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Resolución 1 de 2017 CREG

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RESOLUCIÓN 1 DE 2017

(enero 11)

Diario Oficial No. 50.136 de 3 de febrero de 2017

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

<NOTA DE VIGENCIA: Resolución derogada por el articulo 55 de la Resolución 114 de 2017>

Por la cual se adiciona un numeral al Anexo 2 de la Resolución CREG 089 de 2013.

LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS,

en ejercicio de sus atribuciones constitucionales y legales, en especial las conferidas por las Leyes 142 y 143 de 1994, y en desarrollo de los Decretos 1523, 2253 de 1994, 2100 de 2011 y 1260 de 2013,

CONSIDERANDO QUE:

El inciso tercero del artículo 333 de la Constitución Política establece que el 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 los servicios públicos son inherentes a la finalidad social del Estado y es su deber 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 en todo caso, el Estado mantendrá la regulación, el control y la vigilancia de dichos servicios.

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 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.

Mediante la Resolución CREG 089 de 2013 la CREG expidió disposiciones relacionadas con los aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, que hacen parte del reglamento de operación de gas natural. La resolución mencionada contiene el conjunto de disposiciones aplicables a las negociaciones del suministro y del transporte del gas natural utilizado efectivamente como combustible que se realicen en el mercado primario y en el mercado secundario.

En el numeral 6 del artículo 6o Servicios a cargo del gestor del mercado de la resolución en mención, se establece lo siguiente:

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

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

El Anexo 2 de la Resolución CREG 089 de 2013 “Información transaccional y operativa” señala la información que el gestor del mercado recopilará, verificará, publicará y conservará del mercado mayorista de gas natural.

La Comisión encuentra necesario que periódicamente se calculen indicadores del mercado mayorista de gas con el propósito de dar apoyo y una mayor transparencia para el desempeño de las labores regulatorias, de supervisión y control, asimismo, para brindar información con valor agregado que es relevante para la toma de decisiones de los diferentes actores del sector interesados en el funcionamiento y desempeño del mercado mayorista de gas natural.

Según lo previsto en el artículo 8o del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo y teniendo en cuenta lo dispuesto por el Decreto 1078 de 2015, la regulación que mediante la presente resolución se adopta ha surtido el proceso de publicidad previo correspondiente, habiéndose puesto en consulta la Resolución CREG 062 de 2016 y recibido comentarios de diferentes agentes, cuyo análisis está contenido en el Documento CREG D-001 del 2017 de fecha 11 de enero de 2017.

Según lo señalado en el Decreto 2897 de 2010 y en el Decreto 1074 de 2015, no se informó de esta Resolución a la Superintendencia de Industria y Comercio por cuanto se evaluó que no tiene incidencia sobre la libre competencia.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión No. 756 de fecha 11 de enero de 2017, acordó por unanimidad expedir esta resolución,

RESUELVE:

ARTÍCULO 1o. ADICIÓNESE UN NUMERAL AL ANEXO 2 DE LA RESOLUCIÓN CREG 089 DE 2013. <Resolución derogada por el articulo 55 de la Resolución 114 de 2017> Adiciónense el numeral 7 al Anexo 2 de la Resolución CREG 089 de 2013, así:

“7. Indicadores del mercado primario (MP)

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

No.IndicadorQué mideVisible para
MP1Antes del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 089 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya, calcular:

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

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

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

Horizonte de cálculo: para todos los meses en donde haya declaración de las variables PP y PTDV.
Los indicadores nacional y por fuente para el público general y los indicadores por productor para la SSPD, SIC y CREG.
MP2Antes del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 089 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya, calcular:

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

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

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

Horizonte de cálculo: para todos los meses en donde haya declaración de las variables PTDVF, CIDVF, PTDV y CIDV.
Los indicadores nacional y por fuente para el público general y los indicadores por productor para la SSPD, SIC y CREG.
MP3
Antes del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 089 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya, calcular:

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

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

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

Horizonte de cálculo: para todos los meses en donde haya declaración de las variables PTDVF y PP.
Los indicadores nacional y por fuente para el público general y los indicadores por productor para la SSPD, SIC y CREG.
MP4Calcular toda la oferta comprometida en contratos firmes, contratos de suministro con firmeza condicionada y contrato de opción de compra de gas, en relación con la producción total disponible para venta (PTDV) y las cantidades de gas importadas disponibles para la venta (CIDV), según las definiciones del Decreto 2100 de 2011 compilado por el Decreto 1073 de 2015 y la Resolución CREG 089 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya. En la oferta comprometida también deben incluirse aquellos contratos vigentes y negociados antes de la entrada en operación del gestor del mercado de gas natural.

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

Periodicidad de cálculo: todos los meses.

Horizonte de cálculo: para todos los meses en donde haya oferta comprometida.
Los indicadores nacional y por fuente para el público general y los indicadores por productor para la SSPD, SIC y CREG.
MP5Calcular toda la oferta comprometida en contratos firmes, contratos de suministro con firmeza condicionada y contrato de opción de compra de gas, en relación con la Producción total disponible para la venta en firme (PTDVF) y las cantidades importadas disponibles para la venta en firme (CIDVF), según las definiciones del Decreto 2100 de 2011 compilado por el Decreto 1073 de 2015 y la Resolución CREG 089 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya. En la oferta comprometida también deben incluirse aquellos contratos vigentes y negociados antes de la entrada en operación del gestor del mercado de gas natural.

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

Periodicidad de cálculo: todos los meses.

Horizonte de cálculo: para todos los meses en donde haya oferta comprometida.
Los indicadores nacional y por fuente para el público general y los indicadores por productor para la SSPD, SIC y CREG.
MP6Calcular toda la oferta comprometida en contratos firmes, contratos de suministro con firmeza condicionada y contrato de opción de compra de gas, en relación con el potencial de producción (PP), según las definiciones del Decreto 2100 de 2011 compilado por el Decreto 1073 de 2015 y la Resolución CREG 089 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya. En la oferta comprometida también deben incluirse aquellos contratos vigentes y negociados antes de la entrada en operación del gestor del mercado de gas natural.

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

Periodicidad de cálculo: todos los meses.

Horizonte de cálculo: para todos los meses en donde haya oferta comprometida.
Los indicadores nacional y por fuente para el público general y los indicadores por productor para la SSPD, SIC y CREG.
MP7Después del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 089 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya, calcular la demanda regulada con contratos firmes (i.e. contratos firmados antes y después del proceso de negociación) en relación con la demanda regulada que atiende cada comercializador.

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

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

Periodicidad de cálculo: anual después del proceso de negociación.

Horizonte de cálculo: para cada uno de los meses de los siguientes 12 meses.
Los indicadores nacional para el público general y los indicadores por comercializador para la SSPD, SIC y CREG.
MP8Después del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 089 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya, calcular la demanda regulada con contratos firmes (i.e. contratos firmados antes y después del proceso de negociación) en relación con la declaración de Producción total disponible para la venta en firme (PTDVF) y las cantidades importadas disponibles para la venta en firme (CIDVF).

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

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

Horizonte de cálculo: para cada uno de los meses de los siguientes 12 meses.
Los indicadores nacional y por fuente para el público general.
MP9Después del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 089 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya, calcular todo el gas natural contratado en firme por la demanda regulada en relación con la oferta comprometida en contratos firmes, contratos de suministro con firmeza condicionada y contrato de opción de compra de gas.

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

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

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

Horizonte de cálculo: para todos los meses en donde haya oferta comprometida.
Los indicadores nacional y por fuente para el público general.
MP10Después del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 089 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya, calcular el gas natural contratado en firme por la demanda no regulada en relación con la declaración de Producción total disponible para la venta en firme (PTDVF) y las cantidades importadas disponibles para la venta en firme (CIDVF).

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

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

Horizonte de cálculo: para todos los meses en donde haya oferta comprometida.
Los indicadores nacional y por fuente para el público general.
MP11Después del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 089 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya, calcular todo el gas natural contratado en firme por la demanda no regulada en relación con la oferta comprometida en contratos firmes, contratos de suministro con firmeza condicionada y contrato de opción de compra de gas.

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

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

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

Horizonte de cálculo: para todos los meses en donde haya oferta comprometida.
Los indicadores nacional y por fuente para el público general.
MP12 Después del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 089 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya, calcular la demanda regulada con contratos firmes (i.e. contratos firmados antes y después del proceso de negociación) en relación con el total contratado por la demanda regulada (incluye todas las modalidades).

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

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

Horizonte de cálculo: para cada uno de los meses de los siguientes 12 meses.
El indicador nacional para el público general y los indicadores por comercializador para la SSPD, SIC y CREG.
MP13 Después del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 089 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya, calcular la demanda no regulada con contratos firmes (i.e. contratos firmados antes y después del proceso de negociación) en relación con el total contratado por la demanda no regulada (incluye todas las modalidades).

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

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

Horizonte de cálculo: para cada uno de los meses de los siguientes 12 meses.
El indicador nacional para el público general y los indicadores de cada uno de los usuarios no regulados para la SSPD, SIC y CREG.
MP14 Después del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 089 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya, calcular todos los contratos firmes de suministro por fuente para la demanda regulada en relación con toda la capacidad de transporte contratada en contratos firmes.

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

Este indicador debe calcularse para todos los mercados relevantes.

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

Horizonte de cálculo: para cada uno de los meses de los siguientes 12 meses.
Los indicadores para cada mercado relevante para la SSPD, SIC y CREG.
MP15 Después del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 089 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya, calcular todos los contratos firmes de suministro por fuente para la demanda no regulada en relación con toda la capacidad de transporte contratada en contratos firmes.

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

Este indicador debe calcularse para todos los usuarios no regulados.

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

Horizonte de cálculo: para cada uno de los meses de los siguientes 12 meses.
Los indicadores para cada uno de los usuarios no regulados para la SSPD, SIC y CREG.
MP16 Para cada tramo regulatorio de transporte, calcular capacidad máxima comprometida en el mes (i.e. incluyendo todas las modalidades) en relación con la capacidad de transporte del tramo.

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

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

Este indicador debe calcularse para cada tramo regulatorio.

Periodicidad de cálculo: mensual.

Horizonte de cálculo: para el mes anterior al mes de cálculo y para cada uno de los meses de los siguientes 12 meses.
Los indicadores para cada tramo de transporte regulatorio para la SSPD, SIC y CREG.
MP17 Para los contratos con destino a la demanda regulada, calcular cuánto representa cada modalidad de contrato de la demanda regulada en relación con el total de la demanda regulada en contratos.

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

Periodicidad de cálculo: mensual.

Horizonte de cálculo: para cada uno de los meses de los siguientes 12 meses.
Los indicadores agregados para el público general y los indicadores para cada comercializador para la SSPD, SIC y CREG
MP18 Para los contratos con destino a la demanda no regulada, calcular cuánto representa cada modalidad en relación con el total de la demanda no regulada en contratos.

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

Periodicidad de cálculo: mensual.

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

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 agregados para el público general y los indicadores para cada comercializador para la SSPD, SIC y CREG.
MP19 Para los contratos con destino a la demanda regulada, calcular cuánto representa cada modalidad de contratos de capacidad de transporte en relación con la capacidad del tramo.

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

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

Para los mercados relevantes, el cálculo tendrá en cuenta las capacidades del último tramo de transporte necesario para abastecer el mercado relevante.
Los indicadores para cada mercado relevante para la SSPD, SIC y CREG.
MP20Para 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.
MP21Después del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 089 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya, por fuente y por productor, calcular qué agentes tienen los contratos, así: contratos que tiene cada agente en relación con la oferta comprometida.

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

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

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

Horizonte de cálculo: para todos los meses en donde se haya comprometido la oferta.
Los indicadores por agente, fuente y por productor para la SSPD, SIC y CREG.
MP22Después 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.
MP23Precio de los contratosDespués del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 089 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya, por fuente, por productor, por modalidad contractual, de manera agregada (i.e. total nacional) y desagregada (i.e. por campo) y por tipo de demanda calcular precios promedios.

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

Horizonte de cálculo: Puntual en el momento de cálculo.
Los indicadores agregados para el público general.

ARTÍCULO 2o. FORMULACIÓN DE LOS INDICADORES. <Resolución derogada por el articulo 55 de la Resolución 114 de 2017> Dentro de los 10 días siguientes de la entrada en vigencia de la presente resolución, el gestor del mercado de gas natural deberá, mediante comunicación escrita dirigida a la CREG, proponer la forma en que va a realizar la estimación de cada indicador y el plazo que requiere en cada caso, teniendo en cuenta el tiempo máximo de cálculo y publicación que se señala en el artículo 3o de esta resolución.

PARÁGRAFO 1o. Mediante comunicación escrita al gestor del mercado de gas natural la Dirección Ejecutiva de la CREG dará su visto bueno a la propuesta del gestor. En caso de ser necesario la Dirección Ejecutiva de la CREG informará al gestor los ajustes necesarios a su propuesta.

PARÁGRAFO 2o. Mediante circular CREG, se anunciará el cronograma de publicación de cada indicador.

ARTÍCULO 3o. APLICACIÓN. <Resolución derogada por el articulo 55 de la Resolución 114 de 2017> El gestor del mercado deberá publicar todos los resultados de los indicadores que se ordenan en el artículo 1o de esta resolución a más tardar el undécimo día hábil del mes que inicie inmediatamente después de cumplirse 60 días calendario de la entrada en vigencia de esta resolución. Con este fin, el gestor del mercado de gas natural deberá implementar oportunamente las herramientas y procesos que permitan el cálculo de los indicadores señalados en el artículo 1o de esta resolución.

PARÁGRAFO 1o. Las herramientas y procesos que desarrolle el gestor del mercado de gas natural deberán contener la memoria de cálculo de cada uno de los indicadores.

PARÁGRAFO 2o. Para el cálculo adecuado de los indicadores, el gestor del mercado deberá determinar y publicar oportunamente los procedimientos, maneras, medios y plazos de reporte de la información. Los agentes del mercado deberán declarar esa información al gestor de acuerdo con tales procedimientos, maneras, medios y plazos de reporte.

ARTÍCULO 4o. DIVULGACIÓN. <Resolución derogada por el articulo 55 de la Resolución 114 de 2017> El gestor del mercado de gas natural divulgará en el BEC el cálculo de los indicadores destinados para el público general de acuerdo con el artículo 1o de la presente resolución.

PARÁGRAFO 1o. Con periodicidad mensual, el gestor del mercado de gas natural remitirá a la SSPD, la CREG y la SIC un boletín con los resultados de los indicadores que el artículo 1o de la presente resolución establece como de consulta restringida a esas entidades.

PARÁGRAFO 2o. Durante los primeros tres meses de cada año calendario, el gestor del mercado de gas natural deberá publicar un boletín que reporte de manera consolidada el resultado de los indicadores publicados en el BEC durante el año calendario anterior. Este boletín deberá estar disponible en el BEC.

ARTÍCULO 5o. VIGENCIA. <Resolución derogada por el articulo 55 de la Resolución 114 de 2017> Esta resolución rige a partir de su publicación en el Diario Oficial y deroga las normas que le sean contrarias.

Publíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D. C., a 11 de enero de 2017.

La Presidenta,

RUTTY PAOLA ORTIZ JARA,

Viceministra de Energía Delegada del Ministro de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo (e),

CHRISTIAN RAFAEL JARAMILLO HERRERA.

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