RESOLUCIÓN 102 009 DE 2024

(agosto 22)

<Fuente: Archivo interno entidad emisora>

Diario Oficial No. 52.856 de 22 de agosto de 2024

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG

Por la cual se modifica 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 de 1994, y en desarrollo de los decretos 1524 y 2253 de 1994, 1260 y 1710 de 2013 y

CONSIDERANDO QUE:

El artículo 365 de la Constitución Política establece que los servicios públicos son inherentes a la finalidad social del Estado, y que es deber de este asegurar su prestación eficiente a todos los habitantes del territorio nacional.

El servicio público domiciliario de gas combustible ha sido definido por la Ley 142 de 1994 como “el conjunto de actividades ordenadas a la distribución de gas combustible, por tubería u otro medio, desde un sitio de acopio de grandes volúmenes o desde un gasoducto central hasta la instalación de un consumidor final, incluyendo su conexión y medición (…)”.

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”.

El literal a) del numeral 74.1 del artículo 74 de la Ley 142 de 1994 determina, entre otras, como función especial de la 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 y 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. La comisión podrá adoptar reglas de comportamiento diferencial, según la posición de las empresas en el mercado.”

Asimismo, el literal c) del numeral antes mencionado, determina, entre otras, como función especial de la CREG “Establecer el reglamento de operación para realizar el planeamiento y la coordinación de la operación del sistema interconectado nacional y para regular el funcionamiento del mercado mayorista de energía y gas combustible.”

El parágrafo 2 del artículo 11 de la Ley 401 de 1997 dispuso “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”.

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 11 del Decreto 2100 de 2011, compilado por el Decreto 1073 de 2015, dispuso 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 previstos en dicha norma.

El artículo 12 del Decreto 2100 de 2011, compilado por el Decreto 1073 de 2015, establece las actividades a las que no se les aplicarán los mecanismos y procedimientos de comercialización de que trata el artículo 11 del mismo Decreto.

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”.

El parágrafo 2o del artículo 5o del Decreto 2100 de 2011, compilado por el Decreto 1073 de 2015, establece que “La CREG, siguiendo los lineamientos establecidos en el artículo 13 de este decreto, definirá los mecanismos que permitan a los Agentes que atiendan a la Demanda Esencial tener acceso a los contratos de suministro y/o transporte de gas natural a que se refiere este artículo”.

El artículo 1 del Decreto 1710 de 2013, compilado por el Decreto 1073 de 2015, establece que, al expedir el reglamento de operación del Mercado Mayorista de gas natural, la CREG podrá “a) Establecer 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 “b) Señalar la información que será declarada por los participantes del mercado y establecer los mecanismos y procedimientos para obtener, organizar, revisar y divulgar dicha información en forma oportuna para el funcionamiento del Mercado Mayorista de gas natural”.

Mediante la Resolución CREG 186 de 2020 se establece la regulación de los aspectos comerciales del Mercado Mayorista de gas natural como parte del reglamento de operación de gas natural. Dicha Resolución contiene el conjunto de disposiciones aplicables a las negociaciones del suministro de gas natural utilizado efectivamente como combustible que se realicen en el Mercado Primario y en el Mercado Secundario.

La Resolución CREG 080 de 2019 establece reglas generales de comportamiento de mercado para los agentes que desarrollen las actividades de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible.

El Decreto 484 de 2024 modificó el artículo 2.2.2.2.14 del Decreto 1073 de 2015, adicionando una nueva actividad a la que no se aplicarán los mecanismos y procedimientos de comercialización de la PTDV, establecidos por la CREG, así como otros aspectos relacionados.

La CREG ha adoptado resoluciones de aplicación transitoria, por diversas razones coyunturales, que han adicionado reglas en la comercialización del mercado mayorista de gas natural, buscando mayor flexibilidad en las negociaciones directas del Mercado Primario, así como la publicación de mayor información de la oferta, en forma oportuna y completa. Así, se publicaron las resoluciones CREG 138 de 2020, 084 de 2021, 102 007 de 2022 y 102 004 de 2023. Por lo anterior y ante los resultados observados, se considera necesario incorporar en la Resolución CREG 186 de 2020 las medidas adoptadas en dichas resoluciones, sin embargo, no se identifica la razonabilidad de que se adoptadas por un tiempo determinado o para un fin específico, sino que por el contrario, que estas tengan un carácter permanente dada la finalidad de contratar el suministro en firme de todo el gas natural potencialmente producible a la fecha de la expedición del presente acto administrativo, ya sea de corto, mediano y largo plazo.

Ahora, durante la implementación de las negociaciones directas de los vendedores del Mercado Primario en el año 2023, se observaron resultados de asignación de cantidades ofertadas, que permiten evidenciar un riesgo en el acceso a los contratos de suministro en firme, para las cantidades totales requeridas por los compradores del Mercado Primario que atienden o son parte de los usuarios incluidos en la definición de la Demanda Esencial realizada por el Ministerio de Minas y Energía en el artículo 2.2.2.1.4 del Decreto 1073 de 2015.

Se considera necesario, para alcanzar mayor efectividad de medidas de flexibilización en las negociaciones del Mercado Primario, aumentar el período de duración anual en que se desarrollan tales negociaciones y retirar aquellos mecanismos de comercialización actualmente establecidos, en particular las subastas anuales de los contratos d las modalidades C1 y C2, que no han sido efectivos y que pueden ser sustituidos de manera más efectiva, a través de las negociaciones directas del Mercado Primario.

Dentro de las medidas a adoptar para impedir abusos de posición dominante, se considera necesario precisar las condiciones de aplicación de las excepciones establecidas en la contratación del suministro de gas natural, para aquellas fuentes de suministro que se encuentran en la realización de las pruebas extensas, en particular cuando se trata de la ejecución durante dichas pruebas, de contratos de suministro de tipo firme o que garantizan firmeza.

Para lograr mayor efectividad en el funcionamiento del Mercado Secundario a partir de las reglas vigentes de publicación por parte del gestor del mercado, para la entrega oportuna de la información requerida a los vendedores y a los compradores, se hace necesario especificar las consecuencias de no cumplir con la entrega previa de dicha información al gestor del mercado, para la posterior negociación y registro de los contratos resultantes.

De acuerdo con lo anterior, las disposiciones de la presente resolución que modifica la Resolución CREG 186 de 2020, incorporan medidas regulatorias de carácter permanente con el fin de: i) Dar mayor flexibilidad para negociaciones del Mercado Primario; ii) Dar mayores señales para la contratación en el Mercado Primario, que lleven a reducir los excedentes de compra; iii) Priorizar la atención de la Demanda Esencial por parte de los vendedores del Mercado Primario; iv) Aumentar la suficiencia y transparencia de la información en las negociaciones del Mercado Secundario; v) adecuar la regulación a lo establecido en el Decreto 484 de 2024 en relación con las excepciones a la aplicación de los mecanismos de comercialización establecidos por la CREG.

Para lo anterior se publicó el 31 de mayo de 2024 el Proyecto de Resolución 702-006 de 2024 en la página web de la entidad, con plazo para remitir comentarios hasta el 18 de junio de 2024. Surtido el período de consulta se recibieron comentarios de las siguientes empresas o entidades con números de radicado CREG así: OGE LEGAL SERVICES E-2024-008179 y E-2024-008180, X100LEGAL 2024-008246 y E-2024-008250, TRANSPORTADORA DE GAS INTERNACIONAL E-2024-008258, TEBSA E-2024-008266, MC2 SAS E.S.P. E-2024-008267, E-2024-008365 Y E-2024-008524, MADIGÁS INGENIEROS S.A. E.S.P. E-2024-008285, EPM E-2024-008292, GASES DEL ORIENTE S.A. E.S.P. E-2024-008297, CALAMARÍ LNG E-2024-008298, INGENIERÍA Y SERVICIOS E-2024-008300, ANDEG E-2024-008302, ACOLGÉN E- 2024-008303, CANACOL ENERGY E-2024-008309, TERMONORTE S.A. E.S.P. E-2024-008313, NITRO ENERGY COLOMBIA E-2024-008314, GASES DEL CUSIANA S.A. E.S.P. B.I.C., EFIGÁS E-2024-008316, E-2024-008382 Y E-2024-008475, Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios E-2024-008319, HOCOL S.A. E-2024-008321, ASOCIACIÓN COLOMBIANA DEL PETRÓLEO Y GAS E-2024-008328, NATURGÁS E-2024-008329, PRIME ENERGÍA COLOMBIA E-2024-008334, PETROMIL GAS S.A.S. E.S.P., E-2024-008335, GASES DE OCCIDENTE S.A. E.S.P. E-2024-008336 Y E-2024-008364, ALCANOS DE COLOMBIA S.A. E.S.P. E-2024-008337, Cenit Transporte y Logística de Hidrocarburos S.A.S. E-2024-008339, GRUPO VANTI E-2024-008340, SURTIGÁS S.A. E.S.P. E-2024-008342 Y E-2024-008343, ASOENERGÍA E-2024-008345, ENEL COLOMBIA S.A. E.S.P. E-2024-008347 Y E-2024-008532, GASES DEL CARIBE E-2024-008349, ENERGY TRANSITIONS E-2024-008350, ORGANIZACIÓN TEERPEL E-2024-008351, ANDI E-2024-008352, ANDESCO E-2024-008355, METROGÁS DE COLOMBIA S.A. E.S.P. E-2024-008358, ECOPETROL S.A. E-2024-008360 Y E-2024-008389.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas en su sesión No. 1328 del 11 de julio de 2024, aprobó la propuesta regulatoria para ser remitida a la Superintendencia de Industria y Comercio - SIC, en los términos del artículo 7 de la Ley 1340 de 2009. Lo anterior se cumplió mediante comunicación de la CREG con número de radicado S2024005205 del 26 de julio de 2024.

Mediante comunicación recibida de la Superintendencia de Industria y Comercio con radicación 24-316350- -3-0 y número de radicado CREG E2024012139 del 13 de agosto de 2024, dicha entidad rindió concepto de abogacía de la competencia sobre el proyecto enviado por la CREG. Copia de la totalidad del concepto recibido hace parte del documento que se publica como soporte de la presente resolución, así como el análisis de parte de la CREG al respecto. En dicho concepto, se presentó la siguiente y única recomendación:

“5. RECOMENDACIONES

Por las razones expuestas, se recomienda a la CREG: Considerar la inclusión de un mecanismo de revisión periódica de las condiciones del mercado mayorista de gas natural en Colombia, con el fin de evaluar la necesidad de mantener o ajustar los mecanismos de priorización, asegurando que su aplicación se dé exclusivamente en las circunstancias excepcionales previstas en la regulación sectorial.”

A partir de la recomendación anterior y en atención a lo dispuesto en el numeral 2o del artículo 9 del Decreto 2897 de 2010: i) se adiciona el artículo 17, el cual modifica el Anexo 9 “Períodos de priorización” de la resolución CREG 186 de 2020; ii) se incluye la subordinación de la priorización al resultado que se obtenga del Anexo 9 para lo cual se reordenan los literales d) al l) del artículo 10 que modifica el artículo 22 de la Resolución CREG 186 de 2010; iii) se incluye el parágrafo 2o al artículo 12 que modifica el artículo 24 de la Resolución CREG 186 de 2020 en relación con el desarrollo del procedimiento de cálculo del Anexo 9 y la publicación de su resultado por parte del gestor del mercado de gas natural; lo anterior, con respecto al texto aprobado en la Sesión CREG 1328 de 2024 y enviado a la SIC, con el fin de determinar la necesidad o no de aplicar la priorización de la Demanda Esencial para la comercialización del suministro en el mercado mayorista de gas natural.

En el Documento que acompaña la presente resolución se transcribe el cuestionario, se publica el concepto emitido por la Superintendencia de Industria y Comercio al proyecto regulatorio, se da respuesta a los comentarios recibidos y se precisan los ajustes realizados a la propuesta inicial de la Resolución CREG 702-006 de 2024.

Con base en lo anterior, la Comisión de Regulación de Energía y Gas en su sesión No. 1332 del 22 de agosto de 2024, acordó expedir esta resolución.

RESUELVE:

ARTÍCULO 1. Modificar la siguiente definición del artículo 3 de la Resolución CREG 186 de 2020, el cual quedará así:

“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 vendedor 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 contar con de Respaldo Físico, y deberá estar suscrito únicamente entre los Participantes del Mercado.”

ARTÍCULO 2. Adicionar las siguientes definiciones al artículo 3 de la Resolución CREG 186 de 2020, el cual quedará así:

“Cantidades Importadas Disponibles para la Venta - CIDV: corresponde a la definición incluida en el artículo 2.2.2.1.4. del Decreto 1073 de 2015, o aquellos que lo modifiquen o sustituyan.”

“Contrato firme o que garantiza firmeza: corresponde a la definición incluida en el artículo 2.2.2.1.4. del Decreto 1073 de 2015, o aquellos que lo modifiquen o sustituyan.”

“Demanda Esencial: corresponde a la definición incluida en el artículo 2.2.2.1.4. del Decreto 1073 de 2015, o aquellos que lo modifiquen o sustituyan.”

“Fuente de suministro: Se entiende por fuente de suministro un campo de producción ubicado en el territorio colombiano o un punto de importación.”

“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.”

“Infraestructura de Importación: es aquella infraestructura que permite entregar gas natural que ha sido obtenido en el exterior, al SNT o a otros medios de transporte, para abastecimiento de la demanda nacional.”

“Infraestructura de Regasificación: corresponde a la definición incluida en el artículo 2.2.2.1.4. del Decreto 1073 de 2015, o aquellos que lo modifiquen o sustituyan.”

“Interconexión Internacional de Gas Natural: corresponde a la definición incluida en el artículo 2.2.2.1.4. del Decreto 1073 de 2015, o aquellos que lo modifiquen o sustituyan.”

“Oferta de producción total disponible para la venta en pruebas - PTDV en pruebas: cantidad diaria promedio mes de gas natural, expresada en GBTUD, por campo, punto de entrada al SNT, o por punto del SNT que corresponda al sitio de inicio o terminación de alguno de los tramos de gasoductos definidos para efectos tarifarios, que un productor-comercializador está dispuesto a entregar de manera continua y sin interrupciones, durante la ejecución de las pruebas extensas o antes de la declaración de comercialidad, según lo dispuesto en la presente resolución. Deberá ser igual o inferior a la producción total disponible para la venta, PTDV, declarada según lo señalado en el Decreto 1073 de 2015 o aquel que lo modifique o sustituya.”

“Precio de Reserva: equivale a aquel precio que sirve de base, de mínimo o de inicio en un proceso de subasta o en un mecanismo de concurrencia de interesados en comprar gas natural en estado gaseoso, que sea desarrollado por un vendedor del Mercado Mayorista y que refleja el precio mínimo al cual se ofrece para la venta el gas natural.”

“Precio fijo o único: equivale a aquel precio al cual se ofrece para la venta una cantidad de gas determinada.”

“Producción Total Disponible para la Venta - PTDV: corresponde a la definición incluida en el artículo 2.2.2.1.4. del Decreto 1073 de 2015, o aquellos que lo modifiquen o sustituyan.”

“Respaldo Físico: corresponde a la definición incluida en el artículo 2.2.2.1.4. del Decreto 1073 de 2015, o aquellos que lo modifiquen o sustituyan.”

ARTÍCULO 3. Adicionar el parágrafo 2 al artículo 9 de la Resolución CREG 186 de 2020, el cual quedará así:

“Parágrafo 2. Los requisitos mínimos de la CREG que se aplicarán durante la ejecución de los contratos de suministro de tipo firme, serán los establecidos al momento de la suscripción del contrato realizado entre las partes, en los casos de contratos que tiene como fuentes de suministro campos que no hayan declarado comercialidad, y en los demás casos, serán los establecidos al momento del registro de los mismos ante el gestor del mercado. En todo caso, las partes podrán acogerse voluntariamente a cambios en dichos requisitos, en caso de que la CREG los modifique de manera general en forme posterior, previo al inicio de ejecución del contrato o durante la misma.

Para efectos de lo anterior, en el caso de contratos de campos que no han declarado comercialidad al momento de la suscripción del contrato, los vendedores deberán comunicar al gestor del mercado que se ha suscrito el contrato o acuerdo comercial o documento de compromiso asimilable, cuya fecha servirá de referencia, dentro de los diez (10) días hábiles siguientes a que ocurra la suscripción, anexando la información con que se cuente de la establecida en el numeral 1.1 del Anexo 1 de la presente Resolución.”

ARTÍCULO 4. Adicionar los numerales 5, 6 y 7 al artículo 11 de la Resolución CREG 186 de 2020, los cuales quedarán así:

“5. Los eventos de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña y eventos eximentes de cualesquiera de los tramos del contrato de transporte del SNT que contiene el punto de entrada que sirve como punto de entrega del respectivo contrato de suministro.

6. El evento eximente ocasionado por labores programadas para reparaciones técnicas o mantenimientos periódicos de cualesquiera de los tramos del contrato de transporte del SNT, que contiene el punto de entrada que sirve como punto de entrega del respectivo contrato de suministro, 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.

7. En el caso de los contratos de tipo firme que se registren por parte de los comercializadores de gas importado, con compradores que no lo destinan para la atención de la Demanda Esencial, se podrá pactar como un evento eximente de entrega del gas y, si así lo acuerdan las partes, la situación que se presenta cuando la nominación de regasificación de gas natural licuado total recibida, es decir, la suma de todas las nominaciones individuales recibidas para cualquier tipo de demanda, por el operador de la infraestructura de regasificación para un mismo día de gas, no sea igual o superior al valor del mínimo operativo técnico requerido por esa infraestructura para la regasificación del gas natural licuado.

La cantidad del mínimo operativo técnico deberá ser establecida en el contrato de suministro entre el comercializador de gas importado y el comprador, y deberá ser igual en cualquier contrato de suministro de ese mismo comercializador, independientemente del tipo de demanda que se contrata, siempre y cuando se trate de la misma infraestructura de regasificación.”

ARTÍCULO 5. Adicionar el numeral 5. al artículo 13 de la Resolución CREG 186 de 2020, el cual quedará así:

“5. En el caso de los contratos de tipo firme que se registren por parte de los comercializadores de gas importado, con compradores que lo destinan para la atención de la Demanda Esencial, se considerará como incumplimiento por parte del comercializador de gas importado, la no entrega del gas nominado por el comprador, cualquiera sea dicha cantidad, siempre que no supere la cantidad máxima contratada, sin excepción alguna, incluso cuando la nominación de regasificación de Gas natural licuado total recibida, es decir, la suma de todas las nominaciones individuales recibidas para cualquier tipo de demanda por el operador de la infraestructura de regasificación para un mismo día de gas, no sea igual o superior al valor del mínimo operativo técnico requerido por esa infraestructura para la regasificación del gas natural licuado.

La cantidad del mínimo operativo técnico deberá ser establecida en el contrato de suministro entre el comercializador de gas importado y el comprador, y deberá ser igual en cualquier contrato de suministro de ese mismo comercializador, independientemente del tipo de demanda que se contrata, siempre y cuando se trate de la misma infraestructura de regasificación.”

ARTÍCULO 6. Adicionar el parágrafo 6 al artículo 13 de la Resolución CREG 186 de 2020, el cual quedará así:

“Parágrafo 6. No habrá incumplimiento del contrato de suministro, cuando el vendedor entregue las cantidades contractuales nominadas por el comprador, con gas natural proveniente de otra fuente de suministro, propia o de un tercero, diferente a la que se previó en el contrato de suministro, siempre y cuando esto no le implique al comprador asumir por esta razón, mayores costos en las demás actividades de la cadena de prestación del servicio.”

ARTÍCULO 7. Modificar el literal a) del numeral 1. del artículo 19 de la Resolución CREG 186 de 2020, el cual quedará así:

a) “Cuando el suministro del gas natural provenga de las actividades que se relacionan en el artículo 2.2.2.2.24 del Decreto 1073 de 2015, o aquel que lo modifique, complemente o sustituya.”

ARTÍCULO 8. Adicionar el parágrafo 4 al artículo 19 de la Resolución CREG 186 de 2020, el cual quedará así:

“Parágrafo 4. Todos los vendedores deberán establecer un procedimiento de priorización en las negociaciones directas que desarrollen, para la asignación de las cantidades solicitadas por parte de los compradores que atienden directamente a usuarios que hacen parte de la Demanda Esencial, dado el caso de que el gestor del mercado obtenga un “año de gas con priorización” como resultado de lo establecido en el parágrafo 2 del artículo 24 de la presente resolución. Particularmente, se deberá tener en cuenta los aspectos establecidos en el literal d) y el parágrafo, ambos del artículo 22 de la presente resolución.”

ARTÍCULO 9. Modificar el Parágrafo del artículo 20 de la Resolución CREG 186 de 2020, los cuales quedarán así:

“Parágrafo. De esta disposición se exceptúan los siguientes casos: i.) La comercialización de gas en campos de hidrocarburos que se encuentren en pruebas extensas o sobre los cuales no se haya declarado su comercialidad, ii.) La comercialización de un campo aislado, iii.) La comercialización de gas importado 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, y iv.) La comercialización con destino a la demanda de gas natural eléctrica, en las condiciones establecidas en el Decreto 484 de 2024 y en la resolución 40142 del Ministerio de Minas y Energía o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

En los casos i), ii) y iii) anteriores las partes definirán las condiciones de los contratos que celebren. En el caso de que la modalidad corresponda a un contrato cuya ejecución se inicia durante las pruebas antes de declarar comercialidad en el que se 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, los contratos deberán incluir los requisitos mínimos establecidos en el Capítulo II del Título III de la presente Resolución.

ARTÍCULO 10. Modificar el artículo 22 de la Resolución CREG 186 de 2020, el cual quedará así:

“Artículo 22. Negociación de contratos de largo plazo. En los casos no previstos en el artículo 19 de esta Resolución, 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, dentro del plazo que establezca la CREG, mediante contratos de suministro firme CF95, C1, C2, opción de compra de gas y/o firmeza condicionada, cuya duración sea de 1 (uno) o más años. Dichos contratos se sujetarán a lo dispuesto en los capítulos I y II del título III de la presente Resolución.

Durante el primer semestre de cada año, la Dirección Ejecutiva de la CREG establecerá mediante circular el cronograma de toda la comercialización para el respectivo año.

En el mencionado cronograma la CREG establecerá, entre otros aspectos, la ventana de fechas para registrar ante el gestor del mercado los contratos suscritos como resultado de las negociaciones directas. Después de esta fecha no se podrán registrar contratos negociados bajo el mecanismo de negociaciones directas, exceptuando los casos permitidos en la regulación vigente.

Los contratos de modalidades de tipo firme o que garanticen firmeza que resulten de las negociaciones de fuentes de suministro cuyos vendedores no hayan realizado previamente las declaraciones de PTDVF, PTDV en pruebas y/o CIDVF no podrán registrarse ante el gestor del mercado y tendrá los efectos previstos en la Resolución CREG 186 de 2020.

Para la suscripción y el registro ante el gestor del mercado de los contratos de suministro se deberán tener en cuenta los siguientes aspectos:

a) Los contratos de suministro destinados a atender demanda regulada deberán tener como fecha de inicio del suministro 1 de diciembre del año en que se inicie el suministro, que podrá ser cualquiera con el que se cuente PTDVF/CIDVF declarada el gestor del mercado. La fecha de terminación del suministro deberá corresponder al 30 de noviembre del año que corresponda, que podrá ser cualquiera con el que se cuente PTDVF/CIDVF declarada el gestor del mercado.

b) Los contratos de suministro destinados a atender demanda no regulada deberán tener como fecha de inicio del suministro alguna de las dos siguientes fechas: i) cualquier momento del año comprendido entre el 1 de diciembre del año en que se realice la negociación directa y el 30 de junio del año inmediatamente siguiente o; ii) el 1 de diciembre del año en que se inicie el suministro, que podrá ser cualquiera con el que se cuente PTDVF y/o CIDVF. La fecha de terminación del suministro deberá corresponder al 30 de noviembre del año en que se cumpla el plazo de ejecución del contrato, que podrá ser cualquiera con el que se cuente PTDVF/CIDVF declarada el gestor del mercado.

c) 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, dado el caso que el inicio de la ejecución del suministro sea en el mismo año de negociación del contrato o en el siguiente año. En el caso de que el inicio de ejecución del suministro sea en un año posterior a alguno de los anteriormente mencionados, podrá pactarse la actualización del precio de inicio de ejecución del contrato, de acuerdo con lo establecido en el artículo 15 de la presente Resolución.

d) Dado el caso de que el gestor del mercado obtenga un “año de gas con priorización” como resultado de lo establecido en el parágrafo 2 del artículo 24 de la presente resolución, los vendedores del mercado primario deberán establecer para la asignación de las cantidades solicitadas para ser ejecutadas en ese año, un procedimiento de priorización en las negociaciones directas que desarrollen, para la asignación de las cantidades solicitadas por parte de los comercializadores que atienden directamente a usuarios regulados y no regulados que hacen parte de la Demanda Esencial y las solicitadas por parte de los usuarios no regulados que hacen parte de la Demanda Esencial. Para efectos de lo anterior se deberán tener en cuenta los siguientes aspectos:

i. En caso de que el vendedor utilice en la negociación directa un proceso de comercialización con base en algún tipo de subasta o en general, de concurrencia simultánea de varios compradores, se asignarán primero las cantidades solicitadas por los compradores que atienden directamente la Demanda Esencial de usuarios regulados, al Precio de Reserva establecido por el vendedor.

ii. Para los casos de la Demanda Esencial de usuarios no regulados el vendedor deberá establecer una priorización para dicha demanda, que de entre varias maneras de aplicación libre, podría corresponder a un proceso en el que el comercializador o el usuario no regulado decida solicitar la asignación prioritaria del total o parte de las cantidades resultantes del cálculo del Anexo 8 de la presente resolución. En ese caso, el precio del contrato resultante será el precio de cierre del mecanismo de concurrencia. Asimismo, el comercializador o usuario no regulado de la Demanda Esencial, podrá participar activamente en el proceso de concurrencia, caso en el que podrá comprar cantidades incluso superiores a las obtenidas del cálculo del Anexo 8 de la presente resolución.

iii. El Precio de Reserva, en caso de ser usado, deberá ser informado por el vendedor al gestor del mercado antes de iniciar cualquier proceso de negociación directa, el cual podrá ser utilizado exclusivamente para efectos de seguimiento, vigilancia y control de las autoridades del sector, incluyendo la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y la Superintendencia de Industria y Comercio. El gestor del mercado podrá recibir la información directamente por cualquier medio que éste establezca.

iv. En caso de que el vendedor utilice un proceso de comercialización con base en precio fijo, las cantidades disponibles se asignan primero a los compradores que representan a la Demanda Esencial, de acuerdo con las cantidades calculadas en el Anexo 8 de la presente Resolución.

v. En caso de haber excedentes de oferta de gas natural después de la asignación priorizada a la Demanda Esencial, los vendedores podrán ofrecer el gas natural a los compradores que atienden usuarios que no son parte de la Demanda Esencial de usuarios regulados. En ese caso, la asignación de las cantidades a la Demanda Esencial de los usuarios regulados se hará con el Precio de Reserva establecido por el vendedor.

vi. Para la determinación de las cantidades máximas a contratar para atender la Demanda Esencial, se deberá seguir el procedimiento establecido en el Anexo 8 de la presente Resolución.

vii. Es responsabilidad de los compradores del mercado primario que las solicitudes de compra que presenten a los vendedores y que tengan como destino atender directamente el consumo de los usuarios que hacen parte de la Demanda Esencial, contengan información veraz, dando cumplimiento a lo establecido en el Anexo 8 de la presente Resolución y en el marco de los comportamientos establecidos en la Resolución CREG 080 de 2019, en especial lo contemplado en el Capítulo II “Comportamientos que propenden por el cumplimiento de los fines de la regulación”.

viii. Es responsabilidad de los compradores del mercado primario que son priorizados para atender la Demanda Esencial, que el total de las cantidades contratadas, en caso de negociarse con más de un vendedor, no sea superior al valor obtenido de acuerdo con el numeral i.) del Anexo 8 de la presente Resolución.”

PARÁGRAFO. Cualquier proceso de concurrencia de interesados que se utilice por parte de los vendedores de cualquier fuente de suministro, sin excepciones, a partir del mecanismo de negociaciones directas, deberá cumplir con los siguientes principios:

a. Eficiencia: el desarrollo del mecanismo de mercado conducirá a la formación de precios eficientes y/o de asignaciones de cantidades eficientes, a través de procesos que reflejen el costo de oportunidad del recurso.

b. Publicidad: se garantizará mediante la publicación obligatoria en la página web de cada vendedor. El vendedor deberá informar al gestor del mercado de dicha situación y la dirección del enlace, en el mismo día de la publicación en su página web, y el gestor del mercado publicará en un menú dedicado a ello en el BEC, el aviso dado por cada vendedor al día siguiente de haberlo recibido, junto con la dirección web del enlace respectivo.

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.”

ARTÍCULO 11. Modificar el artículo 23 de la Resolución CREG 186 de 2020, el cual quedará así:

“Artículo 23. Negociación de contratos de las modalidades C1 y C2. En las negociaciones directas del suministro bajo las modalidades contractuales C1 y C2 deberá tenerse en cuenta adicionalmente, las siguientes limitaciones:

1. Las cantidades de energía pactadas en los contratos de suministro C1 son firmes y se compondrán de un 30% fijo y una parte variable por el 70% restante.

El suministro de la parte fija al igual que la parte variable que se ejecute deberá pagarse al mismo precio, pactado en el contrato.

En condiciones normales de abastecimiento, es decir que no se haya declarado un racionamiento programado de gas natural por parte del Ministerio de Minas y Energía, las cantidades asociadas a la opción de compra se podrán ejercer únicamente para su consumo y no para reventa. Los titulares de los derechos de suministro de estos contratos sólo podrán vender contratos de suministro en el mercado secundario o en contratos con interrupciones por una cantidad menor o igual al componente fijo. El despacho de dichos contratos del mercado secundario o con interrupciones estará sujeto a que el titular de los derechos de suministro de los contratos de suministro C1 no ejerza su opción de solicitar más del 30% de su cantidad de energía contratada.

En caso de que se declare un evento de racionamiento programado en el mercado nacional, según se contempla en el Decreto 880 de 2007 compilado por el Decreto 1073 de 2015, o aquellos que lo modifiquen o sustituyan, y sólo mientras dure dicho evento, el total de las cantidades nominadas cada día correspondiente a contratos de suministro C1 podrán ser comercializadas en el mercado secundario según lo dispuesto en el Titulo IV de la presente Resolución.

2. Las cantidades de energía pactadas en los contratos de suministro C2 se compondrán de un firme 75% fijo y el 25% restante como opción de venta por parte del productor-comercializador o el comercializador de gas importado. La entrega del 25% sólo se podrá restringir por la ejecución de las partes variables de contratos de suministro C1 vendidas por el mismo productor-comercializador o el comercializador de gas importado. Esta restricción deberá ser por la cantidad mínima necesaria para cumplir las obligaciones de la parte variable de los contratos C1 que se hayan ejecutado y sólo en casos en que el vendedor no cuente con gas en firme disponible para cumplir con sus obligaciones de contratos C1.

En tal evento el productor-comercializador o el comercializador de gas importado restringirá el suministro a los contratos de suministro C2 en un mismo porcentaje para todos y cada uno de los contratos de suministro C2 que él haya suscrito.

El suministro de la parte fija al igual que la parte variable que se ejecute deberá pagarse al mismo precio, pactado en el contrato.

3. Ejecución de contratos

a) A más tardar a las 13:45 horas del día de gas, los titulares de los derechos de suministro de contratos C1 declararán a su vendedor las cantidades de la parte variable que desean tener disponible para el día D+1. Dicha declaración corresponderá a las cantidades preliminares que desea ejecutar de sus contratos y que para efectos comerciales serían las cantidades a facturar adicionales a la parte fija de estos contratos.

b) A más tardar a las 14:15 horas del día de gas, cada vendedor de contratos de suministro C1 y/o C2 deberá informar a sus compradores, de acuerdo con la declaración de ejecución de la parte variable de sus contratos C1 de que trata el literal a) anterior, las cantidades preliminares asignadas comercialmente a cada comprador y que estarían disponibles para nominar en cada uno de los contratos C1 y C2 para el día D+1.

c) Teniendo en cuenta la información suministrada por los vendedores de las cantidades preliminares disponibles para el día D+1, los titulares de derechos de suministro de contratos C1 que sean a su vez titulares de contratos C2, podrán modificar su solicitud de ejecución de la parte variable de contratos C1 declarando la nueva cantidad a su vendedor, que sólo podrá ser mayor a la cantidad preliminar declarada, a más tardar a las 14:45 horas del día de gas.

d) A partir de la información declarada en el literal c) anterior, los vendedores de contratos de suministro C1 y C2 calcularán las cantidades disponibles para entregar el día D+1 de los contratos C2 e informarán a las contrapartes la ejecución definitiva de los contratos C1 así como las cantidades definitivas disponibles para entrega r el día D+1 de contratos C2 a más tardar a las 15:15 del día de gas.

Las cantidades definitivas de que trata el literal d) anterior serán las cantidades a tener en cuenta para efectos de facturación por parte del vendedor y no podrán ser modificadas. La nominación por parte de los compradores deberá enmarcarse dentro de las cantidades ejecutadas y disponibles.

PARÁGRAFO. Para efectos de cumplimiento de lo establecido en el artículo 2.2.2.2.16 del Decreto 1073 de 2015, o aquel que lo modifique o sustituya, los contratos de suministro C2 se contarán como contratos que garantizan firmeza en las cantidades correspondientes a las contratadas multiplicadas por el porcentaje de firmeza establecida en el numeral 2 del presente artículo.”

ARTÍCULO 12. Modificar el artículo 24 de la Resolución CREG 186 de 2020, el cual quedará así:

“Artículo 24. Cantidades disponibles en el mercado. Para efectos de la declaración de información de las cantidades de oferta de los vendedores del mercado primario, se deberán tener en cuenta los siguientes aspectos:

a) Los vendedores a los que se hace referencia en el artículo 16 de esta Resolución deberán declarar al gestor del mercado la oferta de PTDVF, la oferta de PTDV en pruebas y la oferta de CIDVF, según sea el caso, de todas las fuentes de suministro, sin excepción ninguna, a partir de la cuales se pretendan negociar y/o registrar contratos bajos las modalidades de tipo firme establecidas en los numerales 1, 2, 3, 5, 7 y 8 del artículo 8 y cualquier modalidad que se negocie con base en lo establecido en el parágrafo del artículo 20, en las fechas contenidas en el cronograma mencionado en el artículo 22, todos estos de la presente Resolución.

b) El gestor del mercado hará pública la información declarada de acuerdo con el literal a) anterior, en el plazo fijado en el cronograma establecido en el artículo 22 de la presente Resolución.

c) La oferta de PTDVF, la oferta de PTDV en pruebas o la oferta de CIDVF de una fuente de suministro deberá ser igual o inferior al valor vigente de la PTDV o CIDV, según corresponda, publicada por el Ministerio de Minas y Energía en cumplimiento del artículo 2.2.2.2.21 del Decreto 1073 de 2015.

d) En cualquier caso, la oferta de CIDVF deberá estar respaldada, previamente a la declaración que se realice al gestor del mercado, con contratos que permitan al comercializador de gas importado el acceso y derecho de uso de capacidad suficiente para inyectar gas natural proveniente de las infraestructuras de importación de gas natural, con el fin de cumplir con la entrega diaria del suministro garantizado, ya sea mediante Infraestructuras de Regasificación o mediante Interconexiones Internacionales, estén o no conectadas físicamente al SNT.

e) Para el registro ante el gestor del mercado de los contratos de modalidades de tipo firme resultantes de las negociaciones de gas obtenido en el exterior, el vendedor deberá entregar previamente al gestor del mercado copia de uno o varios contratos de obtención de gas en el exterior o documentos asimilables, ya sea que con ellos se cumpla con alguna de las siguientes dos condiciones: i.) Unos plazos de ejecución y cantidades de suministro del gas natural obtenidas en el exterior, por lo menos iguales a la duración y cantidades comprometidas en los contratos a registrar al Gestor del Mercado, en MBTUD; o ii.) Unas cantidades totales de gas natural obtenido en el exterior, o almacenadas en las plantas de regasificación, medidas en unidades de energía MBTU, que sean iguales o superiores a las cantidades de gas natural, medidas en las mismas unidades de energía, de los contratos a registrar al Gestor del Mercado.

f) El gestor del mercado deberá evidenciar, previo a la realización del registro de contrato de suministro de los comercializadores de gas importado, que la suma de las cantidades diarias contratadas totales de la infraestructura de regasificación a utilizar para cumplir dichos contratos de suministro, es igual o superior al valor del mínimo operativo técnico requerido de regasificación de esa misma infraestructura de regasificación de la que se hará uso. En caso de no cumplirse con esta condición, no se permitirá el registro del contrato de suministro y así lo hará saber el gestor del mercado a las partes del contrato que se desea registrar.

g) El gestor del mercado deberá calcular y publicar diariamente las cantidades diarias promedio mes remanentes de la PTDV y/o CIDV, para cada uno de los siguientes sesenta (60) meses, de cada fuente de suministro, tomando el valor de la PTDV y/o CIDV de la más reciente declaración de producción publicada por el Ministerio de Minas y Energía para dicha fuente y descontando las cantidades que se han registrado en contratos de tipo firme, desde esa fecha de publicación del Ministerio de Minas y Energía hasta el día hábil anterior al día de la publicación de la actualización diaria.

h) El gestor del mercado deberá calcular y publicar diariamente las cantidades diarias promedio mes remanentes, para cada uno de los siguientes sesenta (60) meses de la PTDVF, la PTDV en pruebas y/o CIDVF, de cada fuente de suministro, tomando el valor de la PTDVF, la PTDV en pruebas y/o CIDVF de la más reciente declaración presentada por el vendedor al gestor del mercado y descontando las cantidades que se han registrado en contratos de tipo firme o de las modalidades establecidas de acuerdo con el parágrafo del artículo 20 de la presente resolución, desde esa fecha de declaración al gestor del mercado hasta el día hábil anterior al día de la publicación de la actualización diaria. El gestor del mercado deberá discriminar los valores remanentes de PTDVF, PTDV en pruebas y/o CIDVF, para los contratos de modalidades OCG y CFC, en consistencia con lo establecido en el Anexo 7 de la presente resolución.

i) Los vendedores de las fuentes de suministro contempladas en los literales a), b) y c) del numeral 1 del artículo 19 de la presente Resolución, deberán declarar al gestor del mercado las nuevas cantidades mayores o menores de oferta de PTDVF y PTDV en pruebas que surjan por variación en la información disponible al momento de la declaración inicial de acuerdo con el cronograma publicado, en el primer día hábil del mes siguiente a su ocurrencia.

En la nueva declaración al gestor del mercado se deberá anexar un documento que exponga las razones que expliquen dichas cantidades mayores o menores, cuando no haya sido originada por ventas en contratos de tipo firme o por nuevas declaraciones de PTDV realizadas al MME. Estos documentos serán entregados en caso de que alguna autoridad competente los solicite, así como para uso de la CREG en los análisis y seguimiento de la regulación vigente.

j) Los vendedores del mercado primario podrán, en cualquier momento, actualizar al gestor del mercado la oferta de PTDVF, únicamente para suscribir y registrar contratos de la modalidad de suministro de contingencia.

k) Los vendedores del mercado primario podrán, en cualquier momento, actualizar al gestor del mercado la oferta de CIDVF.

l) Dado el caso de que el MME publique una nueva declaración de PTDV y/o CIDV de una fuente de suministro, con posterioridad a la publicación utilizada para la declaración de PTDVF, PTDV en pruebas y/o CIDVF inicial del cronograma anual, el vendedor de dicha fuente podrá modificar la declaración de PTDVF, PTDV en pruebas y/o CIDVF de esa misma fuente de suministro, como máximo en los cinco (5) días hábiles siguientes a la fecha de publicación realizada por el MME.

PARÁGRAFO 1. La oferta de PTDVF, la oferta de PTDV en pruebas o la oferta de CIDVF, de una fuente de suministro según corresponda, no deberá contener oferta comprometida firme, . En el “Anexo 7 de esta Resolución se establece la forma de cálculo de la oferta comprometida firme,  y de la oferta disponible en firme, ODF, para contratos de las modalidades CFC y OCG.

PARÁGRAFO 2. El gestor del mercado, dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la primera publicación de cada año de la Declaración de Producción de Gas Natural por parte del Ministerio de Minas y Energía o por quien corresponda, deberá desarrollar el procedimiento de cálculo establecido en el Anexo 9 de la presente Resolución y publicará el resultado obtenido para cada uno de los siguientes diez (10) años de gas.”

ARTÍCULO 13. Modificar el artículo 31 de la Resolución CREG 186 de 2020, el cual quedará así:

“Artículo 31. Negociaciones directas de gas natural. Con excepción de los usuarios no regulados, los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en los artículos 29 y 30 de esta Resolución podrán negociar directamente la compraventa de gas natural en el mercado secundario, de acuerdo con lo señalado en el artículo 33 de la presente resolución. 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 del gas natural que se comercialice mediante estas negociaciones directas.”

ARTÍCULO 14. Adicionar el parágrafo 2 y el parágrafo 3 al artículo 33 de la Resolución CREG 186 de 2020, los cuales quedarán así:

“Parágrafo 2. A partir del 1 de diciembre de 2024, excepto para los casos de contratos de tipo firme para ser ejecutados en cualesquiera de los tres (3) días hábiles siguientes al día de su registro ante el gestor del mercado y siempre y cuando el contrato haya sido negociado dentro de los tres (3) días hábiles antes de su registro, todos los agentes que deseen hacer negociaciones directas en el mercado secundario, están obligados a entregar la información establecida en este artículo, antes de adelantar cualquier negociación de compraventa y, en el caso de los vendedores, adicionalmente deberán informar si el gas es de origen nacional u obtenido en el exterior. En caso de no cumplirse con estos requisitos, el gestor del mercado deberá informarlo a las partes, abstenerse de registrar el contrato y dar aviso a las autoridades de vigilancia y control.

Una vez publicada la información recibida por el gestor del mercado, los agentes podrán hacer uso de la plataforma del BEC dispuesto para ello, o de otras plataformas, para realizar las negociaciones directas, como se establece en el artículo 34 de la presente resolución.

PARÁGRAFO 3. Las cantidades de suministro excedentarias contratadas por un comercializador en el mercado primario o en el mercado secundario, registradas para atender a la demanda regulada, deberán ser ofrecidas en primera instancia a los demás compradores del mercado secundario que solicitan el suministro para atender directamente la demanda regulada de sus propios mercados de comercialización. En el caso de empresas comercializadoras en que exista vinculación económica, se podrán negociar prioritariamente dichas cantidades entre ellas, aplicando lo establecido en el artículo 4 de la Resolución CREG 112 de 2007.

En el caso de que no haya compradores que soliciten cantidades al comercializador que ofrece excedentes de cantidades compradas para atender su propia demanda regulada, el comercializador con excedentes podrá atender con ellos su propia demanda no regulada o negociarla con compradores que los destinen a atender demanda diferente a la demanda regulada. Para efectos de lo anterior, tanto los vendedores como los compradores incluirán en la información requerida en los numerales 1 y 2 anteriores, qué cantidades están ofertadas como excedentes para atender demanda regulada y qué cantidades están solicitadas para atender demanda regulada, respectivamente.”

ARTÍCULO 15. Modificar el artículo 35 de la Resolución CREG 186 de 2020, el cual quedará así:

“Artículo 35. Registro en el BEC. Los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en los Artículos 29 y 30 de esta Resolución deberán registrarse en el BEC para tener acceso a información sobre ofertas de venta y solicitudes de compra en el mercado secundario. El registro en el BEC no conllevará el pago de cargos adicionales y se realizará ante el gestor del mercado, a través del medio electrónico y los formatos que éste defina.

La información que el gestor del mercado solicite a través de los formatos de registro en el BEC por lo menos le deberá permitir identificar si el participante del mercado que desea registrarse corresponde a uno de los vendedores o compradores a los que se hace referencia en los Artículos 29, y 30 de esta Resolución, y si quien adelanta el trámite está facultado para representar a dicho vendedor o comprador.

ARTÍCULO 16. Modificar el literal A. del artículo 40 de la Resolución CREG 186 de 2020, el cual quedará así:

A. “Negociación de contratos con interrupciones del mercado primario. Los vendedores y compradores del mercado primario podrán negociar directamente contratos con interrupciones en el mes previo al mes de inicio de su ejecución. Para lo anterior, cada vendedor deberá cumplir con los mismos criterios establecidos en el parágrafo del artículo 22 de la presente resolución y en las condiciones de negociación de los contratos se deberá indicar el criterio objetivo y neutral que será utilizado por el vendedor para definir durante la ejecución de los contratos, qué nominaciones que hagan los compradores serán las que se autorizarán para la entrega en el día de gas.

Para efectos de lo anterior, en ningún caso un vendedor del mercado primario podrá registrar en un solo contrato con interrupciones, una cantidad superior a la PTDV/CIDV remanente de la fuente de suministro del contrato, para el período de ejecución del mismo. Sin embargo, la suma de la totalidad de las cantidades de los contratos con interrupciones de una misma fuente de suministro podrá ser superior a la PTDV/CIDV remanente de dicha fuente para el período de ejecución de los mismos.

Para la ejecución diaria de los contratos con interrupciones de una misma fuente de suministro, el vendedor podrá autorizar las nominaciones de los compradores hasta un total que no supere la PTDV/CIDV del día de ejecución de los contratos de esa fuente de suministro. El precio de ejecución del contrato será el precio único acordado contractualmente.

ARTÍCULO 17. Modificar el Anexo 7 de la Resolución CREG 186 de 2020, el cual quedará así:

“Anexo 7

Oferta comprometida firme

Para calcular la oferta comprometida firme se utilizarán las siguientes ecuaciones:

(ecuación 1)

solo si:

(ecuación 2)

solo si:

(ecuación 3)

Donde:

	Oferta comprometida firme de la fuente , del año t, del productor- comercializador o comercializador de gas importado S y para el mes m. 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  de la fuente , del año t, del productor-comercializador o comercializador de gas importado S y para el mes m. Este valor se expresará en MBTUD.
	Oferta comprometida firme de contratos firmes al 95% CF95 de la fuente , del año t, del productor-comercializador o comercializador de gas importado S y para el mes m. Este valor se expresará en MBTUD.
	Oferta comprometida firme de contratos de suministro con firmeza condicionada  de la fuente , del año t, del productor- comercializador o comercializador de gas importado S y para el mes m. Este valor se expresará en MBTUD.
	Oferta comprometida firme de contratos de opción de compra de gas  de la fuente , del año t, del productor-comercializador o comercializador de gas importado S y para el mes m. Este valor se expresará en MBTUD.
	Oferta comprometida firme de contratos de opción de compra de gas contra exportaciones OCGX de la fuente , del año t, del productor - comercializador o comercializador de gas importado S y para el mes m. Este valor se expresará en MBTUD.
	Oferta comprometida en contratos de suministro C1 de la fuente , del año t, del productor-comercializador o comercializador de gas importado S y para el mes m. Este valor se expresará en MBTUD
	Oferta comprometida en contratos de suministro C2 de la fuente , del año t, del productor-comercializador o comercializador de gas importado S y para el mes m. Este valor se expresará en MBTUD.
	Porcentaje sobre la cantidad máxima de los contratos de suministro C1 que corresponde a firme, correspondiente a treinta por ciento (30%).
	Porcentaje sobre la cantidad máxima de los contratos de suministro C2 que corresponde a firme, correspondiente a treinta por ciento (30%).
	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 8 de esta Resolución.
	Oferta disponible en firme para contratos de suministro OCG de la fuente , del año t, del productor–comercializador o comercializador de gas importado S y para el mes m. Este valor se expresará en MBTUD.
	Oferta disponible en firme para contratos de suministro CFC de la fuente , del año t, del productor–comercializador o comercializador de gas importado S y para el mes m. Este valor se expresará en MBTUD.

Para cada uno de los meses m el gestor del mercado calculará y publicará en el BEC la oferta comprometida firme .

Cuando en la ecuación anterior ocurre que:

Los vendedores sólo podrán ofrecer la diferencia, , a través de contratos de opción de compra de gas, .

Cuando, por el contrario, ocurre que:

Los vendedores sólo podrán ofrecer la diferencia, , a través de contratos de suministro con firmeza condicionada, .”

ARTÍCULO 18. Adicionar el Anexo 8 a la Resolución CREG 186 de 2020, el cual quedará así:

“Anexo 8

Priorización de la Demanda Esencial

El siguiente será el procedimiento a ser desarrollado por los vendedores y compradores del mercado primario mediante el mecanismo de la negociación directa, con el fin de asignar con prioridad, la contratación del suministro de las cantidades requeridas por los compradores para atender los usuarios que son parte de la Demanda Esencial. Lo anterior aplica a cualquier fuente de suministro, ya sea de gas natural de producción nacional o de gas natural obtenido en el exterior, sin excepción alguna:

i.) Cálculo por cada comprador c que atiende directamente Demanda Esencial, de la cantidad a contratar:

Donde:

	Cantidad máxima total de solicitud de compra para el período de consumo p, por el comprador c que atiende directamente la Demanda Esencial, para cada numeral n establecido en la definición de Demanda Esencial del artículo 2.2.2.1.4 del Decreto 1073 de 2015, en MBTUD.
	Valor de consumo del mes con el mayor promedio diario de consumo según el Sistema Único de Información - SUI, por el comprador c, para la atención directa de cada numeral n establecido en la definición de Demanda Esencial del artículo 2.2.2.1.4 del Decreto 1073 de 2015 del mismo período de consumo p, del año calendario anterior al año en que se realizan las negociaciones directas, calculadas en MBTUD utilizando un factor de equivalencia de 37,080 btu/m3.
	Cantidad total contratada al momento de la realización de las nuevas solicitudes de compra a los vendedores del mercado primario, de tipo firme, por el comprador c o el nuevo comprador c, para atender directamente la Demanda Esencial, para el período de consumo p, en MBTUD. Este valor es igual a la suma de las cantidades contratadas vigentes, tanto en el mercado primario como en el mercado secundario con la resta de las cantidades vendidas en el Mercado Secundario con destino a Demanda Esencial, para atender el período de consumo p, para cada numeral n establecido en la definición de Demanda Esencial del artículo 2.2.2.1.4 del Decreto 1073 de 2015.

Con:

	Cantidad total de energía consumida por la Demanda Esencial atendida por el comprador c, entre el período transcurrido del mes de enero del año anterior al año a de realización de la negociación al mes de diciembre de ese mismo año, para cada numeral n establecido en la definición de Demanda Esencial del artículo 2.2.2.1.4 del Decreto 1073 de 2015, en MBTU.
	Cantidad total de energía consumida por la Demanda Esencial atendida por el comprador c, entre el período transcurrido del mes de enero del segundo año anterior al año a de la negociación al mes de diciembre de ese mismo año, para cada numeral n establecido en la definición de Demanda Esencial del artículo 2.2.2.1.4 del Decreto 1073 de 2015, en MBTU.
	Son en su orden: 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.
	Período de consumo, que corresponde a los mismos meses en que se ejecutará el contrato.

La cantidad de solicitudes de compra de un comprador del mercado primario con el fin de atender directamente la Demanda Esencial, para cada numeral n establecido en la definición de Demanda Esencial del artículo 2.2.2.1.4 del Decreto 1073 de 2015, no podrá ser superior al valor obtenido . Será responsabilidad del agente comprador el cálculo de dicho valor y de que se cumpla la condición presente.

En el caso de que haya un nuevo comprador c que representa parte de la Demanda Esencial, que en el año 2022 o en el año 2023 era atendida por otro comprador c, el comprador saliente del año 2022 o del año 2023 deberá facilitar la información del consumo DE_c,p,2023 y CR_c,p-1,n al nuevo comprador c y toda aquella que se requiera para efectuar los cálculos aquí descritos.

i.) En cada una de las solicitudes de compra del mercado primario el comprador deberá incluir como mínimo, la cantidad total solicitada de la fuente de suministro, discriminando la cantidad solicitada para atender la Demanda Esencial para cada numeral n establecido en la definición de Demanda Esencial del artículo 2.2.2.1.4 del Decreto 1073 de 2015, en MBTUD. Dicha información deberá ser tenida en cuenta por cada uno de los vendedores de la fuente de suministro solicitada, para efectos de la asignación priorizada de las cantidades ofertadas para esa fuente de suministro.

ii.) El vendedor de la fuente de suministro deberá priorizar la asignación de las cantidades ofertadas de la siguiente manera:

a. Si las cantidades ofertadas son iguales o superiores al total de las cantidades solicitadas por los compradores para atender la totalidad de la Demanda Esencial, el vendedor asignará primero el total de las cantidades para atender la Demanda Esencial, pudiendo negociar el suministro de las cantidades excedentarias de la oferta con los agentes que representan la demás demanda.

b. Si las cantidades ofertadas son menores al total de las cantidades solicitadas por los compradores para atender la Demanda Esencial, el vendedor asignará las cantidades ofertadas, así:

i. Asigna las cantidades ofertadas a las cantidades totales solicitadas por los compradores que no pueden acudir a otras fuentes de suministro por limitaciones en la configuración del sistema de transporte del que recibe el gas, en el mismo orden que aparece en la definición de Demanda Esencial en el artículo 2.2.2.1.4 del Decreto 1073 de 2015.

ii. Las cantidades ofertadas remanentes serán asignadas a las cantidades totales solicitadas por los demás compradores, en el mismo orden que aparece en la definición de Demanda Esencial en el artículo 2.2.2.1.4 del Decreto 1073 de 2015, hasta que llegue al numeral en que las cantidades ofertadas remanentes no son suficientes para atender la totalidad solicitada por todos los compradores de tal numeral.

iii. Las cantidades ofertadas remanentes serán asignadas entre los compradores del numeral con cantidades insuficientes de oferta, así:

Donde:

Cociente de participación del comprador c, para el período de consumo p, para atender el numeral n de la Demanda Esencial directamente.

iv.) El vendedor del mercado primario asignará las cantidades disponibles para el numeral n de la Demanda Esencial, así:

Donde:

	Cantidad a asignar al comprador c, para el período de consumo p, para atender el numeral n de la Demanda Esencial, en MBTUD.
	Cantidad remanente disponible del vendedor v, en MBTUD, después de asignar las cantidades a los numerales n anteriores de la Demanda Esencial.”

ARTÍCULO 19. Adicionar el Anexo 9 a la Resolución CREG 186 de 2020, el cual quedará así:

“Anexo 9

Períodos de Priorización

El gestor del mercado en cada año de comercialización de gas, deberá ejecutar los siguientes cálculos y publicar sus resultados, para cada uno de los siguientes nueve (9) años de gas:

Donde:

	Cociente de oferta nacional.
	Cantidad total de suministro de gas de producción nacional, contratada en cantidad constante bajo la modalidad CF95, para ser ejecutada de en la totalidad del año a de gas, resultante de la suma de las cantidades registradas ante el gestor del mercado en el mercado primario, para atender el sector c de contratación. Valor dado en MBTUD.
	Cantidad total de suministro de gas de producción nacional, contratada en cantidad constante bajo la modalidad firme CF y cualquier otra modalidad donde se garantice el suministro continuo sin interrupciones, para ser ejecutada en la totalidad del año a de gas, resultante de la suma de las cantidades registradas ante el gestor del mercado en el mercado primario, para atender el sector c de contratación. Valor dado en MBTUD.
	Cantidad total de suministro de gas de producción nacional, contratada en cantidad constante bajo la modalidad CFC, para ser ejecutada en la totalidad del año a de gas, resultante de la suma de las cantidades registradas ante el gestor del mercado en el mercado primario, para atender el sector c de contratación. Valor dado en MBTUD.
	Cantidad total de suministro de gas de producción nacional, contratada en cantidad constante bajo la modalidad OCG, para ser ejecutada en la totalidad del año a de gas, resultante de la suma de las cantidades registradas ante el gestor del mercado en el mercado primario, para atender el sector s de contratación. Valor dado en MBTUD.
	Cantidad total de suministro de gas de producción nacional, contratada en cantidad constante bajo la modalidad “Take or Pay”, para ser ejecutada en la totalidad del año a de gas, resultante de la suma de las cantidades registradas ante el gestor del mercado en el mercado primario, para atender el sector c de contratación. Valor dado en MBTUD.
	Cantidad total de suministro de gas de producción nacional, contratada en cantidad constante bajo la modalidad C1, para ser ejecutada en la totalidad del año a de gas, resultante de la suma de las cantidades registradas ante el gestor del mercado en el mercado primario, para atender el sector c de contratación. Valor dado en MBTUD.
	Cantidad total de suministro de gas de producción nacional, contratada en cantidad constante bajo la modalidad C2, para ser ejecutada en la totalidad del año a de gas, resultante de la suma de las cantidades registradas ante el gestor del mercado en el mercado primario, para atender el sector c de contratación. Valor dado en MBTUD.
	Consumo promedio mensual proyectado por la UPME en la publicación más reciente de las “Proyecciones de Demanda de Energía Eléctrica y Gas Natural” en el “Escenario Medio”, a la fecha de realización del cálculo, para el año a del sector s de consumo. Valor dado en MBTUD. En el caso del sector de consumo terciario proyectado por la UPME, este será asimilado al sector comercial contratado en el mercado primario. Para el consumo proyectado en el caso del sector refinerías, el valor a sumar corresponderá a la diferencia entre el valor proyectado por la UPME en el sector petrolero para el consumo en refinerías y la cantidad declarada al Ministerio de Minas y Energía como PC para atender el consumo propio de las refinerías.
	Menor valor mensual de PTDV, obtenido a partir de la comparación entre la suma de los valores de cada mes del año a de gas de la totalidad de las fuentes de suministro declaradas al gestor del mercado, excluyendo las correspondientes a los campos aislados. Valor dado en MBTUD.
	Sector de consumo proyectado por la UPME: 1. Residencial, 2. Industrial, 3. Terciario, 4. Transporte con GNC, 5. Refinerías, 6. Petroquímico, 7. Compresores del SNT.
	Sector de contratación registrado en el Mercado Primario: 1. Transporte de gas, 2. Residencial, 3. Comercial, 4. GNVC, 5. Refinerías, 6. Industrial, 7. Petroquímica, 8. Otros.
	Año de gas que transcurre entre el 1 de diciembre y el 30 de noviembre del año siguiente.

CON_a < 1.00

“año a de gas con priorización”

CON_a => 1.00

“año a de gas sin priorización”

ARTÍCULO 20. VIGENCIA DE LA PRESENTE RESOLUCIÓN. La presente resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial y deroga los numerales 3. y 5. del artículo 5 y los anexos 4 y 6, todos los anteriores de la Resolución CREG 186 de 2020.

PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE

OMAR ANDRÉS CAMACHO MORALES
Ministro de Minas y Energía
Presidente

ANTONIO JIMENEZ RIVERA

Director Ejecutivo