario anterior. Estos valores se expresarán en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.

 

4. Información operativa

4.1. (Modificado).* Recopilación de información operativa

La declaración de la información señalada en el presente numeral se deberá realizar a través del medio y del formato que defina el gestor del mercado. Dicha declaración se hará a partir de la fecha en que el gestor del mercado inicie la prestación de sus servicios.

La no declaración de la información aquí señalada podrá ser considerada por la autoridad competente como una práctica contraria a la libre competencia. Igual consideración se podrá dar a la declaración reiterada de información inconsistente.

a)Suministro.

A más tardar a las 12:00 horas del día calendario siguiente al día de gas, los productores-comercializadores que operen campos de producción y los comercializadores de gas importado deberán declarar al gestor del mercado la siguiente información operativa del día de gas:

i. Cantidad total de energía inyectada en cada punto de entrada al SNT, expresada en MBTU. Los comercializadores de gas importado y los productores-comercializadores de campos aislados también deberán declarar al gestor del mercado aquella cantidad total de energía que es consumida en el territorio nacional y no pasa por el SNT, expresada en MBTU.

ii. Cantidad de energía a suministrar en cada punto de entrada al SNT, expresada en MBTU, de acuerdo con la nominación realizada para el día de gas.

iii. Cantidad de energía exportada, expresada en MBTU, con sujeción a las medidas que el Ministerio de Minas y Energía adopte sobre la materia.

iv. La demás información que determine la CREG.

b) Transporte.

A más tardar a las 12:00 horas del día calendario siguiente al día de gas, los transportadores deberán declarar al gestor del mercado la siguiente información operativa del día de gas:

i. Cantidad de energía recibida en cada punto de entrada o de transferencia del SNT, expresada en MBTU.

ii. Cantidad de energía que tomada en cada punto de salida del respectivo sistema de transporte, expresada en MBTU. Adicionalmente, el transportador declarará el número del contrato bajo el cual el remitente tomó dicha energía en el respectivo punto de salida. En los puntos de transferencia entre transportadores se deberá declarar la cantidad total transferida al siguiente transportador, expresada en MBTU.

iii. Cantidad de energía que cada remitente tomó en el punto de salida del respectivo sistema de transporte correspondiente a contratos de parqueo, expresada en MBTU.

iv. Cantidad de energía que el transportador autorizó transportar en su sistema, expresada en MBTU, de acuerdo con la nominación realizada para el día de gas.

v. La demás información que determine la CREG.

El transportador le declarará al gestor del mercado el nombre del tramo de gasoducto definido para efectos tarifarios al cual se asocia cada punto de salida del SNT.

Para el caso de puntos de salida que tienen asociadas estaciones de medición sin telemetría, la información diaria a declarar al gestor del mercado la estimará el transportador como el promedio diario del antepasado mes calendario. Una vez se disponga de la información real, el transportador ajustará y enviará dicha información al gestor del mercado.

c) Entregas a usuarios finales.

A más tardar a las 12:00 horas del día calendario siguiente al día de gas, los comercializadores y los distribuidores deberán declarar al gestor del mercado la siguiente información operativa del día de gas:

i. Cantidad total de energía tomada en el punto de salida del SNT para ser entregada a usuarios finales, desagregada por tipo de demanda regulada y no regulada. El distribuidor será el responsable de declarar esta información cuando el punto de salida del SNT corresponda a una estación de puerta de ciudad. En los demás casos el responsable será el comercializador o el usuario no regulado, según corresponda.

A partir de la medición real del día de gas la demanda no regulada se deberá desagregar en comercial, industrial, gas para transportadores, petroquímica, refinería, gas natural vehicular comprimido, plantas térmicas u otros, expresada en MBTU. Con base en mediciones históricas la demanda regulada se deberá desagregar en residencial, comercial, industrial, gas para transportadores, petroquímica, refinería, gas natural vehicular comprimido, plantas térmicas u otros, expresada en MBTU.

El distribuidor, el comercializador o el usuario no regulado, según corresponda, declarará el número del contrato bajo el cual se transportó dicho gas.

ii. La demás información que determine la CREG.

Los usuarios no regulados que participen como compradores en el mercado primario deberán declarar mensualmente al gestor del mercado, a través del medio y del formato que este defina, la información señalada en este literal.

*(Nota: Modificado por la Resolución 21 de 2019 artículo 12° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

 

4.2. Verificación y publicación de la información operativa

a) Verificación

El gestor del mercado verificará la consistencia de la información operativa declarada por las partes que intervienen en los contratos. En particular, verificará que:

i. Las cantidades de energía inyectadas en cada punto de entrada al SNT, declaradas por los productores-comercializadores y los comercializadores de gas importado, coincidan con las cantidades de energía recibidas en cada punto de entrada al SNT, declaradas por los transportadores.

ii. Las cantidades de energía que cada remitente tomó en cada punto de salida del SNT, declaradas por los transportadores, coincidan con las cantidades de energía tomadas en cada punto de salida del SNT, declaradas por los distribuidores, los comercializadores y los usuarios no regulados.

iii. El número del contrato bajo el cual se transportó el gas que cada remitente tomó en cada punto de salida del SNT, declarado por el transportador, coincida con el número del contrato bajo el cual se transportó el gas tomado en cada punto de salida del SNT, declarado por los distribuidores, los comercializadores y los usuarios no regulados.

iv. Los contratos bajo los cuales se transportó gas natural, declarados por los transportadores, los comercializadores, los distribuidores y los usuarios no regulados, estén debidamente registrados ante el gestor del mercado.

Si el gestor del mercado encuentra discrepancias como resultado de las verificaciones de que tratan los numerales i, ii y iii anteriores, el gestor del mercado deberá informárselo a las partes, durante el día calendario siguiente al día de gas, para que ellas rectifiquen las diferencias a más tardar el segundo día calendario siguiente al día de gas. Cuando no sea posible la rectificación dentro de este término el gestor del mercado no podrá tenerlo en cuenta para efectos de publicación. En este caso el gestor del mercado deberá informar esta situación a las partes involucradas y a los órganos responsables de la inspección, vigilancia y control.

Si el gestor del mercado encuentra discrepancias como resultado de las verificaciones de que trata el numeral iv anterior, el gestor del mercado deberá informarle esta situación a las partes responsables de declarar la respectiva información y a los órganos responsables de la inspección, vigilancia y control.

b) Publicación

El gestor del mercado publicará la siguiente información en el BEC, con la periodicidad aquí establecida:

i. Las cantidades totales de energía inyectadas diariamente en cada punto de entrada al SNT y las cantidades totales provenientes de campos aislados, desagregadas en producción nacional e importaciones, expresadas en MBTU. Esta información se actualizará dentro de los primeros cinco (5) días hábiles de cada mes y deberá mostrar el histórico de los últimos doce (12) meses por las modalidades contractuales establecidas en el artículo 9º de esta resolución.

ii. La cantidad total de energía tomada diariamente de cada tramo de gasoducto definido para efectos tarifarios y de cada sistema de transporte, expresada en MBTU. Esta información se actualizará dentro de los primeros cinco (5) días hábiles de cada mes y deberá mostrar el histórico de los últimos doce (12) meses por tipo de demanda (i.e. regulada, no regulada o tomada por otro transportador; la demanda regulada y no regulada deberá ser desagregada en residencial, comercial, industrial, gas para transportadores, petroquímica, gas natural vehicular comprimido, plantas de generación térmica u otros).

iii. La cantidad total de energía tomada diariamente del SNT, expresada en MBTU. Esta información se actualizará dentro de los primeros cinco (5) días hábiles de cada mes y deberá mostrar el histórico de los últimos doce (12) meses por tipo de demanda (i.e. regulada y no regulada, desagregada en residencial, comercial, industrial, gas para transportadores, petroquímica, gas natural vehicular comprimido, plantas de generación térmica u otros) y por las modalidades contractuales establecidas en el artículo 9º de esta resolución.

iv. La cantidad total de energía declarada por los comercializadores de gas importado resultante de adicionar aquella inyectada al SNT más aquella consumida en el territorio nacional sin haber ingresado al SNT, expresada en MBTU. Esta información se actualizará dentro de los primeros cinco (5) días hábiles de cada mes y deberá mostrar el histórico de los últimos doce (12) meses por las modalidades contractuales establecidas en el artículo 9º de esta resolución.

v. Cantidad total de energía tomada diariamente en los puntos de salida de cada sistema de transporte, o entregada en los puntos de transferencia entre transportadores, correspondiente a contratos de parqueo, expresada en MBTU.

vi. Las cantidades totales de energía a suministrar diariamente, según las nominaciones de suministro, en cada punto de entrada al SNT, expresadas en MBTU. Esta información se actualizará dentro de los primeros cinco (5) días hábiles de cada mes y deberá mostrar el histórico de los últimos doce (12) meses.

vii. Las cantidades totales de energía autorizada diariamente, según las nominaciones de transporte, por cada sistema de transporte, expresadas en MBTU. Esta información se actualizará dentro de los primeros cinco (5) días hábiles de cada mes y deberá mostrar el histórico de los últimos doce (12) meses.

viii. La demás que determine la CREG.

5. Conservación de información

El gestor del mercado deberá conservar toda la información que recopile. En desarrollo de esta labor deberá:

a) Conservar toda la información declarada a él durante el período de vigencia de la obligación de prestación del servicio. Los datos deberán tener el correspondiente back-up por fuera de su aplicativo web.

b) Asegurar que todos los datos y registros se mantengan en un formato convencional para su entrega a quien eventualmente lo sustituya como gestor del mercado, según lo determine la CREG.

c) Asegurar que la información histórica agregada esté disponible para ser descargada del BEC en un formato convencional, y de alta compatibilidad con diferentes plataformas informáticas.

6. Divulgación anual de información

El gestor del mercado deberá publicar un informe anual en el BEC en el que se presente la siguiente información agregada del mercado primario, del mercado secundario y de las negociaciones entre comercializadores y usuarios no regulados:

a) Promedio de las cantidades de energía negociadas durante cada mes del año, expresada en MBTUD.

b) Promedio de las cantidades de energía negociadas diariamente, expresada en MBTUD.

c) Cantidad total de energía negociada durante el año, expresada en MBTU.

d) Cantidad total de energía negociada durante cada mes del año, expresada en MBTU.

e) Precio promedio, ponderado por cantidades, de la energía negociada durante el año, expresado en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.

f) Precio promedio, ponderado por cantidades, de la energía negociada durante cada mes del año, expresado en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.

g) Número de negociaciones durante el año.

h) Número promedio de negociaciones diarias.

i) Índices del mercado.

j) Cualquier otra información relevante relacionada con sus actividades en el año anterior.

7.  Indicadores del mercado primario (MP)

El gestor del mercado deberá calcular, con la periocidad que en cada caso se expone, los indicadores del mercado primario que se describen a continuación.

 

No.

 

Indicador

Qué mide

Visible para

MP1

 

Antes del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 089 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya, calcular:

Producción total disponible para la venta PTDV en relación con el potencial de producción PP, según las definiciones del Decreto 2100 de 2011 compilado por el Decreto 1073 de 2015.

Este indicador debe calcularse de manera nacional (i.e. agregado) y por fuente y por productor considerando las declaraciones publicadas por el Ministerio de Minas y Energía.

Periodicidad de cálculo: anual, antes del proceso de negociación.

Horizonte de cálculo: para todos los meses en donde haya declaración de las variables PP y PTDV.

Los indicadores nacional y por fuente para el público general y los indicadores por productor para la SSPD, SIC y CREG

MP2

Antes del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 089 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya, calcular:

Producción total disponible para la venta en firme PTDVF y cantidades importadas disponibles para la venta en firme CIDVF en relación con la producción total disponible para venta PTDV y las cantidades de gas importadas disponibles para la venta CIDV, según las definiciones del Decreto 2100 de 2011 compilado por el Decreto 1073 de 2015 y la Resolución CREG 089 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya.

Este indicador debe calcularse de manera nacional (i.e. agregado) y por fuente y por productor, considerando las declaraciones publicadas por el Ministerio de Minas y Energía. 

Periodicidad de cálculo: anual, antes del proceso de negociación. 

Horizonte de cálculo: para todos los meses en donde haya declaración de las variables PTDVF, CIDVF, PTDV y CIDV.

Los indicadores nacional y por fuente para el público general y los indicadores por productor para la SSPD, SIC y CREG

MP3

 

Antes del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 089 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya, calcular:

Producción total disponible para la venta en firme PTDVF con el potencial de producción PP. Según definiciones del Decreto 2100 de 2011 compilado por el Decreto 1073 de 2015 y la Resolución CREG 089 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya.

Este indicador debe calcularse de manera nacional (i.e. agregado) y por fuente y por productor, considerando las declaraciones publicadas por el Ministerio de Minas y Energía. 

Periodicidad de cálculo: anual, antes del proceso de negociación.

Horizonte de cálculo: para todos los meses en donde haya declaración de las variables PTDVF y PP.

Los indicadores nacional y por fuente para el público general y los indicadores por productor para la SSPD, SIC y CREG

 

MP4

 

Calcular toda la oferta comprometida en contratos firmes, contratos de suministro con firmeza condicionada y contrato de opción de compra de gas, en relación con la producción total disponible para venta PTDV y las cantidades de gas importadas disponibles para la venta CIDV, según las definiciones del Decreto 2100 de 2011 compilado por el Decreto 1073 de 2015 y la Resolución CREG 089 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya. En la oferta comprometida también deben incluirse aquellos contratos vigentes y negociados antes de la entrada en operación del gestor del mercado de gas natural.

Este indicador debe calcularse de manera nacional (i.e. agregado) y por fuente y por productor, considerando las declaraciones publicadas por el Ministerio de Minas y Energía.

Periodicidad de cálculo: todos los meses.

Horizonte de cálculo: para todos los meses en donde haya oferta comprometida.

Los indicadores nacional y por fuente para el público general y los indicadores por productor para la SSPD, SIC y CREG

 

MP5

 

 

 

 

Calcular toda la oferta comprometida en contratos firmes, contratos de suministro con firmeza condicionada y contrato de opción de compra de gas, en relación con la producción total disponible para la venta en firme PTDVF y las cantidades importadas disponibles para la venta en firme CIDVF, según las definiciones del Decreto 2100 de 2011 compilado por el Decreto 1073 de 2015 y la Resolución CREG 089 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya. En la oferta comprometida también deben incluirse aquellos contratos vigentes y negociados antes de la entrada en operación del gestor del mercado de gas natural.

Este indicador debe calcularse de manera nacional (i.e. agregado) por fuente y por productor, considerando las declaraciones publicadas por el Ministerio de Minas y Energía.

Periodicidad de cálculo: todos los meses.

Horizonte de cálculo: para todos los meses en donde haya oferta comprometida.

Los indicadores nacional y por fuente para el público general y los indicadores por productor para la SSPD, SIC y CREG

MP6

Calcular toda la oferta comprometida en contratos firmes, contratos de suministro con firmeza condicionada y contrato de opción de compra de gas, en relación con el potencial de producción PP, según las definiciones del Decreto 2100 de 2011 compilado por el Decreto 1073 de 2015 y la Resolución CREG 089 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya. En la oferta comprometida también deben incluirse aquellos contratos vigentes y negociados antes de la entrada en operación del gestor del mercado de gas natural.

Este indicador debe calcularse de manera nacional (i.e. agregado) y por fuente y por productor, considerando las declaraciones publicadas por el Ministerio de Minas y Energía.

Periodicidad de cálculo: todos los meses.

Horizonte de cálculo: para todos los meses en donde haya oferta comprometida.

Los indicadores nacional y por fuente para el público general y los indicadores por productor para la SSPD, SIC y CREG

MP7

Después del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 089 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya, calcular la demanda regulada con contratos firmes (i.e. contratos firmados antes y después del proceso de negociación) en relación con la demanda regulada que atiende cada comercializador.

Este indicador debe calcularse de manera nacional (i.e. todos los comercializadores con demanda regulada) y para cada comercializador con demanda regulada.

La demanda regulada corresponderá a la que declare cada comercializador que atiende usuarios regulados al gestor.

Periodicidad de cálculo: anual después del proceso de negociación.

Horizonte de cálculo: para cada uno de los meses de los siguientes 12 meses.

Los indicadores nacional para el público general y los indicadores por comercializador para la SSPD, SIC y CREG

MP8

 

Después del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 089 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya, calcular la demanda regulada con contratos firmes (i.e. contratos firmados antes y después del proceso de negociación) en relación con la declaración de producción total disponible para la venta en firme PTDVF y las cantidades importadas disponibles para la venta en firme CIDVF.

Este indicador debe calcularse de manera nacional (i.e. agregado) y por fuente.

Periodicidad de cálculo: anual, después del proceso de negociación.

Horizonte de cálculo: para cada uno de los meses de los siguientes 12 meses.

Los indicadores nacional y por fuente para el público general

MP9

Después del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 089 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya, calcular todo el gas natural contratado en firme por la demanda regulada en relación con la oferta comprometida en contratos firmes, contratos de suministro con firmeza condicionada y contrato de opción de compra de gas.

En la oferta comprometida también deben incluirse aquellos contratos vigentes y negociados antes de la entrada en operación del gestor del mercado de gas natural.

Estos indicadores deben calcularse de manera nacional (i.e. agregado) y por fuente.

Periodicidad de cálculo: anual, después del proceso de negociación.

Horizonte de cálculo: para todos los meses en donde haya oferta comprometida.

Los indicadores nacional y por fuente para el público general

MP10

Después del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 089 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya, calcular el gas natural contratado en firme por la demanda no regulada en relación con la declaración de producción total disponible para la venta en firme PTDVF y las cantidades importadas disponibles para la venta en firme CIDVF.

Estos indicadores deben calcularse de manera nacional (i.e. agregado), por fuente (i.e. Cusiana y Cupiagua), por productor (i.e. Ecopetrol) y por tipo de demanda (i.e. industrial).

Periodicidad de cálculo: anual, después del proceso de negociación.

Horizonte de cálculo: para todos los meses en donde haya oferta comprometida.

Los indicadores nacional y por fuente para el público general

MP11

Después del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 089 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya, calcular todo el gas natural contratado en firme por la demanda no regulada en relación con la oferta comprometida en contratos firmes, contratos de suministro con firmeza condicionada y contrato de opción de compra de gas.

En la oferta comprometida también deben incluirse aquellos contratos vigentes y negociados antes de la entrada en operación del gestor del mercado de gas natural.

Este indicador debe calcularse de manera nacional (i.e. agregado), por fuente (Cusiana y Cupiagua), por productor (i.e. Ecopetrol) y por tipo de demanda (i.e. industrial).

Periodicidad de cálculo: anual, después del proceso de negociación.

Horizonte de cálculo: para todos los meses en donde haya oferta comprometida. 

Los indicadores nacional y por fuente para el público general

 

 

MP12

 

Después del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 089 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya, calcular la demanda regulada con contratos firmes (i.e. contratos firmados antes y después del proceso de negociación) en relación con el total contratado por la demanda regulada (incluye todas las modalidades).

Este indicador debe calcularse de manera nacional (i.e. agregado) y por comercializador.

Periodicidad de cálculo: anual, después del proceso de negociación.

Horizonte de cálculo: para cada uno de los meses de los siguientes 12 meses.

El indicador nacional para el público general y los indicadores por comercializado para la SSPD, SIC y CREG

MP13

Después del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 089 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya, calcular la demanda no regulada con contratos firmes (i.e. contratos firmados antes y después del proceso de negociación) en relación con el total contratado por la demanda no regulada (incluye todas las modalidades).

Este indicador debe calcularse de manera nacional (i.e. agregado) y por comercializador.

Periodicidad de cálculo: anual, después del proceso de negociación.

Horizonte de cálculo: para cada uno de los meses de los siguientes 12 meses.

El indicador nacional para el público general y los indicadores de cada uno de los usuarios no regulados para la SSPD, SIC y CREG

MP14

Después del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 089 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya, calcular todos los contratos firmes de suministro por fuente para la demanda regulada en relación con toda la capacidad de transporte contratada en contratos firmes.

El valor de la capacidad de transporte contratada en contratos firmes corresponderá al valor máximo de contratos firmes en el correspondiente mes. Este cálculo tendrá en cuenta las capacidades del último tramo de transporte necesario para abastecer el mercado relevante.

Este indicador debe calcularse para todos los mercados relevantes.

Periodicidad de cálculo: anual, después del proceso de negociación.

Horizonte de cálculo: para cada uno de los meses de los siguientes 12 meses.

Los indicadores para cada mercado relevante para la SSPD, SIC y CREG

MP15

Después del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 089 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya, calcular todos los contratos firmes de suministro por fuente para la demanda no regulada en relación con toda la capacidad de transporte contratada en contratos firmes.

El valor de la capacidad de transporte contratada en contratos firmes corresponderá al valor máximo de contratos firmes en el correspondiente mes. Este cálculo tendrá en cuenta las capacidades del último tramo de transporte necesario para abastecer el usuario no regulado.

Este indicador debe calcularse para todos los usuarios no regulados.

Periodicidad de cálculo: anual, después del proceso de negociación.

Horizonte de cálculo: para cada uno de los meses de los siguientes 12 meses.

Los indicadores para cada uno de los usuarios no regulados para la SSPD, SIC y CREG

 

MP16

Para cada tramo regulatorio de transporte, calcular capacidad máxima comprometida en el mes (i.e. incluyendo todas las modalidades) en relación con la capacidad de transporte del tramo.

El valor de la capacidad comprometida corresponderá al valor máximo de contratación en alguno de los días del correspondiente mes.

El valor de la capacidad del tramo corresponderá al valor de la CMMP que haya declarado el transportador al gestor.

Este indicador debe calcularse para cada tramo regulatorio.

Periodicidad de cálculo: mensual.

Horizonte de cálculo: para el mes anterior al mes de cálculo y para cada uno de los meses de los siguientes 12 meses.

Los indicadores para cada tramo de transporte regulatorio para la SSPD, SIC y CREG

MP17

Para los contratos con destino a la demanda regulada, calcular cuánto representa cada modalidad de contrato de la demanda regulada en relación con el total de la demanda regulada en contratos.

Este indicador debe calcularse de manera agregada y para cada comercializador que tenga contratos de demanda regulada.

Periodicidad de cálculo: mensual.

Horizonte de cálculo: para cada uno de los meses de los siguientes 12 meses.

Los indicadores agregados para el público general y los indicadores para cada comercializador para la SSPD, SIC y CREG

MP18

Para los contratos con destino a la demanda no regulada, calcular cuánto representa cada modalidad en relación con el total de la demanda no regulada en contratos.

Este indicador debe calcularse de manera agregada y para cada comercializador que atiende demanda no regulada.

Periodicidad de cálculo: mensual.

Horizonte de cálculo: para cada uno de los meses de los siguientes 12.

Los indicadores agregados para el público general y los indicadores para cada comercializador para la SSPD, SIC y CREG

MP19

Para los contratos con destino a la demanda regulada, calcular cuánto representa cada modalidad de contratos de capacidad de transporte en relación con la capacidad del tramo.

En un mes, el valor de cada modalidad de contratos corresponderá al mayor valor de capacidad de transporte observado en esa modalidad en uno de los días del mes correspondiente.

El valor de la capacidad del tramo corresponderá al valor de la CMMP que haya declarado el transportador al gestor.

Para los mercados relevantes, el cálculo tendrá en cuenta las capacidades del último tramo de transporte necesario para abastecer el mercado relevante.

Este indicador debe calcularse para todos los mercados relevantes.

Periodicidad de cálculo: mensual.

Horizonte de cálculo: para cada uno de los meses de los siguientes 12 meses.

Los indicadores para cada mercado relevante para la SSPD, SIC y CREG

MP20

Para los contratos con destino a la demanda no regulada, calcular cuánto representa cada modalidad de contratos de capacidad de transporte en relación con la capacidad del tramo.

En un mes, el valor de cada modalidad de contratos corresponderá al mayor valor de capacidad de transporte observado en esa modalidad en uno de los días del mes correspondiente.

El valor de la capacidad del tramo corresponderá al valor de la CMMP que haya declarado el transportador al gestor.

El cálculo tendrá en cuenta las capacidades del último tramo de transporte necesario para abastecer el usuario no regulado.

Este indicador debe calcularse para todos los usuarios no regulados.

Periodicidad de cálculo: mensual.

Horizonte de cálculo: para cada uno de los meses de los siguientes 12 meses.

Los indicadores para cada usuario no regulado para la SSPD, SIC y CREG

MP21

Después del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 089 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya, por fuente y por productor, calcular qué agentes tienen los contratos, así: contratos que tiene cada agente en relación con la oferta comprometida.

En este cálculo no se tendrán en cuenta los contratos con interrupciones.

En la oferta comprometida también deben incluirse todos los contratos vigentes y negociados antes de la entrada en operación del gestor del mercado de gas natural.

Periodicidad de cálculo: anual, después del proceso de negociación.

Horizonte de cálculo: para todos los meses en donde se haya comprometido la oferta.

Los indicadores por agente, fuente y por productor para la SSPD, SIC y CREG

MP22

Después del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 089 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya, por cada tramo regulatorio, calcular qué agentes tienen los contratos de capacidad de transporte, así: contratos que tiene cada agente en relación con la capacidad del tramo.

En un mes, el valor de los contratos de un agente corresponderá al valor máximo de contratación de ese agente en algunos de los días del correspondiente mes.

El valor de la capacidad del tramo corresponderá al valor de la CMMP que haya declarado el transportador al gestor.

Periodicidad de cálculo: anual, después del proceso de negociación.

Horizonte de cálculo: para cada uno de los meses de los siguientes 12 meses.

Los indicadores por agente y tramo regulatorio para la SSPD, SIC y CREG

MP23

Después del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 089 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya, por fuente, por productor, por modalidad contractual, de manera agregada (i.e. total nacional) y desagregada (i.e. por campo) y por tipo de demanda calcular precios promedios.

Periodicidad de cálculo: anual, después del proceso de negociación.

Horizonte de cálculo: Puntual en el momento de cálculo.

Los indicadores agregados para el público general.

 

8. Unificación de puntos en el SNT. (Nota: Adicionado por la Resolución 21 de 2019 artículo 13 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)