RESOLUCION 226 DE 2021

(diciembre 17)

<Fuente: Archivo interno entidad emisora>

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG

Por la cual se ordena publicar un proyecto de resolución de carácter general “Por la cual se reglamentan aspectos comerciales del suministro del Mercado Mayorista de gas natural y se deroga parcialmente la Resolución CREG 186 de 2020”

LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

En ejercicio de sus atribuciones constitucionales y legales, en especial las conferidas por la ley 142 1994, y en desarrollo de los decretos 1524, 2253 de 1994, 1260 de 2013, 1073 de 2015; y,

CONSIDERANDO QUE:

Conforme a lo dispuesto por el Artículo 8 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo, así como lo establecido en la Resolución CREG 039 de 2017, la Comisión debe hacer públicos en su página web todos los proyectos de resolución de carácter general que pretenda adoptar.

El proyecto de resolución en consulta tiene por objeto ajustar la Resolución CREG 186 de 2020 y todas aquellas que la modifican complementan o sustituyen, con el fin de obtener una regulación integral para los participantes del mercado, que se pueda leer en contexto, de acuerdo con las recomendaciones de buenas prácticas regulatorias de la OCDE.

Por lo anterior, al presentar completa la Resolución CREG 186 de 2020 se introducen los ajustes propuestos en un formato particular, así: propuesta, advirtiendo que solo se somete a comentarios los ajustes resaltados en negrilla.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión No. 1142 del 17 de diciembre de 2021 aprobó publicar la presente Resolución.

RESUELVE:

ARTÍCULO 1. Hágase público el proyecto de resolución Por la cual se ordena publicar un proyecto de resolución de carácter general “Por la cual se reglamentan aspectos comerciales del suministro del Mercado Mayorista de gas natural y se deroga parcialmente la Resolución CREG 186 de 2020”.

ARTÍCULO 2. Se invita a los agentes, a los usuarios, a las autoridades competentes, a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y a los demás interesados para que, dentro de los treinta (30) días hábiles contados a partir de la publicación de la presente Resolución, remitan sus observaciones o sugerencias sobre las propuestas contenidas en el proyecto de resolución de que trata el artículo anterior, teniendo en cuenta lo que se comenta de acuerdo con lo dispuesto en la parte considerativa de la presente resolución.

Las observaciones y sugerencias sobre el proyecto deberán consignarse en el formato Excel “comentarios_modificaciones_Ajustes_MercadoMayorista.xlsx” y enviarse al Director Ejecutivo de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, al correo electrónico creg@creg.gov.co.

ARTÍCULO 3. Información del proyecto a la Superintendencia de Industria y Comercio. Al vencimiento de la consulta pública, la CREG determinará si el proyecto debe ser informado a la Superintendencia de Industria y Comercio, para el ejercicio de la Abogacía de la Competencia, con fundamento en el Artículo 2.2.2.30.5 del Decreto 1074 de 2015.

ARTÍCULO 4. La presente resolución no deroga ni modifica disposiciones vigentes por tratarse de un acto de trámite.

PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE

Dada en Bogotá, D.C., a

DIEGO MESA PUYO
Ministro de Minas y Energía
Presidente

JORGE ALBERTO VALENCIA MARÍN
Director Ejecutivo

PROYECTO DE RESOLUCIÓN

Por la cual se reglamentan aspectos comerciales del suministro del Mercado Primario del Mercado Mayorista de gas natural y se deroga parcialmente la Resolución CREG 186 de 2020

LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

En ejercicio de sus atribuciones constitucionales y legales, en especial las conferidas por la ley 142 1994, y en desarrollo de los decretos 1524, 2253 de 1994, 1260 de 2013, 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.

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 dé 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, sólo 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 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 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 Resolución del Ministerio de Minas y Energía 80296 de 2001 dispuso, en relación con el GNVC, en su Artículo 1 lo siguiente: “(l)os precios a los usuarios finales del GNCV se determinarán libremente. No obstante, el Ministerio de Minas y Energía retomará el control de precios cuando se presenten abusos con los consumidores, indebida discriminación con otros comercializadores de GNCV y, en general, prácticas contrarias a la libre competencia entre todos los oferentes del servicio, de acuerdo con concepto previo de la Superintendencia de Industria y Comercio. Las empresas distribuidoras y transportadoras de gas natural que a su vez sean comercializadoras de GNCV, ya sea por sí mismas o por intermedio de compañías adscritas o vinculadas, ofrecerán a los comercializadores independientes de GNCV las mismas condiciones que ofrecen en relación con el cargo por distribución y transporte, para la comercialización propia del GNCV y se sujetarán a las reglas que promueven la libre competencia.”

De acuerdo con lo dispuesto en el Artículo 5 del Decreto 2100 de 2011, compilado por el Decreto 1073 de 2015, los Agentes del mercado que atiendan la Demanda Esencial tienen la obligación de contratar el suministro y el transporte de gas natural para la atención de dicha demanda, según corresponda, con Agentes que cuenten con Respaldo Físico. Las cantidades de gas declaradas en virtud del artículo 8 del decreto 2100 de 2011 compilado por el Decreto 1073 de 2015, el cual se refiere a Declaración de Producción y que se destinen para la atención de la demanda de gas natural para las refinerías, tendrán el tratamiento de contratadas para los efectos del mencionado artículo.

De conformidad con lo dispuesto en el parágrafo 2 del artículo 5 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 Consejo Nacional de Operaciones de Gas, 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 4 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 1 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 2 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.

La Comisión expidió 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”, la cual fue modificada mediante las resoluciones CREG 124, 151 y 204 de 2013, 089, 122 y 159 de 2014, 022, 032, 088, 105, 139, 140, 143, 213 y 218 de 2015, 070, 137 y 168 de 2016, 001, 060 y 081 de 2017.

Teniendo en cuenta el 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 realizaron análisis que permitieron concluir que era pertinente introducir ajustes a la Resolución CREG 089 de 2013, 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 desarrolló teniendo en cuenta unos lineamientos específicos, entre los cuales se definió un mecanismo para fomentar la competencia, realizando los ajustes que se consideraron necesarios con el fin de mantener el espíritu dentro del cual se concibió y profirió la Resolución CREG 089 de 2013; en virtud de lo cual se expidió la Resolución CREG 114 de 2017, en la que se compiló y derogó la Resolución CREG 089 de 2013 y sus modificaciones, con el fin de facilitar su aplicación y consulta por parte de todos los que hacen parte del sector de gas natural en Colombia.

De igual forma, mediante la expedición de la Resolución CREG 021 de 2019, se introduce flexibilidad a los contratos que se pacten en el mercado secundario, en el sentido que tendrán la duración que acuerden las partes, siempre y cuando su inicio sea en el año de negociación. Así mismo, se da flexibilización al inicio de los contratos bilaterales de largo plazo para atender demanda no regulada, entre otras disposiciones.

Considerando la dinámica propia del sector de gas natural en Colombia, la Comisión encontró necesario revisar integralmente la Resolución CREG 114 de 2017. Este análisis tuvo en cuenta, principalmente, los siguientes aspectos: (i) revisión de las disposiciones que modificaron la Resolución CREG 114 de 2017, (ii) identificación y análisis de aquellas disposiciones regulatorias en las que pudieron operar los fenómenos del decaimiento o de la derogatoria tácita; y, (iii) identificación de las disposiciones que son aplicables únicamente a la actividad de suministro, a la actividad de transporte, o a ambas, y proceder con su separación para mejor entendimiento regulatorio.

Mediante la Resolución CREG 080 de 2019 se establecieron reglas generales de comportamiento de mercado para los agentes que desarrollen las actividades de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible, con el objeto de proveer una base normativa integral que guíe el actuar de los prestadores de dichos servicios, congruente con los principios y las obligaciones establecidas en la ley.

Para la Comisión es de gran importancia que todas las resoluciones de carácter general puedan ser consultadas, de forma tal que exista claridad sobre las disposiciones vigentes que rigen cada actividad, facilitando así el acceso y su entendimiento.

Es por ello que, mediante las resoluciones CREG 185 de 2020 y CREG 186 de 2020, se separaron las reglas que regulan aspectos comerciales del Mercado Mayorista de gas natural, como parte del reglamento de operación de gas, relacionados con la comercialización de capacidad de transporte de gas natural, y con la comercialización del suministro de gas natural, respectivamente.

En este sentido, mediante la expedición de la Resolución CREG 186 de 2020 se compilaron las modificaciones realizadas hasta ese momento sobre la Resolución CREG 114 de 2017, entre otras las Resoluciones CREG 140 y 153 de 2017, 008 de 2018 y 021 de 2019.

Mediante el documento CREG-049 de 2021, publicado mediante la circular CREG 031 de 2021, la Comisión presentó para comentarios, sugerencias y observaciones de todos los Participantes del Mercado Mayorista de gas natural un “Análisis de la comercialización mayorista de suministro de gas natural, desde la expedición de la Resolución CREG 089 de 2013 a la fecha y sus perspectivas de mejora”. En dicho documento se realizó un análisis, entre otros aspectos, sobre el funcionamiento del mercado, tomando en cuenta la percepción de los agentes, otros análisis o aproximaciones asociados al funcionamiento de la comercialización del suministro de gas natural, la evolución del Mercado Mayorista y su estado actual, y una formulación de alternativas para afrontar las problemáticas presentadas.

En respuesta a la publicación del documento CREG-049 de 2021, se recibieron las siguientes comunicaciones, que incluían comentarios respecto de las alternativas formuladas en su Capítulo V “ATENCIÓN O FORMULACIÓN DE ALTERNATIVAS PARA AFRONTAR LAS PROBLEMÁTICAS”:

Número	Entidad	Radicado	Fecha de radicado
1	ECOPETROL	E-2021-006602	8-jun-21
2	TGI	E-2021-006631	8-jun-21
3	HOCOL	E-2021-006633 repite con E-2021-006645	8-jun-21
4	TGI	E-2021-006631 repite E-2021-006700	9-jun-21
5	TEBSA	E-2021-006963	17-jun-21
6	GASES DEL LLANO	E-2021-007051	18-jun-21
7	ANDEG	E-2021-007099	21-jun-21
8	CANACOL	E-2021-007127	21-jun-21
9	ACP	E-2021-007130	21-jun-21
10	PROMIGÁS	E-2021-007151	22-jun-21
11	ENERGY TRANSITIONS	E-2021-007172	22-jun-21
12	NATURGÁS	E-2021-007177	22-jun-21
13	EPM	E-2021-007179	22-jun-21
14	SURTIGÁS	E-2021-007181	22-jun-21
15	BMC	E-2021-007183	22-jun-21
16	EMGESA	E-2021-007185	22-jun-21
17	VANTI GDO EPM EFIGÁS	E-2021-007188	22-jun-21
18	EFIGÁS	E-2021-007189	22-jun-21
19	GECELCA	E-2021-007190	23-jun-21
20	ANDESCO	E-2021-007191	23-jun-21
21	MC2	E-2021-007192	23-jun-21
22	ACOLGÉN	E-2021-007196	23-jun-21
23	GASES DEL CARIBE	E-2021-007197	23-jun-21
24	PRIME ENERGÍA	E-2021-007198	23-jun-21
25	GASES DE OCCIDENTE	E-2021-007199	23-jun-21
26	ASOENERGÍA	E-2021-007206	23-jun-21
27	SURTIGÁS	E-2021-007210 repite E-2021-007181	23-jun-21
28	ANDI	E-2021-007509	30-jun-21
29	VANTI	E-2021-007558	30-jun-21

A partir de los análisis presentados en el Documento CREG-049 de 2021, de los comentarios recibidos a las alternativas inicialmente formuladas en dicho documento, y de los resultados de las operaciones en el Mercado Mayorista en el año 2020, durante la emergencia económica y sanitaria decretadas por el Gobierno nacional, como respuesta a la Pandemia del COVID-19, la Comisión considera conveniente realizar ajustes y modificaciones a algunas de las reglas contenidas en el Mercado mayorista de suministro de gas contenidas en la Resolución CREG 186 de 2020, particularmente en el mercado primario del Mercado Mayorista, con el fin de, entre otros aspectos, incentivar una mayor oferta de gas, de fuentes nacionales o importadas, en el mercado primario, aumentar la flexibilidad en la contratación del suministro en dicho mercado, el acople de los mecanismos de comercialización del suministro de gas con los mecanismos de comercialización de la capacidad de transporte de gas natural establecidos en la Resolución CREG 185 de 2020, y asegurar un mecanismo que permita a los agentes que atiendan a la Demanda Esencial tener acceso a los contratos de suministro de gas natural con agentes que cuenten con Respaldo Físico considerando la situación actual de abastecimiento de gas en el corto y mediano plazo.

RESUELVE:

TÍTULO I.

DISPOSICIONES GENERALES.

ARTÍCULO 1. OBJETO. Mediante esta Resolución se regulan aspectos comerciales del Mercado Mayorista de gas natural, como parte del Reglamento de Operación de gas natural. Esta Resolución contiene el conjunto de disposiciones aplicables a las negociaciones del suministro de gas natural a ser utilizado como combustible que se realicen en el Mercado Mayorista para la atención del servicio público de gas combustible.

PARÁGRAFO. De conformidad con el artículo 11 de la Ley 401 de 1997, y los artículos 8 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.

ARTÍCULO 2. ÁMBITO DE APLICACIÓN. La presente Resolución aplica a todos los Participantes del mercado de gas natural. Para todos los efectos previstos en esta Resolución, le aplican al Gas Metano en depósitos de carbón (GMCD) que se comercialice con destino al Servicio público de gas combustible.

ARTÍCULO 3. DEFINICIONES. Para la interpretación y aplicación de esta Resolución se tendrán en cuenta las siguientes definiciones, además de las contenidas en la Ley 142 de 1994, los decretos del Gobierno Nacional y las resoluciones de la CREG.

Almacenador: Participante del mercado que presta el servicio de almacenamiento, entendido servicio de almacenamiento en los términos del numeral 2.3 del RUT o aquellas que lo modifiquen o sustituyan. Su participación en el Mercado Mayorista de gas natural será objeto de regulación aparte.

Año de Gas: para los efectos de la presente resolución, se entiende por año de gas el periodo de ejecución de los contratos de suministro de gas combustible comprendido entre el 1 de diciembre y el 30 de noviembre del siguiente año calendario.

Boletín Electrónico Central, BEC: página web en la que el Gestor del Mercado despliega información transaccional y operativa 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.

Comercialización Mayorista de Gas Natural: actividad de suministro de gas o de derechos de suministro de gas natural a título oneroso en el mercado primario y/o en el mercado secundario, según corresponda.

Comercialización Minorista de gas natural: actividad que consiste en la intermediación comercial de la compra, transporte y distribución de gas natural por redes de tubería y su venta a usuarios finales. Incluye la celebración de los contratos de servicios públicos y la atención comercial de los usuarios finales.

Comercializador Mayorista: participantes del Mercado Primario de gas natural que desarrollan la actividad de comercialización. En adición a lo dispuesto en la Resolución CREG 057 de 1996, el comercializador mayorista 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 6 de la Resolución CREG 057 de 1996, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

Comercializador Minorista: Empresa de servicios públicos que ejerce la actividad de comercialización minorista. En adición a lo dispuesto en la Resolución CREG 057 de 1996, el comercializador minorista 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 6 de la Resolución CREG 057 de 1996, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

Comercializador de gas importado: participante del Mercado de gas que vende el gas adquirido en el exterior para la atención del servicio público de gas combustible.

Comprador Cesionario de derechos de suministro de gas: persona jurídica con la cual un comprador de gas en el mercado 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 de gas en el mercado primario, un comprador cesionario o un comprador de gas en el mercado secundario, celebra un contrato 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 en el mercado primario con destino a la prestación del servicio público de gas combustible. 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 derechos de suministro de gas con destino a la prestación del servicio público de gas combustible. 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 de activación.

Contrato con interrupciones, CI: contrato escrito en el que los Participantes del Mercado mayorista acuerdan no asumir compromiso de continuidad en la entrega o recibo de una cantidad Máxima diaria de gas natural, expresada en GBTUD, 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 vendedor 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. Esta modalidad contractual requiere de Respaldo Físico, de acuerdo con las condiciones establecidas en la presente resolución, y deberá estar suscrito únicamente entre los Participantes del Mercado Mayorista.

Contrato de opción de compra de gas contra exportaciones, OCGX: contrato escrito en el que un vendedor 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. Esta modalidad contractual requiere de Respaldo Físico, de acuerdo con las condiciones establecidas en la presente resolución, y deberá estar suscrito únicamente entre los Participantes del Mercado Mayorista.

Contrato de suministro con firmeza condicionada, CFC: contrato escrito en el que un vendedor 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. Esta modalidad contractual requiere de Respaldo Físico, de acuerdo con las condiciones establecidas en la presente resolución, y deberá estar suscrito únicamente entre los Participantes del Mercado Mayorista.

Contrato de suministro de contingencia, CSC: contrato escrito en el que un vendedor garantiza el suministro de una cantidad máxima de gas natural desde una fuente alterna de suministro, sin interrupciones, cuando el mismo agente u otro Participante del Mercado que suministra gas natural se enfrenta a un evento que le impide la prestación del servicio desde la(s) fuente(s) de suministro pactada(s). 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. Esta modalidad contractual requiere de Respaldo Físico, de acuerdo con las condiciones establecidas en la presente resolución, y deberá estar suscrito únicamente entre los Participantes del Mercado Mayorista.

Contrato de suministro firme al 80%, CF80: 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 comprometen a pagar en la liquidación mensual, como mínimo, el 80% 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 contar con Respaldo Físico de acuerdo con las condiciones establecidas en la presente Resolución, y deberá estar suscrito únicamente entre los Participantes del Mercado Mayorista.

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 de acuerdo con las condiciones establecidas en la presente Resolución, y deberá estar suscrito únicamente entre los Participantes del Mercado Mayorista.

Contrato firme o que garantiza firmeza, CF: contrato escrito en el que un vendedor garantiza el servicio de suministro de una cantidad máxima de gas natural, sin interrupciones, durante un período determinado, excepto en los días establecidos para mantenimiento y labores programadas. Esta modalidad de contrato requiere de Respaldo Físico en los términos de la presente resolución.

Demanda Esencial: de acuerdo con lo dispuesto en el Artículo 2.2.2.1.4. del decreto 1073 de 2015 o aquel que lo modifique, adicione o sustituya corresponde a: i) la demanda de gas natural para la operación de las estaciones de compresión del SNT; ii) la demanda de gas natural de usuarios residenciales y pequeños usuarios comerciales inmersos en la red de distribución; iii) la demanda de GNCV; y, iv) la demanda de gas natural de las refinerías, excluyendo aquella con destino a autogeneración de energía eléctrica que pueda ser reemplazada con energía del Sistema Interconectado Nacional..

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.

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 en suministro: 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.

Fuente de Suministro de gas: corresponde a un campo de producción o a una infraestructura de importación de gas natural. Una Fuente de Suministro puede tener uno o varios Puntos de Entrega, que deberán ser identificados en los contratos de suministro del Mercado Mayorista.

Gas Metano en depósitos de carbón (GMDC): es una mezcla de gases con un alto contenido de metano y trazas de etano, propano, butano, dióxido de carbono y nitrógeno, que se encuentra absorbido al carbón. Cuando lo requiera, deberá ser acondicionado o tratado para que satisfaga las condiciones de calidad establecidas por la CREG en la Resolución CREG 071 de 1999, o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan. Para los efectos previstos en esta Resolución, al GMDC le aplicarán las mismas reglas que al Gas Natural.

Gas Natural (GN): Es una mezcla de hidrocarburos livianos, principalmente constituida por metano, que se encuentra en los yacimientos en forma libre o en forma asociada al petróleo. El Gas Natural, cuando lo requiera, debe ser acondicionado o tratado para que satisfaga las condiciones de calidad de gas establecidas por la CREG en la Resolución 071 de 1999 o aquellas que la adicionen, modifiquen o sustituyan.

Gas Natural Comprimido (GNC): es Gas Natural cuya presión se aumenta a través de un proceso de compresión, y se almacena en recipientes de alta resistencia.

Gas Natural Licuado (GNL): es Gas Natural cuya temperatura y volumen se reducen a través de un proceso de licuefacción, para su transporte y/o almacenamiento.

Gestor del Mercado: responsable de la prestación de los servicios de gestión del mercado primario y del mercado secundario, en los términos establecidos en la regulación de la CREG.

Indicador de formación de precios: valor indicativo determinado a partir de información de precios de un conjunto de Puntos de Entrega y Puntos Estándar de Entrega.

Infraestructura de Importación: infraestructura donde se lleva a cabo el ingreso al territorio nacional de gas natural obtenido en el exterior por un Participante del Mercado. En dicha infraestructura debe estar ubicado y plenamente identificado el punto de importación.

Infraestructura de Regasificación: Conjunto de instalaciones que permiten transformar el gas natural de estado líquido a estado gaseoso, que incluyen, entre otras instalaciones complementarias, las requeridas para descargar, transportar, almacenar, procesar y tratar el gas natural importado.

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. Estas transacciones se harán con sujeción al Reglamento de Operación de gas natural y los compradores lo adquieren con Respaldo Físico para la atención del servicio público de gas combustible.

Mercado primario de Suministro: es el mercado donde los Productores-comercializadores de gas natural y los comercializadores de gas importado ofrecen el gas natural con destino al servicio público de gas combustible.

Mercado secundario: mercado donde los Comercializadores Mayoristas con derechos de suministro de gas adquiridos en el Mercado primario 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: cantidad diaria promedio mes de gas natural, expresada en GBTUD, de las Fuentes de Suministro que un Comercializador de gas importado está dispuesto a ofrecer bajo las modalidades contractuales que garantizan firmeza según lo dispuesto en la presente resolución. Esta oferta 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. La oferta de CIDVF requiere contar con Respaldo Físico, y deberá declararse al Gestor con tres (3) decimales.

Oferta de producción total disponible para la venta en firme, oferta de PTDVF: cantidad diaria promedio mes de gas natural, expresada en GBTUD, por Punto de Entrega de sus Fuentes de Suministro, que un Productor-comercializador está dispuesto a ofrecer bajo las modalidades contractuales que garantizan firmeza según lo dispuesto en la presente resolución. Esta Oferta 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. La oferta de PTDVF requiere contar con Respaldo Físico, y deberá declararse al Gestor con tres (3) decimales.

Participantes del Mercado Mayorista: 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 transportadores, los distribuidores, los Comercializadores Mayoristas, los Comercializadores Minoristas, los Almacenadores y los usuarios no regulados. Para los efectos de esta resolución, el Comercializador de GNCV es un Participante del Mercado.

Proceso úselo o véndalo de corto plazo de suministro: mecanismo por medio del cual se pone a disposición de los Participantes del Mercado Mayorista el gas natural que haya sido contratado en el mercado primario y no haya sido nominado para el siguiente día de gas.

Productor-comercializador: es el productor de gas natural que vende gas en el mercado primario, en un Punto de Entrega que puede ser o no un punto de entrada al SNT. Además, puede ser un comprador de gas natural en el Mercado Secundario. 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 6 de la Resolución CREG 057 de 1996.

Punto de Entrega: lugar físico identificado y caracterizado, pactado en los contratos de suministro del mercado mayorista donde se mide y los vendedores del mercado primario entregan físicamente el gas y se determinan los precios de venta del gas natural. Todos los Puntos de entrega deben estar asociados a una o varias Fuentes de Suministro, y así debe estar determinado en los contratos de suministro del mercado mayorista. Un Punto de Entrega Puede ser o no un Punto de Importación, así como también un Punto de Entrega puede ser o no un Punto de entrada al Sistema Nacional de transporte. Todos los Puntos de entrega deben ser registrados e informados al Gestor del Mercado, en los formatos que éste último defina para este efecto.

Punto de Importación: lugar físico plenamente identificado y caracterizado, ubicado en la Infraestructura de Importación, habilitado para llevar a cabo la introducción a territorio nacional de gas natural obtenido en el exterior. Puede ser o no un Punto de Entrega.

Punto de Inyección: lugar físico donde el vendedor del mercado primario entrega físicamente el gas proveniente de las fuentes de producción conectadas al Sistema Nacional de Transporte. El Punto de Inyección es un Punto de Entrega, y también un Punto de Entrada del SNT, cuando las Fuentes de suministro de gas están conectadas directamente al Sistema Nacional de transporte, SNT. Todos los Puntos de Inyección son Puntos de Entrega.

Punto de Referencia: lugar físico y específico determinado por el gestor del mercado, con el fin exclusivo de realizar balances comerciales de que trata el Artículo 21 de la presente resolución.

Puntos Estándar de Entrega: lugar físico plenamente identificado y caracterizado, determinado por la Comisión, que deberán pactar los comercializadores del mercado secundario en los contratos de derechos de suministro, y donde se medirá y se entregará físicamente el gas por parte de los vendedores del mercado secundario y se determinan los precios de intermediación del gas. Puede ser o no un Punto de Entrega.

Reservas de Gas Natural: de acuerdo con lo dispuesto en el Artículo 2.2.2.1.3 del Decreto 1073 de 2015, son las reservas probadas y probables certificadas por los productores de gas a la Agencia Nacional de Hidrocarburos.

Reglamento de Operación de gas natural: conjunto de disposiciones mediante las cuales se regula el funcionamiento del Mercado Mayorista de gas natural.

Reglamento Único de Transporte de gas natural, RUT: se refiere a la Resolución CREG 071 de 1999, sus modificaciones y adiciones.

Respaldo Físico en Suministro: de acuerdo con lo dispuesto en el Artículo 2.2.2.1.3 del Decreto 1073 de 2015 o aquellos que lo modifiquen, adicionen o sustituyan, es la garantía de que un Productor cuenta con Reservas de Gas Natural para asumir y cumplir compromisos contractuales Firmes, o que Garantizan Firmeza, desde el momento en que se inicien las entregas hasta el cese de las mismas. Además, se entenderá que un comercializador mayorista de gas natural cuenta con Respaldo Físico cuando tenga derechos de suministro derivados de sus contratos firmes o que garantizan firmeza, suscritos en el Mercado Primario y registrados en el Gestor del Mercado.

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. Los vendedores del Mercado secundario serán los responsables de la nominación del gas de todos los contratos de derechos de suministro que tengan vigentes.

Suministro de gas de corto plazo. Es aquel en virtud del cual un Participante del mercado secundario adquiere gas como resultado del proceso de úselo o véndalo de corto plazo.

Trimestres Estándar: son los trimestres de diciembre a febrero, marzo a mayo, junio a agosto y septiembre a noviembre de cada año de gas.

ARTÍCULO 4. SIGLAS. Para efectos de la presente Resolución se tendrán en cuenta las siguientes siglas:

ANH:  Agencia Nacional de Hidrocarburos.

AOM:  Administración, operación y mantenimiento.

BEC:  Boletín Electrónico Central.

BTU:  Abreviatura de British Thermal Unit.

CIDV:   Cantidades importadas disponibles para la venta.

CIDVF:   Cantidades importadas disponibles para la venta en firme.

CMMP:  Capacidad máxima de mediano plazo.

CNOG: Consejo Nacional de Operación de Gas Natural.

CREG:  Comisión de Regulación de Energía y Gas.

GBTU:  Giga BTU.

GBTUD:  Giga BTU por día.

GMDC: Gas Metano en Depósitos de Carbón

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.

ARTÍCULO 5. 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 2 y 4 del presente artículo. Así mismo, el Gestor del Mercado podrá hacer uso del BEC para prestar los servicios señalados en los numerales 3, 0 y 6 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 1 de esta Resolución y de la Resolución CREG 185 de 2020, o aquellas que las modifiquen o sustituyan.

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 1 de esta Resolución y de la Resolución CREG 185 de 2020, o aquellas que las modifiquen o sustituyan.

c) Recopilar, verificar, publicar y conservar la información operativa del sector de gas natural, tal como se establece en el Anexo 1 de esta Resolución y de la Resolución CREG 185 de 2020, o aquellas que las modifiquen o sustituyan.

Como parte de este servicio, el Gestor del Mercado publicará, a través del BEC, la información que se señala en los numerales 1, 2, 3 y 4 del Anexo 1 de esta Resolución y de la Resolución CREG 185 de 2020, o aquellas que las modifiquen o sustituyan. 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 21 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 en el mercado secundario, para lo cual dará aplicación a los procedimientos de que tratan los artículos 32 y 35 de la presente Resolución, y los artículos 29, 32 y 33 de la Resolución CREG 185 de 2020, o aquellas que los modifiquen o sustituyan.

5. Gestión de la información de la oferta de PTDVF, CIDVF, de las cantidades demandadas, realización del balance comercial de la oferta y la demanda, establecidos en el Artículo 21 de la presente resolución.

El gestor del mercado deberá, entre otros aspectos referentes a la aplicación del Artículo 21 de la presente resolución, recibir la información que declaren los vendedores y los compradores que actúen en el Mercado Primario, establecer los Puntos de Referencia, desarrollar los balances comerciales que se realizarán trimestralmente, publicar sus resultados y comunicar a los Participantes del Mercado que suministren gas natural los resultados de los trimestres en que el balance comercial resulta deficitario para cada Punto de Referencia.

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 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.

PARÁGRAFO 1. Todos los Participantes del Mercado a los que se hace mención en el Anexo 1 de la presente Resolución están obligados a declarar la información señalada en el anexo en mención, entregar copia digital de todos los contratos de suministro del mercado mayorista, así como la información de transporte prevista en la Resolución CREG 185 de 2020, o aquellas que lo modifiquen o sustituyan, 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.

PARÁGRAFO 2. La no declaración al Gestor del Mercado de la información señalada en el Anexo 1 de esta Resolución, la no entrega de la copia digital de todos los contratos de suministro del mercado mayorista y de la información de transporte prevista en la Resolución CREG 185 de 2020, o aquellas que lo modifiquen o sustituyan, 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 y presentación de esta información.

PARÁGRAFO 3. El Gestor del Mercado no tendrá competencia para 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. En todo caso, sí tendrá la obligación de comunicar a las autoridades de regulación, vigilancia y control de cualquier incumplimiento de la regulación de la que tenga conocimiento.

PARÁGRAFO 4. En la elaboración de los formatos requeridos para la captura de información transaccional y operativa, según lo establecido en el Anexo 1 de esta Resolución y de la Resolución CREG 185 de 2020, o aquellas que lo modifiquen o sustituyan, el Gestor del Mercado podrá apoyarse en el CNOG.

PARÁGRAFO 5. Los comercializadores que deseen registrar contratos de suministro del Mercado Mayorista deberán previamente haber dado aviso del inicio de actividades, así: i) Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, de conformidad con el artículo 11.8 de la Ley 142 de 1994; ii) a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, de conformidad con el artículo 11.8 de la Ley 142 de 1994, y de acuerdo con los requisitos definidos por la CREG en el artículo 4o. de la Resolución CREG 057 de 1996 o aquella que la modifique o sustituya; y, iii) al Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos del Ministerio de Minas y Energía, cuando pretenda prestar el servicio a usuarios, para lo cual deberán presentar al Gestor del Mercado el cumplimiento de lo mencionado en el presente parágrafo.

PARÁGRAFO 6. Aquellos participantes del mercado que no hayan dado aviso de inicio de actividades a las autoridades antes señaladas deberán cumplir con dicha obligación dentro de los 30 días hábiles siguientes a la fecha de expedición de esta resolución.

PARÁGRAFO 7. El gestor del Mercado verificará el cumplimiento de la obligación establecida en este artículo, y reportará a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios aquellos comercializadores que no hayan cumplido con la misma. Además, no permitirá que los Participantes del Mercado Mayorista incumplidos puedan registrar sus contratos, lo que conlleva a que no puedan ser ejecutados.

ARTÍCULO 6. SELECCIÓN DEL GESTOR DEL MERCADO. Con la periodicidad que determine la CREG, ésta adelantará un concurso público para seleccionar al Gestor del Mercado que prestará los servicios establecidos en el Artículo 5 de esta Resolución o aquella que la modifique o sustituya. Dicho concurso estará sujeto a los principios de transparencia y selección objetiva, y a la metodología definida por la CREG en resolución aparte.

ARTÍCULO 7. REMUNERACIÓN DEL GESTOR DEL MERCADO. La remuneración de los servicios prestados por el Gestor del Mercado estará sujeta a un esquema de ingreso regulado. Dicho ingreso se determinará con base en el proceso de selección de que trata el Artículo 6 de esta Resolución.

El ingreso regulado será pagado al Gestor del Mercado por los vendedores a los que se hace referencia en el Artículo 16 de la presente resolución que hayan suscrito contratos de suministro firmes, CF-95, CF-80, OCG, OCGX, con firmeza condicionada o Contratos con Interrupciones. Estos vendedores podrán incluir este costo en el precio del gas natural, al momento de la suscripción del contrato correspondiente.

TÍTULO III.

ASPECTOS COMERCIALES DEL MERCADO PRIMARIO.

CAPÍTULO I.

MODALIDADES DE CONTRATOS DE SUMINISTRO A SER SUSCRITOS EN EL MERCADO PRIMARIO.

ARTÍCULO 8. MODALIDADES DE CONTRATOS DE SUMINISTRO PERMITIDOS. En el mercado primario sólo podrán pactarse las siguientes modalidades de contratos:

1. Contrato de suministro Firme al 95%, CF95.

2. Contrato de suministro Firme al 80%, CF80.

3. Contrato de suministro de opción de compra de gas contra exportaciones, OCGX.

4. Contrato de suministro de contingencia, CSC.

5. Contrato de suministro con interrupciones, CSI.

6. Contrato de suministro con firmeza condicionada, CSF.

7. Contrato de suministro de opción de compra de gas, OCG.

PARÁGRAFO 1. Los contratos de suministro de gas que estén en ejecución a la entrada en vigencia de la presente Resolución, incluidos los Contratos de Suministro Firmes o Take or Pay suscritos antes de la entrada en vigencia de la Resolución CREG 089 de 2013, continuarán rigiendo hasta la fecha de terminación pactada en los mismos. Sin perjuicio de lo anterior, las partes no podrán prorrogar su vigencia, con excepción de los siguientes casos:

a) Los contratos de suministro que estén vigentes al momento de la expedición de esta Resolución y que sean destinados por los Participantes del Mercado Mayorista para atender Demanda Esencial, podrán ser prorrogados de acuerdo con lo dispuesto en el Artículo 22 de la presente resolución.

b) 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 Artículo 17 de esta Resolución. Estas negociaciones deberán tener como fecha de inicio de la obligación de entrega el 1 de diciembre 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 aplicará las disposiciones sobre comercialización conjunta de que trata la Resolución CREG 093 de 2006 o aquella que la modifique, complemente o sustituya.

PARÁGRAFO 2. A partir de la entrada en vigencia de la presente Resolución, en ningún caso podrán pactarse tipos de contratos 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 constar por escrito, y corresponde íntegra y exclusivamente a una de las modalidades contractuales establecidas en el presente artículo.

PARÁGRAFO 4. Todos los contratos del mercado primario serán de entrega física.

PARÁGRAFO 5. Los Participantes del Mercado Mayorista de Gas Natural podrán solicitar a la CREG la inclusión de modalidades contractuales adicionales a las establecidas en la presente Resolución, y la CREG procederá a su análisis y, de encontrarlo necesario y pertinente para el Mercado Mayorista, procederá a su aprobación mediante Resolución aparte. Estos nuevos tipos de contratos deberán cumplir con los requisitos mínimos de que trata el Capítulo II del Título III de la presente Resolución.

PARÁGRAFO 6. Los vendedores señalados en el Artículo 16 de la presente Resolución, deberán contar con Respaldo Físico para pactar los contratos de suministro de que trata este Artículo, y así deberá declararlo en los mismos.

CAPÍTULO II.

REQUISITOS MÍNIMOS DE LOS CONTRATOS DE SUMINISTRO.

ARTÍCULO 9. REQUISITOS MÍNIMOS DE LOS CONTRATOS DE SUMINISTRO. Los contratos referidos en el Artículo 8 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.

PARÁGRAFO. 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 3 de la presente Resolución para la respectiva modalidad contractual.

ARTÍCULO 10. EVENTOS DE FUERZA MAYOR, CASO FORTUITO O CAUSA EXTRAÑA. En la ejecución de los contratos referidos en el Artículo 88 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 de este 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 o de aceptar la entrega, 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 a la notificación.

PARÁGRAFO 1. La obligación de los compradores de pagar el servicio de suministro del gas contratado se suspenderá durante la ocurrencia de los eventos eximentes de responsabilidad, como lo son la fuerza mayor, el caso fortuito y la 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.

PARÁGRAFO 2. 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 4 de este artículo, si las partes así lo convienen.

ARTÍCULO 11. EVENTOS EXIMENTES DE RESPONSABILIDAD. Por evento eximente de responsabilidad se entenderá lo establecido en el Artículo 3 de la presente Resolución.

En los contratos a los que se refiere el Artículo 8 de la presente Resolución, con excepción de los contratos de suministro 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, 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 12 de la presente Resolución.

4. Las suspensiones por labores programadas para reparaciones técnicas o mantenimientos periódicos de la infraestructura de transporte, 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, y el parágrafo 3 del Artículo 11 de la Resolución CREG 185 de 2020, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

PARÁGRAFO 1. La obligación de los compradores de pagar el servicio de suministro del gas contratado se suspenderá durante los eventos eximentes de responsabilidad. En caso de que no se afecte la entrega total de suministro, el comprador deberá pagar la cantidad que efectivamente le fue entregada.

PARÁGRAFO 2. Para los eventos señalados en los numerales 1 y 2 del presente artículo deberá seguirse el procedimiento establecido en el Artículo 10 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 4 del Artículo 10 de la presente Resolución, si las partes así lo convienen.

PARÁGRAFO 3. Los vendedores del Mercado Primario señalados en el Artículo 16 de la presente resolución informarán al CNOG y coordinarán con dicho organismo las suspensiones por labores programadas para reparaciones técnicas o mantenimientos periódicos, de acuerdo con el protocolo establecido en la Resolución CREG 147 de 2015, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

Los compradores del Mercado Primario señalados en el Artículo 17 de la presente resolución informarán a los Productores-comercializadores y comercializadores de gas importado las suspensiones por labores programadas para reparaciones técnicas o mantenimientos periódicos con una anticipación no inferior a un mes.

ARTÍCULO 12. 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 8 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 cuatrocientas ochenta (480) horas continuas o discontinuas durante un año.

PARÁGRAFO 1. La CREG podrá reducir gradualmente la duración máxima señalada en este artículo, en la medida en que en el Mercado Mayorista haya las condiciones suficientes para reducir la duración permisible 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.

PARÁGRAFO 2. 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 11 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.

PARÁGRAFO 3. En el caso de contratos con duraciones de ejecución diferentes a un (1) año, la máxima duración de las suspensiones del servicio por labores programadas para reparaciones técnicas o mantenimientos periódicos que se podrá pactar en los contratos de suministro se determinará en forma proporcional a la fracción del año correspondiente, con base en las horas permitidas máximas para un año.

ARTÍCULO 13. INCUMPLIMIENTO. Para efectos regulatorios se considera que se incumplen los contratos de suministro, 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, CF, de firmeza condicionada, CSFC, y de opción de compra de gas, OCG:

a) Por parte del vendedor, cuando éste incumple su obligación de entregar la cantidad de energía nominada y confirmada. En todo caso la cantidad nominada deberá ser igual o inferior a la cantidad de energía contratada por el comprador.

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

2. En el caso de los contratos de suministro firme CF80 y CF95:

a) Por parte del vendedor, cuando éste incumple su obligación de entregar la cantidad de energía nominada y confirmada. En todo caso la cantidad nominada deberá ser igual o inferior a la cantidad de energía contratada por el comprador;

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 el caso del CF95, y el componente del 80% de la cantidad contratada en el caso del CF80, en la liquidación mensual.

PARÁGRAFO 1. Las partes podrán definir otras circunstancias en que se configure un incumplimiento, sin que se exima del cumplimiento de la obligación principal del contrato.

PARÁGRAFO 2. Los Vendedores del Mercado Primario señalados en el Artículo 16 de la presente resolución, deberán acotar la cantidad de energía a suministrar a las cantidades contratadas. El suministro de cantidades de energía por encima de las contratadas podrá ser considerado por las autoridades competentes como una práctica contraria a la libre competencia.

PARÁGRAFO 3. El Gestor del Mercado verificará periódicamente que la cantidad de energía a suministrar por parte de los Vendedores del Mercado Primario señalados en el Artículo 16 de la presente resolución y la cantidad de energía autorizada por parte de un transportador deberán ser iguales en los Puntos de Entrega y en el punto de entrada del SNT. 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 de los Vendedores del Mercado Primario señalados en el Artículo 16 de la presente resolución o del transportador, según corresponda.

PARÁGRAFO 4. La cantidad de energía nominada por los Compradores del Mercado Primario señalados en el Artículo 17 de la presente resolución, debe ser igual o inferior a la cantidad de energía contratada por los Vendedores del Mercado Primario señalados en el Artículo 16 de la presente resolución y la capacidad de transporte nominada al transportador debe ser igual o inferior a la equivalencia energética de la cantidad de energía contratada por el remitente.

ARTÍCULO 14. COMPENSACIONES. En caso de que se presente alguno de los incumplimientos definidos en el Artículo 13 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, CF, de firmeza condicionada, CSFC, de opción de compra de gas, OCG, firme CF80 y firme CF95:

a) Si el vendedor incumple sus obligaciones, conforme a lo dispuesto en los literales a) de los numerales 1 y 2 del Artículo 1313 de esta Resolución, se deberá reconocer y pagar a la parte afectada 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 1 del Anexo 2 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 2 del Anexo 2 de esta Resolución.

b) Si el comprador incumple la 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.

PARÁGRAFO 1. 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.

PARÁGRAFO 2. Lo establecido en el presente artículo no excluye la aplicación del artículo 992 del Código de Comercio, o aquel que lo modifique o sustituya, para los contratos de transporte de gas natural.

PARÁGRAFO 3. La CREG determinará el momento a partir del cual las compensaciones definidas en 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.

PARÁGRAFO 4. Si las partes definen otras circunstancias en que se configure un incumplimiento, según lo previsto en el parágrafo 1 del Artículo 133 de esta Resolución, las partes también podrán acordar las compensaciones correspondientes.

ARTÍCULO 15. ACTUALIZACIÓN DE PRECIOS. Los precios pactados en los contratos de suministro bajo las modalidades firme, CF, firme CF80, firme CF95, de firmeza condicionada, CSFC, y de opción de compra de gas, OCG, sólo se actualizarán anualmente con base en las ecuaciones establecidas en el Anexo 3.

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

PARÁGRAFO 2. La actualización de precios de que trata este artículo se aplicará cada 1 de diciembre.

PARÁGRAFO 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, que hayan acordado 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 haber logrado el acuerdo entre las partes, estas aplicarán las ecuaciones de actualización de precios establecidas en los numerales 2.1 y 2.2 del Anexo 3 de la presente Resolución, según corresponda, y las partes aplicarán un factor de alfa (á) y un factor beta (â), 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.

PARÁGRAFO 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, que hayan acordado 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 haber logrado el acuerdo entre las partes, estas aplicarán la ecuación de actualización de precios del Anexo 3 de la presente Resolución que corresponda según lo establecido en el contrato.

En la aplicación de las ecuaciones de actualización de precios del Anexo 3 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 (á) y un factor beta (â), los cuales publicará la CREG mediante circular de la Dirección Ejecutiva, a más tardar el 30 de septiembre de 2015.

PARÁGRAFO 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, que hayan acordado 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 haber logrado el acuerdo entre las partes, estas aplicarán la actualización de precios establecida en el numeral 1 del Anexo 3 de la presente Resolución.

En la aplicación de las ecuaciones de actualización de precios del Anexo 3 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.

PARÁGRAFO 6. En los contratos de más de un año que se hayan celebrado 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 3 de la presente Resolución, según corresponda, con un factor de alfa (á) igual a cero (0).

Las partes podrán acordar libremente un único valor del factor beta (â), 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 haber logrado el acuerdo entre las partes, estas deberán aplicar el factor beta (â) que publicará la CREG mediante circular de la Dirección Ejecutiva a más tardar el 30 de septiembre de 2015.

PARÁGRAFO 7. Los precios de los contratos de largo plazo de más de un año que se celebren como resultado de la negociación mediante subasta se actualizarán con base en las ecuaciones definidas en el numeral 2 del Anexo 3 de la presente Resolución, con un factor de alfa (á) igual a cero (0) y el factor beta (â) publicado por la CREG mediante circular 113 de 2015.

CAPÍTULO III.

PARTICIPANTES EN EL MERCADO PRIMARIO.

ARTÍCULO 16. VENDEDORES DE GAS NATURAL EN EL MERCADO PRIMARIO. 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 de la presente resolución, y en el título V de la presente Resolución.

PARÁGRAFO. 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.

ARTÍCULO 17. COMPRADORES DE GAS NATURAL EN EL MERCADO PRIMARIO. Los comercializadores mayoristas, los comercializadores minoristas y los usuarios no regulados que adquieran gas para su propio consumo, 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 de la presente Resolución, y en el título V de la presente resolución.

CAPÍTULO IV.

COMERCIALIZACIÓN DE GAS NATURAL EN EL MERCADO PRIMARIO.

ARTÍCULO 18. MECANISMOS DE COMERCIALIZACIÓN. Con excepción del gas natural que se comercialice mediante la modalidad de contratos con interrupciones, en el mercado primario sólo se podrán utilizar los mecanismos de comercialización señalados en los artículos 19 y 21 de esta Resolución.

ARTÍCULO 19. NEGOCIACIÓN DIRECTA EN CUALQUIER MOMENTO DEL AÑO. Los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en los Artículos 16 y 17 de esta Resolución, podrán pactar directamente el suministro de gas natural y registrar el contrato resultante en cualquier momento del año, en los casos señalados a continuación, siempre y cuando: i.) El contrato que se registre incluya únicamente una sola Fuente de Suministro; y, ii.) Se dé aplicación a lo contemplado en el Artículo 21 de la presente resolución:

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 suministro:

i. Campos que se encuentren en pruebas extensas o sobre los cuales no se haya declarado su comercialidad, bajo el entendido que estos campos no cuentan con Respaldo Físico, a menos que se hayan certificado previamente reservas probables y/o posibles sobre ese mismo campo en las condiciones establecidas para ello por la ANH. La duración de los contratos de suministro que se pacten desde estás Fuentes de Suministro corresponderá al período autorizado por la ANH para la realización de las pruebas extensas y, en todo caso, no podrá superar la fecha máxima determinada por la ANH para su evaluación, de acuerdo con los términos del contrato de exploración y producción, o su equivalente, suscrito con la ANH.

ii. Campos menores. Una vez estos campos dejen de ser campos menores, la negociación de contratos de suministro del gas natural proveniente de ese campo para asumir y cumplir compromisos contractuales Firmes o que Garantizan Firmeza con Respaldo Físico se deberá realizar de acuerdo con lo dispuesto en esta Resolución para todas las fuentes de suministro.

iii. Yacimientos no convencionales.

b) Cuando provenga de un campo de producción aislado. Se deberá entender como campo aislado aquel que no tiene conexión en forma directa o indirecta a través de gasoductos a sistemas de transporte del SNT.

c) Cuando sea necesario por el desarrollo y viabilización de facilidades de producción 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 de suministro resultantes de dichas negociaciones. Una vez terminado ese período de tiempo, la negociación de contratos de suministro del gas natural proveniente de ese campo para asumir y cumplir compromisos contractuales Firmes o que Garantizan Firmeza con Respaldo Físico, se deberá realizar de acuerdo con lo dispuesto en esta Resolución para todas las fuentes de suministro.

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

e) Desde cualquier Fuente de Suministro mediante la modalidad de contrato de suministro de contingencia, CSC.

f) Cuando provenga de una Fuente de Suministro costa afuera.

g) Cuando provenga de Fuentes de Suministro nacionales que requieren logísticas especiales para su comercialización, como GNC o GNL.

h) Cuando se ofrezca mediante la modalidad de contrato de opción de compra de gas contra exportaciones, siempre que la cantidad a negociar no supere la cantidad comprometida por el respectivo Productor-comercializador con destino a exportaciones.

2. Los comercializadores de gas importado sólo 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.

c) Cuando se destine en general al servicio público de gas combustible, ya sea que se trate de cualquiera de las siguientes situaciones: i.) suministro de gas natural mediante interconexión internacional; ii.) suministro de gas natural mediante infraestructuras de importación establecidas en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural vigente; iii.) suministro de gas natural licuado, o de gas natural comprimido, o gas metano en depósitos de carbón; o, iv) suministro de gas natural mediante infraestructuras de importación no establecidas en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural vigente.

3. Cuando se traten de cantidades liberadas de gas natural ante eventos de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña que hayan estado comprometidas para la atención del consumo propio de los Productores cuyos contratos hayan sido registrados ante el Gestor del Mercado conforme a lo dispuesto en la presente resolución. En este caso, los Productores deberán negociar contratos de suministro directamente de duración semanal.

PARÁGRAFO. El gas proveniente de Fuentes de Producción costa afuera o de yacimientos no convencionales podrá ser comercializado conjuntamente sin necesidad de la autorización a que se refiere el Artículo 3 de la Resolución CREG 093 de 2006 o aquella que la modifique o sustituya.

ARTÍCULO 20. CONTRATOS OBJETO DE LAS NEGOCIACIONES DIRECTAS EN CUALQUIER MOMENTO DEL AÑO. En las negociaciones directas a las que se hace referencia en el Artículo 19 de esta Resolución sólo se podrán pactar contratos de suministro a los que se hace referencia en los numerales 1, 2, 3, 4, 5, 6 y 7, del Artículo 8 de la presente Resolución, los cuales se sujetarán a lo dispuesto en los capítulos I, II y III 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 último día calendario de un Trimestre Estándar.

PARÁGRAFO. De esta disposición se exceptúan los casos señalados en el numeral i del literal a) del numeral 1, en los literales b) y f) del numeral 1, los literales a) y c) del numeral 2 del Artículo 19 de esta Resolución, siempre y cuando el suministro del gas que se contrata provenga de una sola Fuente de Suministro. En estos casos las partes definirán las condiciones de los contratos que celebren y deberán contener lo dispuesto en el Capítulo II del Título III de la presente resolución, excepto en los casos de campos en pruebas extensas y de actualización de precios para el gas natural importado.

ARTÍCULO 21. MECANISMO DE ASEGURAMIENTO DE LA DEMANDA ESENCIAL, MADE. En el mercado primario, durante cada Trimestre Estándar de negociación, se procederá con la negociación de contratos de suministro que requieren Respaldo Físico para asumir y cumplir compromisos contractuales Firmes o que Garantizan Firmeza, para cada uno de los siguientes veinte (20) trimestres estándar.

Para ello se determinará, en cada Trimestre Estándar de negociación, el balance comercial de cada uno de esos trimestres estándar futuros de suministro mencionados, a partir de las cantidades disponibles para la venta en firme de gas natural declaradas para todas las Fuentes de Suministro, y de la totalidad de las cantidades demandadas en firme.

Con base en el resultado de cada uno de dichos balances comerciales, obtenido en el Trimestre Estándar de negociación, se determinará el mecanismo a utilizar, para la posterior negociación del suministro en cada uno de esos trimestres estándar, ya sea de negociación directa, si el balance comercial es excedentario, o de subasta, si el balance comercial es deficitario.

Para cada uno de los veinte (20) trimestres estándar posteriores a los anteriormente mencionados, es decir, para el Trimestre Estándar veintiuno (21) hasta el Trimestre Estándar cuarenta (40), el Gestor del Mercado publicará la información de PTDVF y CIDVF por cada Punto de Referencia, de las Fuentes de Suministro que la hubiesen declarado, así como las cantidades demandadas que hubiesen reportado los compradores para dicho punto. En esos trimestres no se realizarán balances comerciales, y el mecanismo de comercialización será el de negociación directa. La información entregada de oferta y demanda será publicada por el Gestor del Mercado, de acuerdo con lo estipulado en el numeral 1 del presente Artículo.

Los Participantes del Mercado Primario que cuenten con Contratos de Suministro en ejecución al momento de la entrada en vigencia de la presente resolución y que atiendan Demanda Esencial y/o termoeléctrica, deberán informar y registrar en el Gestor del Mercado la suscripción de la prórroga de los mismos.

Con base en lo anterior, a continuación, se determina el procedimiento a seguir para adelantar la negociación de contratos de suministro con Respaldo Físico para asumir y cumplir compromisos contractuales firmes o que garantizan firmeza con Destino a la Demanda Esencial, así:

1. Divulgación de la oferta de PTDVF, CIDVF, de las cantidades demandadas y del balance comercial: Para realizar el balance comercial de cada uno de los veinte (20) trimestres estándar siguientes al Trimestre Estándar de negociación, se procederá de la siguiente manera:

a. Los Vendedores del Mercado Primario de que trata el Artículo 16 de la presente resolución, deberán declarar al Gestor del Mercado, con sujeción a lo previsto en el Artículo 8 de la Resolución CREG 080 de 2019, la PTDVF y la CIDVF por cada una de la totalidad de las Fuentes de Suministro, teniendo en cuenta lo siguiente:

i. La declaración debe presentarse el primer día hábil del Trimestre Estándar de negociación.

ii. Las cantidades deben presentarse con desagregación mensual.

iii. Declarar las cantidades disponibles para suministro bajo las modalidades contractuales CF95, OCG y CFC, desde todas las de Fuentes de Suministro, incluidas las fuentes de suministro Aisladas, discriminando por gas natural, gas natural licuado-GNL, gas natural comprimido-GNC y gas metano en depósitos de carbón, expresadas en GBTUD, con tres decimales. Dicha desagregación de las cantidades debe estar por Punto de Entrega y Fuente de Suministro.

iv. La declaración de la PTDVF y la CIDVF deberá ser como mínimo para veinte (20) trimestres estándar siguientes al Trimestre Estándar de negociación. En caso de que se quieran ofrecer cantidades con Respaldo Físico para asumir y cumplir compromisos contractuales Firmes o que Garantizan Firmeza para períodos superiores a dicho número de trimestres estándar, la declaración deberá incluir dichos períodos.

v. En el momento de la declaración al Gestor del Mercado, se deberá tener en cuenta que la oferta de PTDVF y/o de CIDVF para cada Fuente de Suministro, debe ser igual o inferior a la PTDV y/o CIDV mensual declarada al Ministerio de Minas y Energía en cumplimiento del Artículo 2.2.2.2.21 del Decreto 1073 de 2015.

Para la declaración de PTDVF y/o CIDVF los Vendedores de que trata el Artículo 16 de la presente Resolución deberán tener en cuenta los contratos vigentes registrados ante el Gestor del Mercado. Para obtener la PTDVF y/o CIDVF no se podrán tener en cuenta las cantidades pactadas en contratos de suministro con Respaldo Físico con garantía de firmeza que no hayan sido registrados ante el Gestor del Mercado previamente a la declaración.

La no declaración de esta información al Gestor del Mercado dentro del plazo señalado será considerada como un incumplimiento a la regulación, el cual deberá ser informado por éste a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y a la Superintendencia de Industria y Comercio. Dicho incumplimiento podrá ser considerado por la autoridad competente como una práctica contraria a la libre competencia.

Los Vendedores señalados en el Artículo 16 de la presente Resolución que suministren gas natural, que no presenten las declaraciones de PTDV, PTDVF, CIDV y CIDVF, no podrán negociar ni registrar contratos de suministro de gas con destino a la atención de servicio público de gas combustible.

b. El Gestor del Mercado deberá publicar, el segundo día hábil del Trimestre Estándar de negociación, la información declarada por los Vendedores señalados en el Artículo 16 de la presente Resolución, que suministren gas de acuerdo con lo dispuesto en el literal a. del presente numeral, con el siguiente nivel de detalle:

- Nombre del Punto de Referencia;

- Nombre de la(s) fuente(s) de suministro que conforma(n) cada Punto de Referencia;

- Nombre del Punto de Entrega, identificando si corresponde o no a un Punto de Importación o a un Punto de Entrada al Sistema Nacional de Transporte, cuando corresponda, y su ubicación geográfica, las Fuentes de Suministro vinculadas con dicho Punto de Entrega;

- Forma del suministro: Gas natural, gas natural licuado o gas natural comprimido; Gas metano en depósitos de Carbón

- Nombre del (de los) vendedor(es) en cada Punto de Referencia

- Modalidad del suministro: CF95, OCG o CSFC;

- Año del Trimestre Estándar de la oferta de suministro.

- Trimestre Estándar de la oferta de suministro (diciembre a febrero, marzo a mayo, junio a agosto, septiembre a noviembre);

- Mes que conforma el Trimestre Estándar de la oferta de suministro;

- Cantidad de PTDVF/CIDVF, en GBTUD con tres decimales.

Para efectuar lo anterior, el Gestor del Mercado deberá establecer los Puntos de Referencia, con base en los diferentes puntos de entrega identificados en los contratos de suministro de gas actualmente registrados y en los puntos de entrega reportados por los vendedores señalados en el Artículo 16 de la presente Resolución, que suministren gas, reportados por éstos en cumplimiento del literal a. del presente numeral del presente artículo.

De igual manera, se deberá incluir el detalle de los puntos de entrega en el caso de Fuentes de Suministro aisladas, gas natural licuado y gas natural comprimido, gas metano en depósitos de carbón, que conforman cada Punto de Referencia establecido, para lo cual un Punto de Referencia puede conformarse con uno o varios de los puntos de Entrega.

c. Los compradores señalados en el Artículo 17 de la presente Resolución que adquieran gas con Respaldo Físico para asumir y cumplir compromisos contractuales Firmes o que Garantizan Firmeza en el Mercado Primario, deberán reportar al Gestor del Mercado, con sujeción a lo previsto en el Artículo 8 de la Resolución CREG 080 de 2019, la siguiente información, a más tardar el quinto día hábil del Trimestre Estándar de negociación:

i. Las cantidades totales de gas natural requeridas para cada uno de los veinte (20) trimestres estándar siguientes al Trimestre Estándar de negociación. En caso de requerir cantidades con Respaldo Físico para asunción de compromisos en firme o con garantía de firmeza para trimestres estándar posteriores, la información deberá incluir el reporte de dichos periodos. Lo anterior se deberá entregar con la siguiente desagregación:

- Las cantidades de gas natural requeridas bajo las modalidades CF95, OCG y CFC, expresadas en GBTUD con tres decimales.

- Las cantidades de gas natural licuado y/o gas natural comprimido, gas metano en depósitos de carbón requeridas, expresadas en GBTUD con tres decimales.

ii. Lo(s) Punto(s) de entrega en el evento en que dicha fuente no esté conectada al SNT o se trate del suministro de gas natural licuado o gas natural comprimido, gas metano en depósitos de carbón, para las cantidades reportadas en el numeral i. anterior.

iii. Las cantidades de gas a suministrar podrán ser distintas entre los diferentes Trimestres Estándar, pero entre los meses de cada trimestre, deberán corresponder a un mismo valor.

iv. Se deben especificar las cantidades de gas que tengan como destino la atención de la Demanda Esencial, conforme a lo dispuesto en el Artículo 2.2.2.2.1.4 del Decreto 1073 de 2015, discriminadas por tipo de usuario.

v. En el caso de los usuarios no regulados que participan como compradores en el mercado primario, se requiere que la información sea presentada, bien sea directamente, o a través de un comercializador mayorista, con el fin de evitar duplicidad de las cantidades a contratar.

d. El Gestor del Mercado deberá publicar la siguiente información, a más tardar el noveno día hábil del Trimestre Estándar de negociación, así:

i. Las cantidades totales de PTDVF y/o CIDVF con un horizonte de diez (10) años, por mes y modalidad contractual para cada punto(s) de referencia que determine de acuerdo con lo establecido en el literal b del presente numeral.

ii. Las cantidades totales que los compradores señalados en el Artículo 17 de la presente Resolución, que adquieran suministro de gas, soliciten por Punto de Referencia, Trimestre Estándar y modalidad contractual, para cada uno de los cuarenta (40) trimestres estándar siguientes al Trimestre Estándar de negociación.

iii. En la publicación de la información se deberá incluir el detalle de los Puntos de Entrega, especificando si corresponde o no a un Punto de Entrada al SNT o un Punto de Importación, y si se trata de Fuentes de Suministro aisladas, gas natural, gas natural licuado-GNL y gas natural comprimido-GNC, gas metano en depósitos de carbón-GMDC, por cada Punto de Referencia establecido.

e. Los compradores señalados en el Artículo 17 de la presente Resolución, que adquieran suministro de gas natural con Respaldo Físico para asumir y cumplir compromisos contractuales firmes o que garantizan firmeza, a más tardar el décimo segundo día hábil del Trimestre Estándar de negociación, deberán presentar al Gestor del Mercado el reporte de la información de cantidades que se obligan adquirir, como máximo, en el Mercado Primario, para el caso de requerirse el uso de subasta, con el mismo nivel de detalle que se establece en el literal c. del presente numeral. En el caso del suministro para los primeros veinte (20) trimestres estándar siguientes al Trimestre Estándar de negociación, las cantidades podrán ser menores a las reportadas de acuerdo con el literal c. del presente numeral, excepto en el caso de las cantidades para atender la Demanda Esencial regulada, que se deben mantener iguales.

f. El décimo sexto día hábil del Trimestre Estándar de negociación el Gestor del Mercado deberá publicar los resultados obtenidos para cada uno de los puntos de referencia establecidos, con base en las declaraciones de PTDVF y/o CIDVF y la información de las cantidades requeridas para suministro, según se establece en el literal e. anterior, considerando lo siguiente:

i. Resultados del balance comercial para cada uno de los veinte (20) trimestres estándar siguientes al Trimestre Estándar de negociación y para cada modalidad contractual, con base en la PTDVF y/o CIDVF de cada Punto de Entrega y Fuente de Suministro. Para lo anterior se debe considerar, de acuerdo con la información declarada en el literal a. del presente numeral, la sumatoria de los menores valores mensuales de entre los tres (3) meses de cada Trimestre Estándar de las cantidades declaradas para cada uno de los Puntos de Entrega y de las Fuentes de Suministro que conforman un Punto de Referencia.

ii. El resultado del balance comercial excedentario o deficitario dependerá del valor del cociente que se obtenga, para cada Punto de Referencia de cada uno de los veinte (20) trimestres estándar siguientes al Trimestre Estándar de negociación. Para obtener dicho cociente se debe tomar el valor total de las cantidades de PTDVF y/o CIDVF del Punto de Referencia, y dividirlo por la sumatoria de las cantidades requeridas bajo la modalidad CF95, el mayor valor entre las cantidades requeridas bajo las modalidades OCG y CFC, y las cantidades de gas natural licuado, gas natural comprimido y gas metano en depósitos de carbón-GMDC de ese Punto de Referencia. Todas estas cantidades con base en la información presentada según lo dispuesto en los literales a. y e. anteriores.

iii. De acuerdo con los valores de los cocientes obtenidos para cada Trimestre Estándar, el Gestor del Mercado declarará que el balance comercial es excedentario cuando el cociente es mayor o igual a cero coma noventa y cuatro (0,94), o que es deficitario, cuando el cociente obtenido es menor a cero coma noventa y cuatro (0,94).

iv. El Gestor del Mercado informará a los vendedores señalados en el Artículo 16 de la presente Resolución sobre los Puntos de Referencia y Trimestres Estándar en los que el balance comercial resultó ser excedentario, y procederá a avanzar con lo dispuesto en el numeral 3 del presente artículo. Lo anterior lo realizará a más tardar al décimo octavo día hábil del Trimestre Estándar de negociación.

2. Negociación y/o asignación de PTDVF y CIDVF cuando el balance comercial sea excedentario: Para negociar y/o asignar las cantidades de PTDVF y CIDVF, en cada Punto de Referencia establecido por el Gestor del Mercado, entre los Participantes del Mercado Primario, de que tratan los artículos 16 y 17 de la presente resolución o aquella que la modifique o sustituya, se podrán desarrollar negociaciones directas y se aplicará el siguiente procedimiento para todas y cada una de Puntos de Entrega y Fuentes de Suministro de un mismo Punto de Referencia en cada uno de los veinte (20) trimestres estándar siguientes al Trimestre Estándar de negociación:

a. A partir del vigésimo día del trimestre de negociación, los compradores señalados en el Artículo 17 de la presente Resolución, que adquieran suministro de gas natural, podrán enviar a cada uno de los vendedores de un mismo Punto de Referencia, solicitudes de suministro durante el desarrollo de las negociaciones directas. Las cantidades de gas natural a negociar con Respaldo Físico serán, como mínimo, las cantidades reportadas para ese Punto de Referencia por parte de los compradores, de acuerdo con lo establecido en el literal e. del numeral 1 anterior, y serán, como máximo, las cantidades reportadas para ese Punto de Referencia por parte de los compradores, de acuerdo con lo establecido en el literal c. del numeral 1 anterior.

b. Si en un mismo Punto de Referencia se presenta el caso de que uno o varios de los vendedores reciben solicitudes de suministro con Respaldo Físico por un total de cantidades superior a las declaradas al Gestor del Mercado por el vendedor para ese mismo Punto de Referencia, éstas deberán ser asignadas por el vendedor entre los solicitantes a través de un mecanismo de mercado transparente y neutral que, adicionalmente permita a los agentes que atienden a la Demanda Esencial, tener acceso a los contratos de suministro con Respaldo Físico para asumir y cumplir compromisos contractuales firmes o con garantía de firmeza. En ningún caso el total de las cantidades de las solicitudes de suministro con Respaldo Físico de parte de un mismo comprador a un mismo vendedor en un mismo Punto de Referencia, podrá ser superior al total de las cantidades reportadas de acuerdo con el literal c. del numeral 1 anterior.

c. Si a partir de lo anterior se encuentra un comprador que no ha logrado contratar las cantidades solicitadas a un vendedor, dicho comprador podrá acudir a los demás vendedores de ese mismo Punto de Referencia, para negociar y lograr el suministro de las cantidades que aún no ha contratado.

d. Al final de las negociaciones directas no deberá haber ningún agente que atienda Demanda Esencial, que no haya logrado tener acceso a las cantidades de gas ofrecidas por los vendedores y a las cantidades necesarias con Respaldo Físico para asumir y cumplir compromisos contractuales firmes o con garantía de firmeza para atender dicha Demanda.

e. Para las Fuentes de Suministro que no son parte de las establecidas en el Artículo 19 de la presente resolución, las negociaciones directas de suministro con Respaldo Físico se terminarán al vigésimo noveno día hábil del Trimestre Estándar de negociación, con el registro ante el Gestor del Mercado de los contratos pactados.

f. Para las fuentes establecidas en el Artículo 19 de la presente resolución no hay plazo máximo para la fecha de registro de los contratos resultantes de las negociaciones directas. Después del primer trimestre de negociación, contado a partir de la entrada en vigencia de la presente resolución, se podrá, para dichas Fuentes de Suministro, seguir negociando en forma directa en cualquier momento del año, el suministro con Respaldo Físico para aquellos trimestres estándar en los que en el balance comercial más recientemente publicado a la fecha en que se desea registrar el contrato ante el Gestor del Mercado, de acuerdo con lo establecido en el literal f. del numeral 1 anterior, se encuentre que hay una oferta comercial firme excedentaria para el Punto de Referencia de la Fuente de Suministro. En caso contrario, deberán seguir el procedimiento descrito en el numeral 3 siguiente.

g. Se podrá adicionalmente, mediante negociación directa, suscribir contratos de suministro CF80 para atender la demanda diferente a la demanda regulada que hace parte de la Demanda Esencial, siempre y cuando el uso de la modalidad CF80 no impida que la totalidad de los agentes puedan contratar como mínimo, la totalidad de las cantidades de gas reportadas de acuerdo con lo dispuesto en el literal e. del numeral 1 del presente Artículo.

h. Una vez finalizadas las negociaciones anteriores y registrados los contratos ante el Gestor del Mercado, se podrán negociar las cantidades declaradas de PTDVF y/o CIDVF que hayan quedado disponibles solamente para el siguiente Trimestre Estándar al Trimestre Estándar de negociación, mediante contratos CF95/CF80 con plazo de ejecución de un (1) mes calendario. Estos contratos deberán ser registrados ante el Gestor del Mercado con una antelación de cinco (5) días hábiles al inicio de ejecución.

i. En los casos de las Fuentes de Suministro establecidas en el artículo 19 de la presente resolución, el plazo de ejecución del suministro y el tipo de los contratos que se registren podrá ser libremente acordado entre las partes, de acuerdo con lo establecido en el Artículo 20 de la presente Resolución.

3. Negociación y/o asignación de PTDVF y CIDVF cuando el balance comercial sea deficitario: Para negociar y/o asignar las cantidades de PTDVF y CIDVF, en cada Punto de Referencia establecido por el Gestor del Mercado, entre los Participantes del Mercado de que tratan los artículos 16 y 17 de la presente resolución o aquella que la modifique o sustituya, se aplicará el siguiente procedimiento para todas y cada uno de los Puntos de Entrega de las Fuentes de Suministro de un mismo Punto de Referencia cuando el balance comercial realizado en cada Punto de Referencia haya resultado deficitario en alguno de los veinte (20) trimestres estándar siguientes al Trimestre Estándar de negociación:

a. Cada vendedor deberá enviar al Gestor del Mercado, a más tardar al décimo noveno día hábil del Trimestre Estándar de negociación, el precio de reserva por cada Punto de Entrega de las Fuentes de Suministro diferentes de las establecidas en el Artículo 19 de la presente Resolución, que hace parte del Punto de Referencia con balance comercial deficitario.

b. El Gestor del Mercado descontará, para el Punto de Referencia identificado, y a más tardar el vigésimo día hábil del Trimestre Estándar de negociación, la suma de las cantidades trimestrales que los vendedores de gas de todos los Puntos de Entrega de las Fuentes de Suministro en ese Punto de Referencia, pueden negociar con destino a la atención de la Demanda Esencial, teniendo en cuenta la información entregada por los compradores, de acuerdo con lo dispuesto en el literal e. del numeral 1 anterior. Dichas cantidades descontadas se distribuirán para ese Punto de Referencia de la manera descrita en los literales c., d., e., f. y g. siguientes.

c. El Gestor del Mercado determinará el porcentaje de participación de cada vendedor, por cada Punto de Entrega y por cada Fuente de Suministro en ese Punto de Referencia, con base en las cantidades totales declaradas de PTDVF y CIDVF en dicho punto para todas las Fuentes de Suministro.

d. El Gestor del Mercado determinará el porcentaje de participación de cada comprador, por Punto de Entrega y por cada Fuente de Suministro en ese Punto de Referencia, con base en las cantidades totales que reportó para atender Demanda Esencial en ese Punto de Referencia, con base en la totalidad de las cantidades para atender Demanda Esencial reportadas en dicho punto por todos los compradores.

e. El Gestor del Mercado determinará si las cantidades totales de PTDVF y CIDVF declaradas para dicho Punto de Referencia son superiores, iguales o inferiores a las cantidades totales reportadas por los compradores para atender la Demanda Esencial en ese mismo punto.

f. Si las cantidades totales de PTDVF y CIDVF son superiores o iguales a las cantidades totales reportadas por los compradores para atender la Demanda Esencial, el Gestor del Mercado distribuirá las cantidades para atender esa demanda entre cada Fuente de Suministro y cada comprador, multiplicando el porcentaje de participación en cada Punto de Entrega de cada Fuente de Suministro obtenido en el literal c. anterior, por el porcentaje de participación de cada comprador obtenido el literal d. anterior, multiplicado por las cantidades totales reportadas para atender la Demanda Esencial en ese Punto de Referencia.

g. Si las cantidades totales de PTDVF y CIDVF son inferiores a las cantidades totales reportadas por los compradores para atender la Demanda Esencial, el Gestor del Mercado distribuirá las cantidades para atender la Demanda Esencial por Punto de Entrega de cada Fuente de Suministro y cada comprador, multiplicando el porcentaje de participación de cada Fuente de Suministro obtenido en el literal c. anterior, por el porcentaje de participación de cada comprador obtenido en el literal d. anterior, multiplicado por las cantidades totales reportadas de PTDVF y CIDVF en ese Punto de Referencia.

h. El Gestor del Mercado informará a cada vendedor y cada comprador que atiende Demanda Esencial la distribución de cantidades por Punto de Entrega y Fuente de Suministro, obtenida en el Punto de Referencia, a más tardar el vigésimo día hábil del Trimestre Estándar de negociación.

i. En el caso de las Fuentes de Suministro que no son parte de las establecidas en el Artículo 19 de la presente resolución, el precio del suministro del Trimestre Estándar para atender la Demanda Esencial corresponderá al precio de cierre de la subasta que se realice para ese mismo Trimestre Estándar, de acuerdo con lo establecido en el literal m. siguiente. En caso de no existir cantidades disponibles para realizar la subasta, el precio de los contratos de suministro para atender la Demanda Esencial corresponderá al precio de reserva que cada vendedor haya presentado al Gestor del Mercado, de acuerdo con lo establecido en el literal a. del presente numeral.

j. En el caso de las Fuentes de Suministro establecidas en el Artículo 19 de la presente resolución, el precio del suministro del Trimestre Estándar para atender la Demanda Esencial corresponderá al precio que se obtenga a través del mecanismo de mercado transparente y neutral que éste deberá hacer público, de acuerdo con lo establecido en el literal n. siguiente, siendo obligatoria la suscripción de los respectivos contratos en las cantidades y precios que de ello resulte por Punto de Entrega y Fuente de Suministro.

k. En caso de no ser posible llegar a un acuerdo entre un comprador y un vendedor respecto de las demás condiciones del contrato de suministro diferentes a las cantidades, el precio y a las condiciones mínimas establecidas en el Capítulo II del Título III de la presente Resolución, las cantidades distribuidas para atender la Demanda Esencial entre ese vendedor y ese comprador podrán ser liberadas por el vendedor para atender la demanda diferente a la Demanda Esencial.

l. Los contratos pactados para atender la Demanda Esencial deberán ser registrados ante el Gestor del Mercado a más tardar el vigésimo quinto día hábil del Trimestre Estándar de negociación.

m. En el caso de las Fuentes de Suministro que no son parte de las establecidas en el Artículo 19 de la presente resolución, si después de realizar el descuento mencionado en el Punto de Referencia calculado a partir de las cantidades de suministro de los contratos finalmente registrados ante el Gestor del Mercado para atender la Demanda Esencial, el Gestor del Mercado encuentra que en el Trimestre Estándar correspondiente existen cantidades de PTDVF y/o CIDVF disponibles para ese Punto de Referencia, se desarrollará la subasta establecida con el fin de asignar dichas cantidades disponibles en las modalidades contractuales contempladas. La subasta se realizará en una sola sesión para cada Punto de Referencia, podrá ser simultánea entre varios puntos de referencia, y se realizará como máximo al trigésimo día hábil del Trimestre Estándar de negociación. Los comercializadores minoristas que representan usuarios regulados que son parte de la Demanda Esencial no podrán participar en la subasta para adquirir las cantidades para atender estos usuarios de la Demanda Esencial.

n. En el caso de las Fuentes de Suministro establecidas en el Artículo 19 de la presente resolución, si después de realizar el descuento mencionado en el Punto de Referencia a partir de las cantidades de suministro de los contratos finalmente registrados ante el Gestor del Mercado para atender la Demanda Esencial en el ítem anterior, el Gestor del Mercado encuentra que existen cantidades de PTDVF y/o CIDVF disponibles por Punto de Entrega para las Fuentes de Suministro del Punto de Referencia, éstas deberán ser asignadas por el vendedor entre los compradores solicitantes, a través de un mecanismo de mercado transparente y neutral que el vendedor deberá hacer público previamente, cumpliendo con lo establecido en la Resolución CREG 080 de 2019 o aquellas que la modifiquen o sustituyan, así como los criterios establecidos en el Parágrafo del Artículo 5 de la presente resolución.

o. Los vendedores suscribirán los contratos de suministro con los compradores, de acuerdo con las cantidades requeridas por los compradores para atender, tanto a la Demanda Esencial, como a la demanda restante por Punto de Entrega y Fuente de Suministro. El registro ante el Gestor del Mercado de los contratos resultantes deberá realizarse, como máximo, al trigésimo quinto día hábil del Trimestre Estándar de negociación

PARÁGRAFO 1. En resolución aparte la CREG establecerá el mecanismo de subasta que será aplicado, con el fin de asignar las cantidades de gas para los trimestres estándar en los que, para cada uno de los puntos de referencia, se haya establecido un balance comercial deficitario.

PARÁGRAFO 2. Los vendedores del Mercado Primario que participen en el Mecanismo de Aseguramiento de la Demanda Esencial, MADE, y en suministrar gas proveniente de las Fuentes de Suministro contempladas en el Artículo 19 de la presente resolución o aquella que la modifique o sustituya, deberán declarar al Gestor del Mercado las cantidades adicionales de oferta de PTDVF y/o CIDVF que surjan por variación en la información disponible al momento de la declaración inicial, en el primer día hábil del mes siguiente a cuando se presente la variación. En el momento de realizarla se deberá adjuntar un documento que contenga las razones que originaron ese ajuste.

PARÁGRAFO 3. Los vendedores del Mercado Primario y el Gestor del Mercado, deberán asegurarse de que la PTDVF con la que cuenta cada una de las Fuentes de Suministro utilizadas en el contrato que se negocia, tiene un valor igual o superior a la cantidad asignada a dicha Fuente de Suministro en dicho contrato. Para la comparación anterior se deberá utilizar el resultado que obtengan para la PTDVF disponible de cada Fuente de Suministro que aparece en el contrato, el cual se calcula restando al valor total de la PTDVF declarada más reciente, las cantidades de suministro con Respaldo Físico asignadas a esa Fuente de Suministro en los contratos registrados con posterioridad a la declaración de dicha PTDVF.

PARÁGRAFO 4: Para efectos del aseguramiento de contar con la PTDVF suficiente para registrar los contratos ante el Gestor del Mercado, los vendedores del Mercado Primario deberán tener en cuenta para cada Fuente de Suministro del contrato que se desea registrar incluida en los casos establecidos en el Parágrafo del Artículo 20 de la presente resolución, que dicha fuente requiere PTDVF para amparar un contrato mediante el que se garantiza el servicio de suministro de gas natural, sin interrupciones, durante un período determinado, excepto en los días establecidos para mantenimiento y labores programadas, con independencia de la nominación que las partes hayan acordado para suscribir el contrato de suministro que se está negociando.

PARÁGRAFO 5.: Los vendedores del Mercado Primario no podrán tener contratado el suministro bajo alguna de las modalidades que requiere Respaldo Físico, de cantidades de gas que, en total para un determinado mes de ejecución y una determinada Fuente de Suministro, superen el Potencial de Producción establecido para esa fuente, de acuerdo con la declaración presentada en cumplimiento del Artículo 2.2.2.2.29 del Decreto 1073 de 2015, o aquel que lo remplace o sustituya.

PARÁGRAFO 6. El mecanismo de mercado que usen los vendedores de las Fuentes de Suministro establecidas en el Artículo 19 de la presente Resolución deberá cumplir con los siguientes principios:

a) Eficiencia: el desarrollo del mecanismo de mercado conducirá a la formación de precios eficientes de cada uno de los productos.

b) Publicidad: se garantizará mediante la publicación obligatoria en la página web de cada vendedor.

c) Neutralidad: el diseño del mecanismo de mercado y el reglamento de este no permitirán, inducirán o adoptarán prácticas de discriminación indebida en contra de alguno de los Participantes.

d) Simplicidad y transparencia: el mecanismo de mercado será claro, explícito y constará por escrito, de tal forma que pueda ser comprendido sin duda ni ambigüedad.

e) Objetividad: los criterios de adjudicación del mecanismo de mercado serán claros e imparciales.

PARÁGRAFO 7. La contratación del suministro con Respaldo Físico para asumir y cumplir compromisos contractuales firmes o que garantizan firmeza, de cualquiera de los veinte (20) trimestres estándar posteriores al último de los veinte (20) trimestres estándar siguientes al Trimestre Estándar de negociación, se podrá realizar mediante negociaciones directas. En el caso de las Fuentes de Suministro diferentes a las establecidas en el Artículo 19 de la presente Resolución, los contratos resultantes de estas negociaciones directas deberán ser registrados ante el Gestor del Mercado como máximo al quincuagésimo quinto día hábil del trimestre de negociación.

PARÁGRAFO 8. El Gestor del Mercado y la totalidad de los Participantes del mercado que participen en las negociaciones de las cantidades de gas con destino a la Demanda Esencial y de que tratan el presente artículo deberán realizar y participar en un ejercicio de simulación, que será coordinado y adelantado por el Gestor del Mercado. Dicho ejercicio debe realizarse dentro de los dos meses calendario siguientes a la fecha de publicación de la presente Resolución.

PARÁGRAFO 9. Los contratos de largo plazo celebrados bajo el esquema de negociación sobre Balance UPME determinado en el artículo 24 de la Resolución CREG 186 de 2020, y que a la fecha se encuentren vigentes y estén en ejecución, continuaran realizando la actualización anual de precios dando aplicación a las ecuaciones establecidas en el numeral 1 del Anexo 3 de la presente Resolución.

ARTÍCULO 22. CONDICIONES DE NEGOCIACIÓN DE LOS CONTRATOS DE SUMINISTRO DE GAS QUE REQUIEREN RESPALDO FÍSICO. La suscripción y registro de los contratos de suministro de gas que requieren Respaldo Físico para asumir y cumplir compromisos contractuales firmes o que garantizan firmeza, deberán sujetarse a las siguientes condiciones:

a) Todos los contratos de suministro de gas que se suscriban en aplicación de las disposiciones de la presente resolución deberán contener una cláusula de ajuste regulatorio en la que se especifique que, después del último trimestre del año de gas de 2025, las condiciones contractuales deberán ajustarse conforme a las disposiciones que eventualmente determine la CREG.

b) La duración de los nuevos contratos que se suscriban será, como mínimo de un (1) Trimestre Estándar y, como máximo cuarenta (40) Trimestres Estándar, contados desde el Primer Trimestre Estándar siguiente al registro del contrato.

c) Los contratos de suministro, con destino a la atención de la Demanda Esencial, vigentes y debidamente registrados a la fecha de expedición de esta resolución, podrán ser prorrogados hasta como máximo cuarenta (40) Trimestres Estándar, para ello, las partes deberán declarar y detallar la demanda esencial, así como motivar los respectivos otrosíes que se suscriban.

d) En el caso señalado en el literal h. del numeral 2 del Artículo 21, la duración de los contratos podrá ser de un mes calendario.

e) El inicio de la ejecución del suministro podrá ocurrir en el primer día calendario de cualquiera de los Trimestres Estándar dentro de los doce (12) trimestres estándar siguientes al trimestre en que se registra el contrato. Una vez entre en vigencia la presente resolución, los contratos vigentes con los que se atiende la Demanda Esencial, podrán ser renovados sin estar sujetos a la limitación anterior en cuanto al plazo de inicio de su ejecución.

f) Los contratos deberán tener como fecha de terminación de ejecución del suministro el último día calendario de un Trimestre Estándar. En el caso señalado en el literal h. del numeral 2 del Artículo 21 de la presente Resolución, los contratos de suministro mensual deberán tener como fecha de terminación el último día calendario del mes respectivo.

g) Las cantidades para suministrar en los contratos suscritos y registrados podrán ser diferentes entre los diferentes Trimestre Estándar.

h) La componente variable en los contratos de suministro CF95/CF80 podrá ser nominada por el comprador únicamente para atender el consumo del mercado relevante de comercialización que atiende, y no para venta en el mercado secundario.

i) Los Vendedores del Mercado Primario señalados en el Artículo 16 de la presente resolución podrán ofrecer, en la modalidad de contrato con interrupciones, mediante negociaciones directas y con duración trimestral, las cantidades variables de los contratos registrados con la modalidad CF95/CF80.

j) Para efectos de determinar la duración permisible para suspensiones del servicio en los contratos se considerará, para cada Trimestre Estándar de duración del contrato, la cuarta parte de la duración máxima establecida en el Artículo 12 de la presente resolución, relacionada con la máxima duración permisible de suspensiones, independientemente de la cantidad de Fuentes de Suministro que se incluyen en el contrato. Así mismo, para los contratos de duración mensual que se mencionan en el literal h. del numeral 2 del Artículo 21 de la presente Resolución, se considerará la duodécima parte de la duración máxima establecida en el Artículo 12, relacionada con la duración permisible de suspensión, independientemente de la cantidad de Fuentes de Suministro que se incluyen en el contrato.

k) Los Participantes del Mercado Primario deberán acordar los mecanismos de cobertura para el cumplimiento de las obligaciones derivadas de los contratos para atender la Demanda Esencial resultantes del mecanismo de negociación directa. 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.

l) Cuando para el cumplimiento de un contrato de suministro que requiere Respaldo Físico para asumir y cumplir compromisos contractuales firmes o que garantizan firmeza, se cuente con la utilización de más de una Fuente de Suministro, en el contrato se deberá incluir el detalle de la cantidad de energía en firme que cada una de esas Fuentes de Suministro aportan para el cumplimiento de la cantidad máxima firme determinada en el contrato que se registra.

m) Todos los contratos de suministro que se destinen por los Participantes del Mercado Primario para la atención de Demanda Esencial o para la atención de Obligaciones de Energía en Firme, OEF, de las plantas Termoeléctricas, deben contar con Respaldo Físico, y para poder suscribir dichos contratos se deberá declarar, detallar y motivar el Respaldo Físico exigido.

n) No se podrá atender Demanda Esencial con contratos de suministro que incluyan Fuentes de Suministro en pruebas o sin declaración de comercialidad.

o) Los eventos eximentes de responsabilidad establecidos en esta Resolución no aplican cuando se trate de campos en pruebas extensas de producción o que no hayan declarado comercialidad, ni tampoco aplicarán las compensaciones establecidas en la regulación.

PARÁGRAFO 1. Para el registro ante el Gestor del Mercado de los contratos que se suscriban como consecuencia de la aplicación de los mecanismos de negociación en el mercado primario, se deberá presentar un documento anexo del contrato de suministro, suscrito por las partes del contrato, que contenga como mínimo la información que a continuación se enlista y que se constituye en la caracterización completa de las condiciones particulares del contrato, así:

- VENDEDOR

- COMPRADOR

- TIPO CONTRACTUAL (Firmes, con Interrupciones y Mixtos de acuerdo con lo dispuesto en el Decreto 2100 de 2011 compilado por el Decreto 1073 de 2015)

- Modalidad de Contrato (CF, CF-95, CF-80, OCG, OCGX, CSC, CFC, CI)

- FUENTE(S) DE SUMINISTRO NACIONAL O EXTRANJERA.

- CONDICIÓN DE LA(s) FUENTE(S) DE SUMINISTRO (campo menor, campo en pruebas extensas con la duración de dichas pruebas, campo aislado, yacimiento no convencional, campo en desarrollo, Fuente de Suministro extranjera, otros campos)

- gas natural que se suministra (gas natural, gas natural licuado, gas natural comprimido, gas metano en depósitos de carbón)

- PUNTO(S) DE ENTREGA, PUNTOS DE IMPORTACIÓN, PUNTOS DE ENTRADA AL SNT

- PUNTO(S) DE SALIDA DEL SNT (reporta solo el Comprador del Mercado Primario)

- PUNTO(S) DE VENTA

- CANTIDAD DE ENERGÍA CONTRATADA [MBTUD]

- CANTIDAD DE ENERGÍA FIRME [MBTUD] QUE APORTA CADA UNA DE LAS FUENTES DE SUMINISTRO QUE SE UTILIZAN EN EL CONTRATO (tipo contractual firme)

- PORCENTAJE DE PAGO MÍNIMO FIJO

- CANTIDAD DE ENERGÍA CONTRATADA [MBTUD]

- PRECIO DEL SUMINISTRO [USD/MBTUD]

- VALOR DE LA PRIMA DE LA OPCIÓN [USD] (en los casos de las modalidades OCG y CFC que apliquen)

- TIPO DE GARANTÍA

- VALOR LA GARANTÍA

- PLAZO DE ENTREGA

- FECHA DE SUSCRIPCIÓN

- FECHA DE INICIO DEL SUMINISTRO (inicio de la ejecución)

- FECHA DE TERMINACIÓN DEL SUMINISTRO (fin de la ejecución)

- TIPO DE USUARIOS DE DESTINO FINAL (Discriminados por Demanda Esencial, regulados, no regulados, industriales, refinerías, petroquímica, termoeléctricos, comercial, sistemas de transporte, otros)

- MECANISMOS USADOS PARA LA RESOLUCIÓN DE CONFLICTOS

- MONEDA DE PAGO

- REFERENCIA PARA CONVERSIÓN DEL PRECIO A MONEDA DE PAGO

PARÁGRAFO 2. Los Vendedores del Mercado Primario serán los responsables en cualquier momento de ejecución de la totalidad de los contratos suscritos que requieren Respaldo Físico, que las cantidades totales comprometidas desde sus Fuentes de Suministro, no sean superiores al valor del Potencial de Producción declarado para la totalidad de las Fuentes de Suministro, ni tampoco de manera individual para cada una de ellas, en todos y cada uno de los meses comprometidos en la duración del Contrato de Suministro, de acuerdo con la declaración que se encuentre vigente, presentada en cumplimiento del Artículo 2.2.2.2.29 del Decreto 1073 de 2015, o aquel que lo modifique o sustituya.

PARÁGRAFO 3. 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 de las modalidades Opción de Compra de gas, Opción de Compra de Gas contra Exportaciones y de Firmeza Condicionada, se contarán como contratos que garantizan firmeza en las cantidades correspondientes a las contratadas y se consideran complementarios.

ARTÍCULO 23. COMERCIALIZACIÓN CONJUNTA DE LA PRODUCCIÓN DE FUENTES DE SUMINISTRO COSTA AFUERA. Los socios de un contrato de Asociación o los Participantes de un contrato de exploración y producción E&P, que cuenten con una Fuente de Suministro ubicada costa afuera o que sea un Yacimiento no Convencional, podrán comercializar la producción de gas natural de dicha fuente o de dicho contrato mediante la comercialización conjunta definida en la Resolución CREG 093 de 2006 o aquella que la modifique o sustituya, sin necesidad de la autorización a la que se refiere el Artículo 3 de la misma Resolución o aquella que la modifique o sustituya.

ARTÍCULO 24. CONDICIÓN DE PRECIO. El precio de los contratos de suministro de gas natural negociados mediante los mecanismos de comercialización de que trata el Artículo 188 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 199 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 21 de esta Resolución, el precio será el que acuerden las partes en caso de negociación directa, o el que surja de la aplicación del mecanismo de subasta.

3. El precio en los contratos que se suscriban y registren, deberá ser igual durante cada Trimestre Estándar en los casos resultantes de negociaciones directas, y podrá ser diferente en aquellos casos en que el suministro en un Trimestre Estándar haya sido asignado mediante subasta o el mecanismo de mercado utilizado cuando hay oferta comercial deficitaria.

4. 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. Si el inicio de ejecución se presenta en un año posterior al del registro del contrato, se deberá aplicar al precio pactado la correspondiente actualización anual de precios.

5. Las partes de los contratos no podrán acordar modificaciones al precio inicial del contrato, ni a las ecuaciones aplicables para la actualización de precios establecidas en el Artículo 15 y en el Anexo 3 de la presente Resolución.

6. Las ecuaciones para la actualización de los precios establecidas en el Anexo 3 “Actualización de precios” de la presente resolución, se aplicarán para la actualización de los precios resultantes de las negociaciones directas y/o de las subastas.

7. Los descuentos que se realicen se considerarán como una modificación al precio inicial del contrato.

TÍTULO IV.

ASPECTOS COMERCIALES DEL MERCADO SECUNDARIO.

CAPÍTULO I.

MODALIDADES Y REQUISITOS MÍNIMOS DE CONTRATOS DE SUMINISTRO.

ARTÍCULO 25. MODALIDADES DE CONTRATOS PERMITIDOS EN EL MERCADO SECUNDARIO. En el mercado secundario sólo podrán pactarse las siguientes modalidades de contratos para negociar los derechos de suministro adquiridos por los compradores del Mercado Primario:

1. Contrato firme o que garantiza firmeza.

2. Contrato de suministro con firmeza condicionada.

3. Contrato de opción de compra de gas.

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

5. Contrato de suministro de contingencia.

6. Contrato con interrupciones.

Con excepción de los contratos con interrupciones, los contratos señalados en este artículo deberán cumplir las condiciones establecidas en los Artículos 10, 11, 13, 14, 26 y 27 de esta Resolución.

PARÁGRAFO 1. Los contratos de suministro 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, excepto cuando dichos contratos de suministro sean destinados por los Participantes del Mercado Mayorista para la atención de la Demanda Esencial por el término que acuerden las partes.

PARÁGRAFO 2. Todos los contratos de derechos de suministro de gas del mercado secundario serán de entrega física.

PARÁGRAFO 3. Los contratos que se suscriban en el mercado secundario sólo podrán 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 la denominación y en el objeto del contrato, así como en sus cláusulas, según su modalidad.

PARÁGRAFO 4. 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 contratado.

PARÁGRAFO 5. La duración permisible para labores programadas para reparaciones técnicas o mantenimientos periódicos serán las acordadas por las partes del contrato, sin que se superen las establecidas en el Artículo 122 de esta Resolución.

PARÁGRAFO 6. La cantidad total de derechos de suministro, que se ofrezca en venta mediante contratos en firme o que garantizan firmeza de cada comercializador, no podrá ser superior a la cantidad de derechos de suministro de que disponga dicho comercializador a través de sus contratos de suministro suscritos con Respaldo Físico en firme o con garantía de firmeza en el mercado primario. En todo caso, la cantidad de derechos de suministro de gas ofrecida en el Mercado Secundario deberá corresponder a la cantidad de derechos de suministro que el comercializador no prevea utilizar en sus mercados de comercialización o el usuario no regulado no prevea utilizar para su propio consumo, de los contratos suscritos con Respaldo Físico en el mercado primario, para el respectivo período. El incumplimiento de estas medidas podrá ser considerado por la autoridad competente como práctica contraria a la libre competencia.

ARTÍCULO 26. DURACIÓN DE LOS CONTRATOS. Los contratos de derechos de suministro de gas que se pacten en el mercado secundario tendrán la duración que acuerden las partes, siempre y cuando la fecha de suministro inicie durante el año de gas en que se realizó el registro del correspondiente contrato.

PARÁGRAFO. Los Participantes del Mercado Mayorista que actúen en el mercado secundario deberán efectuar la declaración de la información de que trata el numeral 2.1 del Anexo 1 de esta Resolución, así como caracterizar sus contratos de derechos de suministro conforme lo establecido en el parágrafo 1 del Artículo 22 de esta Resolución.

ARTÍCULO 27. PUNTOS ESTÁNDAR DE ENTREGA E INDICADORES DE FORMACIÓN DE PRECIOS.

A. Puntos Estándar de entrega. En los contratos de derechos de suministro de gas natural que se suscriban en el mercado secundario, se deberá pactar el Punto Estándar de entrega, de acuerdo con el listado que adoptará la CREG en circular de la Dirección Ejecutiva.

En todo caso, dichos Puntos estándar de entrega deben corresponder a: i) un punto de transferencia de custodia entre el comercializador y el transportador cuando el Punto de Entrega también corresponda a Puntos de Importación o Puntos de entrada al Sistema Nacional 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 Nacional de Transporte; iii) un punto de transferencia entre transportadores; o iv) un punto de inicio o terminación del servicio de transporte.

B. Indicadores de formación de precios de Intermediación: Mediante circular, la Dirección Ejecutiva de la CREG definirá el conjunto de puntos estándar de entrega que se utilizarán para cada indicador. Así mismo, 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.

PARÁGRAFO 1. El vendedor del Mercado Secundario deberá entregar el gas en el Punto de Entrega pactado en los contratos de derechos de suministro, el cual deberá corresponder a uno de los puntos estándar listados en la Circular que la CREG publique para esos efectos, y deberá asumir los costos para transportarlo hasta ese punto. La información de precios del gas natural que será comercializado en el mercado secundario y la de los costos de transporte que asumirá hasta el Punto Estándar de entrega deberá desagregarse, tanto en los contratos de derechos de suministro, como también informarse al Gestor de manera desagregada.

PARÁGRAFO 2. La transferencia de propiedad del gas entre los Participantes del Mercado que actúan en 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.

PARÁGRAFO 3. Se deberán reportar al Gestor del Mercado todos los puntos estándar de entrega pactados en los Contratos de derechos de Suministro del Mercado Secundario asociado con 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 Comercializador Mayorista entregue el gas, asociando la fuente de suministro y el contrato o contratos del Mercado Primario del que sea titular de los derechos de suministro.

PARÁGRAFO 4. En la ejecución de los contratos con interrupciones negociados bilateralmente, como se establece en el Artículo 36 de la presente Resolución, las partes definirán los puntos estándar de entrega, el cual deberá corresponder a uno de los puntos estándar listados en la circular que la CREG publique para estos efectos.

CAPÍTULO II.

PARTICIPANTES EN EL MERCADO SECUNDARIO.

ARTÍCULO 28. VENDEDORES DE GAS NATURAL DEL MERCADO SECUNDARIO. Los Comercializadores Mayoristas, los Comercializadores Minoristas con excedentes de gas de sus mercados de comercialización y los usuarios no regulados que no consuman el gas contratado en el Mercado Primario, 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.

ARTÍCULO 29. COMPRADORES DE GAS NATURAL DEL MERCADO SECUNDARIO. Los Productores-comercializadores, los comercializadores de gas importado y los comercializadores mayoristas y comercializadores minoristas con faltantes de gas para atender sus mercados de comercialización, son los únicos Participantes del mercado que podrán comprar derechos de suministro en el mercado secundario. Para la negociación de los respectivos contratos de derechos de suministro de gas natural en el Mercado Secundario, 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.

CAPÍTULO III.

COMERCIALIZACIÓN DE DERECHOS DE SUMINISTRO DE GAS NATURAL.

ARTÍCULO 30. NEGOCIACIONES DIRECTAS DE DERECHOS DE SUMINISTRO DE GAS NATURAL DEL MERCADO SECUNDARIO. Los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en los Artículos 28 y 29 de esta Resolución podrán negociar directamente derechos de suministro 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 los derechos de suministro 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 34 de esta Resolución, podrán realizar negociaciones de derechos de suministro de gas natural en el mercado secundario de acuerdo con lo señalado en el Artículo 32 de esta Resolución.

ARTÍCULO 31. NEGOCIACIONES MEDIANTE LOS PROCESOS ÚSELO O VÉNDALO. Los Participantes del Mercado, que estén registrados en el BEC según lo dispuesto en el Artículo 34 de esta Resolución, se acogerán a los mecanismos y procedimientos de negociación del proceso úselo o véndalo detallado en el Artículo 35 de la presente Resolución.

CAPÍTULO IV.

NEGOCIACIONES A TRAVÉS DEL BEC.

ARTÍCULO 32. NEGOCIACIONES DIRECTAS A TRAVÉS DEL BEC. Como parte del servicio al que se hace referencia en el numeral 4.4 del Artículo 5 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 34 de esta Resolución:

1. Ofertas de venta de derechos de suministro de gas natural. Las ofertas deberán especificar la identidad del oferente, los datos de contacto del mismo, la cantidad de derechos de suministro ofrecida en MBTUD, los contratos de suministro del mercado primario de donde derivan los derechos que ofrece, las Fuentes de Suministro y Puntos de Entrega del contrato del Mercado Primario, la duración del contrato ofrecido, el punto estándar de entrega, los precios de venta en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU desagregados para incluir el transporte hasta el punto estándar de entrega, y la fecha máxima para manifestar interés en el contrato ofrecido.

2. Solicitudes de compra de derechos de suministro 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.

A partir de esta información, los Participantes del Mercado que estén registrados en el BEC, según lo dispuesto en el Artículo 34 de esta Resolución, realizarán las negociaciones directas de su interés. Será responsabilidad de estos 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.

PARÁGRAFO. El Gestor del Mercado definirá el medio y el formato para la presentación de las ofertas de venta de derechos de suministro y de las solicitudes de compra de gas 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.

ARTÍCULO 33. 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 1 de esta Resolución.

ARTÍCULO 34. REGISTRO EN EL BEC. Los Participantes del Mercado a los que se hace referencia en los artículos 28 y 29 de esta Resolución podrán registrarse en el BEC para tener acceso a información sobre ofertas de venta de derechos de suministro de gas 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 aquellos Participantes del Mercado a que hacen referencia los artículos 28 y 29 de esta resolución.

CAPÍTULO V.

PROCESOS ÚSELO O VÉNDALO.

ARTÍCULO 35. PROCESO ÚSELO O VÉNDALO DE CORTO PLAZO PARA GAS NATURAL. El gas natural que haya sido contratado en firme en el Mercado Primario y no haya sido nominado por los compradores del mercado antes mencionado, para el siguiente día de gas estará a disposición de los compradores del Mercado Secundario a los que se hace referencia en el Artículo 29 de esta Resolución que estén registrados en el BEC, según lo dispuesto en el Artículo 34 de la misma. Para la negociación de este gas se seguirá el siguiente procedimiento:

1. Declaración de las cantidades disponibles. A más tardar a las 15:55 horas del Día D-1, los Vendedores del Mercado Primario declararán, al Gestor del Mercado, los titulares de los derechos de suministro del gas natural contratado, bajo las modalidades de contratos firmes, firmes CF80, en el 80% de la cantidad contratada, firmes CF95, en el 95% de la cantidad contratada), de firmeza condicionada, 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. Esta declaración deberá presentarse de acuerdo con lo señalado en el numeral 5.4 del Anexo 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 10 y 11 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 para el proceso de úselo o véndalo de corto plazo. Si antes de las 16:00 horas el Gestor del Mercado no recibe esta información, éste 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 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 29 de esta Resolución, que se hayan registrado en el BEC según lo dispuesto en el Artículo 34 de esta Resolución, y que quieran 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 de la presente Resolución. Los contratos de derechos de suministro que deriven del proceso de úselo o véndalo de corto plazo se entenderán como operaciones del Mercado secundario, les aplicarán todas las disposiciones previstas en esta resolución para ese mercado, y así quedarán registradas por el Gestor.

5. Subasta de la cantidad disponible. El Gestor del Mercado deberá facilitar la comercialización de las cantidades disponibles de gas natural no nominadas por los compradores del Mercado Primario, para lo cual dará aplicación al procedimiento de negociación mediante el mecanismo de subasta a que se refiere el numeral 5.7 del Anexo 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, y será entregado en el punto especificado para la correspondiente subasta.

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 compradores del Mercado Primario las cantidades asignadas a los compradores de corto plazo bajo este procedimiento.

7. Celebración de contratos. El vendedor del Mercado Primario y el respectivo comprador de corto plazo determinado por el Gestor del Mercado serán responsables de suscribir el contrato de derechos de suministro 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 del Mercado Primario 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 del Mercado Primario siempre podrá exigir al Comprador de corto plazo, como garantía el mecanismo de prepago, y deberá aceptarlo cuando el comprador elija este mecanismo de cubrimiento.

Si el comprador de corto plazo 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 Vendedor del Mercado Primario 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 6 de este artículo. Esta cantidad entrará al programa definitivo de suministro de gas que el Vendedor del Mercado Primario 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.

PARÁGRAFO 1. El Gestor del Mercado definirá el medio y los formatos para la declaración de la información señalada en este artículo.

PARÁGRAFO 2. 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.

PARÁGRAFO 3. El comprador de corto plazo será responsable de pagar al vendedor del mercado primario las compensaciones que ocasione por variaciones de salida.

PARÁGRAFO 4. Durante el ciclo de nominación de gas, los responsables de la misma no podrán modificar las cantidades de energía ya nominadas a la hora límite para el recibo de la nominación diaria de suministro, por parte de los Vendedores del Mercado Primario, establecida en el RUT. En la confirmación de la cantidad de energía a suministrar, la cual se realiza dentro de la hora límite establecida en el RUT, sólo se podrán aumentar las cantidades nominadas inicialmente por el Comprador del Mercado Primario en aplicación del proceso úselo o véndalo de corto plazo para gas natural.

TÍTULO V.

NEGOCIACIÓN DE CONTRATOS CON INTERRUPCIONES.

ARTÍCULO 36. NEGOCIACIÓN DE CONTRATOS CON INTERRUPCIONES A TRAVÉS DE NEGOCIACIONES DIRECTAS. Los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en los artículos 16 y 28, y en los artículos 17 y 29 de la presente resolución, podrán negociar directamente contratos con interrupciones con sujeción a las siguientes reglas, según corresponda:

1. Duración: En el caso de los vendedores del Artículo 16 de la presente resolución, el contrato que suscriban deberá tener una duración de 1 mes. En el caso de los Vendedores del Artículo 28 de la presente resolución, el contrato que suscriban deberá tener una duración mínima de un (1) mes y máxima de doce (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 de los Estados Unidos de América por MBTU, y no podrá ser modificado 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 previamente la cantidad de gas en MBTU a entregar por parte del vendedor durante el día de gas y los puntos de entrega. El vendedor del Mercado Primario y/o el Vendedor del Mercado Secundario tendrán en cuenta esta información para realizar la nominación para el día de gas.

b) Durante el día de gas las partes en los Contratos con Interrupciones 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 de Entrega o por Punto estándar de entrega según corresponda a Mercado Primario o Mercado Secundario, de esas cantidades, en dólares de los Estados Unidos de América. La cantidad autorizada en los Contratos con Interrupciones, es aquella aceptada por parte de los Vendedores del Mercado y 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 con interrupciones según lo dispuesto en el Anexo 1 de la presente Resolución. Este contrato con Interrupciones 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 o Punto Estándar de entrega, según corresponda, el precio unitario expresado en dólares de los Estados Unidos de América 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.

6. En el caso de los Vendedores del mercado secundario de que trata el Artículo 28 de la presente resolución, los derechos de suministro adquiridos en el mercado primario podrán ser negociados en contratos con Interrupciones en cualquier momento del año de gas, y 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.

7. En el caso de los Vendedores del mercado primario de que trata el Artículo 16, el contrato con interrupciones podrá ser negociado en cualquier momento del mes anterior al mes de ejecución.

8. Los Vendedores del mercado primario a los que se hace referencia en el Artículo 16 de esta resolución podrán negociar directamente el suministro del gas natural mediante contratos con interrupciones que provenga de la parte variable de los contratos con modalidades CF80 y CF95, cuando dicha cantidad variable no sea nominada por el comprador que suscribió dicho contrato para su propio consumo o para consumo del mercado de comercialización que atiende.

9. En el caso de los Vendedores establecidos en el artículo 16 de la presente Resolución, las cantidades que podrán ser contratadas mediante contratos con interrupciones podrán superar hasta máximo en un cincuenta por ciento (50%) el valor de PTDV declarada al Ministerio para dicha fuente, o hasta máximo en un veinte por ciento (20%) el valor de las cantidades contratadas con Respaldo Físico con garantía de firmeza, en ambos casos para el período al que se ofrece el gas en contratos con interrupciones. En este caso, los vendedores deberán establecer y publicar un mecanismo transparente para ser aplicado en la autorización de las nominaciones de suministro, asegurando la neutralidad y evitando tratos discriminatorios, el cual debe ser de público conocimiento de los compradores del mercado primario y los compradores del mercado secundario que tengan vigentes contratos con interrupciones, así como de futuros compradores interesados en esa modalidad contractual.

Lo establecido en este Artículo aplica a todas las Fuentes de Suministro o de derechos de suministro que deriven de todas las fuentes de Suministro, incluyendo también las contempladas en los literales a, b y c del numeral 1 del Artículo 19 de la presente resolución.

La Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios podrá presentar objeciones a los procedimientos y criterios de los determinados por los Vendedores del mercado bajo esta modalidad con interrupciones.

10. Los vendedores del mercado secundario de que trata el Artículo 28 de la presente resolución, podrán ofrecer derechos de suministro bajo Contratos con Interrupciones, siempre y cuando dichos derechos de suministro contratados en el mercado primario, por Punto de Entrega, deriven de contratos firmes o que garantizan firmeza. Para que los vendedores del mercado secundario autoricen la entrega de cantidades contratadas bajo la modalidad con interrupciones solicitadas por los compradores del mercado secundario, podrán hacerlo con la condición de que dichos derechos de suministro no superen los derechos de suministro adquiridos en el mercado primario en los contratos señalados, por Punto de Entrega.

11. Los contratos con interrupciones negociados a través de negociaciones directas que inicien el 1 de diciembre del siguiente año de gas se deberán registrar entre el 20 y el 25 de noviembre del año de gas vigente.

12. 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 del mercado primario a los que se hace referencia en el Artículo 16 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 contrato con interrupciones.

13. 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 termoeléctrica, mediante la modalidad de contratos con interrupciones. Estos contratos tendrán duración mensual.

TÍTULO VI.

ASPECTOS OPERATIVOS.

ARTÍCULO 37. CONSIDERACIONES OPERATIVAS RELACIONADAS CON RENOMINACIONES.

1. En relación con las renominaciones de suministro durante el día de gas se seguirán, además de las establecidas en el RUT, las siguientes reglas, así:

a) Los compradores de corto plazo del proceso úselo o véndalo podrán solicitar renominaciones a través de los responsables de la nominación de gas.

b) Los vendedores del mercado primario sólo podrán autorizar renominaciones de suministro de gas que no afecten las cantidades asignadas mediante el proceso úselo o véndalo de corto plazo.

2. Los Vendedores del Mercado Primario podrán autorizar, en un tiempo inferior a seis (6) horas, las renominaciones de suministro 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 el presente artículo.

Los Vendedores del Mercado Primario sólo podrán negar la aceptación de estas renominaciones si existen limitaciones técnicas u operativas originadas en los Puntos de Entrega de las Fuentes de Suministro de gas y deberán conservar los respectivos soportes, en caso de que la autoridad competente o los compradores así los requieran y este previsto en los contratos de suministro.

3. En todo caso, una vez confirmado el programa de transporte, las cantidades de gas no podrán ser renominadas por los compradores del Mercado Primario. Se exceptúan de esta disposición los compradores Termoeléctricos que la requieran para su generación eléctrica.

TÍTULO VII.

OTRAS DISPOSICIONES.

ARTÍCULO 38. REGISTRO DE CONTRATOS DE CONSUMO PROPIO EN REFINERÍAS. Los Productores comercializadores deberán registrar ante el gestor del mercado los contratos de suministro de cantidades de gas de las que sean propietarios, que sean destinadas a consumo en refinerías u otros consumos propios.

ARTÍCULO 39. El Gestor del Mercado presentará anualmente una evaluación de la efectividad de los mecanismos de comercialización del Mercado Mayorista y, de encontrarlo necesario, presentará a la Comisión propuestas de ajuste regulatorio.

ARTÍCULO 40. GAS PARA LA PUESTA EN OPERACIÓN DE LA INFRAESTRUCTURA DE IMPORTACIÓN DE GAS. Para efectos de la comercialización del gas natural que se requiera utilizar exclusivamente para la puesta en operación de Infraestructura de Importación de Gas, podrán ser comercializados directamente, y en cualquier momento y bajo cualquier modalidad de contratación de suministro permitida para el mercado primario. En caso de ser necesario, la CREG podrá diseñar otros mecanismos de comercialización que le serán aplicados a las cantidades gas de que trata este Artículo.

ARTÍCULO 41. REGLAS DE COMPORTAMIENTO. Todos los Participantes en el Mercado Mayorista de gas natural deberán dar cumplimiento a las reglas de comportamiento establecidas en la Resolución CREG 080 de 2019, o aquella que la modifique, añada o sustituya.

ARTÍCULO 42. DEROGATORIAS. Derogase en su integridad la Resolución CREG 186 de 2020, salvo lo dispuesto en el Artículo 24 de la misma, y la Resolución CREG 136 de 2014, modificada por la Resolución CREG 005 de 2017.

ARTÍCULO 43. VIGENCIA. La presente Resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial.

PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE

Firma del Proyecto,

DIEGO MESA PUYO

Ministro de Minas y Energía

Presidente

JORGE ALBERTO VALENCIA MARÍN

Director Ejecutivo

ANEXO 1.

INFORMACIÓN TRANSACCIONAL Y OPERATIVA.

En desarrollo del servicio al que se hace referencia en el numeral 4.2 del Artículo 5 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 Participantes del Mercado Primario a los que se hace referencia en el Artículo 16 y en el Artículo 17 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. Tipo y Modalidad de contrato, según lo dispuesto en el Artículo 8 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.  de la energía al comprador. Se entenderá por Punto de Entrega lo establecido en el Artículo 3 de la presente resolución. Se deberá indicar el nombre de las Fuentes de Suministro de las cuales se contrató la cantidad de energía pactada en el contrato. En el caso de que en el contrato se incluyan varias Fuentes de Suministro, en un Punto de Entrega o una Fuente de Suministro con varios Puntos de entrega se deberá indicar la cantidad de energía por fuente de suministro y por Punto de Entrega que el vendedor del mercado primario aportará para el cumplimiento de la cantidad de energía pactada en el contrato de suministro.

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. Moneda de pago pactada en el contrato.

xi. Tasa de cambio pactada en el contrato para efectos de la conversión de dólares de los Estado Unidos de América a pesos colombianos para la liquidación y facturación, si es el caso.

xii. La demás información que determine la CREG, en especial la caracterización de cada contrato de suministro como se establece en el parágrafo del Artículo 22 de esta resolución.

Adicionalmente, cada comprador deberá declarar al Gestor del Mercado el tipo de demanda a atender con el contrato. Esto es, si corresponde a Demanda Esencial o no, si corresponde a usuarios regulados o no regulados, desagregada por la demanda de gas natural para la operación de las estaciones de compresión del SNT, la demanda de gas natural de usuarios residenciales y pequeños usuarios comerciales inmersos en la red de distribución, la demanda de GNCV, y la demanda de gas natural de las refinerías, excluyendo aquella con destino a autogeneración de energía eléctrica que pueda ser reemplazada con energía del sistema interconectado nacional, comercial, industrial, generación térmica, exportaciones u otros. Los compradores que entreguen a usuario no regulados conectados a un sistema de transporte 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 no regulado. Cuando el comprador entregue a usuarios no regulados conectados al sistema de distribución deberá deberán declarar el nombre del usuario no regulado, la ubicación dentro del mercado de comercialización que atiende, así como la cantidad de gas contratada a entregar en el mercado relevante de comercialización en el que se consumirá esa cantidad, discriminando entre Esenciales y No esenciales, Regulados y no regulados.

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, esto incluye lo establecido en el parágrafo del artículo 22 de esta resolución.

Los Participantes del Mercado a los que se hace referencia en los Artículos 16 y 17 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 del Mercado Primario deberán declarar al Gestor del Mercado la información previamente señalada, debidamente actualizada.

El Gestor del Mercado deberá contar con copia de los contratos de suministro referidos, junto con su caracterización de conformidad con lo establecido en el parágrafo del artículo 22; para este efecto, los vendedores a los que se hace referencia en los Artículos 16 de esta Resolución estarán en la obligación de entregar tales copias al Gestor del Mercado.

La no declaración de la información aquí señalada y entregada de manera incompleta en los formatos establecidos por el Gestor del Mercado 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. 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 lo vendedores y los compradores 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.

Si el Gestor del Mercado encuentra discrepancias como resultado de las verificaciones 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.

ii. En el caso de contratos de suministro con Respaldo Físico en el que un vendedor del mercado primario garantiza el servicio de suministro de una cantidad máxima de gas natural, sin interrupciones, durante un período determinado, excepto en los días establecidos para mantenimiento y labores programadas, el Gestor del Mercado deberá verificar que la PTDVF con la que cuenta cada una de las Fuentes de Suministro utilizadas en el contrato que se registra, tiene un valor igual o superior a la cantidad asignada a dicha Fuente de Suministro en dicho contrato. Para la comparación anterior, el Gestor del Mercado deberá utilizar el resultado que obtenga para la PTDVF disponible de cada Fuente de Suministro que aparece en el contrato, el cual se calcula restando al valor total de la PTDVF declarada más reciente, las cantidades de suministro con Respaldo Físico asignadas a esa Fuente de Suministro en los contratos registrados con posterioridad a la declaración de dicha PTDVF.

Si el Gestor del Mercado encuentra que la PTDVF disponible calculada de la manera anteriormente descrita, es inferior a la cantidad asignada para cada Fuente de Suministro que se incluye en el contrato que se desea registrar, deberá informárselo al Vendedor del Mercado Primario, dentro de las 24 horas siguientes a su recibo, para que rectifique 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, por tanto, no podrá ser ejecutado. 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.

Adicionalmente, y para efectos de lo anterior, los vendedores del mercado primario y el Gestor del Mercado deberán tener en cuenta, para los contratos que se desean registrar con base en los casos establecidos en el Parágrafo del Artículo 20 de la presente resolución, tomar el valor asignado a cada fuente de suministro incluida en el contrato, con la que se garantiza el servicio de suministro de gas natural, sin interrupciones, durante un período determinado, excepto en los días establecidos para mantenimiento y labores programadas. Lo anterior independientemente de la denominación que se haya utilizado para definir el contrato de suministro que se desea registrar.

iii. 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 suministro.

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, y deberán previamente haber dado aviso del inicio de actividades, así: i) Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, de conformidad con el artículo 11.8 de la Ley 142 de 1994; ii) a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, de conformidad con el artículo 11.8 de la Ley 142 de 1994, y de acuerdo con los requisitos definidos por la CREG en el artículo 4. de la Resolución CREG 057 de 1996 o aquella que la modifique o sustituya; y, iii) al Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos del Ministerio de Minas y Energía, cuando pretenda prestar el servicio a usuarios. 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 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.

Los Vendedores del Mercado Primario no podrán aceptar las nominaciones ni podrán entregar 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 8 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 8 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 15 de la presente Resolución.

iii. El precio promedio nacional por Punto de Entrega y 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. Los índices requeridos para aplicar las ecuaciones establecidas en el Anexo 3 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. Recopilación de información sobre el suministro de gas natural en el mercado secundario.

El Gestor del Mercado llevará un registro de los contratos de derechos 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 el Artículo 28 y el Artículo 29 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. Tipo y Modalidad de contrato, según lo dispuesto en el Artículo 25 de esta Resolución.

v. Punto Estándar de entrega según lo establecido en esta resolución.

vi. Cantidad de energía contratada, expresada en MBTUD.

vii. Precio de intermediación a la fecha de suscripción del contrato, desagregando el costo del transporte hasta dicho Punto Estándar de Entrega, 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 con duración menor a veinticuatro horas durante el día de gas 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 con duración menor a veinticuatro horas durante el día de gas también se deberá declarar la hora de terminación.

x. Moneda de pago pactada en el contrato.

xi. Tasa de Cambio pactada en el contrato para efectos de la conversión de dólares de los Estados Unidos de América a pesos colombianos para la liquidación y facturación, si es el caso.

xii. La demás información que determine la CREG en especial la caracterización de cada contrato de suministro del mercado secundario como se establece en el parágrafo del Artículo 22 de esta resolución.

En el caso de contratos de derechos de suministro en el que un vendedor del mercado secundario garantiza el servicio de derechos de suministro de una cantidad máxima de gas natural, sin interrupciones, durante un período determinado, excepto en los días establecidos para mantenimiento y labores programadas, el Gestor del Mercado deberá verificar que los derechos de suministro con la que cuenta cada vendedor del mercado secundario, por Punto de Entrega y Fuente de suministro del mercado primario y utilizadas en el contrato que se registra, tiene un valor igual o inferior a la cantidad contratada de suministro en el mercado primario por dicho comercializador por punto de entrega y fuente de suministro.

Si el Gestor del Mercado encuentra que los derechos de suministro, es superior a la cantidad de gas contratada por ese vendedor en el mercado primario por fuente de suministro y punto de entrega, y que se incluye en el contrato que se desea registrar, deberá informárselo al Vendedor del Mercado Secundario, dentro de las 24 horas siguientes a su recibo, para que rectifique 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, por tanto, no podrá ser ejecutado. 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.

Adicionalmente, y para efectos de lo anterior, los vendedores del mercado secundario y el Gestor del Mercado deberán tener en cuenta, para los contratos que se desean registrar con base en los casos establecidos en el Parágrafo del Artículo 20 de la presente resolución, tomar el valor asignado a cada fuente de suministro incluida en el contrato, con la que se garantiza el servicio de suministro de gas natural, sin interrupciones, durante un período determinado, excepto en los días establecidos para mantenimiento y labores programadas. Lo anterior independientemente de la denominación que se haya utilizado para definir el contrato de derechos de suministro que se desea registrar.

Adicionalmente, cada comprador deberá declarar al Gestor del Mercado el tipo de demanda a atender con el contrato. Esto es, si corresponde a Demanda Esencial o no, si corresponde a usuarios regulados o no regulados, desagregado en la demanda de gas natural para la operación de las estaciones de compresión del SNT, la demanda de gas natural de usuarios residenciales y pequeños usuarios comerciales inmersos en la red de distribución, la demanda de GNCV, y la demanda de gas natural de las refinerías, excluyendo aquella con destino a autogeneración de energía eléctrica que pueda ser reemplazada con energía del Sistema Interconectado Nacional, y pequeños usuarios comerciales inmersos en la red de distribución, comercial, industrial, petroquímica, generación térmica, exportaciones u otros. Los compradores del mercado secundario deberán declarar el mercado de comercialización que se atenderá con el contrato de derechos de suministro, así como la cantidad de gas contratada a entregar en el mercado relevante de comercialización en el que se consumirá esa cantidad, discriminando entre Esenciales y No esenciales, Regulados y no regulados.

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 Participantes del Mercado a los que se hace referencia en el Artículo 28 y en el Artículo 29 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 tendrá copia de los contratos referidos, caso en el cual los Participantes del Mercado a los que se hace referencia en el Artículo 28 y en el Artículo 29 de esta Resolución estarán en la obligación de entregar tales copias al Gestor del Mercado.

La no declaración de la información aquí señalada y entregada de manera incompleta en los formatos establecidos por el Gestor del Mercado 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 Artículo 36 de la presente Resolución.

vi. Cantidad máxima pactada en el contrato expresada en MBTUD, como se establece en el numeral 3 del Artículo 36 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 tendrá copia de los contratos referidos, caso en el cual los Participantes del Mercado a los que se hace referencia en el Artículo 28 y en el Artículo 29 de esta Resolución estarán en la obligación de entregar tales copias al Gestor del Mercado.

c) Información sobre la ejecución de los Contratos de Suministro del Mercado Primario:

A más tardar a las 24:00 horas del día D+1, los compradores y vendedores del Mercado Primario deberán declarar al Gestor del Mercado la siguiente información sobre la ejecución del contrato, por cada:

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

iv. 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 el numeral 2 del Artículo 36 de la presente Resolución.

v.  Punto de Entrega o Punto Estándar de Entrega de las cantidades de gas autorizadas por el vendedor.

Adicionalmente, cada comprador del Mercado Primario deberá declarar al Gestor del Mercado el tipo de demanda atendida con la ejecución del contrato. Esto es, si correspondió a Demanda Esencial o no, si correspondió a usuarios regulados o no regulado, desagregada en demanda de gas natural para la operación de las estaciones de compresión del SNT, la demanda de gas natural de usuarios residenciales y pequeños usuarios comerciales inmersos en la red de distribución, la demanda de GNCV, y la demanda de gas natural de las refinerías, excluyendo aquella con destino a autogeneración de energía eléctrica que pueda ser reemplazada con energía del sistema interconectado nacional y pequeños usuarios comerciales inmersos en la red de distribución, comercial, industrial, petroquímica, generación térmica, exportaciones u otros. Todo lo anterior por mercado de comercialización.

Los compradores que entreguen a usuarios no regulados conectados a un sistema de transporte, deberán declarar el nombre del usuario, la ubicación y/o punto de salida del usuario en el SNT y la cantidad contratada con interrupciones con cada usuario no regulado. Cuando el comprador entregue a usuarios no regulados conectados al sistema de distribución, deberá declarar el nombre del usuario no regulado, la ubicación dentro del mercado de comercialización que atiende, así como la cantidad de gas contratada con interrupciones a entregar en el mercado relevante de comercialización en el que se consumirá esa cantidad, discriminando entre Esenciales y No esenciales, Regulados y no regulados.

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 y entregada de manera incompleta en los formatos establecidos por el Gestor 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.

2.2. 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 que corresponde a derechos de suministro, 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 Estándar de Entrega.

ii. El precio promedio de intermediación, ponderado por cantidades, acordado en los contratos de derechos 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.

El Gestor del Mercado no identificará las negociaciones individuales de derechos de suministro en la información publicada.

Para la publicación de esta información el Gestor del Mercado no estará obligado a verificarla previamente.

c) A más tardar a las 8:00 horas del día calendario siguiente al 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 12:00 y las 24:00 horas del día de gas. Esta declaración se hará a través del medio y del formato que defina el Gestor del Mercado.

d) A las 9:00 horas del día calendario siguiente al día de gas, el Gestor del Mercado publicará la siguiente información en el BEC:

i. La cantidad de energía correspondiente a derechos de suministro, negociada en el mercado secundario durante el día de gas, bajo cada modalidad de contrato y para cada Punto Estándar de Entrega.

ii. El precio de intermediación promedio, ponderado por cantidades, acordado en los contratos de derechos de suministro de gas natural en el mercado secundario durante el día de gas, bajo cada modalidad de contrato para cada Punto Estándar de Entrega.

iii. Los precios mínimos y máximos de la energía correspondiente a derechos de suministro negociada en el mercado secundario durante el día de gas, bajo cada modalidad de contrato y para cada Punto Estándar de Entrega, al igual que el número total de negociaciones realizadas.

iv. La cantidad de energía correspondiente a derechos de suministro negociada el día de gas mediante el proceso úselo o véndalo de corto plazo de que trata el Artículo 35 de esta Resolución.

v. El precio promedio de intermediación, ponderado por cantidades, acordado en los contratos de derechos de suministro de gas natural para el día de gas mediante el proceso de úselo o véndalo de corto plazo de que trata el Artículo 35 de esta Resolución, para cada Punto de Entrega.

vi. El precio de intermediación promedio nacional de la energía correspondiente a derechos de suministro negociada mediante el proceso de úselo o véndalo de corto plazo de que trata el Artículo 35 de esta Resolución para el día de gas calculado como el promedio, ponderado por cantidades, de los precios a que se refiere el numeral anterior.

El Gestor del Mercado no identificará las negociaciones individuales en la información publicada.

Para la publicación de esta información el Gestor del Mercado no estará obligado a verificarla previamente.

e) El Gestor del Mercado verificará la consistencia de la información transaccional declarada por los compradores y los vendedores del mercado secundario. En particular, verificará que:

i. La información declarada por cada vendedor, en atención a lo dispuesto en el literal a) del numeral 2.1 de este Anexo, coincida con la declarada por cada comprador en atención a lo dispuesto en el literal a) del numeral 2.1 de este Anexo.

El Gestor del Mercado registrará cada contrato del mercado secundario una vez haya verificado que la información declarada por el comprador es consistente con la información declarada por el vendedor, según lo señalado en este literal y deberán previamente haber dado aviso del inicio de actividades, así: i) Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, de conformidad con el artículo 11.8 de la Ley 142 de 1994; ii) a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, de conformidad con el artículo 11.8 de la Ley 142 de 1994 y de acuerdo con los requisitos definidos por la CREG en el artículo 4o de la Resolución CREG 057 de 1996 o aquella que la modifique o sustituya y iii) al Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos del Ministerio de Minas y Energía, cuando pretenda prestar el servicio a usuarios. El Gestor del Mercado asignará un número de registro a cada contrato registrado.

Si el Gestor del Mercado encuentra discrepancias como resultado de las verificaciones de que trata el numeral i anterior, 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 deberá abstenerse de registrar el contrato. 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 la rectificación conlleva a cambios en la información publicada por el Gestor del Mercado, éste deberá publicar la información ajustada durante el tercer día calendario siguiente al día de gas.

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.

3. Información de transacciones de los usuarios no regulados en el mercado minorista

3.1. Recopilación de información sobre negociaciones entre Comercializadores Minoristas 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 combustible a usuarios no regulados.

Los comercializadores Minoristas deberán registrar ante el Gestor del Mercado los contratos de prestación del servicio público domiciliario de gas combustible 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 comprimido vehicular, 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 no regulado está conectado al SNT, el Comercializador Minorista 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 Minorista deberá declarar el mercado relevante de Comercialización al que pertenece y el sistema de distribución al que está conectado.

v. Cantidad de energía contratada, expresada en MBTUD.

vi. Precio de la energía a entregar en el domicilio del usuario no regulado, 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. Tipo y Modalidad pactada en el contrato de servicios públicos con el Usuario No regulado.

xii. El municipio en que está ubicado el usuario no regulado, indicando si éste está conectado a un sistema de distribución o directamente al Sistema Nacional de Transporte -SNT.

xiii. Moneda de pago pactada en el contrato.

xiv. Tasa de cambio pactada en el contrato para efectos de la conversión de dólares a pesos colombianos para la liquidación y facturación, si es el caso.

xv. La demás información que determine la CREG, en especial la que se establece en el parágrafo 2 del artículo 22 de esta Resolución.

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 Minoristas deberán declarar al Gestor del Mercado la información previamente señalada, debidamente actualizada.

La no declaración de la información aquí señalada y entregada de manera incompleta en los formatos establecidos por el Gestor 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 Minoristas y usuarios no regulados.

El registro de los contratos suscritos entre comercializadores Minoristas 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 Minoristas.

El Gestor del Mercado registrará los contratos con base en la información declarada por los comercializadores y una vez haya verificado que el comercializador respectivo ha dado aviso del inicio de actividades, y deberán previamente haber dado aviso del inicio de actividades, así: i) Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, de conformidad con el artículo 11.8 de la Ley 142 de 1994; ii) a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, de conformidad con el artículo 11.8 de la Ley 142 de 1994 y de acuerdo con los requisitos definidos por la CREG en el artículo 4o de la Resolución CREG 057 de 1996 o aquella que la modifique o sustituya y iii) al Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos del Ministerio de Minas y Energía, cuando pretenda prestar el servicio a usuarios. 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 a UNR, ponderado por cantidades, al que se vendió gas natural a usuarios no regulados, por Punto de Salida del SNT o Mercado Relevante de Comercialización, según donde esté conectado dicho Usuario, el municipio y departamento donde el UNR se encuentre conectado al Sistema de Distribución, durante el mes calendario anterior. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU, desagregando el costo de transporte y el de Distribución.

ii. El precio mínimo y el precio máximo a los que se vendió el gas natural a usuarios no regulados, por Punto de salida al SNT, por mercado relevante de comercialización, por municipio y departamento, donde el UNR se encuentre conectado al sistema de Distribución, durante el mes calendario anterior. Estos valores se expresarán en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU, desagregando el costo de transporte y el de Distribución.

.

b) Información declarada por los usuarios no regulados

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

iii. El precio promedio de UNR, ponderado por cantidades, al que se vendió gas natural a usuarios no regulados, por Punto de salida del SNT, por mercado relevante de distribución, por municipio y departamento, donde el UNR se encuentre conectado al Sistema de Distribución, durante el mes calendario anterior. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU, desagregando el costo de transporte y el de Distribución.

iv. El precio mínimo y el precio máximo a los que se vendió gas natural a usuarios no regulados, por Punto de salida del SNT, por mercado relevante de distribución, por municipio y departamento, donde el UNR se encuentre conectado al Sistema de Distribución, durante el mes calendario anterior. Estos valores se expresarán en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU, desagregando el costo de transporte y el de Distribución.

4. Información operativa

4.1. 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 D+1 los Vendedores del Mercado Primario deberán declarar al Gestor del Mercado la siguiente información operativa del día de gas:

i. Cantidad total de energía Entregada en cada Punto de Entrega, expresada en MBTU.

ii. Cantidad de energía a suministrar en cada Punto de Entrega y Fuente de Suministro, expresada en MBTU, de acuerdo con la nominación realizada para el día de gas.

iii. Cantidad de energía exportada, por Punto de exportación, Punto de Importación y fuente de suministro 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) Entregas a usuarios finales

A más tardar a las 12:00 horas del día D+1, los comercializadores Mayoristas y Minoristas 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, expresada en MBTU, para ser entregada a usuarios finales, desagregada por tipo de Demanda Esencial o no, si corresponde a demanda de usuarios regulados o no regulados, desagregado en demanda residencial y pequeños usuarios comerciales inmersos en la red de distribución, comercial, industrial, gas para transportadores, petroquímica, refinería, gas natural comprimido vehicular, generación térmica, exportaciones u otros.

El comercializador Minorista o el usuario no regulado, según corresponda, declarará el número del contrato bajo el cual se transportó dicho gas hasta los puntos de salida del SNT o hasta el domicilio del UNR.

c) Información sobre nominaciones de suministro de gas:

Los compradores del mercado mayorista que adquieren suministro de gas o derechos de suministro en el mercado, deberán declarar la información de nominaciones de gas. Lo anterior de acuerdo con la propuesta que para el efecto presente el Gestor del Mercado dentro del mes siguiente a la entrada en vigencia de la presente Resolución, la cual debe ser adoptada por la CREG mediante resolución aparte.

d) Información sobre renominaciones de suministro de gas

Los compradores del mercado primario que adquieren suministro de gas o vendan derechos de suministro en el mercado mayorista, deberán declarar la información sobre renominaciones de gas. Lo anterior de acuerdo con la propuesta que para el efecto presente el Gestor del Mercado dentro del mes siguiente a la entrada en vigor de la presente Resolución, la cual debe ser adoptada por la CREG mediante resolución aparte.

Cuando los vendedores del mercado primario no dispongan de la información para declarar al gestor la energía por sectores, en los Puntos de Entrega, exigirán que en la nominación de suministro, los compradores del mercado primario, les señale la desagregación por tipo de demanda, es decir, si corresponde a Demanda Esencial o no, si corresponde a usuarios regulados o no regulados, si corresponde a demanda de gas natural para la operación de las estaciones de compresión del SNT, la demanda de gas natural de usuarios residenciales y pequeños usuarios comerciales inmersos en la red de distribución, la demanda de GNCV, y la demanda de gas natural de las refinerías, excluyendo aquella con destino a autogeneración de energía eléctrica que pueda ser reemplazada con energía del sistema interconectado nacional, comercial, industrial, petroquímica, generación térmica, exportaciones u otros, de la energía nominada para el día de gas. El responsable de la nominación deberá entregar la desagregación el mismo día de la nominación, en el formato que para el efecto presente el Gestor del Mercado para aprobación de CREG en resolución aparte dentro del mes siguiente a la entrada en vigor de la presente resolución.

El Gestor del Mercado definirá el medio y los formatos para la declaración de la información señalada en este literal.

e) Otra información operativa

Los Vendedores del Mercado Primario deberán declarar al Gestor del Mercado la siguiente información, cada vez que sea necesario para mantenerla actualizada, por Punto de Entrega y cada Fuente de Suministro que debe corresponder al código que el gestor asigne al Punto de Entrega donde el Productor entrega el gas a sus compradores:

- Tipo de Fuente de Suministro: Nacional o Externa, si es infraestructura de importación de gas o campo de producción, especificando si se trata de un campo menor, aislado, en pruebas extensas, costa afuera, yacimiento no convencional.

- Nombre del Punto de Entrega, Punto Estándar de Entrega y su codificación: se le deberá determinar un nombre al Punto de entrega, un Punto estándar de Entrega, conforme a los contratos de suministro o derechos de suministro, según corresponda, y asignarle un código por parte del Gestor del Mercado. En caso de que el Punto Estándar de Entrega esté en el sistema de distribución, se deberá indicar el nombre del mercado relevante de comercialización y del municipio donde está ubicado el Punto estándar de Entrega. Si se trata de una fuente de suministro aislada, el nombre del Punto de Entrega será igual al nombre de la fuente de suministro pactada en el o los contratos de suministro.

4.2. Verificación y publicación de la información operativa

a) Verificación

A partir de la información operativa recolectada con base en el presente Anexo y en el Anexo 2 de la Resolución 185 de 2020, el Gestor del Mercado verificará la consistencia de la información operativa declarada por las partes que intervienen en los contratos de suministro y transporte. En particular, verificará que:

i. Las cantidades de energía inyectadas en cada punto de entrada al SNT, declaradas por los Vendedores del Mercado Primario, coincidan con las cantidades de energía recibidas de los remitentes 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 comercializadores del Mercado Mayorista y los usuarios que no son compradores del Mercado Primario.

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 comercializadores del Mercado Mayorista y los usuarios no regulados que no son Compradores del Mercado Primario.

iv. Los contratos bajo los cuales se transportó gas natural, declarados por los transportadores, los comercializadores del Mercado Mayorista, 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

A partir de la información operativa recolectada con base en el presente Anexo y en el Anexo 2 de la Resolución 185 de 2020, 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 Fuentes de Suministro de producción nacional o Fuentes de Suministro Externas 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 Punto de Entrega y las modalidades contractuales establecidas en el Artículo 8 de esta Resolución.

ii. La cantidad total de energía tomada diariamente en los Puntos de Salida del 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. esencial, regulada, no regulada o tomada por otro transportador; la demanda regulada y no regulada deberá ser desagregada en residencial, y pequeños usuarios comerciales inmersos en la red de distribución, comercial, industrial, gas para transportadores, petroquímica, gas natural comprimido vehicular, plantas de generación térmica u otros).

iii. La cantidad total de energía tomada en los Puntos de Salida 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, y pequeños usuarios comerciales inmensos en la red de distribución, comercial, industrial, gas para transportadores, petroquímica, gas natural comprimido vehicular generación térmica u otros y por las modalidades contractuales establecidas en el en el Artículo 8 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 y las modalidades contractuales establecidas en el Artículo 8 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 los 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 Entrega 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 Punto de Entrada y Puntos de Salida, de 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.

El sistema contará con las soluciones tecnológicas adecuadas y seguras que son requeridas para la conservación de la información recopilada por el gestor del mercado en sistemas de almacenamiento externo. Esta solución deberá contar con las capacidades de redundancia y respaldo requeridas para toda la información. Se deberá incluir facilidades, tanto de copiado, como de recuperación y archivo a largo plazo de la información.

Adicionalmente, este sistema de almacenamiento de la información deberá contar con registro de eventos y cambios con el fin de hacer seguimientos para propósitos de auditoría.

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 Mercado Minorista:

a) Promedio de las cantidades de energía negociadas en el mercado mayorista, contratadas, nominadas y entregadas, por Punto de Entrega, fuente de suministro y categoría de los contratos durante cada mes del año, expresada en MBTUD.

b) Promedio de las cantidades de energía correspondiente a derechos de suministro negociadas en el mercado secundario diariamente, por Punto de Entrega y categoría de los contratos, expresada en MBTUD.

c) Cantidad total de energía contratada, nominada y entregada, por Punto de Entrega y fuente de suministro y categoría de los contratos, durante el año, expresada en MBTU.

d) Cantidad total de energía negociada negociadas en el mercado mayorista, contratadas, nominadas y entregadas, por, fuente de suministro y categoría de los contratos durante cada mes del año, expresada en MBTU.

e) Precio promedio, ponderado por cantidades, de la energía negociada en el Mercado primario, por Punto de Entrega y categoría de los contratos, durante el año y por cada mes, expresado en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.

f) Precio promedio de intermediación, ponderado por cantidades, de la energía correspondiente a derechos de suministro negociada en el mercado secundario, por Punto estándar de entrega, según corresponda, y categoría de los contratos, durante el año y por cada mes, 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 para el Mercado mayorista y que sea necesaria para promover y gestionar la Liquidez del mercado y que requieran los Participantes para su desempeño en el mercado mayorista.

7. Indicadores del mercado primario (MP)

El Gestor del Mercado deberá calcular, con la periodicidad que en cada caso se expone y a partir de la información recolectada con base en el presente Anexo y en el Anexo 2 de la Resolución CREG 185 de 2020, los indicadores del mercado primario que se describen a continuación:

No.	Indicador	Qué mide	Visible para
MP1		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 y de publicación: dentro de los cinco (05) días hábiles siguientes a cada publicación por parte del MME de las declaraciones anuales de producción y de sus modificaciones. Horizonte de cálculo: para cada uno de 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 agregados por productor para la SSPD, SIC y CREG
MP2		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 y de publicación: dentro de los primeros tres (03) días hábiles de cada mes del año, con la información de PTDVF y de PTDV más reciente al momento de la publicación del indicador. Horizonte de cálculo: para todos los meses en donde haya declaración de las variables PTDVF y PTDV.	Los indicadores nacional y por fuente para el público general y los indicadores por productor para la SSPD, SIC y CREG
MP3		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 y de publicación: mensual dentro de los primeros tres (03) días hábiles del mes, con la información más reciente al momento de la publicación. Horizonte de cálculo: para todos los meses en donde haya declaración de las variables CIDVF y CIDV.	Los indicadores nacional y por fuente para el público general y los indicadores por productor para la SSPD, SIC y CREG
MP4	(Anexo 5)	Calcular toda la oferta comprometida vigente en contratos firmes, CF95, CF80, OCG, CFC, TOP, y cualquier modalidad en las cantidades con garantía de firmeza. Este indicador debe calcularse de manera nacional (i.e. agregado) y por fuente y por productor. Periodicidad de cálculo y de publicación: mensual dentro de los primeros tres (03) días hábiles del mes, con la información más reciente al momento de la publicación. Horizonte de cálculo: para todos los meses en donde haya oferta comprometida con garantía de firmeza.	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 vigente en contratos firmes, CF95, CF80, OCG, CFC, TOP, y cualquier modalidad en las cantidades con garantía de firmeza. Este indicador debe calcularse de manera nacional (i.e. agregado) y por fuente y por productor, considerando la publicación por parte del MME de las declaraciones anuales de producción y de sus modificaciones. Periodicidad de cálculo y de publicación: mensual dentro de los primeros tres (03) días hábiles del mes, con la información más reciente al momento de la publicación. Horizonte de cálculo: para todos los meses en donde haya oferta comprometida con garantía de firmeza.	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 vigente total nacional en contratos firmes, CF95, CF80, OCG, CFC, TOP, y cualquier modalidad en las cantidades con garantía de firmeza del productor-comercializador S respecto del total nacional de todos los productores-comercializadores. Este indicador debe calcularse de manera nacional por productor. Periodicidad de cálculo y de publicación: mensual dentro de los primeros tres (03) días hábiles del mes, con la información más reciente al momento de la publicación. Horizonte de cálculo: para todos los meses en donde haya oferta comprometida con garantía de firmeza.	Los indicadores por productor para la SSPD, SIC y CREG
MP7		Este indicador debe calcularse de manera nacional en MBTUD (i.e. todos los comercializadores con demanda regulada) y para cada comercializador que atiende demanda regulada. Periodicidad de cálculo y de publicación: mensual dentro de los primeros tres (03) días hábiles del mes, con la información más reciente al momento de la publicación. Horizonte de cálculo: para cada uno de los siguientes 60 meses al mes de publicación.	Los indicadores nacional para el público general y los indicadores por comercializador para la SSPD, SIC y CREG
MP8		Calcular toda la oferta comprometida vigente total nacional en contratos firmes, CF95, CF80, OCG, CFC, TOP, y cualquier modalidad en las cantidades con garantía de firmeza del comercializador S respecto del total nacional de todos los comercializadores. Este indicador debe calcularse de manera nacional por comercializador.Periodicidad de cálculo y de publicación: mensual dentro de los primeros tres (03) días hábiles del mes, con la información más reciente al momento de la publicación. Horizonte de cálculo: para todos los meses en donde haya oferta comprometida con garantía de firmeza.	Los indicadores por comercializador para la SSPD, SIC y CREG
MP9		Este indicador debe calcularse de manera nacional (i.e. todos los comercializadores con demanda regulada) y para cada comercializador que atiende demanda regulada. Periodicidad de cálculo y de publicación: mensual dentro de los primeros tres (03) días hábiles del mes, con la información más reciente al momento de la publicación. Horizonte de cálculo: para cada uno de los siguientes 60 meses al mes de publicación.	Los indicadores nacional para el público general y los indicadores por comercializador para la SSPD, SIC y CREG
MP10		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 y de publicación: mensual dentro de los primeros tres (03) días hábiles del mes, con la información más reciente al momento de la publicación. Horizonte de cálculo: para cada uno de los siguientes 60 meses al mes de publicación.	Los indicadores nacional para el público general y los indicadores por comercializador para la SSPD, SIC y CREG
MP11		Este indicador debe calcularse de manera nacional (i.e. agregado) y por comercializador. La demanda total contratada equivalente incluye la demanda regulada con garantía de firmeza y la contratada en contratos con interrupciones en promedio diario mensualizado. Periodicidad de cálculo y de publicación: mensual dentro de los primeros tres (03) días hábiles del mes, con la información más reciente al momento de la publicación. Horizonte de cálculo: para cada uno de los siguientes 60 meses al mes de publicación.	El indicador nacional para el público general y los indicadores por comercializado para la SSPD, SIC y CREG
MP12		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
MP13		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
MP14		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
MP15		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
MP16		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
MP17		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
MP18	Precio de los Contratos	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: y de publicación: mensual dentro de los primeros tres (03) días hábiles del mes, con la información más reciente al momento de la publicación.Horizonte de cálculo: Puntual en el momento de cálculo.	Los indicadores agregados para el público general.

8. Unificación de puntos en el SNT

Los puntos sobre el SNT en los que se pueda generar información relevante para el mercado, se deberán codificar teniendo en cuenta los siguientes aspectos:

a) Información que debe declara el transportador:

i. Para cada punto de entrada y de salida del sistema de transporte, los transportadores deberán declarar al Gestor del Mercado, y cada vez que exista una modificación o actualización, la siguiente información para todos los tramos del SNT que corresponda:

- Nombre

- Ubicación, indicando el código de la División Político-administrativa, Divipola vigente, publicado en la página web del Departamento Nacional de Estadística, DANE, del centro poblado.

- Tramo o grupo de gasoductos sobre el cual está ubicado el punto de salida o de entrada, de acuerdo con aquellos tramos o grupos de gasoducto definidos en las resoluciones de cargos regulados aprobados por la CREG.

- Un diagrama donde se relacione la información anterior.

ii. Para (i) cada punto sobre el troncal o gasoducto principal del que se desprende un gasoducto ramal; (ii) cada punto sobre el sistema de transporte donde termina un tramo de gasoducto, definido en las resoluciones de cargos regulados aprobados por la CREG, e inicia el siguiente tramo; (iii) cada punto sobre sistema donde se ubica una estación de compresión; (iv) cada punto donde se presenta transferencia de custodia entre transportadores; el transportador declarará al Gestor del Mercado la siguiente información:

- Nombre

- Ubicación, indicando el código de la División Político-administrativa, Divipola vigente, publicado en la página web del Departamento Nacional de Estadística, DANE del centro poblado. Tramo o grupo de gasoductos asociado, de acuerdo con aquellos definidos en las resoluciones de cargos regulados aprobados por la CREG.

- En el caso de puntos de transferencia de custodia, se deberá declarar el nombre del transportador a quien le transfiere la custodia del gas en ese punto.

- Un diagrama donde se relacione la información anterior.

La anterior información deberá ser declarada de manera completa, ordenada y exhaustiva, de acuerdo con los formatos que establezca el Gestor del Mercado. El gestor establecerá estos formatos previa coordinación con los transportadores.

b) Unificación de puntos sobre el SNT

El Gestor del Mercado deberá unificar la información sobre puntos de entrada, puntos de salida, punto sobre el troncal o gasoducto principal del que se desprende un gasoducto ramal, punto sobre el sistema de transporte donde termina un tramo de gasoducto, punto sobre el sistema donde se ubica una estación de compresión y punto donde se presenta transferencia de custodia entre transportadores del SNT declarada por los transportadores, de tal modo que sean únicos y fácilmente identificables.

Esta codificación seguirá una numeración secuencial, y deberá ser publicada en el BEC.

c) Una vez el Gestor del Mercado publique la codificación en el BEC, la misma deberá ser utilizada en el registro de información de que trata este Anexo.

DIEGO MESA PUYO
Ministro de Minas y Energía
Presidente

JORGE ALBERTO VALENCIA MARÍN
Director Ejecutivo

ANEXO 2.

COMPENSACIONES EN SUMINISTRO.

1. En el caso de los contratos firmes, firmes al 80%, firmes al 95%, de firmeza condicionada, de opción de compra de gas y opción de compra de gas contra exportaciones, en cuanto a las cantidades en las que el vendedor garantiza firmeza según las definiciones de los contratos en la regulación, cuando el vendedor incumple sus obligaciones y esto no conlleva la interrupción del servicio a los Usuarios Regulados o a la demanda Esencial, el vendedor deberá reconocer y pagar al comprador el valor resultante de aplicar la siguiente ecuación:

Donde:

	Valor de la compensación, expresado en pesos.
	Mes calendario en que ocurre el incumplimiento.
	Precio vigente del gas natural para el mes , según lo previsto en el contrato de suministro, expresado en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU. En el caso de un contrato de opción de compra de gas y opción de compra de gas contra exportaciones será la suma entre el precio vigente del gas natural para el mes , expresado en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU, y el valor que se ha pagado como prima por el derecho a tomar gas, acumulado desde la última vez que tomó gas o en su defecto desde el inicio del contrato, expresado en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU. Estos precios serán los previstos en el contrato.
	Tasa de cambio certificada por la Superintendencia Financiera para el último día calendario del mes , expresada en pesos por dólar de los Estados Unidos de América.
	Cantidad total de energía dejada de entregar durante el mes , expresada en MBTU.
	Sumatoria de los cargos fijos que remuneran los costos de inversión en transporte desde el punto de inicio hasta el punto de terminación del servicio, incluyendo los cargos correspondientes a grupos de gasoductos si es del caso. Se utilizarán los cargos vigentes para el mes , tal que  sea igual a 1, según lo previsto en la Resolución CREG 175 de 2021 o aquella que la modifique o sustituya. Esta variable se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por KPCD-año.
	Sumatoria de los cargos fijos que remuneran los gastos de AOM en transporte desde el punto de inicio hasta el punto de terminación del servicio, incluyendo los cargos correspondientes a grupos de gasoductos si es del caso. Se utilizarán los cargos vigentes para el mes , según lo previsto en la Resolución CREG 175 de 2021 o aquella que la modifique o sustituya. Esta variable se expresará en pesos por KPCD-año.
	Poder calorífico del gas dejado de entregar, expresado en MBTU por KPC. Se utilizará el valor de poder calorífico reportado como facturado en el Sistema Único de Información de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios para el mes .
	Componente fijo del cargo de distribución aplicable a usuarios del rango  de consumo en el mes  y para la cantidad , según lo establecido en las resoluciones CREG 202 de 2013, 138 de 2014, 132 y 90 de 2018, y 011 de 2020 o aquella que la modifique o sustituya. Esta variable se expresará en pesos por factura.
	Número de facturas a usuarios del rango  de consumo en el mes .
	Rango de consumo de conformidad a lo establecido a las resoluciones CREG 202 de 2013, 138 de 2014, 132 y 90 de 2018, y 011 de 2020 o aquella que la modifique o sustituya.

2. En el caso de los contratos firmes, firmes al 80%, firmes al 95%, de firmeza condicionada, de opción de compra de gas y de opción de compra de gas contra exportaciones, en cuanto a las cantidades en las que el vendedor garantiza firmeza según las definiciones de los contratos en la regulación cuando el vendedor incumple sus obligaciones y esto conlleva la interrupción del servicio a usuarios que son a los Usurios Regulados o que son Demanda Esencial, el vendedor deberá reconocer y pagar al comprador el valor resultante de aplicar las siguientes ecuaciones:

Donde:

	Valor de la compensación, expresado en pesos.
	Valor de la compensación asociada al incumplimiento que causa interrupción del servicio a usuarios que son Regulados o que son Demanda Esencial, expresado en pesos.
	Valor de la compensación asociada al resto del incumplimiento, expresado en pesos.
	Cantidad total de energía dejada de entregar durante el mes , expresada en MBTU.
	Cantidad de energía dejada de entregar a usuarios que son Regulados o que son Demanda Esencial durante el mes , expresada en MBTU.
	Cantidad total de energía dejada de entregar durante el mes  menos la cantidad de energía dejada de entregar a usuarios que son Regulados o que son Demanda Esencial durante el mes , expresada en MBTU.
	Mes calendario en que ocurre el incumplimiento.
	Valor a compensar por incumplimiento del indicador DES, según lo establecido en la Resolución CREG 100 de 2003 o aquella que la modifique o sustituya. Esta variable se expresará en pesos.
	Sumatoria de los cargos fijos que remuneran los costos de inversión en transporte desde el punto de inicio hasta el punto de terminación del servicio, incluyendo los cargos correspondientes a grupos de gasoductos si es del caso. Se utilizarán los cargos vigentes para el mes , tal que  sea igual a 1, según lo previsto la Resolución CREG 175 de 2021 o aquella que la modifique o sustituya. Esta variable se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por KPCD-año.
	Tasa de cambio certificada por la Superintendencia Financiera para el último día calendario del mes , expresada en pesos por dólar de los Estados Unidos de América.
	Sumatoria de los cargos fijos que remuneran los gastos de AOM en transporte desde el punto de inicio hasta el punto de terminación del servicio, incluyendo los cargos correspondientes a grupos de gasoductos si es del caso. Se utilizarán los cargos vigentes para el mes , según lo previsto en la Resolución CREG 175 de 2021 o aquella que la modifique o sustituya. Esta variable se expresará en pesos por KPCD-año.
	Poder calorífico del gas dejado de entregar, expresado en MBTU por KPC. Se utilizará el valor de poder calorífico reportado como facturado en el Sistema Único de Información de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios para el mes .
	Precio vigente del gas natural para el mes , según lo previsto en el contrato de suministro, expresado en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU. En el caso de un contrato de opción de compra de gas y Opción de Compra de gas contra Exportaciones, será la suma entre el precio vigente del gas natural para el mes , expresado en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU, y el valor que se ha pagado como prima por el derecho a tomar gas, acumulado desde la última vez que tomó gas o en su defecto desde el inicio del contrato, expresado en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU. Estos precios serán los previstos en el contrato de suministro.
	Componente fijo del cargo de distribución aplicable a usuarios del rango j de consumo en el mes m y para la cantidad , según lo establecido en las resoluciones CREG 202 de 2013, 138 de 2014, 132 y 90 de 2018, y 011 de 2020, o aquella que la modifique o sustituya. Esta variable se expresará en pesos por factura.
	Componente fijo del cargo de distribución aplicable a usuarios del rango  de consumo en el mes m y para la cantidad , según lo establecido en las resoluciones CREG 202 de 2013, 138 de 2014, 132 y 90 de 2018, y 011 de 2020, o aquella que la modifique o sustituya. Esta variable se expresará en pesos por factura.
	Número de facturas a usuarios del rango  de consumo en el mes .
	Rango de consumo de conformidad a lo establecido en las resoluciones CREG 202 de 2013, 138 de 2014, 132 y 90 de 2018, y 011 de 2020, o aquella que la modifique o sustituya.

DIEGO MESA PUYO
Ministro de Minas y Energía
Presidente

JORGE ALBERTO VALENCIA MARÍN
Director Ejecutivo

ANEXO 3.

ACTUALIZACIÓN DE PRECIOS.

Los precios pactados en los contratos de suministro bajo las modalidades firme, firme CF80, firme CF95, de firmeza condicionada y de opción de compra de gas y opción de compra de gas contra exportaciones, se deberán actualizar al inicio de cada año  con base en las siguientes ecuaciones, según corresponda:

1. Ecuaciones para actualización de precios No. 1.

1.1. En el caso de los contratos que resulten de la aplicación de los mecanismos de comercialización establecidos en el artículo 24 de la Resolución CREG 186 de 2020, que estén contemplados en el parágrafo 5 del artículo 15 de esta Resolución, exceptuando los contratos contemplados en el parágrafo 3 del artículo antes mencionado y exceptuando también aquellos en los cuales de lo dispuesto en la cláusula de ajuste regulatorio no se infiera que se debe aplicar lo contemplado en el presente numeral, siempre y cuando se hayan negociado contratos firmes de la fuente  con duración de por lo menos un (1) año, se aplicará la siguiente ecuación para la actualización de precios en el año :

Donde:

	Precio del gas natural contratado bajo la modalidad , de la fuente , con duración , aplicable durante el año . Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.
	Precio del gas natural contratado bajo la modalidad , de la fuente , con duración , aplicable durante el primer año de vigencia del contrato, . Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.
	Promedio ponderado por cantidades de los precios de los contratos firmes, CF80, y CF95, de la fuente , con duración de un (1) año, negociados para el año . Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.
	Promedio ponderado por cantidades de los precios de los contratos firmes, CF80, y CF95 de la fuente , con duración de un (1) año, negociados para el año . Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.
	Modalidad bajo la cual se contrató el gas natural. Podrá ser un contrato firme, , un contrato CF80, un contrato CF95, un contrato de suministro con firmeza condicionada, , o un contrato de opción de compra de gas, .
	del gas natural contratado. Se entenderá por el campo, punto de entrada al SNT o punto del SNT que corresponda al sitio de inicio de alguno de los tramos de gasoductos definidos para efectos tarifarios.
	Duración del contrato de suministro.
	Año durante el cual se aplicará el precio del gas natural. El año se iniciará el primer día calendario del primer Trimestre Estándar de ejecución del contrato y terminará el último día calendario del cuarto Trimestre Estándar de ejecución del contrato y así sucesivamente para períodos de ejecución superiores a cuatro trimestres. La variable  tomará los valores de uno (1) a , siendo  el primer año de vigencia del contrato objeto de actualización de precios.

1.2. En el caso de los contratos que estén contemplados en el parágrafo 5 del Artículo 15 de esta Resolución, exceptuando aquellos contemplados en el Parágrafo 3 del artículo antes mencionado y exceptuando también aquellos en los cuales de lo dispuesto en la cláusula de ajuste regulatorio no se infiera que se debe aplicar lo contemplado en el presente numeral, que resulten de la aplicación de los mecanismos de comercialización establecidos en: a) el Artículo 21 Resolución, siempre y cuando no se hayan negociado contratos firmes en un Punto de Entrega de la fuente  con duración de un (1) año, para el año ; y b) el Artículo 19 de esta Resolución, se aplicará la siguiente ecuación para la actualización de precios:

Donde:

	Precio del gas natural contratado bajo la modalidad , de la fuente , con duración , aplicable durante el año . Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.
	Precio del gas natural contratado bajo la modalidad , de la fuente , con duración , aplicable durante el primer año de vigencia del contrato, . Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.
	Promedio nacional, ponderado por cantidades, de los precios de los contratos firmes, CF80 y CF95 de todas las Fuentes de Suministro, con duración de por lo menos un (1) año, negociados para el año  en aplicación de los mecanismos de comercialización establecidos en el Artículo 21 de la presente Resolución. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.
	Promedio nacional, ponderado por cantidades, de los precios de los contratos firmes, CF80 y CF95 de todas las Fuentes de Suministro, con duración de por lo menos un (1) año, negociados para el año  en aplicación de los mecanismos de comercialización establecidos en el Artículo 21 de la presente Resolución. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.
	Modalidad bajo la cual se contrató el gas natural. Podrá ser un contrato firme, , un contrato CF80, un contrato CF95, un contrato de suministro con firmeza condicionada, , o un contrato de opción de compra de gas, .
	Punto de Entrega del gas natural contratado.
	Duración del contrato de suministro.
	Año durante el cual se aplicará el precio del gas natural. El año se iniciará el primer día calendario del primer Trimestre Estándar de ejecución del contrato y terminará el último día calendario del cuarto Trimestre Estándar de ejecución del contrato y así sucesivamente para períodos de ejecución superiores a cuatro trimestres. La variable  tomará los valores de uno (1) a , siendo el primer año de vigencia del contrato objeto de actualización de precios.

2. Ecuaciones para actualización de precios No. 2.

2.1. En el caso de los contratos que resulten de la aplicación de los mecanismos de comercialización establecidos en el Artículo 21 de esta resolución y en el Artículo 24 de la Resolución CREG 186 de 2020 Artículo 21 Resolución, que estén contemplados en los parágrafos 3, 6 y 7 del Artículo 15 de esta Resolución, exceptuando aquellos contratos contemplados en el parágrafo 5 del artículo antes mencionado y exceptuando también aquellos en los cuales de lo dispuesto en la cláusula de ajuste regulatorio no se infiera que se debe aplicar lo contemplado en el presente numeral, siempre y cuando se hayan negociado contratos firmes de la fuente  con duración de por lo menos un (1) año tanto para el año  como para el año , se aplicará la siguiente ecuación:

Donde:

	Precio del gas natural contratado bajo la modalidad , de la fuente , con duración , aplicable durante el año . Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.
	Precio del gas natural contratado bajo la modalidad , de la fuente , con duración , aplicable durante el año . Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.
	Promedio ponderado por cantidades de los precios de los contratos firmes, CF80, y CF95 de la fuente , con duración de por lo menos un (1) año, negociados para el año . Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.
	Promedio ponderado por cantidades de los precios de los contratos firmes, CF80, y CF95 de la fuente , con duración de por lo menos un (1) año, negociados para el año . Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.
	Valor entre 0 y 1 que pondera el factor de actualización de precios del mercado interno.
	Promedio aritmético de precios diarios de cierre del marcador West Texas Intermediate (WTI), spot prices, según la serie publicada por el Departamento de Energía de Estados Unidos (Energy Information Administration), para el año . Los días a considerarse serán aquellos en los que haya negociación de WTI y la correspondiente publicación. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por barril.
	Promedio aritmético de precios diarios de cierre del marcador West Texas Intermediate (WTI), spot prices, según la serie publicada por el Departamento de Energía de Estados Unidos (Energy Information Administration), para el año . Los días a considerarse serán aquellos en los que haya negociación de WTI y la correspondiente publicación. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por barril.
	Corresponde al índice de precios al Productor de los Estados Unidos de América, serie WPSFD4 publicada por el Bureau of Labor Statistics, para el mes de noviembre del año . El vínculo permanente es: https://www.quandl.com/data/BLS/WPSFD4
	Corresponde al índice de precios al productor de los Estados Unidos de América, serie WPSFD4 publicada por el Bureau of Labor Statistics, para el mes de noviembre del año . El vínculo permanente es: https://www.quandl.com/data/BLS/WPSFD4
	Valor que pondera el factor de actualización de precios exógenos al mercado de gas natural.
	Modalidad bajo la cual se contrató el gas natural. Podrá ser un contrato firme, , un contrato CF80, un contrato CF95, un contrato de suministro con firmeza condicionada, , o un contrato de opción de compra de gas, .
	del gas natural contratado.
	Duración del contrato de suministro.
	Año durante el cual se aplicará el precio del gas natural. El año se iniciará primer día calendario del primer Trimestre Estándar de ejecución del contrato y terminará el último día calendario del cuarto Trimestre Estándar de ejecución del contrato y así sucesivamente para períodos de ejecución superiores a cuatro trimestres. La variable  tomará los valores de uno (1) a , siendo  el primer año de vigencia del contrato objeto de actualización de precios.

2.2. En el caso de los contratos que estén contemplados en los parágrafos 3, 6 y 7 del Artículo 15 de esta Resolución, exceptuando aquellos contemplados en el parágrafo 5 del artículo antes mencionado y exceptuando también aquellos en los cuales de lo dispuesto en la cláusula de ajuste regulatorio no se infiera que se debe aplicar lo contemplado en el presente numeral, que resulten de la aplicación de los mecanismos de comercialización establecidos en: a) el Artículo 21 y en el Artículo 24 de esta Resolución, siempre y cuando no se hayan negociado contratos firmes de la fuente  con duración de por lo menos un (1) año, para el año  o para el año ; y b) el Artículo 19 de esta Resolución, se aplicará la siguiente ecuación:

Donde:

	Precio del gas natural contratado bajo la modalidad , de la fuente , con duración , aplicable durante el año . Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.
	Precio del gas natural contratado bajo la modalidad , de la fuente , con duración , aplicable durante el año . Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.
	Promedio nacional, ponderado por cantidades, de los precios de los contratos firmes, CF80, y CF95 de todas las Fuentes de Suministro, con duración de por lo menos un (1) año, negociados para el año  en aplicación de los mecanismos de comercialización establecidos en el Artículo 21 de esta Resolución. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.
	Promedio nacional, ponderado por cantidades, de los precios de los contratos firmes de todas las Fuentes de Suministro, con duración de por lo menos un (1) año, negociados para el año  en aplicación de los mecanismos de comercialización establecidos en el Artículo 21 de esta Resolución. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.
	Valor entre 0 y 1 que pondera el factor de actualización de precios del mercado interno.
	Promedio aritmético de precios diarios de cierre del marcador West Texas Intermediate (WTI), spot prices, según la serie publicada por el Departamento de Energía de Estados Unidos (Energy Information Administration), para el año . Los días a considerarse serán aquellos en los que haya negociación de WTI y la correspondiente publicación. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por barril.
	Promedio aritmético de precios diarios de cierre del marcador West Texas Intermediate (WTI), spot prices, según la serie publicada por el Departamento de Energía de Estados Unidos (Energy Information Administration), para el año . Los días a considerarse serán aquellos en los que haya negociación de WTI y la correspondiente publicación. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por barril.
	Corresponde al índice de precios al Productor de los Estados Unidos de América, serie WPSFD4 publicada por el Bureau of Labor Statistics, para el mes de noviembre del año . El vínculo permanente es: https://www.quandl.com/data/BLS/WPSFD4
	Corresponde al índice de precios al Productor de los Estados Unidos de América, serie WPSFD4 publicada por el Bureau of Labor Statistics, para el mes de noviembre del año . El vínculo permanente es: https://www.quandl.com/data/BLS/WPSFD4
	Valor que pondera el factor de actualización de precios exógenos al mercado de gas natural.
	Modalidad bajo la cual se contrató el gas natural. Podrá ser un contrato firme, , un contrato CF80, un contrato CF95, un contrato de suministro con firmeza condicionada, , o un contrato de opción de compra de gas, .
	del gas natural contratado. Se entenderá por el campo, punto de entrada al SNT o punto del SNT que corresponda al sitio de inicio de alguno de los tramos de gasoductos definidos para efectos tarifarios.
	Duración del contrato de suministro.
	Año durante el cual se aplicará el precio del gas natural. El año se iniciará el primer día calendario del primer Trimestre Estándar de ejecución del contrato y terminará el último día calendario del cuarto Trimestre Estándar de ejecución del contrato y así sucesivamente para períodos de ejecución superiores a cuatro trimestres. La variable  tomará los valores de uno (1) a , siendo  el primer año de vigencia del contrato objeto de actualización de precios.

DIEGO MESA PUYO
Ministro de Minas y Energía
Presidente

JORGE ALBERTO VALENCIA MARÍN
Director Ejecutivo

ANEXO 4.

REGLAMENTO DE LAS SUBASTAS DEL PROCESO ÚSELO O VÉNDALO DE CORTO PLAZO PARA GAS NATURAL.

1. Objeto

El presente reglamento tiene por objeto establecer las condiciones y procedimientos para la negociación de suministro de gas natural mediante subastas, según lo dispuesto en Artículo 35 de esta Resolución.

2. Definiciones

Administrador de las subastas: persona natural o jurídica encargada de organizar las subastas.

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 de gas natural: compradores a los que se hace referencia en el Artículo 29 de esta Resolución.

Declarantes de información sobre suministro de gas natural: son los Vendedores del Mercado Primario, los cuales deberán declarar al administrador de las subastas los titulares de los derechos de suministro de gas natural contratado, bajo las modalidades de contratos firmes, firmes CF80, firmes CF95 y de suministro con firmeza condicionada, OCG y OCGX que no haya sido nominado para el siguiente día de gas y que sea de obligatorio pago.

Precios de adjudicación: son los precios que pagarán los compradores por el gas natural a través de las subastas. Corresponden a los precios de cierre de las subastas.

Precio de reserva: precio mínimo al cual se ofrece para 30}

la venta un producto en una subasta.

Producto: cantidad de energía negociada bajo la modalidad contractual firme para el día de gas. La cantidad de energía se entregará en un 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.

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 de gas natural: son los titulares de derechos de suministro de gas natural, bajo las modalidades de contratos firmes, firmes CF80, firmes CF95, y de suministro con firmeza condicionada, OCG y OCGX con energía disponible para la subasta.

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 del gas natural 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.

4. Organización de las subastas

4.1. Responsabilidades y deberes del administrador de las subastas

a) Establecer, operar y mantener el sistema de subastas, el cual deberá estar disponible a más tardar diez (10) días calendario antes de la fecha programada para la realización de las primeras subastas.

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, los cuales deberán ser puestos a consideración de la CREG para su concepto de no objeción a más tardar cuarenta (40) días calendario antes de la fecha programada para la realización de las primeras subastas. 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.

La CREG dará su concepto de no objeción de tal manera que veinte (20) días calendario antes de la realización de las primeras subastas sean públicos los reglamentos. A partir de la realización de las primeras subastas la CREG dará su concepto de no objeción cuando haya modificaciones en los reglamentos, para lo cual el administrador de las subastas deberá poner a consideración de la CREG las modificaciones del caso.

d) Ofrecer e impartir la capacitación y asistencia necesaria en el manejo y operación del sistema de subastas a los vendedores y compradores a los que se hace referencia en el Artículo 28 y en el Artículo 29 de esta Resolución, con una frecuencia anual. En caso de que alguno de los vendedores y compradores a los que se hace referencia en el Artículo 28 y en el Artículo 29 de esta Resolución 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 veinte (20) 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 veinte (20) 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.

En desarrollo del servicio al que se hace referencia en el numeral 4 del Artículo 5 de esta Resolución, el gestor del mercado será el administrador de las subastas.

4.2. 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 i) los declarantes de información sobre suministro de gas natural; ii) los vendedores de gas natural; o iii) los compradores de gas no están dando cumplimiento a las disposiciones contenidas en la regulación.

f) Auditar, de manera aleatoria, una muestra significativa de las subastas realizadas en cada año y remitir a la CREG, dentro de los cinco (5) días siguientes a la finalización de cada bimestre, un informe en el cual se establezca, sin ambigüedades, si el administrador de las subastas dio cumplimiento o no a la regulación aplicable a las subastas.

4.3. Responsabilidades y deberes del subastador

a) Recibir las declaraciones de los declarantes de información sobre suministro de gas natural según las condiciones que se establecen en este Anexo.

b) Recibir las declaraciones de precios de reserva por parte de los vendedores de gas natural según las condiciones que se establecen en este Anexo.

c) Recibir las declaraciones de cantidades y precios por parte de los compradores de gas natural según las condiciones que se establecen en este Anexo.

d) Elaborar la curva de demanda agregada con base en las cantidades y precios declarados por los compradores de gas, según lo establecido en el literal a) del numeral 5.7 de este Anexo.

e) Elaborar la curva de oferta agregada con base en i) la información de cantidades declaradas por los declarantes de información sobre suministro; y ii) la información de precios de reserva declarados por los vendedores de gas natural según lo establecido en el literal b) del numeral 5.7 de este Anexo.

f) Obtener los precios de adjudicación del gas natural a través de la superposición de las curvas de oferta y de demanda agregadas.

4.4. Obligaciones de los declarantes, los vendedores y los compradores en relación con el uso del sistema de subastas

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.

4.5. 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 declarantes, de los vendedores y de los compradores desde el sitio en el territorio nacional donde estos dispongan de la infraestructura de computación y comunicaciones.

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, ni por las deficiencias mecánicas, electrónicas o de software que se observen en la prestación del servicio derivadas de las limitaciones tecnológicas propias del sistema computacional, ni por cualquier otro hecho que escape al control del administrador, como caso fortuito o fuerza mayor.

4.6. 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 cualquiera de los declarantes, de los vendedores y de los compradores o de sus sistemas de comunicación.

Cuando se presente la suspensión parcial de la operación del sistema de subastas, los declarantes, los vendedores y 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 cantidades no nominadas, precios de reserva y 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 veinte (20) días calendario antes de la realización de las primeras subastas, o a más tardar veinte (20) días calendario antes de la realización de las subastas siguientes a una modificación de dichos mecanismos.

5. Procedimiento de las subastas de gas natural

5.1. Tipo de subasta

Subasta de sobre cerrado.

5.2. Producto

Energía disponible, , que se negociará mediante cada una de las subastas y que tendrá los siguientes atributos:

a) Modalidad contractual: contrato firme.

b) ,  se deberá especificar el punto en el que se entregará el gas natural. Deberá ser un 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.

c) Duración: un (1) día.

5.3. Tamaño del producto

La cantidad de energía del producto  que se ofrece en las subastas y la requerida por cada comprador corresponderá a un múltiplo entero de un (1) MBTUD.

5.4. Cantidad disponible y precios de reserva

A más tardar a las 15:55 horas del Día D-1 los declarantes de información sobre suministro de gas natural le declararán al administrador de las subastas la información señalada en la Tabla 1.

Tabla 1. Declaración de cantidades no nominadas

Titular		Cantidad no nominada

Donde:

	Titular de los derechos de suministro del gas no nominado para entrega en . Puede ser un generador térmico titular de derechos de suministro de gas. El titular  actuará como un vendedor durante el desarrollo del procedimiento establecido en los numerales 5.7 y 5.8 de este Anexo.
	Cantidad de energía no nominada para el siguiente día de gas con entrega en  y cuyo titular es . En el caso de un generador térmico  esta variable corresponderá a . Este valor se expresará en MBTUD.

En esta declaración no se deberán incluir las cantidades no 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 el Artículo 10 y en el Artículo 11 de esta Resolución.

A más tardar a las 16:00 horas del Día D-1 los vendedores de gas natural le declararán al administrador de las subastas la información señalada en la Tabla 2.

Tabla 2. Declaración de precios de reserva

Titular		Precio de reserva

Donde:

	Titular de los derechos de suministro del gas no nominado con entrega en . Puede ser un generador térmico titular de derechos de suministro de gas. El titular  actuará como un vendedor durante el desarrollo del procedimiento establecido en los numerales 5.7 y 5.8 de este Anexo.
	Precio de reserva del producto  declarado por el titular . Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.

El precio  deberá ser superior o igual a cero (0) y no podrá tener más de dos (2) cifras decimales.

A más tardar a las 16:00 horas del Día D-1 los generadores térmicos que no hayan nominado la totalidad de la energía contratada, para el siguiente día de gas, le deberán informar al administrador de las subastas qué cantidad de energía no está disponible para las subastas. La cantidad informada por los generadores no será considerada parte de la energía disponible.

Si antes de las 16:00 horas el administrador de las subastas no recibe esta información del generador térmico  el administrador de las subastas entenderá que la cantidad de energía no disponible, , es cero (0). Por consiguiente entenderá que la totalidad de la energía no nominada por el generador térmico  está disponible para la subasta.

Si antes de las 16:00 horas el administrador de las subastas no recibe la declaración del precio de reserva,  del titular , el administrador de las subastas entenderá que el titular  hizo su oferta al precio de reserva  igual a cero (0).

5.5. Publicación de la cantidad disponible

A más tardar a las 16:10 horas del Día D-1 el administrador de las subastas publicará la cantidad total de energía disponible en cada, , como se señala en la Tabla 3.

Tabla 3. Cantidad total de energía disponible

Cantidad total,

Donde:

	Cantidad total de energía disponible para el siguiente día de gas con entrega en . Este valor se expresará en MBTUD.
	Cantidad de energía no nominada para el siguiente día de gas con entrega en  y cuyo titular es . Incluye la energía no nominada por parte de los generadores térmicos titulares de derechos de suministro de gas. Este valor se expresará en MBTUD.
	Cantidad de energía no nominada para el siguiente día de gas con entrega en  y cuyo titular es el generador térmico  la cual no está disponible para la subasta. Este valor se expresará en MBTUD.

5.6. Recibo de las solicitudes de compra

A más tardar a las 16:35 horas del Día D-1, los compradores de gas natural que están quieran adquirir cantidades de energía del producto  enviarán sus solicitudes de compra al administrador de las subastas. Para estos efectos le presentarán cinco (5) puntos de su curva de demanda, según lo señalado en la Tabla 4.

Tabla 4. Demanda del comprador

Preferencia	Cantidad demandada	Precio

Donde:

	Preferencia del comprador . La variable  tomará los valores enteros de uno (1) a cinco (5).
	Cantidad de energía del producto  que el comprador  está dispuesto a comprar al precio , según su preferencia . Este valor se expresará en MBTUD.
	Precio que el comprador  está dispuesto a pagar por la cantidad , según su preferencia . Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.

La cantidad  deberá ser un múltiplo entero de un (1) MBTUD, y deberá ser igual o inferior a la cantidad total de energía disponible, . Por su parte, el precio  deberá ser superior o igual a cero (0) y no podrá tener más de dos (2) cifras decimales. Las solicitudes de compra que no cumplan con las condiciones indicadas se entenderán como no presentadas.

5.7. Desarrollo de las subastas

Entre las 16:35 y las 17:00 horas del Día D-1 el subastador dará aplicación al procedimiento de subasta de sobre cerrado para cada producto , como se dispone a continuación:

a) Con base en las cantidades  y en los precios  el subastador determinará la curva de demanda agregada de cada producto , , la cual se formará conforme a lo establecido en la Tabla 5.

Tabla 5. Demanda agregada del producto ,

Demanda agregada,	Precio,
(…)	(…)

Donde:

	Cantidad de energía del producto  que el comprador  está dispuesto a comprar al precio . Esta cantidad de energía se determinará con base en la curva de demanda del comprador  que se forma a partir de sus cinco (5) preferencias declaradas según la Tabla 4. Este valor se expresará en MBTUD.
	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 4. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.
	Es el menor de los precios  declarados por todos los compradores , según la Tabla 4. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.
	Son los precios  declarados por todos los compradores , según la Tabla 4, organizados de mayor a menor entre  y . Estos valores se expresarán en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.

a) Con base en las cantidades  y  y en los precios  el subastador determinará la curva de oferta agregada de cada producto , , la cual se formará conforme a lo establecido en la

b) Tabla 7. Para estos efectos se aplicarán los siguientes pasos.

i. Establecer la curva de oferta del producto  para cada vendedor, como se dispone en la Tabla 6.

Tabla 6. Oferta de cada vendedor  

Cantidad ofrecida	Precios
Cero (0)

Donde:

	Cantidad de energía del producto  que el vendedor  está dispuesto a vender al precio . En el caso de los generadores térmicos  esta cantidad se determinará como la diferencia entre  y . En el caso de los demás titulares de derechos de suministro de gas esta cantidad será igual a . Este valor se expresará en MBTUD.
	Precio al que un vendedor está dispuesto a vender la energía del producto . Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.
	Precio de reserva del producto  declarado por el vendedor . Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.

ii. Establecer la curva de oferta agregada de cada producto , , la cual se formará conforme a lo establecido en la

iii. Tabla 7.

Tabla 7. Oferta agregada del producto ,

Oferta agregada,	Precio,
(…)	(…)

Donde:

	Cantidad de energía del producto  que el vendedor  está dispuesto a vender al precio . Esta cantidad de energía se determinará con base en la curva de oferta del vendedor  según la Tabla 6. Este valor se expresará en MBTUD.
	Precio al que un vendedor  está dispuesto a vender la energía del producto . Esta variable tomará los valores ordenados en forma ascendente desde  hasta .
	Es el menor de los precios de reserva declarados por todos los vendedores , según la Tabla 2. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.
	Es el mayor de los precios de reserva declarados por todos los vendedores , según la Tabla 2. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.
	Son los precios de reserva declarados por todos los vendedores  según la Tabla 2, organizados de menor a mayor entre  y . Estos valores se expresarán en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.

a) El subastador superpondrá la curva de demanda agregada, , y la curva de oferta agregada, , para establecer el resultado de la subasta de acuerdo con los siguientes tres (3) casos:

i. Si las dos (2) curvas tienen un único punto en común (, ), éste determinará la cantidad total de energía adjudicada, , y el precio de adjudicación, .

A cada comprador que haya declarado una disposición a pagar mayor a  y no haya declarado una disposición a pagar igual a  se le asignará, al precio de adjudicación , la cantidad de energía que está dispuesto a comprar al precio . Esto se determinará con base en la curva de demanda del comprador que se forma a partir de sus cinco (5) preferencias declaradas según la Tabla 4.

A cada comprador que haya declarado entre sus preferencias una disposición a pagar igual a  se le asignará la cantidad de energía que resulte de aplicar la Ecuación 1:

Ecuación 1

Donde:

	Comprador  que declaró entre sus preferencias, según la Tabla 4, una disposición a pagar igual a .
	Cantidad de energía del producto  que se adjudica al comprador . Este valor se expresará en MBTUD.
	Cantidad de energía del producto  que el comprador  declaró estar dispuesto a comprar al precio . Este valor se expresará en MBTUD.
	Cantidad de energía del producto  que el comprador  está dispuesto a comprar al precio . Esta cantidad de energía se determinará con base en la curva de demanda del comprador  que se forma a partir de sus cinco (5) preferencias declaradas según la Tabla 4. Este valor se expresará en MBTUD.
	Cantidad total de energía del producto  adjudicada en la subasta. Este valor se expresará en MBTUD.

A cada vendedor cuyo precio de reserva es menor al precio  se le asignará la totalidad de la cantidad de energía ofrecida en la subasta, .

A cada vendedor cuyo precio de reserva es igual al precio  se le asignará la cantidad de energía resultante de aplicar la Ecuación 2:

Ecuación 2.

Donde:

	Vendedor  que declaró un precio de reserva, , igual a .
	Cantidad de energía del producto  que se adjudica al vendedor . Este valor se expresará en MBTUD.
	Cantidad de energía del producto  que el vendedor  declaró estar dispuesto a vender a un precio de reserva igual a . Este valor se expresará en MBTUD.
	Cantidad de energía del producto  que el vendedor  está dispuesto a vender al precio . Esta cantidad de energía se determinará con base en la curva de oferta del vendedor  según la Tabla 6. Este valor se expresará en MBTUD.
	Cantidad total de energía del producto  adjudicada en la subasta. Este valor se expresará en MBTUD.

ii. Si las dos (2) curvas tienen más de un punto en común, se aplicarán las siguientes reglas para determinar  y :

(1) Cuando las dos (2) curvas coinciden para un mismo nivel de precio, este precio corresponderá al precio de adjudicación  y el subastador tomará la máxima cantidad ofrecida a dicho precio como la cantidad de energía adjudicada, .

(2) Cuando las dos (2) curvas coinciden para un mismo nivel de cantidad, esta cantidad corresponderá a la cantidad de energía adjudicada, , y el subastador tomará el menor de los precios declarados por los compradores , , según lo establecido en la Tabla 5, como el precio de adjudicación de la subasta, .

Una vez determinados la cantidad y el precio de adjudicación de la subasta,  y , el subastador dará aplicación a lo establecido en el numeral i anterior para determinar la cantidad que debe adjudicar a cada uno de los compradores y de los vendedores.

iii. Si las dos (2) curvas no tienen ningún punto en común, la cantidad total adjudicada será cero (0).

e) Tras la terminación de la subasta, una vez adjudicadas las cantidades a los compradores y a los vendedores, el administrador de las subastas definirá las partes de los contratos buscando minimizar el número de los mismos. Para estos efectos el administrador de las subastas:

i. Hará una lista de los vendedores  del producto  dejando en el primer lugar a aquel con la mayor cantidad asignada para la venta y en el último lugar a aquel con la menor cantidad asignada para la venta.

ii. Hará una lista de los compradores  del producto  dejando en el primer lugar a aquel con la mayor cantidad asignada para la compra y en el último lugar a aquel con la menor cantidad asignada para la compra.

iii. Con base en estas listas determinará las partes de los contratos. El primer comprador de la lista celebrará un contrato con el primer vendedor de la lista. Los siguientes compradores en la lista celebrarán contratos con los vendedores con las mayores cantidades residuales del producto . Si a un comprador se le asignó una cantidad mayor a la asignada al respectivo vendedor, el administrador de las subastas determinará sus contrapartes buscando minimizar el número de contratos mediante los pasos de los numerales i y ii anteriores.

Una vez surtido este proceso, el administrador de las subastas expedirá los correspondientes certificados de asignación de los productos .

5.8. Información de los resultados de las subastas

A más tardar a las 17:00 horas del Día D-1 el administrador de las subastas informará a los compradores y a los vendedores el resultado de las mismas.

DIEGO MESA PUYO
Ministra de Minas y Energía
Presidente

JORGE ALBERTO VALENCIA MARÍN
Director Ejecutivo

ANEXO 5.

OFERTA COMPROMETIDA TOTAL CON GARANTÍA DE FIRMEZA - OCTGF.

Para calcular la oferta comprometida firme se utilizará la siguiente ecuación a aplicar ya sea en el caso de las fuentes de suministro de los vendedores del mercado primario o de los derechos de suministro en el caso de los vendedores del mercado secundario:

Donde:

	Oferta comprometida firme de la fuente f, del año t del productor–comercializador o comercializador de gas importado  (o comercializador S) y para el mes . Este valor se expresará en MBTUD.
	Año que tiene como fecha de inicio 1 de diciembre de un año y como fecha de terminación el 30 de noviembre del año siguiente.
	Oferta comprometida firme de contratos firmes , Take or Pay, o en cualquier modalidad en las cantidades que impliquen garantía de firmeza, de la fuente , del año  del productor–comercializador o comercializador de gas importado  (o comercializador S) y para el mes . Este valor se expresará en MBTUD.
	Oferta comprometida firme de contratos firmes con pago de como mínimo el 95% CF95 de la fuente  del año  del productor–comercializador o comercializador de gas importado  y para el mes . Este valor se expresará en MBTUD.
	Oferta comprometida firme de contratos firmes con pago de como mínimo el 80%  de la fuente  del año  del productor–comercializador o comercializador de gas importado  (o comercializador S) y para el mes . Este valor se expresará en MBTUD.
	Oferta comprometida firme de contratos de suministro con firmeza condicionada CFC de la fuente , del año  del productor–comercializador o comercializador de gas importado  (o comercializador S) y para el mes . Este valor se expresará en MBTUD.
	Oferta comprometida firme de contratos de opción de compra de gas OCG de la fuente , del año  del productor–comercializador o comercializador de gas importado  (o comercializador S) y para el mes . Este valor se expresará en MBTUD.
	Oferta comprometida firme de contratos de opción de compra de gas contra exportaciones  de la fuente , del año  del productor – comercializador o comercializador de gas importado  (o comercializador ) y para el mes . Este valor se expresará en MBTUD.
	Todos y cada uno de los meses en los que existan contratos vigentes de las modalidades firme, firmeza condicionada, opciones de compra de gas y/u opciones de compra de gas contra exportaciones, definidos en el Artículo 9 de esta Resolución.

DIEGO MESA PUYO
Ministra de Minas y Energía  
Presidente

JORGE ALBERTO VALENCIA MARÍN
Director Ejecutivo