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Resolución 1 de 2021 CREG
RESOLUCIÓN 1 DE 2021
(enero 7)
Diario Oficial No. 51.560 de 17 de enero de 2021
COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS
Por el cual se regula el mecanismo de asignación de la capacidad de transporte de gas cuando hay congestión contractual.
LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS
En ejercicio de sus atribuciones constitucionales y legales, en especial las conferidas por la Ley 142 de 1994 y los decretos 2253 de 1994, 1260 de 2013 y 1073 de 2015, 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 1, 2, 3 y 4 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.
El numeral 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 numeral 74.1 del artículo 74 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 numeral 74.1 del artículo 74 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 numeral 74.1 del artículo 74 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.
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, sólo se predicarán en los casos en que el gas se utilice efectivamente como combustible y no como materia prima de procesos industriales petroquímicos”.
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 ésta 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 numeral 2.2.1 del RUT se establecen disposiciones sobre asignación de capacidad primaria por parte del transportador. En particular se establece que “Si el Transportador llegare a recibir solicitudes firmes de servicio de transporte que superen la Capacidad Disponible Primaria, dicha Capacidad deberá asignarse mediante un proceso de Subasta. Tal Subasta deberá efectuarse dentro de los tres meses siguientes al recibo de dos o más solicitudes de transporte y se llevará a cabo de conformidad con los principios de eficiencia económica y neutralidad establecidos por la ley. Los términos y condiciones de la Subasta deberán ser aprobados previamente por la CREG y una vez aprobados deberán ser publicados en el Manual del Transportador”.
El artículo 2.2.2.2.42 del Decreto 1073 de 2015, Decreto Único Reglamentario del Sector Administrativo de Minas y Energía, 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”.
Mediante la Resolución CREG 089 de 2013 la Comisión reglamentó aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, que hacen parte del reglamento de operación de gas natural.
Mediante la Resolución CREG 114 de 2017 la Comisión ajustó algunos aspectos referentes a la comercialización del mercado mayorista de gas natural, y compiló y derogó la Resolución CREG 089 de 2013 con todos sus ajustes y modificaciones.
Mediante la Resolución CREG 107 de 2017, la Comisión adoptó los procedimientos que se deben seguir para ejecutar proyectos del plan de abastecimiento de gas natural según los lineamientos establecidos en el Decreto 2345 de 2015 del Ministerio de Minas y Energía, compilado por el Decreto 1073 de 2015 (Decreto Único Reglamentario del Sector Administrativo de Minas y Energía).
En la Resolución CREG 107 de 2017 se introduce la definición de “Inversiones en proyectos prioritarios del plan de abastecimiento en un sistema de transporte, IPAT” en los siguientes términos: “Son los valores eficientes de proyectos prioritarios del plan de abastecimiento de gas natural que están embebidos en la infraestructura de un sistema de transporte existente. Para efectos regulatorios estos proyectos corresponden únicamente a gasoductos loops, estaciones de compresión y adecuaciones de la infraestructura de transporte de gas que contribuyan a garantizar la seguridad de abastecimiento y la confiabilidad del servicio de gas natural”.
En la actividad de transporte de gas natural la Comisión regula la remuneración de los sistemas de transporte y aspectos relacionados con el acceso físico y la comercialización de la capacidad de transporte asociada a esos sistemas.
La remuneración de los sistemas de transporte está sujeta a las metodologías de carácter general que adopta la Comisión para fijar cargos de transporte, como la prevista en la Resolución CREG 126 de 2010, vigente al momento de expedir la presente resolución. Los aspectos relacionados con el acceso físico se regulan en el RUT.
Aspectos relacionados con la comercialización de la capacidad de transporte de gas natural se establecen en las resoluciones CREG 126 de 2010, 090 de 2016, 107 y 114 de 2017.
En la Resolución CREG 080 de 2019 se define un marco regulatorio general, en el que se establecen los lineamientos sobre los comportamientos esperados de los agentes que participan en la prestación del servicio. En este sentido, se dictan normas generales de comportamiento, concordantes con un buen funcionamiento del mercado, el libre acceso a los bienes esenciales, la transparencia, la neutralidad, la eficiencia, la libre competencia, la gestión de los intereses de los usuarios y la no utilización abusiva de la posición dominante.
Mediante la Resolución CREG 082 de 2019, la Comisión puso en consideración de los agentes y el mercado en general, una propuesta regulatoria que define nuevas reglas para la comercialización de la capacidad de transporte de gas natural, las cuales fueron definidas en la Resolución CREG 185 de 2020.
En la Resolución CREG 185 de 2020, la Comisión definió las nuevas reglas de comercialización de la capacidad de transporte de gas natural e indicó que, mediante resolución aparte, se definirían las reglas de asignación de capacidad de transporte en casos de congestión contractual.
Teniendo en cuenta lo anterior, la Comisión, mediante la Resolución CREG 149 de 2020, puso en consideración de los agentes, entidades y público en general, la propuesta regulatoria por el cual se regula el mecanismo de asignación de la capacidad de transporte de gas cuando hay congestión contractual.
En la siguiente tabla se muestran las empresas que hicieron comentarios a la propuesta que se consultó.
| Radicado | Comentario de: |
| E-2020-011129 | Emgesa |
| E-2020-011132 | Andeg |
| E-2020-011039 | Isagen |
| E-2020-011094 | Andesco |
| E-2020-011095 | Tebsa |
| E-2020-011108 | Acolgen |
| E-2020-011114 | TGI |
| E-2020-011124 | Naturgas |
| E-2020-011126 | EPM |
| E-2020-011127 | Gecelca |
| E-2020-011133 | Gestor del Mercado |
| E-2020-011135 | Vanti |
| E-2020-011138 | Promigas |
| E-2020-011139 | Ecopetrol |
| E-2020-011210 | Emgesa |
En el documento que acompaña esta resolución se da respuesta al cuestionario de la SIC y a los comentarios recibidos a la propuesta regulatoria. Así mismo, se muestran los ajustes realizados a la versión propuesta en la Resolución CREG 149 de 2020.
En cumplimiento de lo establecido en el Decreto compilatorio 1074 de 2015 la Comisión informó mediante comunicación S-2020-006797 del 14 de diciembre de 2020 a la Superintendencia de Industria y Comercio, SIC, sobre el proyecto de resolución.
Una vez revisada la comunicación con radicado E-2020-016511 del 30 de diciembre de 2020, allegada por parte de la Superintendencia de Industria y Comercio, SIC, dicha entidad realiza las siguientes recomendaciones:
- Explicar lo expuesto en el numeral (i) del artículo 9 del proyecto, en los mismos términos del numeral 8.1.10 titulado “Claridad sobre el proceso de repartición de los excedentes” del documento: “Asignación capacidad de gas natural en congestión. Análisis comentarios de la Resolución CREG 149 de 2020”.
Frente a la anterior recomendación, esta Comisión considera que las reglas para determinar la repartición de los excedentes se definen en la presente resolución, y en el documento soporte quedan descritos los ejemplos de aplicación correspondientes. En consecuencia, no se considera necesario modificar el numeral i) del artículo 9 de la resolución.
- Incluir explícitamente dentro del Proyecto, a qué tratamiento, previsto en la Resolución CREG 107 de 2017, hace referencia el regulador en el numeral (ii) del artículo 9.
Teniendo en cuenta el comentario, la Comisión modificó el numeral ii) del artículo 9 de la presente resolución, describiendo el tratamiento para la repartición de excedentes cuando existan proyectos IPAT.
La presente propuesta regulatoria establece el mecanismo y las reglas de asignación que deberán seguirse en caso de congestión contractual. El mecanismo contempla dos etapas para la asignación según el caso. En la primera etapa se asigna la capacidad disponible a la demanda regulada de manera directa según lo solicitado, o a prorrata de lo solicitado, si no alcanza. En la segunda etapa se asigna la capacidad disponible a la demanda no regulada de manera directa según lo solicitado, o con el esquema de subasta si no hay capacidad suficiente. También se incluyen en el mecanismo los proyectos del Plan de Abastecimiento de Gas.
Adicionalmente, la Comisión considera necesario y razonable incorporar una medida transitoria para la implementación y aplicación de las disposiciones descritas en la presente resolución. Para ello, se concederá un plazo razonable limitado en el tiempo, para que el gestor del mercado desarrolle e implemente las funciones que mediante la presente regulación se le asignan.
Lo anterior quiere decir entonces que, hasta tanto las obligaciones asignadas al gestor del mercado no sean desarrolladas e implementadas, las disposiciones de la Resolución CREG 114 de 2017, o aquellas que la modifiquen o sustituyan, seguirán estando vigentes.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas aprobó el presente acto administrativo en la sesión CREG No. 1073 del 7 de enero de 2021, respectivamente.
RESUELVE:
DISPOSICIONES GENERALES.
ARTÍCULO 1. OBJETO. Mediante la presente resolución se regula el mecanismo de asignación de la capacidad de transporte de gas natural cuando en el mercado primario se presente en un trimestre estándar congestión contractual, conforme a lo previsto en la Resolución CREG 185 de 2020 o aquella que la modifique, sustituya o derogue.
ARTÍCULO 2. CASOS DE CONGESTIÓN CONTRACTUAL Y MECANISMOS DE ASIGNACIÓN DE CAPACIDAD DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL. En el desarrollo de las disposiciones de asignación de capacidad de transporte previstas en los Artículos 15 y 19 de la Resolución CREG 185 de 2020, o aquella que la modifique, sustituya o derogue, cuando se presente en un trimestre estándar congestión contractual en uno o varios tramos, se activarán los siguientes mecanismos de asignación:
i. Primer caso: si la congestión se presenta en un tramo regulatorio que no tienen proyectos prioritarios del plan de abastecimiento de gas natural, IPAT, se seguirá el procedimiento establecido en el Artículo 4 de la presente resolución.
ii. Segundo caso: si la congestión se presenta en un tramo regulatorio en donde hay proyectos prioritarios del plan de abastecimiento de gas natural, IPAT, se seguirá el procedimiento establecido en el Artículo 5 de la presente resolución.
iii. Tercer caso: si la congestión se presenta en tramos regulatorios que tienen proyectos del plan de abastecimiento de gas natural (PAG), que no hacen parte de los IPAT, se seguirá el procedimiento establecido en el Artículo 6 de la presente resolución.
ARTÍCULO 3. DECLARACIÓN DE LOS COMERCIALIZADORES. Cuando se presente congestión contractual en alguno de los trimestres estándar, los comercializadores deberán declarar al gestor del mercado de gas natural el tipo de usuario, regulado o no regulado, a ser atendido, y la cantidad de capacidad asociada, utilizando el medio y el formato que el gestor determine.
El gestor del mercado hará visible en el BEC esta información, previo a la utilización de los mecanismos de asignación establecidos en esta resolución.
PARÁGRAFO. Los comercializadores que acudan a los mecanismos de que trata esta resolución evitarán conductas que tengan por objeto o efecto la compra de capacidad para la demanda regulada con destino final la demanda no regulada.
ARTÍCULO 4. MECANISMO DE ASIGNACIÓN EN TRAMOS REGULATORIOS QUE NO TIENEN PROYECTOS PRIORITARIOS DEL PLAN DE ABASTECIMIENTO DE GAS NATURAL, IPAT. Cuando en un trimestre estándar se presente congestión contractual en tramos regulatorios que no tienen proyectos prioritarios del plan de abastecimiento de gas natural, IPAT, el transportador seguirá el siguiente procedimiento:
i. Primer paso: verificación de la congestión
Entonces, se asigna de la 
la demanda regulada, 
.
Donde:
 | Capacidad disponible primaria en el tramo  . |
 | Demanda regulada de capacidad en el tramo  . |
 | Demanda no regulada de capacidad en el tramo  . |
ii. Segundo paso: Asignación a la demanda regulada
- 
Entonces, se asigna la 
según lo solicitado por la 
.
- 
Entonces, se asigna la 
a prorrata de lo solicitado por la demanda regulada, 
.
iii. Tercer paso: Asignación a la demanda no regulada
Si todavía hay 
disponible se asignará a la demanda no regulada:
Entonces, se asigna lo solicitado por la 
.
- 
Entonces, el gestor del mercado realiza subasta entre los 
.
En el Anexo 1 se exponen las disposiciones que regirán la subasta cuando a ello hubiere lugar.
ARTÍCULO 5. MECANISMO DE ASIGNACIÓN EN TRAMOS REGULATORIOS QUE TIENEN PROYECTOS PRIORITARIOS DEL PLAN DE ABASTECIMIENTO DE GAS NATURAL, IPAT. Cuando en un trimestre estándar se presente congestión contractual en tramos regulatorios que tienen proyectos prioritarios del plan de abastecimiento de gas natural, IPAT, el transportador seguirá el siguiente procedimiento:
i. Primer paso: verificación de la congestión
- 
Entonces, se asigna de la 
la demanda regulada, 
Donde:
 | Capacidad disponible primaria en el tramo  . |
 | Demanda regulada de capacidad en el tramo  . |
 | Demanda no regulada en el tramo  . |
ii. Segundo paso: Asignación de la 
a la demanda regulada
- 
Entonces, se asigna lo solicitado por 
.
- 
Entonces, se asigna la 
a prorrata de la demanda regulada, 
iii. Tercer paso: Asignación a la demanda no regulada
Si todavía hay 
disponible para el usuario no regulado beneficiario de proyectos prioritarios del plan de abastecimiento de gas natural, IPAT:
- 
Entonces, se asigna según lo solicitado por la 
.
Donde:
Demanda no regulada beneficiaria de proyectos prioritarios del plan de abastecimiento de gas natural, IPAT.
- 
Entonces, el Gestor del Mercado de gas natural realiza subasta entre los 
.
En el Anexo 1 se exponen las disposiciones que regirán la subasta cuando a ello hubiere lugar.
Finalizado este proceso, si todavía hay 
disponible para atender toda la demanda distinta a la beneficiaria de proyectos prioritarios del plan de abastecimiento de gas natural, IPAT, el gestor del mercado la asignará a esa demanda. En caso de que la CDPt sea insuficiente, el gestor del mercado hará una subasta en los términos definidos en el Anexo 1 de esta resolución.
Cuando en un trimestre estándar se presente congestión contractual en tramos regulatorios que tienen proyectos del plan de abastecimiento de gas (PAG) que no hacen parte de los IPAT, y que se adjudican a través de los procesos de convocatoria de la UPME, el gestor del mercado seguirá el siguiente procedimiento:
i. Primer paso: verificación de la congestión
- 
Entonces, se asigna la 
a la demanda regulada, 
.
Donde:
 | Capacidad disponible primaria en el tramo  . |
 | Demanda regulada de capacidad en el tramo  . |
 | Demanda no regulada en el tramo  . |
ii. Segundo paso: Asignación de la 
a la demanda regulada
- 
Entonces, se asigna lo solicitado por 
.
- 
Entonces, se asigna la 
a prorrata de la demanda regulada, 
iii. Tercer paso: Asignación a la demanda no regulada
Si todavía hay 
disponible para el usuario no regulado beneficiario de proyectos del plan de abastecimiento de gas (PAG) que no hacen parte de los IPAT:
- 
Entonces, se asigna según lo solicitado por la 
.
Donde:
Demanda no regulada beneficiaria de proyectos del plan de abastecimiento de gas (PAG) que no hacen parte de los IPAT.
- 
Entonces, el Gestor del Mercado realiza la subasta entre los 
En el Anexo 1 se exponen las disposiciones que regirán la subasta cuando a ello hubiere lugar.
Finalizado este proceso, si todavía hay 
disponible para atender toda la demanda distinta a la beneficiaria de proyectos prioritarios del plan de abastecimiento de gas natural, PAG, el gestor del mercado la asignará a esa demanda. En caso de que la 
sea insuficiente, el gestor del mercado hará una subasta en los términos definidos en el Anexo 1 de esta resolución.
ARTÍCULO 7. CRITERIOS DE LA SUBASTA PARA ASIGNACIÓN DE CAPACIDAD DE TRANSPORTE EN CASOS DE CONGESTIÓN CONTRACTUAL A CARGO DEL GESTOR DEL MERCADO. Cuando el gestor del mercado tenga a su cargo la realización de una subasta para asignación de capacidad de transporte en casos de congestión contractual conforme a las disposiciones de los artículos 4, 5 y 6 de la presente resolución, este deberá tener en cuenta los siguientes criterios de asignación con base en la declaración hecha por los agentes:
a. La subasta se hará por rutas y luego por tramos con congestión contractual, tomando en cuenta los puntos de entrada y de salida declarados por los agentes.
b. Para la definición de la subasta por ruta, el gestor deberá tener en cuenta si existe congestión contractual en los tramos regulatorios que conforman la ruta.
c. De las posibles rutas relacionadas con un mismo punto de entrada, conforme los literales anteriores, el gestor definirá (i) el tramo o los tramos que son comunes a las diferentes rutas, y (ii) el número de compradores interesados en adquirir capacidad en cada uno de los tramos.
d. Cuando haya posibilidad de rutas, la asignación de capacidad se hará dando prioridad a los tramos comunes que tengan el mayor número de interesados. Si en los tramos comunes se presenta el mismo número de interesados, pero con capacidades disponibles diferentes, se tomará para la subasta la menor capacidad. En este caso, las capacidades no asignadas, serán objeto de la segunda subasta por tramos.
e. Una vez terminado el proceso indicado en los literales anteriores el gestor, según se necesite, hará una segunda ronda por tramos con todas las capacidades disponibles que aún queden.
PARÁGRAFO. A través del medio y formato que defina el gestor del mercado, los participantes en la subasta, esto es, los vendedores y los compradores, declararán la información que se requiera para la realización de la subasta.
ARTÍCULO 8. APLICACIÓN DE CARGOS POR LOS SERVICIOS DE TRANSPORTE ASIGNADOS. Los transportadores harán la liquidación del servicio de transporte conforme a las disposiciones vigentes en las resoluciones CREG 126 de 2010 y CREG 123 de 2013, o aquellas que las modifiquen, sustituyan o deroguen, a los remitentes que resulten con asignaciones de capacidad de transporte de gas natural en los mecanismos descritos en los artículos 4, 5 y 6 de la presente resolución. En el caso de subastas, la liquidación mensual se hará con base en el precio de cierre de la subasta.
ARTÍCULO 9. DISTRIBUCIÓN DE LOS RECURSOS EXCEDENTARIOS DE LA SUBASTA. Los recursos excedentarios que resulten de la diferencia entre el precio de cierre de la subasta y el precio de reserva, cargo 100% fijo y 0% variable más el correspondiente cargo de AOM, por la correspondiente capacidad asignada en la subasta, se asignarán de la siguiente manera:
i. Si en la ruta o tramo con congestión no hay proyectos del plan de abastecimiento de gas natural, IPAT, el transportador, en el correspondiente mes de facturación, destinará los recursos excedentarios a disminuir el costo de la prestación del servicio de la capacidad de transporte a prorrata de la capacidad contratada por cada remitente en la ruta o tramo en donde hubo congestión y se realizó la subasta.
ii. Si en la ruta o tramo con congestión hay proyectos del plan de abastecimiento de gas natural, IPAT, los recursos excedentarios se distribuirán a prorrata de las cantidades contractuales que tengan los beneficiarios que defina la UPME, en el correspondiente mes de facturación, teniendo en cuenta lo establecido en la regulación vigente.
PARÁGRAFO. Los comercializadores que reciban los recursos excedentarios de que trata el presente artículo, reflejarán esa situación en la facturación de los usuarios que representa.
ARTÍCULO 10. CRONOGRAMA PARA LA ASIGNACIÓN DE LA CAPACIDAD CUANDO HAY CONGESTIÓN CONTRACTUAL. La Dirección Ejecutiva de la CREG publicará mediante Circular las actividades y los plazos que se deberán tener en cuenta para la asignación de la capacidad en los casos de congestión contractual.
ARTÍCULO 11. TRANSICIÓN: Todas las disposiciones de la presente resolución se aplicarán una vez el gestor del mercado de gas natural desarrolle e implemente lo que le corresponda, o a más tardar el 23 de febrero de 2021.
ARTÍCULO 12. VIGENCIA. La presente resolución rige a partir de su publicación en el Diario Oficial.
PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE
MIGUEL LOTERO ROBLEDO
Viceministro de Energía, Delegado del
Ministro de Minas y Energía
Presidente
JORGE ALBERTO VALENCIA MARÍN
Director Ejecutivo
DISPOSICIONES QUE RIGEN LA SUBASTA.
El presente anexo tiene por objeto establecer las disposiciones que regirán las subastas para la demanda no regulada.
Administrador de las subastas: Gestor del Mercado de gas natural.
Auditor de las subastas: persona natural o jurídica, con reconocida experiencia en procesos de auditoría, contratada por el administrador de las subastas para auditar el desarrollo de las mismas.
Compradores en la subasta de capacidad de transporte: corresponden a los indicados en el artículo 8 de la Resolución CREG 185 de 2020 que requieren capacidad de transporte con destino la demanda no regulada.
Precios de adjudicación: son los precios, en la moneda vigente en la metodología de transporte de gas natural, que pagarán los compradores por la capacidad de transporte adjudicada a través de las subastas. Corresponden a los precios de cierre de las subastas.
Precio de reserva: precio mínimo, en la moneda vigente en la metodología de transporte de gas natural, al cual se ofrece para la venta un producto en una subasta.
Producto en la subasta: contrato de transporte firme trimestral de capacidad de transporte en (i) en una ruta de tramos regulatorios, o (ii) un tramo regulatorio con congestión contractual, con un cargo 100% fijo de inversión más el correspondiente cargo de AOM.
Sistema de subastas: corresponde a la plataforma tecnológica en la cual se desarrollarán las subastas que se reglamentan en este Anexo.
Subasta: proceso de negociación con reglas definidas para la formación del precio y la asignación del producto, de acuerdo con lo establecido en este Anexo.
Subastador: persona natural o jurídica, con reconocida experiencia en la materia, que da aplicación al procedimiento de las subastas. Puede ser el administrador de las subastas u otra persona que éste contrate.
Vendedores en la subasta de capacidad de transporte: corresponden a los indicados en el artículo 7 de la Resolución CREG 185 de 2020.
3. PRINCIPIOS GENERALES DE LAS SUBASTAS.
Las subastas se regirán por los siguientes principios:
a) Eficiencia: el desarrollo de las subastas conducirá a optimizar el uso de la capacidad de transporte disponible, a precios eficientes.
b) Publicidad: se garantizará a través de los mecanismos dispuestos en la presente resolución.
c) Neutralidad: el diseño de las subastas y el reglamento de las mismas no permitirán, inducirán o adoptarán prácticas de discriminación indebida en contra de alguno de los participantes.
d) Simplicidad y transparencia: los mecanismos de las subastas serán claros, explícitos y constarán por escrito, de tal forma que puedan ser comprendidos sin duda ni ambigüedad.
e) Objetividad: los criterios de adjudicación serán claros e imparciales.
3.1. RESPONSABILIDADES Y DEBERES DEL ADMINISTRADOR DE LAS SUBASTAS.
a) Establecer, operar y mantener el sistema de subastas, el cual deberá estar disponible oportunamente.
b) Realizar a más tardar cinco (5) días calendario antes de la fecha programada para la realización de la subasta, a través de una empresa especializada, una auditoría operativa y de sistemas para verificar el adecuado funcionamiento del sistema de subastas y certificar su correcta operación frente a las especificaciones técnicas, operativas y de seguridad, respecto del programa y de los equipos. Igualmente, deberá remitir el certificado de dicha auditoría al auditor de la subasta antes de la realización de las primeras subastas.
c) Elaborar los reglamentos que considere necesarios para llevar a cabo las actividades encomendadas. En especial deberá establecer la estructura computacional y de comunicaciones requerida para el acceso al sistema de subastas, así como los canales formales para la comunicación con el administrador y con el subastador. Estos reglamentos deberán ser informados a la CREG previo a la aplicación de la primera subasta.
d) Ofrecer e impartir la capacitación y asistencia necesaria en el manejo y operación del sistema de subastas a los vendedores y compradores. En caso de que alguno de los vendedores y compradores requiera capacitación adicional, el administrador de las subastas podrá impartírsela, caso en el cual podrá cobrar la cifra que las partes acuerden.
e) Contratar al auditor de las subastas, proceso que debe estar finalizado por lo menos diez (10) días calendario antes de la fecha programada para la realización de las mismas.
f) Si el administrador de las subastas no desempeña el papel de subastador, deberá contratarlo, proceso que deberá estar finalizado por lo menos diez (10) días calendario antes de la realización de las mismas.
g) Emitir los certificados en los que se informe a los vendedores y a los compradores los resultados de las subastas en las que participaron.
h) Conservar registros históricos, en medios electrónicos, de la totalidad de operaciones realizadas en desarrollo de las subastas, de conformidad con las disposiciones legales vigentes en materia de conservación de documentos.
3.2. RESPONSABILIDADES Y DEBERES DEL AUDITOR DE LAS SUBASTAS.
a) Verificar la correcta aplicación de la regulación prevista para las subastas.
b) Verificar que las comunicaciones con el administrador de las subastas y el subastador se realicen única y exclusivamente mediante los canales formales de comunicación establecidos por el administrador de las subastas.
c) Verificar que durante las subastas se sigan expresamente los pasos y reglas establecidos en este Anexo.
d) Informar al administrador de las subastas las situaciones en las que considere que el mismo administrador o el subastador no están dando cumplimiento a las disposiciones contenidas en la regulación vigente, para que el administrador de las subastas tome los correctivos del caso de manera inmediata.
e) Informar a los órganos responsables de la inspección, vigilancia y control las situaciones en las que considere que alguno de los responsables o participantes en la subasta no esté dando cumplimiento a las disposiciones contenidas en la regulación.
3.3. RESPONSABILIDADES Y DEBERES DEL SUBASTADOR.
a) Recibir las declaraciones de los vendedores sobre la información de la capacidad de transporte, según las condiciones que se establecen en este Anexo.
b) Recibir las declaraciones de cantidades y precios por parte de los compradores de capacidad de transporte, según las condiciones que se establecen en este Anexo.
c) Elaborar la curva de demanda agregada con base en las cantidades y precios declarados por los compradores.
d) Elaborar la curva de oferta agregada con las cantidades disponibles a subastar.
e) Obtener los precios de adjudicación de la capacidad de transporte a través de la superposición de las curvas de oferta y de demanda agregadas.
a) Tener a su disposición la estructura operativa y el equipo computacional y de comunicaciones apropiado, de acuerdo con las especificaciones operativas y técnicas establecidas por el administrador de las subastas.
b) Utilizar y operar el sistema de subastas única y exclusivamente a través del personal debidamente capacitado para el efecto.
c) Abstenerse de realizar actos contrarios a la libre competencia, actos contrarios a la legislación o a la regulación vigente y actos que afecten la transparencia del proceso o la adecuada formación de precios.
d) Informar de manera inmediata al administrador de las subastas cualquier error o falla del sistema de subastas.
La plataforma tecnológica deberá cumplir con los siguientes requisitos mínimos
a) Estar basada en protocolos de Internet.
b) Permitir el acceso a cada uno de los participantes en la subasta.
c) Mantener las bases de datos y servidores del sistema de subastas en el sitio que para tal fin establezca el administrador de la subasta.
d) Garantizar la autenticación de los usuarios que acceden al sistema.
e) Cumplir las exigencias establecidas en la legislación que rige en materia de comercio electrónico.
f) Tener un sistema que permita el manejo de información confidencial o sujeta a reserva legal.
g) Incluir sistemas de respaldo que garanticen la operación continua durante el proceso de subastas.
h) Estar dotado de un registro de todos los procesos realizados en él, incluyendo el registro de ingreso de cada uno de los usuarios.
i) Contar con los sistemas de respaldo que el administrador de las subastas considere necesarios para el correcto funcionamiento del sistema. El administrador de las subastas no será responsable por la suspensión o interrupción de los servicios por cualquier hecho que escape al control del administrador, como caso fortuito o fuerza mayor.
3.6. MECANISMOS DE CONTINGENCIA.
Cuando el sistema de subastas se suspenda por las causas señaladas a continuación, se procederá como se establece para cada una de ellas:
a) Suspensión por fallas técnicas durante el día en que se realicen las subastas.
El administrador de las subastas deberá informar a los compradores y a los vendedores los mecanismos necesarios para hacer las asignaciones en los tiempos que se establecen en este Anexo.
b) Suspensión parcial de la operación del sistema de subastas.
Se entenderá como suspensión parcial de la operación del sistema de subastas la falla asociada a las estaciones de trabajo de los compradores o de sus sistemas de comunicación.
Cuando se presente la suspensión parcial de la operación del sistema de subastas, los compradores cuyas estaciones de trabajo o sistema de comunicación fallaron deberán remitir, de acuerdo con la vía alterna establecida por el administrador de las subastas, las declaraciones de solicitudes de compra, cumpliendo con la reglamentación vigente. Dichas declaraciones serán ingresadas al sistema de subastas conforme a los procedimientos establecidos por el administrador de las subastas.
El administrador de las subastas deberá informar estos mecanismos de contingencia a más tardar tres (3) días calendario antes de la realización de las primeras subastas, o a más tardar tres (3) días calendario antes de la realización de las subastas siguientes, cuando se haga una modificación de dichos mecanismos.
4. MECANISMO DE CUBRIMIENTO PARA PARTICIPAR EN LA SUBASTA.
El administrador de la subasta solo habilitará a los vendedores y a los compradores que hayan puesto el mecanismo de cubrimiento, conforme a las siguientes expresiones:
Donde:
 | Valor en pesos colombianos que los vendedores deben cubrir para participar en la subasta. |
 | Valor en pesos colombianos que los compradores deben cubrir para participar en la subasta. |
 | Capacidad disponible primaria de transporte para la subasta. Este valor está en kpcd. |
 | % de  que el comprador está interesado en comprar en la subasta. |
 | Precio de reserva en la moneda vigente por kpcd para  a subastar. En caso de requerirse un valor de TRM se utilizará la del último día disponible del mes anterior. |
 | 30 días |
En el Anexo 2 de la presente resolución están los criterios generales a los cuales se deberán sujetar los agentes para poner los mecanismos de cubrimiento.
5. ORGANIZACIÓN DE LA SUBASTA.
Subasta de sobre cerrado.
Capacidad disponible, 
, que se negociará mediante cada una de las subastas y que tendrá los siguientes atributos:
a) Modalidad contractual: contrato de transporte firme de capacidad trimestral, 100% Fijo del cargo de inversión más el correspondiente cargo de AOM.
b) Tramo regulatorio, 
: se deberán especificar los tramos del SNT en los que hay capacidad de transporte disponible. Según la identificación de congestión contractual se definirá (i) una ruta de tramos regulatorios, o (ii) un tramo regulatorio, conforme a los criterios señalados en el Artículo 7.
c) Duración: un trimestre estándar.
La capacidad disponible, 
, sólo podrá corresponder a la que tenga el mecanismo de cubrimiento de que trata el numeral 4.
La capacidad del producto 
que se ofrece en las subastas y la requerida por cada comprador corresponderá a un múltiplo entero de un (1) kpcd y deberá ser igual o superior a cincuenta (50) kpcd.
5.4. CAPACIDAD DE TRANSPORTE DISPONIBLE Y PRECIOS DE RESERVA.
En el día y hora que determine el administrador de la subasta el transportador de gas natural deberá declarar la capacidad disponible para la subasta, tal como se muestra en la la Tabla 1.
Tabla 1. Declaración de capacidad disponible
| Tramo regulatorio | Capacidad disponible |
 |  |
Donde:
: Tramo regulatorio en el que estará disponible la capacidad de transporte.
: Capacidad disponible de transporte en el tramo regulatorio 
.
El administrador de la subasta, conforme la resolución de cargo particular que corresponda, calculará y publicará antes de la fecha de realización de la subasta, el precio de reserva, 
, para 
a subastar, en kpcd, como el valor de la pareja de cargos 100% Fijo – 0% Variable más el correspondiente AOM y los correspondientes cargos estampilla, cuando a ello hubiere lugar, de acuerdo con la información que el transportador informe al Gestor del Mercado.
En la estimación de 
, para 
a subastar, el año se tomará como de 365 días y en caso de requerirse un valor de TRM, el gestor del mercado utilizará la del último día disponible del mes anterior.
El 
no podrá tener más de dos (2) cifras decimales y se expresará en la moneda vigente por kpcd.
Cuando en la congestión contractual se identifique más de un (1) tramo con esta situación, como el producto corresponderá a los tramos con congestión contractual, el precio de reserva por tramo corresponderá al valor de la pareja 100% Fijo – 0% Variable más el correspondiente cargo de AOM de los tramos que conforman el producto.
5.5. PUBLICACIÓN DE LA CAPACIDAD DISPONIBLE.
En la fecha y hora que el administrador de la subasta establezca publicará la capacidad disponible 
en el tramo 
.
Tabla 2. Capacidad total disponible
| Tramo | Capacidad total,  |
 |  |
Donde:
: Tramo regulatorio con capacidad disponible primaria.
: Capacidad disponible primaria total kpcd en el tramo 
5.6. MINUTAS DE LOS CONTRATOS DE TRANSPORTE.
Con antelación a la realización de la subasta, en el medio y forma que solicite el Gestor del Mercado, los transportadores deberán enviarle las minutas de los contratos que suscribirían los compradores que resulten con asignaciones.
5.7. RECIBO DE LAS SOLICITUDES DE COMPRA.
En la fecha y hora que el administrador de la subasta establezca, los compradores enviarán sus solicitudes de compra al administrador de las subastas. Para estos efectos, cada comprador 
le presentará al administrador su demanda 
al precio 
. Estas demandas deberán ser menores o iguales a las demandas que cada comprador 
cubrió con el mecanismo de participación en la subasta de que trata el numeral 4 de este anexo.
Tabla 3. Solicitudes de compra
| Capacidad demandada | Precio |
 |  |
Donde:
 | Cantidad del producto  que el comprador  esta dispuesto a comprar al precio  . Este valor se expresará en kpcd. |
 | Precio que el comprador  está dispuesto a pagar por la capacidad  . Este valor se expresará en la moneda vigente por kpcd. |
La capacidad 
deberá ser un múltiplo entero de un (1) kpcd, y deberá ser igual o inferior a la capacidad total disponible, 
. Por su parte, el precio 
deberá ser superior o igual al precio de reserva, 
, y no podrá tener más de dos (2) cifras decimales. Las ofertas que no cumplan con las condiciones indicadas se entenderán como no presentadas.
Por otra parte, los compradores deberán declarar al gestor del mercado los valores mínimos de demanda 
que estarían dispuestos a comprar. Este valor deberá ser menor o igual a 
. En la asignación de la subasta, a los únicos compradores que se les permitirá no aceptar la asignación será a aquellos con cantidades de asignación inferiores a 
.
5.8. DESARROLLO DE LAS SUBASTAS.
En la fecha y hora que el administrador de la subasta establezca desarrollará la subasta como a continuación se indica.
a) Con base en las capacidades 
y en los precios 
el subastador determinará la curva de demanda agregada para 
la cual se formará conforme a lo establecido en la Tabla 4 de este Anexo.
Tabla 4. Demanda agregada del producto 
Capacidad agregada,  | Precio,  |
 |  |
 |  |
 |  |
| … | … |
 |  |
 |  |
Donde:
 | Capacidad del producto  que el comprador  está dispuesto a comprar al precio  . Esta capacidad de transporte se determinará con base en las demandas de los compradores  según la Tabla 3 Este valor se expresará en kpcd. |
 | Cada uno de los precios que los compradores  están dispuestos a pagar por el producto  . Esta variable tomará los valores ordenados en forma descendente desde  hasta  . |
 | Es el mayor de los precios  declarados por todos los compradores  , según la Tabla 3. Este valor se expresará en la moneda vigente por kpcd. |
 | Es el menor de los precios  declarados por todos los compradores  , según la Tabla 3. Este valor se expresará en la moneda vigente por kpcd. |
 | Son los precios  declarados por todos los compradores  , según la Tabla 3, organizados de mayor a menor entre  y  . Estos valores se expresarán en la moneda vigente por kpcd. |
b) El subastador superpondrá la curva de demanda agregada, 
de la Tabla 4, y la curva de oferta agregada, 
de la Tabla 2, para establecer el resultado de la subasta, conforme a las siguientes reglas:
A cada comprador que haya declarado una disposición a pagar mayor o igual a 
se le asignará, al precio de adjudicación p*, la capacidad de transporte que solicitó, con el siguiente orden de asignación:
Primero al comprador con 
, luego al comprador con 
y así hasta llegar al comprador al que sólo se le pueden asignar las cantidades de transporte que coinciden con el punto (
, p*).
Si hay un único punto en común (
, p*) éste determinará la capacidad total de transporte adjudicada, 
, y el precio de adjudicación, p*.
Si al superponer las dos (2) curvas se encuentra que a un mismo nivel de precio se presenta más de una cantidad demandada la asignación de la cantidad será a prorrata de las cantidades demandadas.
Si al superponer las dos (2) curvas se encuentra que para un mismo nivel de cantidad hay más de un precio, el precio de adjudicación, p*, será el menor.
5.9. REGLA DE SUSCRIPCIÓN DE LOS CONTRATOS.
Los contratos que se suscriban deberán reflejar los resultados de la subasta.
Luego del desarrollo de la subasta por rutas, el administrador de la subasta, en caso de ser necesario, realizará una subasta por los tramos con congestión contractual que no se asignaron.
El desarrollo de esta subasta seguirá el procedimiento descrito en el numeral 5.8 del presente anexo.
6. MECANISMO DE CUBRIMIENTO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LAS OBLIGACIONES.
Entre los vendedores y los compradores acordarán los mecanismos de cubrimiento para el período de ejecución del contrato.
MIGUEL LOTERO ROBLEDO
Viceministro de Energía, Delegado del
Ministro de Minas y Energía
Presidente
JORGE ALBERTO VALENCIA MARÍN
Director Ejecutivo
CRITERIOS GENERALES DEL MECANISMO DE CUBRIMIENTO PARA PARTICIPAR EN LA SUBASTA
1. CRITERIOS GENERALES QUE DEBEN CUMPLIR LAS GARANTÍAS.
1.1. Cuando se trate de garantías otorgadas por una entidad financiera domiciliada en Colombia, se deberá acreditar una calificación de riesgo crediticio de la deuda de largo plazo de grado de inversión por parte de una agencia calificadora de riesgos vigilada por la Superintendencia Financiera de Colombia.
1.2. La entidad financiera otorgante de la garantía deberá pagar al primer requerimiento del beneficiario los correspondientes recursos en la cuenta bancaria de la entidad financiera en Colombia que para tales efectos se haya constituido.
1.3. Las garantías deben ser otorgadas de manera irrevocable e incondicional a la orden del fideicomiso o patrimonio autónomo que el gestor del mercado constituya. En caso de que el gestor del mercado pueda ofrecer otro instrumento para la administración de las garantías, con las mismas calidades que ofrece el fideicomiso o patrimonio autónomo, lo podrá hacer con el concepto favorable de la CREG.
1.4. El fideicomiso o patrimonio autónomo que se conforme debe tener la preferencia para obtener incondicionalmente y de manera inmediata el pago de la obligación garantizada en el momento de su ejecución, en la cuenta bancaria en Colombia que para tales efectos establezca el fideicomiso o patrimonio autónomo.
1.5. Las garantías deben ser líquidas y fácilmente ejecutables en el momento en que deban hacerse efectivas.
1.6. La entidad financiera otorgante deberá pagar dentro de los ocho (8) días hábiles siguientes a la fecha en que se realice el primer requerimiento, siempre que se trate de una entidad financiera domiciliada en Colombia, o dentro de los quince (15) días calendario siguientes a la fecha en que se realice el primer requerimiento, siempre que se trate de una entidad financiera en el exterior.
1.7. El valor pagado por la entidad financiera otorgante deberá ser igual al valor total de la cobertura conforme a lo indicado en el presente anexo. Por tanto, el valor pagado deberá ser neto, libre de cualquier tipo de deducción, depósito, comisión, encaje, impuesto, tasa, contribución, afectación o retención por parte de la entidad financiera otorgante y/o de las autoridades cambiarias, tributarias o de cualquier otra índole que pueda afectar el valor del desembolso de la garantía.
1.8. La entidad financiera otorgante de la garantía deberá renunciar a requerimientos judiciales, extrajudiciales o de cualquier otro tipo, para el pago de la obligación garantizada, tanto en Colombia como en el exterior.
1.9. Cuando se trate de garantías expedidas por entidades financieras domiciliadas en Colombia, el valor de la garantía constituida deberá estar calculado en moneda nacional o en dólares de los Estados Unidos de América y ser exigible de acuerdo con la Ley Colombiana.
1.10. Cuando se trate de garantías expedidas por entidades financieras del exterior, el valor de la garantía constituida deberá estar calculada en dólares de los Estados Unidos de América a la tasa representativa del mercado del último día hábil del mes anterior a su presentación, y ser exigible de acuerdo con las Normas RUU 600 de la Cámara de Comercio Internacional -CCI- (ICC Uniform Customs and Practice for Documentary Credits UCP 600) o aquellas Normas que las modifiquen, adicionan o sustituyan, y con las normas del estado Nueva York de los Estados Unidos de América. Estas garantías deberán prever mecanismos expeditos y eficaces para resolver definitivamente cualquier disputa que pueda surgir en relación con la garantía entre el beneficiario y el otorgante aplicando las normas que rigen su exigibilidad, tales como la decisión definitiva bajo las reglas de conciliación y arbitraje de la Cámara de Comercio Internacional, CCI, por uno o más árbitros designados según lo establecen las mencionadas reglas, o a través de los jueces del Estado de Nueva York.
PARÁGRAFO 1. Para efectos de demostrar el cumplimiento de los criterios 1.1 y 1.2 del presente numeral, los interesados deberán acreditar a la fiduciaria, al momento de presentación, ajuste o reposición de las garantías, que la entidad financiera otorgante satisface los requerimientos indicados en estos criterios.
PARÁGRAFO 2. Los agentes que utilicen garantías deben informar a la fiduciaria cualquier modificación en la calificación de que tratan los numerales 1.1 y 1.2 del presente numeral, así como también toda circunstancia que afecte o pueda llegar a afectar en cualquier forma la garantía o la efectividad de la misma. Dicha información debe ser comunicada a más tardar cinco (5) días hábiles después de ocurrido el hecho.
PARÁGRAFO 3. Para la aceptación de una garantía otorgada por una entidad financiera del exterior, el agente o persona jurídica interesada deberá adjuntar los formularios debidamente diligenciados y registrados ante el Banco de la República y que, de acuerdo con las normas del mismo, sean necesarios para el cobro de la garantía por parte de la fiducia.
Los tipos de garantías que serán aceptadas para los efectos de la presente resolución son los siguientes:
1. Garantía bancaria de una entidad financiera en Colombia: instrumento mediante el cual una institución financiera, debidamente autorizada por la Superintendencia Financiera, garantiza de forma incondicional e irrevocable el pago de las obligaciones indicadas en la presente resolución. La forma y perfeccionamiento de esta garantía se regirá por las normas del Código de Comercio que regulan la materia y por las demás disposiciones aplicables o aquellas que las modifiquen, adicionen o sustituyan.
2. Carta de crédito stand by de una entidad financiera en Colombia: crédito documental e irrevocable, mediante el cual una institución financiera, debidamente autorizada por la Superintendencia Financiera, se compromete directamente o por intermedio de un banco corresponsal, al pago de las obligaciones indicadas en la presente resolución, contra la previa presentación de la carta de crédito stand by. La forma y perfeccionamiento de ésta se regirán por las normas del Código de Comercio que regulan la materia y por las demás disposiciones aplicables o aquellas que las modifiquen, adicionen o sustituyan.
3. Carta de crédito stand by de una entidad financiera del exterior: crédito documental e irrevocable mediante el cual una institución financiera del exterior se compromete directamente o por intermedio de un banco corresponsal al pago de las obligaciones establecidas en la presente resolución, contra la previa presentación de la carta de crédito stand by.
4. Prepago. Recursos en moneda Colombiana que cubren el 100% del valor de la garantía.
PARÁGRAFO 1. Los compradores que requieran acudir a la constitución de garantías para poder participar en subastas, podrán combinar los tipos de garantías mencionados anteriormente.
PARÁGRAFO 2. Todas las garantías, en caso de ejecución, deberán liquidarse en pesos colombianos en las cuentas bancarias que para tales efectos disponga la fiducia mercantil que el gestor del mercado constituya.
3. MECANISMO DE COBERTURA PARA PARTICIPAR EN LA SUBASTA.
3.1. SUJETOS OBJETO DE LA CONSTITUCIÓN DE LA GARANTÍA DE PARTICIPACIÓN:
Es obligatoria para los vendedores y compradores que quieran participar en la subasta.
3.2. BENEFICIARIO DE LA GARANTÍA. El beneficiario de la garantía es la fiducia mercantil que para tales efectos constituya el gestor del mercado de gas natural.
3.3. BENEFICIARIOS DE LOS RECURSOS QUE RESULTEN DE LA EJECUCIÓN DE LA GARANTÍA DE PARTICIPACIÓN DE UN VENDEDOR. cuando haya lugar a la ejecución de la garantía de participación de un vendedor, los recursos que resulten de la ejecución de la misma serán transferidos a los compradores afectados.
3.4. BENEFICIARIO DE LOS RECURSOS QUE RESULTEN DE LA EJECUCIÓN DE LA GARANTÍA DE PARTICIPACIÓN DE UN COMPRADOR. cuando haya lugar a la ejecución de la garantía de participación de un comprador, los recursos que resulten de la ejecución de la misma serán transferidos al transportador que representa los tramos regulatorios con congestión contractual.
La fiducia mercantil hará las transferencias a los beneficiarios de los recursos que resulten de la ejecución de la garantía, descontando los gastos de transferencias bancarias y GMF.
3.5. FECHA DE ENTREGA DE LA GARANTÍA. el gestor del mercado determinará la fecha y hora máxima para la entrega de las garantías.
3.6. VIGENCIA DE LA GARANTÍA. El plazo que cubre la garantía corresponderá al número de días calendario desde la entrega de la garantía más 3 días calendario después del período previsto para el registro de los contratos en el gestor. Si el contrato se registra antes, la garantía se regresará al vendedor o al comprador, según corresponda.
3.7. VALOR DE LA GARANTÍA PARA LOS COMPRADORES. La garantía de participación tiene debe cubrir el valor señalado en el numeral 4 del Anexo 1 de la presente Resolución.
3.8. EVENTO QUE DA LUGAR A LA EJECUCIÓN DE LA GARANTÍA DE PARTICIPACIÓN PARA EL VENDEDOR. El evento que da lugar a la ejecución de la garantía del vendedor es cuando en el proceso de registro en el gestor del mercado él identifique que el no registro del contrato recae en el vendedor, dentro de los siguientes diez (10) días hábiles siguientes a la realización de la subasta, sin que nunca se supere el trimestre estándar de negociación en donde se realizó la subasta.
3.9. EVENTO QUE DA LUGAR A LA EJECUCIÓN DE LA GARANTÍA DE PARTICIPACIÓN PARA EL COMPRADOR. El evento que da lugar a la ejecución de la garantía del comprador es cuando en el proceso de registro en el gestor del mercado él identifique que el no registro del contrato recae en el comprador, dentro de los siguientes diez (10) días hábiles siguientes a la realización de la subasta, sin que nunca se supere el trimestre estándar de negociación en donde se realizó la subasta.
PARÁGRAFO 1. El gestor del mercado de gas natural, a través de la fiducia mercantil que para tales efectos constituya, adoptará los mecanismos para que a los participantes que no resulten con asignaciones se les regresen las garantías de participación.
Esta y otras disposiciones que se consideren necesarias deberán ser explícitas en el reglamento que rija la operación de la fiducia mercantil.
MIGUEL LOTERO ROBLEDO
Viceministro de Energía, Delegado del
Ministro de Minas y Energía
Presidente
JORGE ALBERTO VALENCIA MARÍN
Director Ejecutivo
