RESOLUCIÓN 082 DE 2019

(julio 11)

Diario Oficial No. 51.045 de 14 de agosto 2019

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

Por la cual se ordena hacer público un proyecto de resolución, por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad de transporte en el mercado mayorista de gas natural, y se ajustan disposiciones de la Resolución CREG 114 de 2017.

LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

en ejercicio de sus atribuciones constitucionales y legales, en especial las conferidas por la Ley 142 de 1994 y los decretos 2253 de 1994, 1260 de 2013 y 1073 de 2015, y

CONSIDERANDO QUE:

Conforme a lo dispuesto por el artículo 8o del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo, y el artículo 33 de la Resolución CREG 039 de 2017, la Comisión debe hacer público en su página web todos los proyectos de resolución de carácter general que pretenda adoptar.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en sus sesiones número 931 del 11 de julio de 2019, aprobó hacer público el proyecto de resolución, por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad de transporte en el mercado mayorista de gas natural, y se ajustan disposiciones de la Resolución CREG 114 de 2017.

RESUELVE:

ARTÍCULO 1o. Hágase público el proyecto de resolución, por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad de transporte en el mercado mayorista de gas natural, y se ajustan disposiciones de la Resolución CREG 114 de 2017.

ARTÍCULO 2o. Se invita a los agentes, usuarios, autoridades competentes, la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y la Superintendencia de Industria y Comercio, para que remitan sus observaciones o sugerencias conforme a lo siguiente:

- Sobre el artículo 37 del proyecto de resolución anexo, el plazo de consulta será de diez (10) días hábiles siguientes a su publicación en la página web de la Comisión de Regulación de Energía y Gas y su expedición se podrá realizar con una antelación inferior a treinta (30) días hábiles. Lo anterior, ateniendo lo dispuesto en el numeral 2 del artículo 33 de la Resolución CREG 039 de 2017 el cual establece que “Cuando sea necesario intervenir el funcionamiento de los mercados para evitar que se trasladen a los usuarios costos ineficientes del mismo”.

- Sobre los demás artículos del proyecto de resolución anexo, el plazo de consulta será de treinta (30) días calendario siguientes a la publicación de la presente resolución en la página web de la Comisión de Regulación de Energía y Gas.

ARTÍCULO 3o. Los interesados podrán dirigir al Director Ejecutivo de la Comisión de Regulación de Energía y Gas las observaciones y sugerencias a la siguiente dirección: Avenida Calle 116 No 7-15, Edificio Torre Cusezar, Interior 2, oficina 901 o al correo electrónico creg@creg.gov.co.

ARTÍCULO 4. Los ajustes propuestos a la Resolución CREG 114 de 2017, y aquellas que la han modificado, se presentan en el Título V de la presente resolución en un formato particular, entre corchetes y numerales resaltados, así: [#[#propuesta y lo que se propone eliminar#]#], con el objetivo de recibir comentarios únicamente en relación con dichos ajustes.

Comentarios a la Resolución CREG 114 de 2017 sobre temas que no se encuentren dentro de ese formato en el Título V de la presente resolución no serán analizados para efectos de la presente consulta por no ser objeto de la misma.

ARTÍCULO 5o. La presente resolución no deroga ni modifica disposiciones vigentes por tratarse de un acto de trámite.

ARTÍCULO 6o. Contra la presente resolución no procede recurso alguno.

Publíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D. C., a 11 de julio de 2019.

La Presidente,

María Fernanda Suárez Londoño,

Ministra de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo,

Christian Jaramillo Herrera.

PROYECTO DE RESOLUCIÓN.

por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad de transporte en el mercado mayorista de gas natural, y se ajustan disposiciones de la Resolución CREG 114 de 2017.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en ejercicio de sus atribuciones constitucionales y legales, en especial las conferidas por la Ley 142 de 1994 y los Decretos números 2253 de 1994, 1260 de 2013 y 1073 de 2015, y

CONSIDERANDO QUE:

El inciso tercero del artículo 333 de la Constitución Política establece que “(e)l Estado, por mandato de la ley, impedirá que se obstruya o se restrinja la libertad económica y evitará o controlará cualquier abuso que personas o empresas hagan de su posición dominante en el mercado nacional”.

El artículo 365 de la Constitución Política establece, a su vez, que “(l)os servicios públicos son inherentes a la finalidad social del Estado. Es deber del Estado asegurar su prestación eficiente a todos los habitantes del territorio nacional”, que los mismos estarán sometidos al régimen jurídico que fije la ley, y que “(e)n todo caso, el Estado mantendrá la regulación, el control y la vigilancia de dichos servicios”.

Los artículos 1o, 2o, 3o y 4o de la Ley 142 de 1994 establecen que los servicios públicos domiciliarios son esenciales y que la intervención del Estado está encaminada, entre otros fines, a conseguir su prestación eficiente, asegurar su calidad, ampliar su cobertura, permitir la libre competencia y evitar el abuso de la posición dominante. Esto mediante diversos instrumentos expresados, entre otros, en las funciones y atribuciones asignadas a las entidades, en especial las regulaciones de las comisiones, relativas a diferentes materias como la gestión y obtención de recursos para la prestación de servicios, la fijación de metas de eficiencia, cobertura, calidad y su evaluación, la definición del régimen tarifario, la organización de sistemas de información, la neutralidad de la prestación de los servicios, entre otras.

El numeral 14.18 del artículo 14 y el artículo 69 ambos de la Ley 142 de 1994 prevén a cargo de las comisiones de regulación la atribución de regular el servicio público respectivo con sujeción a la ley y a los decretos reglamentarios como una función de intervención sobre la base de lo que las normas superiores dispongan para asegurar que quienes presten los servicios públicos se sujeten a sus mandatos. Dicha atribución consiste en la facultad de dictar normas de carácter general o particular en los términos de la Constitución y la ley, para someter la conducta de las personas que presten los servicios públicos domiciliarios y sus actividades complementarias a las reglas, normas, principios y deberes establecidos por la ley y los reglamentos.

El artículo 34 de la Ley 142 de 1994 dispone que “las empresas de servicios públicos, en todos sus actos y contratos, deben evitar privilegios y discriminaciones injustificadas, y abstenerse de toda práctica que tenga la capacidad, el propósito o el efecto de generar competencia desleal o de restringir en forma indebida la competencia”, estableciendo para el efecto, entre otras, qué prácticas son consideradas como restricción indebida a la competencia, dentro de las que se destaca la establecida en su numeral 34.6, que estipula como una de ellas, “el abuso de la posición dominante al que se refiere el artículo 133 de esta ley, cualquiera que sea la otra parte contratante y en cualquier clase de contratos”.

Según lo dispuesto en el artículo 73 de la Ley 142 de 1994, corresponde a las comisiones regular los monopolios en la prestación de los servicios públicos, cuando la competencia no sea, de hecho, posible y, en los demás casos, la de promover la competencia entre quienes prestan servicios públicos, para que las operaciones de los monopolistas o de los competidores sean económicamente eficientes, no impliquen abuso de posición dominante y produzcan servicios de calidad.

De acuerdo con lo establecido en el literal a) del numeral 74.1 del artículo 74 de la Ley 142 de 1994, es función de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, regular el ejercicio de las actividades de los sectores de energía y gas combustible para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente, propiciar la competencia en el sector de minas y energía, proponer la adopción de las medidas necesarias para impedir abusos de posición dominante y buscar la liberación gradual de los mercados hacia la libre competencia.

El literal b) del numeral 74.1 del artículo 74 de la Ley 142 de 1994 determina que corresponde a la CREG expedir regulaciones específicas para el uso eficiente del gas combustible por parte de los consumidores.

De acuerdo con lo establecido en el literal c) del numeral 74.1 del artículo 74 de la Ley 142 de 1994, es función de la CREG establecer el reglamento de operación para regular el funcionamiento del mercado mayorista de gas combustible.

La potestad normativa atribuida a las comisiones de regulación es una manifestación de la intervención del Estado en la economía expresada en la regulación con la finalidad de corregir las fallas del mercado, delimitar la libertad de empresa, preservar la competencia económica, mejorar la prestación de los servicios públicos y proteger los derechos de los usuarios.

La Ley 401 de 1997 dispuso en el parágrafo 2 de su artículo 11 que “las competencias previstas en la Ley 142 de 1994 en lo relacionado con el servicio público domiciliario, comercial e industrial de gas combustible, solo se predicarán en los casos en que el gas se utilice efectivamente como combustible y no como materia prima de procesos industriales petroquímicos”.

Mediante la Resolución CREG 071 de 1999, y otras que la han modificado y complementado, la CREG adoptó el reglamento único de transporte de gas natural, RUT.

En el numeral 1.3 del RUT se establece que “(l)a iniciativa para la reforma del Reglamento también será de la Comisión si esta estima que debe adecuarse a la evolución de la industria, que contraría las regulaciones generales sobre el servicio, que va en detrimento de mayor concurrencia entre oferentes y demandantes del suministro o del libre acceso y uso del servicio de transporte y otros servicios asociados”.

En el numeral 2.2.1 del RUT se establecen disposiciones sobre asignación de capacidad primaria por parte del transportador. En particular se establece que “Si el Transportador llegare a recibir solicitudes firmes de servicio de transporte que superen la Capacidad Disponible Primaria, dicha Capacidad deberá asignarse mediante un proceso de Subasta. Tal Subasta deberá efectuarse dentro de los tres meses siguientes al recibo de dos o más solicitudes de transporte y se llevará a cabo de conformidad con los principios de eficiencia económica y neutralidad establecidos por la ley. Los términos y condiciones de la Subasta deberán ser aprobados previamente por la CREG y una vez aprobados deberán ser publicados en el Manual del Transportador”.

El artículo 2.2.2.2.42 del Decreto número 1073 de 2015, Decreto Único Reglamentario del Sector Administrativo de Minas y Energía, establece que al expedir el reglamento de operación del mercado mayorista de gas natural la CREG podrá “(e)stablecer los lineamientos y las condiciones de participación en el mercado mayorista, las modalidades y requisitos mínimos de ofertas y contratos, los procedimientos y los demás aspectos que requieran los mecanismos de comercialización de gas natural y de su transporte en el mercado mayorista” y “(s)eñalar la información que será declarada por los participantes del mercado y establecer los mecanismos y procedimientos para obtener, organizar, revisar y divulgar dicha información en forma oportuna para el funcionamiento del mercado mayorista de gas natural”.

Mediante la Resolución CREG 089 de 2013 la Comisión reglamentó aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, que hacen parte del reglamento de operación de gas natural.

Mediante la Resolución CREG 114 de 2017 la Comisión ajustó algunos aspectos referentes a la comercialización del mercado mayorista de gas natural y compiló y derogó la Resolución CREG 089 de 2013 con todos sus ajustes y modificaciones.

En la Resolución CREG 114 de 2017, o aquellas que lo modifiquen o complementen, se establecen aspectos referentes al gestor del mercado como son los servicios a su cargo y lineamientos sobre la remuneración del gestor.

En la Resolución CREG 114 de 2017 se establecen los procesos úselo o véndalo de largo y corto plazo para capacidad de transporte de gas natural.

El mercado mayorista de gas natural previsto en la regulación es físico, de tal forma que su desarrollo depende de las gestiones que realizan los propios participantes de mercado.

Mediante la Resolución CREG 107 de 2017, la Comisión adoptó los procedimientos que se deben seguir para ejecutar proyectos del plan de abastecimiento de gas natural según los lineamientos establecidos en el Decreto número 2345 de 2015 del Ministerio de Minas y Energía, compilado por el Decreto número 1073 de 2015 (Decreto Único Reglamentario del Sector Administrativo de Minas y Energía).

En la Resolución CREG 107 de 2017 se introduce la definición de “Inversiones en proyectos prioritarios del plan de abastecimiento en un sistema de transporte, IPAT” en los siguientes términos: “Son los valores eficientes de proyectos prioritarios del plan de abastecimiento de gas natural que están embebidos en la infraestructura de un sistema de transporte existente. Para efectos regulatorios estos proyectos corresponden únicamente a gasoductos loops, estaciones de compresión y adecuaciones de la infraestructura de transporte de gas que contribuyan a garantizar la seguridad de abastecimiento y la confiabilidad del servicio de gas natural”.

Mediante la Resolución CREG 090 de 2016 se ordenó hacer público un proyecto de resolución de carácter general, por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural. En dicha resolución, la Comisión estableció disposiciones transitorias relacionadas con la contratación de capacidad de transporte de gas natural.

En la actividad de transporte de gas natural la Comisión regula la remuneración de los sistemas de transporte y aspectos relacionados con el acceso físico y la comercialización de la capacidad de transporte asociada a esos sistemas.

La remuneración de los sistemas de transporte está sujeta a las metodologías de carácter general que adopta la Comisión para fijar cargos de transporte, como la prevista en la Resolución CREG 126 de 2010, vigente al momento de expedir la presente resolución. Los aspectos relacionados con el acceso físico se regulan en el RUT.

Aspectos relacionados con la comercialización de la capacidad de transporte de gas natural se establecen en las Resoluciones CREG 126 de 2010, CREG 090 de 2016 y CREG 107 y 114 de 2017.

Análisis internos de la Comisión sugieren adoptar reglas asociadas a la comercialización de la capacidad de transporte en el mercado primario tendientes a: i) hacer más transparente los mecanismos de asignación de capacidad de transporte; ii) agilizar las asignaciones de capacidad de transporte cuando el total de solicitudes supere la capacidad disponible del sistema; y iii) fijar los mecanismos para asignar la capacidad de transporte resultante de la ejecución de proyectos del plan de abastecimiento de gas natural, lo cual incluye proyectos IPAT y otros del plan de gas.

En el mercado secundario de capacidad de transporte se observa la necesidad de ajustar reglas vigentes e introducir nuevas tendientes a: i) mejorar los procesos úselo o véndalo de largo y corto plazo para capacidad de transporte; ii) incentivar la asignación eficiente de capacidad de transporte entre los participantes del mercado secundario.

De acuerdo con lo anterior, la presente propuesta regulatoria establece una serie de medidas en relación con la comercialización de la capacidad de transporte de gas natural, a efectos de que: i) se lleve a cabo su asignación de manera eficiente, a nivel de precios y cantidades; ii) se elimine la falta de transparencia en la información relacionada con la disponibilidad y acceso de la capacidad de transporte existente, como aquella que se deriven de expansiones a través de mecanismos de mercados o esquemas centralizados; iii) incorporando mecanismos de asignación más ágiles y eficientes que respondan a las necesidades del mercado.

Para esto, la propuesta regulatoria incluye: i) Disposiciones generales relacionadas con la comercialización de capacidad de transporte de gas natural; ii) aspectos comerciales del mercado primario de capacidad de transporte, que incluyen, modalidades de contratos y participantes en el mercado primario de capacidad de transporte, requisitos mínimos de los contratos de transporte, comercialización de capacidad disponible primaria, asignación de capacidad firme asociada a proyectos del Plan de Abastecimiento de Gas Natural (PAG), negociación de contratos de transporte con interrupciones; iii) Aspectos comerciales del mercado secundario de capacidad de transporte, que incluye, modalidades y requisitos mínimos de contratos y participantes en el mercado secundario, mecanismos de comercialización de capacidad de transporte, negociaciones a través del Boletín Electrónico de Operaciones, procesos úselo o véndalo de capacidad de transporte, negociación de contratos de transporte con interrupciones; iv) así como otras disposiciones relacionadas con los nuevos servicios a cargo del gestor del mercado y el servicio de parqueo.

Adicionalmente, la Comisión estima necesario y razonable incorporar una medida transitoria relacionada con el inicio de los contratos de transporte que se suscriban y se registren ante el Gestor del Mercado hasta el 30 de noviembre de 2019.

De acuerdo con esto, los contratos de transporte resultantes de negociaciones directas en el mercado primario o secundario, que se suscriban y se registren ante el Gestor del Mercado hasta el 30 de noviembre de 2019, deberán tener como fecha máxima de inicio del servicio de transporte el 1o de diciembre de 2020.

Esta medida se incorpora a efectos de que no se vea afectada la eficacia^[1] de las medidas regulatorias a que hace referencia la presente propuesta regulatoria, siendo concordante con el período de negociación directa que se adelanta para los contratos de suministro de gas natural conforme al cronograma de la Circular CREG 046 de 2019 y en el marco de la Resolución CREG 114 de 2017, ni contraríe la señal de expansión de la capacidad sistema de transporte para generar nueva infraestructura, a través de contratos.

RESUELVE:

TÍTULO I.

DISPOSICIONES GENERALES.

ARTÍCULO 1o. OBJETO. Mediante la presente resolución se regulan aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, como parte del reglamento de operación de gas natural, relacionados con la comercialización de capacidad de transporte de gas natural. Esta resolución contiene el conjunto de disposiciones aplicables a las negociaciones del transporte del gas natural utilizado efectivamente como combustible que se realicen en el mercado primario y en el mercado secundario.

PARÁGRAFO 1o. La presente resolución reemplaza las disposiciones relacionadas con la comercialización de capacidad de transporte establecidas en el RUT, en la Resolución CREG 163 de 2014 y en la Resolución CREG 114 de 2017, y sus modificaciones.

PARÁGRAFO 2o. También se establecen los ajustes necesarios en la Resolución CREG 114 de 2017 originados por la extracción de las disposiciones sobre comercialización de capacidad de transporte y su traslado a la presente resolución.

ARTÍCULO 2o. ÁMBITO DE APLICACIÓN. La presente resolución aplica a todos los participantes del mercado de gas natural.

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

Capacidad disponible primaria: Es aquella capacidad de que dispone el transportador y que de acuerdo con los contratos suscritos no está comprometida como capacidad firme. Se determinará de conformidad con lo señalado en el Artículo 4o de la presente resolución.

Capacidad disponible primaria asociada a transportador icumbente: Capacidad disponible primaria resultante de adicionar la capacidad disponible primaria del transportador incumbente y la capacidad disponible primaria generada por proyectos de construidos en el sistema del transportador incumbente.

Capacidad disponible primaria asociada a proyectos del PAG: Capacidad disponible primaria generada por proyectos del PAG distintos a proyectos de IPAT.

Contrato firme o que garantiza firmeza, CF: contrato escrito en el que un agente garantiza el servicio de suministro de una cantidad máxima de gas natural y/o de capacidad máxima de transporte, sin interrupciones, durante un período determinado, excepto en los días establecidos para mantenimiento y labores programadas. Esta modalidad de contrato requiere de respaldo físico.

Capacidad temporal, CTEMP: Es el máximo volumen de gas transportable en un día de gas que supera la CMMP durante un trimestre, calculado por el transportador con modelos de dinámica de flujos de gas, utilizando los parámetros técnicos específicos del fluido y del gasoducto, así como las presiones de operación de entrada y de salida esperadas durante el trimestre.

Capacidad para estaciones de compresión, CCOMP: Es el máximo volumen de gas que se requiere transportar en un día de gas para atender los consumos de gas de estaciones de compresión dentro de un sistema de transporte, calculado por el transportador con modelos de dinámica de flujos de gas, utilizando los parámetros técnicos específicos del fluido y del gasoducto, así como las características técnicas de las estaciones de compresión.

Capacidad disponible secundaria: Es aquella capacidad firme que el remitente puede ceder o vender. La cesión podrá estar supeditada a la aprobación por parte del transportador correspondiente.

Capacidad de transporte de expansión: Capacidad de transporte asociada a expansiones del sistema nacional de transporte que se identifica según el procedimiento del artículo 18 de la presente resolución.

Capacidad firme: Capacidad de transporte de gas natural contratada mediante contratos firmes, contratos de transporte con firmeza condicionada, contratos de opción de compra de transporte, contratos de transporte firme de capacidades trimestrales y contratos de transporte de contingencia.

Capacidad interrumpible: Capacidad de transporte de gas natural contratada mediante contratos de transporte con interrupciones.

Congestión contractual: Condición en la que el valor total de las solicitudes de capacidad firme durante un período en un tramo o grupo de gasoductos es mayor que la capacidad disponible primaria para el mismo período.

Contrato de transporte con firmeza condicionada, CFCT: Contrato escrito en el que un agente garantiza la disponibilidad de una capacidad máxima de transporte durante un período determinado, sin interrupciones, excepto cuando se presente la condición pactada entre el comprador y el vendedor.

Contrato de transporte de contingencia, CTC: Contrato escrito en el que un transportador garantiza el transporte de una cantidad máxima de gas natural contratada mediante un contrato de suministro de contingencia.

Contrato de transporte firme de capacidades trimestrales, CCT: Contrato escrito en el que un agente garantiza el servicio de capacidad máxima de transporte por trimestres, sin interrupciones, durante uno o varios trimestres estándar consecutivos, excepto en los días establecidos para mantenimiento y labores programadas. La capacidad máxima en cada trimestre la asigna el gestor del mercado.

Contrato de transporte con interrupciones: Contrato escrito en el que las partes acuerdan no asumir compromiso de continuidad en la utilización o en la disponibilidad de capacidad de transporte de gas natural, durante un período determinado. El servicio puede ser interrumpido por cualquiera de las partes, en cualquier momento y bajo cualquier circunstancia, dando aviso previo a la otra parte.

Contrato de opción de compra de transporte, OCT: Contrato escrito en el que un agente garantiza la disponibilidad de una capacidad máxima de transporte durante un período determinado, sin interrupciones, cuando se presente la condición pactada entre el comprador y el vendedor. Dicha condición no podrá estar supeditada a la ocurrencia de aspectos técnicos y/u operativos. Las cantidades nominadas deberán ser aceptadas por el vendedor al ejercicio de la opción.

Eventos eximentes de responsabilidad en transporte: Eventos taxativamente establecidos en la presente resolución, distintos a los eventos de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña, que eximen de responsabilidad a los participantes del mercado por incumplimiento parcial o total de obligaciones contractuales, si este se deriva de ellos, por estar razonablemente fuera de control de la parte que lo alega pese a la oportuna diligencia y cuidado debidos por dicha parte para prevenir o impedir su acaecimiento o los efectos del mismo. Las interrupciones por mantenimientos o labores programadas se considerarán eventos eximentes de responsabilidad, de acuerdo con lo dispuesto en la presente resolución.

Fecha de congestión contractual de largo plazo: Será la fecha del primer día calendario del primer trimestre estándar, siguiente al cuarto trimestre estándar en el que se realiza negociación de capacidad disponible primaria, en el que se presenta congestión contractual.

Mercado primario de capacidad de transporte: es el mercado donde los transportadores de gas natural pueden ofrecer su capacidad de transporte.

Mercado secundario de capacidad de transporte: mMercado donde los participantes del mercado con capacidad disponible secundaria pueden negociar sus derechos contractuales.

Parqueo: Es el servicio que permite a un remitente almacenar gas de parqueo en un tramo o grupo de gasoductos del SNT por un período determinado.

Proceso úselo o véndalo de corto plazo de capacidad de transporte: Mecanismo por medio del cual se pone a disposición de los interesados la capacidad de transporte que haya sido contratada en el mercado primario de capacidad de transporte y no haya sido nominada para el siguiente día de gas.

Proceso úselo o véndalo de largo plazo de capacidad de transporte: Mecanismo por medio del cual se pone a disposición de los interesados la capacidad de transporte que haya sido contratada en el mercado primario de capacidad de transporte y cuyo uso no se prevea en los términos de esta resolución.

Remitente: Será el remitente primario, el remitente cesionario, el remitente secundario o el remitente de corto plazo, según sea el caso.

Remitente cesionario: Persona jurídica con la cual un remitente primario celebra un contrato de cesión de capacidad disponible secundaria. Deberá corresponder a alguno de los participantes del mercado que puede comprar capacidad de transporte en el mercado secundario, de acuerdo con lo dispuesto en la presente resolución.

Remitente de corto plazo: Persona jurídica con la cual un remitente primario, un remitente cesionario o un remitente secundario celebra un contrato de compraventa de capacidad disponible secundaria como resultado del proceso úselo o véndalo de corto plazo. Deberá corresponder a alguno de los participantes del mercado que puede comprar capacidad de transporte en el mercado secundario y que esté registrado en el BEC, de acuerdo con lo dispuesto en esta resolución.

Remitente primario: Persona jurídica con la cual un transportador celebra un contrato para prestar el servicio de transporte de gas natural. Deberá corresponder a alguno de los participantes del mercado que puede comprar capacidad de transporte en el mercado primario, de acuerdo con lo dispuesto en la presente resolución.

Remitente secundario: Persona jurídica con la cual un remitente primario o un remitente cesionario celebra un contrato de compraventa de capacidad disponible secundaria. Deberá corresponder a alguno de los participantes del mercado que puede comprar capacidad de transporte en el mercado secundario, de acuerdo con lo dispuesto en la presente resolución.

Responsable de la nominación de transporte: Será el remitente primario cuando éste no haya cedido sus derechos contractuales; o el remitente cesionario cuando haya suscrito la cesión de capacidad contratada.

Titular de capacidad de transporte: El titular de la capacidad contratada será el último remitente en haber suscrito la compraventa o la cesión de dicha capacidad.

Trimestres estándar: Son los trimestres de diciembre a febrero, marzo a mayo, junio a agosto y septiembre a noviembre.

ARTÍCULO 4o. CAPACIDAD DISPONIBLE PRIMARIA. La capacidad disponible primaria por tramo o grupo de gasoductos, según las resoluciones de cargos adoptadas por la CREG, corresponderá a la capacidad disponible primaria para contratar a través de cualquier modalidad contractual, CDO₀, y a la capacidad disponible primaria para contratar a través de contratos de transporte con firmeza condicionada o contratos de opción de compra de transporte, CDP₁.

En el Anexo 1 de la presente resolución se establece la forma como se determinarán los valores de CDO₀ y CDP₁.

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

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

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

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

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

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

ARTÍCULO 5o. SIGLAS. Para efectos de la presente resolución se tendrán en cuenta las siguientes siglas:

AOM: Administración, Operación y Mantenimiento

BEC: Boletín Electrónico Central

CNOG: Consejo Nacional de Operación de Gas Natural

CREG: Comisión de Regulación de Energía y Gas

CMMP: Capacidad Máxima de Mediano Plazo

DANE: Departamento Administrativo Nacional de Estadística

IPAT: Inversiones en proyectos prioritarios del plan de abastecimiento de gas natural en un sistema de transporte

KPC: Mil pies cúbicos estándar

KPCD: Mil pies cúbicos estándar por día

PAG: Plan de Abastecimiento de Gas Natural

RUT: Reglamento único de transporte de gas natural

SNT: Sistema nacional de transporte de gas natural

TRM: Tasa representativa del mercado

UPME: Unidad de Planeación Minero Energética

TÍTULO II.

ASPECTOS COMERCIALES DEL MERCADO PRIMARIO DE CAPACIDAD DE TRANSPORTE.

CAPÍTULO I.

MODALIDADES DE CONTRATOS Y PARTICIPANTES EN EL MERCADO PRIMARIO DE CAPACIDAD DE TRANSPORTE.

ARTÍCULO 6o. MODALIDADES DE CONTRATOS PERMITIDOS. En el mercado primario de capacidad de transporte de gas natural solo podrán pactarse las siguientes modalidades de contratos de transporte:

1. Contrato de transporte firme

2. Contrato de transporte con firmeza condicionada

3. Contrato de opción de compra de transporte

4. Contrato de transporte de contingencia

5. Contrato de transporte con interrupciones

6. Contrato de transporte firme de capacidades trimestrales.

PARÁGRAFO 1o. Los contratos de transporte de gas que estén en vigor a la entrada en vigencia de la presente resolución continuarán rigiendo hasta la fecha de terminación pactada en los mismos. Sin embargo, las partes no podrán prorrogar su vigencia, con excepción de los casos señalados en el parágrafo 1o del artículo 15 de la presente resolución.

PARÁGRAFO 2o. A partir de la entrada en vigencia de la presente resolución no podrán pactarse contratos en modalidades y/o condiciones diferentes a las contempladas en el presente artículo.

PARÁGRAFO 3o. Los contratos que se pacten en el mercado primario de capacidad de transporte deberán ser escritos. Cada contrato solo podrá adoptar una de las modalidades contractuales establecidas en este artículo y no podrá contrariar, en forma alguna, la definición establecida en el artículo 3o de la presente resolución, para la respectiva modalidad contractual. Dicha definición deberá estar en el objeto del contrato, así como en sus cláusulas, según su modalidad.

PARÁGRAFO 4o. Para efectos del cálculo de los cargos regulados de transporte de gas natural, la Comisión considerará que el perfil de la demanda esperada de capacidad asociada a los contratos de transporte con firmeza condicionada y a los de opción de compra de transporte, celebrados para la misma dirección de un tramo del SNT, es constante durante la vigencia de estos contratos e igual a la máxima capacidad garantizada mediante dichos contratos. Para el cálculo de esta capacidad se tendrán en cuenta las reglas establecidas en el artículo 4o y en el Anexo 1 de la presente resolución para el cálculo de la capacidad disponible primaria. Si la celebración de estos contratos conlleva la ampliación de la infraestructura existente, los valores eficientes de las inversiones y las demandas adicionales serán considerados en el cálculo de los cargos regulados de transporte.

Cuando se trate de contratos de opción de compra de transporte, celebrados con el propósito de cumplir las obligaciones de energía firme de los generadores térmicos que se acojan a la opción de gas natural importado, de conformidad con lo establecido en el artículo 4o de la Resolución CREG 106 de 2011, la Comisión considerará que el perfil de demanda esperada de capacidad para efectos tarifarios es igual al perfil de demanda pactado en los respectivos contratos. En todo caso el perfil considerado para efectos tarifarios no será superior a la CMMP. Si la celebración de estos contratos conlleva la ampliación de la infraestructura existente, los valores de las inversiones adicionales no serán considerados en el cálculo de los cargos regulados de transporte. La remuneración de dichas inversiones será pactada por los transportadores y los generadores térmicos.

PARÁGRAFO 5o. La celebración de contratos para la prestación del servicio de parqueo se realizará de conformidad con lo dispuesto en el artículo 35 de la presente resolución.

PARÁGRAFO 6o. Todos los contratos del mercado primario de capacidad de transporte serán de entrega física.

ARTÍCULO 7o. VENDEDORES DE CAPACIDAD DE TRANSPORTE. Los transportadores son los únicos participantes del mercado que podrán vender capacidad de transporte de gas natural en el mercado primario. Para la negociación de los respectivos contratos de transporte de gas natural, estos participantes del mercado deberán seguir los mecanismos y procedimientos establecidos en los artículos 15 y 18 de la presente resolución.

ARTÍCULO 8o. COMPRADORES DE CAPACIDAD DE TRANSPORTE. Los comercializadores y los usuarios no regulados son los únicos participantes del mercado que podrán comprar capacidad de transporte en el mercado primario. Para la negociación de los respectivos contratos de transporte de gas natural, estos participantes del mercado deberán seguir los mecanismos y procedimientos establecidos en los artículos 15 y 18 de la presente resolución.

PARÁGRAFO 1o. Los productores-comercializadores no podrán comprar capacidad de transporte de gas natural para transportar gas destinado a la prestación del servicio público de gas combustible, independientemente de la ubicación y del tamaño del campo o de los campos de producción que operen, excepto cuando se trate de capacidad de transporte asociada a ampliaciones de capacidad requeridas por el productor-comercializador para poner gas en el mercado mayorista de gas natural con destino a la prestación del servicio público de gas combustible.

PARÁGRAFO 2o. Los productores de gas natural o los productores-comercializadores podrán actuar como usuarios no regulados para comprar capacidad de transporte en el mercado primario cuando requieran esa capacidad exclusivamente para transportar gas para su propio consumo. La venta de esta capacidad en el mercado secundario se hará únicamente a través del gestor del mercado mediante los procesos úselo o véndalo de largo y de corto plazo establecidos en los artículos 32 y 33 de la presente resolución.

CAPÍTULO II.

REQUISITOS MÍNIMOS DE LOS CONTRATOS DE TRANSPORTE.

ARTÍCULO 9o. REQUISITOS MÍNIMOS DE LOS CONTRATOS DE TRANSPORTE. Los contratos de capacidad firme referidos en el artículo 6o de la presente resolución, con excepción de los contratos de contingencia y de los contratos con interrupciones, deberán cumplir los requisitos mínimos que se establecen en el presente capítulo y los mismos deberán estar en su clausulado.

PARÁGRAFO. En el caso de los contratos de contingencia y de los contratos con interrupciones las partes tendrán la potestad de determinar su contenido sin contrariar, en forma alguna, la definición establecida en el artículo 3o de la presente resolución para la respectiva modalidad contractual. Dicha definición deberá estar en el objeto del contrato, así como en sus cláusulas, según su modalidad.

ARTÍCULO 10. EVENTOS DE FUERZA MAYOR, CASO FORTUITO O CAUSA EXTRAÑA. En la ejecución de los contratos referidos en el artículo 6 de la presente resolución, con excepción de los contratos de contingencia y de los contratos con interrupciones, ninguna de las partes será responsable frente a la otra por el incumplimiento de las obligaciones contraídas por ellas, incluyendo demoras, daños por pérdidas, reclamos o demandas de cualquier naturaleza, cuando dicho incumplimiento, parcial o total, se produzca por causas y circunstancias que se deban a un evento de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña, según lo definido por la ley colombiana.

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

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

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

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

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

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

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

PARÁGRAFO 1o. La obligación de los remitentes de pagar el servicio de transporte según la capacidad contratada se suspenderá durante los eventos de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña. En caso de que no se afecte la capacidad total de transporte el remitente deberá pagar los cargos fijos aplicados a la capacidad que efectivamente estuvo disponible y los cargos variables aplicados al gas efectivamente transportado.

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

ARTÍCULO 11. EVENTOS EXIMENTES DE RESPONSABILIDAD EN TRANSPORTE. Por evento eximente de responsabilidad en transporte se entenderá lo establecido en el artículo 3o de la presente resolución.

En los contratos a que se refiere el artículo 6o de la presente resolución, con excepción de los contratos de contingencia y de los contratos con interrupciones, únicamente podrán ser pactados los siguientes eventos eximentes de responsabilidad:

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

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

3. Las suspensiones por labores programadas para reparaciones técnicas o mantenimientos periódicos, siempre que de ello se dé aviso amplio y oportuno conforme al protocolo al que se hace referencia en el parágrafo 3o de este artículo. Las suspensiones por este concepto estarán sujetas a lo establecido en el artículo 12 de la presente resolución.

4. Las salidas forzadas de la infraestructura de transporte, que serán objeto de regulación aparte.

5. Cuando por causas imputables a una de las partes del contrato no se haya realizado el registro de que trata el literal b) del numeral 1.2 del Anexo 2 de la presente resolución. En este caso la no prestación del servicio de transporte debido a la inexistencia del registro será considerada como evento eximente de responsabilidad para la otra parte.

PARÁGRAFO 1o. La obligación de los remitentes de pagar el servicio de transporte según la capacidad contratada se suspenderá durante los eventos eximentes de responsabilidad. En caso de que no se afecte la capacidad total de transporte el remitente deberá pagar los cargos fijos aplicados a la capacidad que efectivamente estuvo disponible y los cargos variables aplicados al gas efectivamente transportado.

PARÁGRAFO 2o. Para los eventos señalados en los numerales 1, 2 y 4 del presente artículo deberá seguirse el procedimiento establecido en el artículo 10 de la presente resolución. Las obligaciones suspendidas por la ocurrencia de un evento eximente de responsabilidad se podrán reiniciar antes del período establecido en el numeral 5 del artículo 10 de la presente resolución si las partes así lo convienen.

PARÁGRAFO 3o. Los transportadores informarán al CNOG y coordinarán con dicho organismo las suspensiones por labores programadas para reparaciones técnicas o mantenimientos periódicos, de acuerdo con el protocolo operativo del proceso de coordinación de mantenimientos e intervenciones en instalaciones de producción, importación y transporte de gas natural, establecido en la Resolución CREG 147 de 2015, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

Los remitentes informarán a los transportadores las suspensiones por labores programadas para reparaciones técnicas o mantenimientos periódicos con una anticipación no inferior a un mes.

ARTÍCULO 12. DURACIÓN PERMISIBLE PARA SUSPENSIONES DEL SERVICIO. La máxima duración de las suspensiones del servicio por labores programadas para reparaciones técnicas o mantenimientos periódicos que se podrá pactar en los contratos a que se refiere el artículo 6o de la presente resolución, con excepción de los contratos de contingencia y de los contratos con interrupciones, deberá ser la misma para cada una de las partes y, para cada una de ellas, no podrá ser superior a ciento veinte (120) horas continuas o discontinuas durante un año.

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

ARTÍCULO 13. INCUMPLIMIENTO. Para efectos regulatorios se considera que se incumplen los contratos de transporte, con excepción de los contratos de contingencia y de los contratos con interrupciones, así:

1. En el caso de los contratos de transporte bajo las modalidades firme, de firmeza condicionada, de opción de compra y firme de capacidades trimestrales:

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

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

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

PARÁGRAFO 2o. Los transportadores deberán acotar las cantidades de energía autorizada a la equivalencia energética de la capacidad contratada. El transporte de cantidades de energía por encima de las contratadas podrá ser considerado por las autoridades competentes como una práctica contraria a la libre competencia.

PARÁGRAFO 3o. La reducción en la cantidad de energía autorizada por parte del transportador para dar cumplimiento a lo establecido en el parágrafo 3o del artículo 14 de la Resolución CREG 114 de 2017, o aquellas que la modifiquen o sustituyan, no será considerada un incumplimiento del transportador.

ARTÍCULO 14. COMPENSACIONES. En caso de que se presente alguno de los incumplimientos definidos en el artículo 13 de la presente resolución, deberán pagarse únicamente las siguientes compensaciones:

1. En el caso de los contratos de transporte bajo las modalidades firme, de firmeza condicionada, de opción de compra y firme de capacidades trimestrales:

a) Si el transportador incumple sus obligaciones, conforme a lo dispuesto en el literal a) del numeral 1 del artículo 13 de la presente resolución, deberá reconocer y pagar al remitente el siguiente valor, según corresponda:

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

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

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

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

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

PARÁGRAFO 3o. La CREG determinará el momento a partir del cual las compensaciones definidas en este artículo podrán ser calculadas con base en los precios de las negociaciones realizadas en el mercado secundario. Dichas disposiciones serán aplicables a los contratos que se suscriban con posterioridad a la adopción de las mismas.

PARÁGRAFO 4o. Si las partes definen otras circunstancias en que se configure un incumplimiento, según lo previsto en el parágrafo 1 del artículo 13 de la presente resolución, las partes también podrán acordar las compensaciones correspondientes.

CAPÍTULO III.

COMERCIALIZACIÓN DE CAPACIDAD DISPONIBLE PRIMARIA.

ARTÍCULO 15. PROCEDIMIENTO PARA COMERCIALIZAR CAPACIDAD DISPONIBLE PRIMARIA. Los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en los artículos 7o y 8o de esta resolución aplicarán el procedimiento establecido en el presente artículo para negociar y/o asignar capacidad disponible primaria y capacidad disponible primaria asociada a transportador incumbente. Estas negociaciones o asignaciones se harán en cada uno de los trimestres estándar aplicando el siguiente procedimiento:

1. Divulgación de capacidad disponible primaria y de capacidad demandada: Durante el trimestre en el que se realice la negociación se ejecutarán los siguientes pasos para determinar la capacidad disponible y la capacidad demandada:

a) El primer día hábil del trimestre el gestor del mercado publicará en el BEC la siguiente información para cada tramo o grupo de gasoductos definidos para efectos tarifarios en cada sistema de transporte:

i) La CMMP y la CCOMP con desagregación mensual y para un horizonte de 10 años desde el primer día del siguiente trimestre, expresada en KPCD. Se deberán mostrar las cantidades en cada dirección del gasoducto, o grupo de gasoductos, cuando haya condición de contraflujo.

ii) La CTEMP para el trimestre siguiente, expresada en KPCD. Esta capacidad deberá corresponder a un único valor para el trimestre y hará parte de la capacidad disponible primaria del numeral iv anterior.

Antes del primer día hábil del trimestre el transportador, o el transportador incumbente, declarará al gestor del mercado la capacidad temporal. Esta declaración se hará a través del medio y del formato que defina el gestor del mercado.

iii) La capacidad total comprometida en contratos firmes, contratos de transporte con firmeza condicionada, contratos de opción de compra de transporte y contratos de transporte de contingencia, con desagregación trimestral y para un horizonte de 10 años desde el primer día del siguiente trimestre, expresada en KPCD. Se deberán mostrar las cantidades comprometidas en cada dirección del gasoducto, o grupo de gasoductos, cuando haya condición de contraflujo.

Dentro de la capacidad total comprometida se deberán mostrar las cantidades comprometidas en contratos de contingencia.

iv. La capacidad disponible primaria, o la capacidad disponible primaria asociada al transportador incumbente, determinada como se establece en el Anexo 1 de la presente resolución, con desagregación trimestral y para un horizonte de 10 años desde el primer día del siguiente trimestre, expresada en KPCD. Se deberán mostrar las cantidades disponibles en cada dirección del gasoducto, o grupo de gasoductos, cuando haya condición de contraflujo;

b) Hasta el quinto día hábil del trimestre los remitentes interesados en contratar capacidad solicitarán al transportador, o al transportador incumbente, las capacidades que desean negociar con sujeción a la duración establecida en el artículo 16 de la presente resolución. En estas solicitudes se especificarán las cantidades en KPCD y la modalidad de contratos con desagregación trimestral para las modalidades firme, firmeza condicionada, opción de compra y contratos de contingencia. La capacidad solicitada podrá ser distinta para distintos trimestres, pero dentro de cada trimestre deberá corresponder a un único valor.

En ningún momento la capacidad solicitada por cada remitente podrá superar la capacidad disponible primaria publicada por el gestor del mercado conforme se establece en el numeral iv, literal a) del numeral 1 del presente artículo;

c) Hasta el séptimo día hábil del trimestre el transportador, o el transportador incumbente, declarará al gestor del mercado las capacidades solicitadas por los remitentes según lo establecido en el literal b) anterior. Esta declaración se hará a través del medio y del formato que defina el gestor del mercado;

d) Hasta el noveno día hábil del trimestre el gestor del mercado publicará en el BEC las capacidades declaradas por el transportador o el transportador incumbente según lo establecido en el literal c) anterior.

Estas capacidades tendrán desagregación trimestral y para un horizonte de 10 años desde el primer día del siguiente trimestre, expresadas en KPCD. Se deberán mostrar las cantidades solicitadas en cada dirección del gasoducto, o grupo de gasoductos, cuando haya condición de contraflujo;

e) Hasta el decimosegundo día hábil del trimestre los remitentes interesados en contratar capacidad podrán ajustar ante el transportador, o el transportador incumbente, las capacidades solicitadas según el literal b) anterior.

En ningún momento la capacidad ajustada por cada remitente podrá superar la capacidad disponible primaria, o la capacidad disponible primaria asociada al transportador incumbente, publicada por el gestor del mercado conforme se establece en el numeral iv, literal a) del numeral 1 del presente artículo. Los remitentes que no solicitaron capacidad hasta el quinto día hábil del trimestre podrán solicitar capacidad en este ajuste;

f) Hasta el decimocuarto día hábil del trimestre el transportador, o el transportador incumbente, declarará al gestor del mercado las capacidades ajustadas por los remitentes según lo establecido en el literal e) anterior. Esta declaración se hará a través del medio y del formato que defina el gestor del mercado;

g) Hasta el decimosexto día hábil del trimestre el gestor del mercado publicará en el BEC las capacidades ajustadas declaradas por el transportador, o el transportador incumbente, según lo establecido en el literal f) anterior.

Estas capacidades tendrán desagregación trimestral y para un horizonte de 10 años desde el primer día del siguiente trimestre, expresadas en KPCD. Se deberán mostrar las cantidades solicitadas en cada dirección del gasoducto, o grupo de gasoductos, cuando haya condición de contraflujo;

h) A partir del decimoséptimo día hábil del trimestre el transportador, o el transportador incumbente, y los remitentes que solicitaron capacidad de transporte con base en lo establecido en los literales b) y e) anteriores, negociarán las capacidades solicitadas aplicando las reglas establecidas en el numeral 2 del presente artículo.

2. Negociación y/o asignación de capacidad disponible primaria: La capacidad disponible primaria en cada tramo o grupo de gasoductos, publicada por el gestor según el numeral 1, literal a), numeral iv del presente artículo, se negociará o asignará a los remitentes que solicitaron capacidad en los términos del numeral 1, literales b) y e) del presente artículo, como sigue:

a) Si durante el horizonte de 10 años la capacidad total solicitada es menor o igual a la capacidad disponible primaria, el transportador, o el transportador incumbente, negociará la capacidad disponible primaria directamente con los remitentes.

Para contratar capacidad firme las partes se acogerán a lo previsto en el artículo 16 de la Resolución CREG 126 de 2010, modificado por la Resolución CREG 079 de 2011, y aquellas que lo modifiquen o sustituyan;

b) Si en uno o varios de los cuatro trimestres estándar siguientes al trimestre en el que se realiza la negociación se presenta congestión contractual, el transportador, o el transportador incumbente, procederá así:

i. La capacidad disponible primaria de los trimestres estándar donde haya congestión la asignará observando los siguientes casos:

Caso 1: Capacidad disponible primaria en tramos o grupos de gasoductos donde haya proyectos de IPAT

En este caso se asignará la capacidad disponible primaria en los siguientes pasos:

Paso 1

Asignación de la capacidad disponible primara a los remitentes beneficiarios de los proyectos de IPAT. Si la capacidad disponible primaria es menor que la capacidad total solicitada por estos remitentes, la capacidad disponible se asignará a través de subastas en los términos establecidos en el parágrafo 6 del presente artículo.

Paso 2

Si al aplicar el paso 1 queda capacidad disponible primaria, esta se asignará a los remitentes que no son beneficiarios de los proyectos de IPAT a través de subastas en los términos establecidos en el parágrafo 6 del presente artículo.

Caso 2: Capacidad disponible primaria en tramos o grupos de gasoductos donde no haya proyectos de IPAT.

En este caso se asignará la capacidad disponible primaria a través de subastas en los términos establecidos en el parágrafo 6 del presente artículo.

En los dos casos la asignación de capacidad se hará mediante el siguiente producto:

- Modalidad de contrato: Firme

- Duración del contrato: Un trimestre

- Inicio del contrato: Primer día de uno de los trimestres definidos en el presente artículo.

- Terminación del contrato: Último día de uno de los trimestres definidos en el presente artículo.

- Cargos: Cargo fijo que remunera los gastos de AOM y pareja de cargos 80% fijo y 20% variable que remunera inversión, según los cargos regulados aprobados por la Comisión para el respectivo tramo o grupo de gasoductos.

ii. La capacidad disponible primaria de los trimestres estándar donde no haya congestión la negociará aplicando lo establecido en el literal a) del numeral 2 del presente artículo.

iii. La capacidad disponible primaria de los trimestres estándar donde no hubo congestión y no fue negociada en los términos del numeral ii anterior estará disponible para que el transportador la comercialice diariamente.

Esta comercialización se hará mediante el siguiente producto:

- Modalidad de contrato: Firme.

- Duración del contrato: Un día.

- Inicio del contrato: Cero horas del día de gas.

- Terminación del contrato: 24 horas del día de gas.

- Precio: Libre establecido por el transportador en los términos del artículo 17 de la presente resolución.

Los ingresos generados por la comercialización de este producto por parte del transportador, o del transportador incumbente, corresponderán a los ingresos de corto plazo del transportador o del transportador incumbente;

c) Si en alguno o varios de los trimestres estándar del horizonte de 10 años, siguientes al cuarto trimestre estándar en el que se realiza la negociación de capacidad disponible primaria, se presenta congestión contractual, el transportador, o el transportador incumbente, identificará la fecha de congestión contractual de largo plazo y procederá así:

i. En el período comprendido entre el primer día del trimestre quinto siguiente al trimestre en el que se realiza la negociación y la fecha de congestión contractual de largo plazo, el transportador, o el transportador incumbente, negociará la capacidad disponible primaria de ese período aplicando lo establecido en el literal a) del numeral 2 del presente artículo.

ii. El transportador, o el transportador incumbente, aplicará el procedimiento establecido en el artículo 18 de la presente resolución con el fin de determinar la necesidad de expansión en su sistema de transporte para atender las necesidades de capacidad a partir de la fecha de congestión contractual de largo plazo.

3. Registro de contratos: Los contratos resultantes de las negociaciones y/o asignaciones deberán estar registrados ante el gestor del mercado a más tardar el último día hábil del trimestre estándar en el que se realizó la negociación y/o asignación de capacidad disponible primaria.

Las capacidades disponibles primarias que no se contraten, o que correspondan a contratos que no se registraron a más tardar el último día hábil del trimestre estándar en el que se realizó la negociación y/o asignación, harán parte de las capacidades disponibles para negociar en el siguiente trimestre estándar.

PARÁGRAFO 1o. Los contratos de transporte que estén vigentes al momento de la expedición de la presente resolución y que tengan fecha de vencimiento anterior al último día de uno de los trimestres estándar podrán ser extendidos, de mutuo acuerdo entre las partes, hasta el último día del trimestre estándar en que terminen.

PARÁGRAFO 2o. La capacidad temporal que determine el transportador no podrá comprometer la operación del sistema ni el cumplimiento de los contratos de transporte que haya celebrado el transportador, o el transportador incumbente.

PARÁGRAFO 3o. La ocurrencia de desvíos dentro de los tramos de gasoductos contratados por el remitente primario no dará lugar al cobro de cargos adicionales por el servicio de transporte. La ocurrencia de desvíos por fuera de los tramos de gasoductos contratados por el remitente primario dará lugar al cobro de cargos que remuneren el uso de los tramos no contratados, como parte de los ingresos de corto plazo del transportador de que trata la Resolución CREG 126 de 2010 o aquella que la modifique o sustituya. Los desvíos se deberán ajustar a las condiciones operativas definidas en el RUT.

PARÁGRAFO 4o. Las partes podrán acordar las garantías contractuales.

PARÁGRAFO 5o. La capacidad de un proyecto IPAT que se determine para confiabilidad no se incluirá en la capacidad disponible primaria asociada a transportador incumbente para negociar y/o asignar con base en el procedimiento establecido en el presente artículo.

PARÁGRAFO 6o. Los ingresos obtenidos al aplicar el mecanismo de subasta y que estén por encima de los ingresos que se obtendrían aplicando los cargos regulados aprobados por la CREG para el respectivo sistema de transporte no harán parte de los ingresos del transportador incumbente. En resolución aparte la Comisión adoptará el reglamento de la subasta y el mecanismo para asignar los ingresos que se obtengan a través de la subasta y que estén por encima de los ingresos que se obtendrían aplicando los cargos regulados aprobados por la CREG para el respectivo sistema de transporte.

ARTÍCULO 16. DURACIÓN DE CONTRATOS. Los contratos celebrados en las negociaciones trimestrales tendrán la duración que acuerden las partes, pero deberán tener como fecha de inicio del servicio de transporte el primer día de cualquiera de los 5 trimestres estándar siguientes al trimestre en que se celebró el contrato y como fecha de terminación el último día de un trimestre estándar. La duración mínima será de un trimestre estándar.

PARÁGRAFO 1o. Los contratos de transporte de contingencia se podrán negociar en cualquier momento y podrán tener cualquier duración.

PARÁGRAFO 2o. Los contratos que se pacten para el servicio de transporte asociado a la capacidad de transporte de expansión tendrán la duración que acuerden las partes, pero deberán tener como fecha de inicio del servicio de transporte el primer día de cualquier trimestre estándar y como fecha de terminación el último día de un trimestre estándar. La duración mínima será de un trimestre estándar.

ARTÍCULO 17. SERVICIOS DE TRANSPORTE QUE EXCEDEN LA CAPACIDAD CONTRATADA. Si un remitente prevé o presenta una demanda máxima de capacidad en un día de gas superior a su capacidad contratada con el transportador o con otro remitente, podrá contratar este excedente en el mercado secundario o a través del transportador, en cuyo caso el transportador podrá establecer libremente los cargos por el servicio adicional de transporte. En todo caso, el transportador deberá publicar mensualmente en el boletín electrónico de operaciones los cargos correspondientes a servicios de transporte que excedan la capacidad contratada por un remitente. Dicha publicación deberá especificar cargos aplicables a días laborales y los aplicables a días no laborales para el mes siguiente a la fecha de su publicación.

El transportador no podrá aplicar precios establecidos libremente que no haya publicado previamente en su boletín electrónico de operaciones. Los precios publicados en el boletín electrónico de operaciones del transportador tendrán una vigencia mínima de un mes contado a partir de la fecha de su publicación.

ARTÍCULO 18. PROCEDIMIENTO PARA DETERMINAR AMPLIACIÓN DE CAPACIDAD DEL SNT ANTE CONGESTIÓN CONTRACTUAL. Para determinar la necesidad de realizar ampliación de capacidad de transporte a partir de la fecha de congestión contractual de largo plazo, el transportador, o el transportador incumbente, aplicarán el siguiente procedimiento:

1. El diecisieteavo día hábil del trimestre estándar en el que se realice la negociación de capacidad disponible primaria el transportador, o el transportador incumbente, mediante comunicado publicado en su boletín electrónico de operaciones, hará invitación pública para que potenciales remitentes interesados en nueva capacidad asociada a ampliación del sistema de transporte manifiesten su interés.

2. Hasta el último día hábil del segundo mes del trimestre los potenciales remitentes interesados declararán al transportador, o el transportador incumbente, su interés en nueva capacidad asociada a la ampliación de capacidad. Esta declaración contendrá las capacidades requeridas en el tiempo por tramo de gasoducto, expresadas en KPCD, con desagregación mensual.

3. El segundo día hábil del tercer mes del trimestre el transportador, o el transportador incumbente, declarará al gestor del mercado las capacidades solicitadas según el numeral 2 anterior. Esta declaración contendrá el nombre de los potenciales remitentes y las capacidades requeridas en el tiempo por tramo de gasoducto, expresadas en KPCD, con desagregación mensual.

4. El cuarto día hábil del tercer mes del trimestre el gestor del mercado publicará en el BEC las capacidades declaradas según el numeral 3 anterior, las cuales corresponderán a capacidades de transporte de expansión. Esta publicación contendrá el nombre de los potenciales remitentes y las capacidades requeridas en el tiempo por tramo de gasoducto, expresadas en KPCD, con desagregación mensual.

La capacidad total de transporte de expansión no se incluirá en los procedimientos para negociar y/o asignar capacidad en los siguientes trimestres estándar.

5. Se considerará que el transportador, o el transportador incumbente, están negociando las condiciones contractuales del servicio de transporte asociado a la capacidad de transporte de expansión hasta cuando ocurra alguna de las siguientes situaciones:

a) El transportador, o el transportador incumbente, y los remitentes declaren al gestor del mercado el contrato de transporte de capacidad asociada a la expansión, y el gestor del mercado registre dichos contratos;

b) El transportador, o el transportador incumbente, y los potenciales remitentes presenten al gestor del mercado una solicitud conjunta para retirar las capacidades correspondientes de la publicación de capacidades de transporte de expansión que estén en el BEC. Con esta información del gestor del mercado ajustará las capacidades de transporte de expansión del BEC dentro de los tres días hábiles siguientes al recibo de la solicitud.

Para contratar capacidad firme asociada a capacidad de transporte de expansión las partes se acogerán a lo previsto en el artículo 16 de la Resolución CREG 126 de 2010, modificado por la Resolución CREG 079 de 2011, y aquellas que lo modifiquen o sustituyan.

PARÁGRAFO 1o. Los productores-comercializadores que requieran capacidad de transporte asociada a ampliaciones de capacidad para poner gas en el mercado mayorista de gas natural con destino a la prestación del servicio público de gas combustible no participarán en el procedimiento definido en el presente artículo.

PARÁGRAFO 2o. Los productores-comercializadores que requieran capacidad de transporte asociada a ampliaciones de capacidad para poner gas en el mercado mayorista de gas natural con destino a la prestación del servicio público de gas combustible negociarán directamente con los transportadores la capacidad asociada a la ampliación observando que:

1. La negociación tendrá en cuenta las reglas sobre remuneración que defina la Comisión en resolución aparte.

2. La negociación se hará en cualquier momento.

3. Los productores-comercializadores y los transportadores acordarán la modalidad de contrato que se adecúe a sus necesidades, la cual puede corresponder a alguna de las definidas en el artículo 6o de la presente resolución.

4. La capacidad de transporte asociada a esta ampliación no hará parte de la CMMP ni de la capacidad contratada para efectos de calcular la CDP₀ de que trata el artículo 4o de la presente resolución.

5. La capacidad de transporte asociada a esta ampliación hará parte de la CMMP para efectos de calcular la CDP₀ de que trata el artículo 4o de la presente resolución cuando la Comisión incluya en la base de activos de transporte, para calcular los cargos regulados de transporte, inversiones y gastos de AOM asociados a la ampliación de capacidad.

6. Los productores-comercializadores y los transportadores registrarán ante el gestor del mercado los contratos resultantes de estas negociaciones una vez suscritos.

CAPÍTULO IV.

ASIGNACIÓN DE CAPACIDAD FIRME ASOCIADA A PROYECTOS DEL PAG.

ARTÍCULO 19. PROCEDIMIENTO PARA ASIGNAR CAPACIDAD DISPONIBLE PRIMARIA ASOCIADA A PROYECTOS DEL PAG. El gestor del mercado aplicará el procedimiento establecido en el presente artículo para asignar la capacidad disponible primaria de proyectos del PAG distintos de IPAT a los compradores a los que se hace referencia en el artículo 8o de la presente resolución. Estas asignaciones se harán en cada uno de los trimestres estándar aplicando el siguiente procedimiento:

1. Divulgación de capacidad disponible primaria y de capacidad demandada: Durante el trimestre en el que se realice la asignación se ejecutarán los siguientes pasos para determinar la capacidad disponible y la capacidad demandada:

a) El primer día hábil del trimestre el gestor del mercado publicará en el BEC la siguiente información para cada tramo o grupo de gasoductos correspondientes a proyectos del PAG distintos de IPAT:

i. La CMMP con desagregación mensual y para un horizonte de 10 años desde el primer día del siguiente trimestre, expresada en KPCD. Se deberán mostrar las cantidades en cada dirección del gasoducto, o grupo de gasoductos, cuando haya condición de contraflujo.

Para estos efectos los transportadores responsables de los proyectos del PAG distintos de IPAT declararán al gestor del mercado la CMMP de cada proyecto.

ii. La capacidad total comprometida en contratos firmes, con desagregación trimestral y para un horizonte de 10 años desde el primer día del siguiente trimestre, expresada en KPCD. Se deberán mostrar las cantidades comprometidas en cada dirección del gasoducto, o grupo de gasoductos, cuando haya condición de contraflujo.

iii. La capacidad disponible primaria, determinada como la diferencia entre la CMMP y la capacidad total contratada en contratos firmes, con desagregación trimestral y para un horizonte de 10 años desde el primer día del siguiente trimestre, expresada en KPCD. Se deberán mostrar las cantidades disponibles en cada dirección del gasoducto, o grupo de gasoductos, cuando haya condición de contraflujo.

iv. Los cargos aplicables al contrato de capacidad disponible primaria conforme se establece en el artículo 20 de la presente resolución.

b) Hasta el último día hábil del segundo mes del trimestre los remitentes interesados en contratar capacidad solicitarán al gestor las capacidades que desean contratar con sujeción al producto definido en el artículo 20 de la presente resolución. En estas solicitudes se especificarán las cantidades en KPCD con desagregación trimestral. La capacidad solicitada podrá ser distinta para distintos trimestres, pero dentro de cada trimestre deberá corresponder a un único valor.

2. Asignación de capacidad disponible primaria. El gestor del mercado asignará para cada trimestre estándar la capacidad disponible primaria publicada según el numeral iii, literal a) del numeral 1 del presente artículo a los remitentes que solicitaron capacidad en los términos del literal b) del numeral 1 del presente artículo, observando los siguientes casos:

a) Si durante el horizonte de 10 años la capacidad total solicitada es menor o igual a la capacidad disponible primaria, el gestor asignará la capacidad disponible primaria a todos los remitentes que solicitaron capacidad en los términos del literal b) del numeral 1 del presente artículo. La asignación de capacidad se hará mediante el producto establecido en el artículo 20 de la presente resolución.

b) Si en uno o varios de los cuatro trimestres estándar siguientes al trimestre en el que se realiza la negociación se presenta congestión, el gestor procederá así:

i. La capacidad disponible primaria de los trimestres estándar donde haya congestión la asignará aplicando los siguientes pasos:

Paso 1

Asignación de la capacidad disponible primaria a los remitentes beneficiarios del proyecto del PAG distinto de IPAT en el que está la capacidad disponible primaria.

Si la capacidad disponible primaria es menor que la capacidad total solicitada por los remitentes beneficiarios, la capacidad disponible se asignará a través de subastas cuyo reglamento lo definirá la Comisión en resolución aparte.

Paso 2

Si al aplicar el paso 1 queda capacidad disponible primaria, esta se asignará a los remitentes que no son beneficiarios de los proyectos de IPAT a través de subastas cuyo reglamento lo definirá la Comisión en resolución aparte.

ii. La capacidad disponible primaria de los trimestres estándar donde no haya congestión la asignará a todos los remitentes que solicitaron capacidad en los términos del literal b) del numeral 1 del presente artículo. La asignación de capacidad se hará mediante el producto establecido en el artículo 20 de la presente resolución.

3. Divulgación de capacidad asignada. El quinto día hábil del tercer mes del trimestre el gestor del mercado publicará en el BEC los resultados de la asignación realizada conforme se establece en el numeral 2 del presente artículo, especificando el nombre de los remitentes asignados y las capacidades asignadas con desagregación trimestral, expresadas en KPCD.

4. Suscripción de contratos. Los remitentes a los que se les hayan asignado capacidades deberán suscribir los contratos de transporte con los transportadores responsables de los proyectos del PAG distintos de IPAT en los que están las capacidades disponibles primarias que se asignaron. Estos contratos tendrán las características establecidas en el artículo 20 de la presente resolución.

5. Registro de contratos. Los contratos resultantes de las asignaciones deberán estar registrados ante el gestor del mercado a más tardar el último día hábil del trimestre estándar en el que se realizó la asignación de la capacidad disponible primaria.

Las capacidades disponibles primarias que no se asignen, o que correspondan a contratos que no se registraron a más tardar el último día hábil del trimestre estándar en el que se realizó la asignación, harán parte de las capacidades disponibles para asignar en el siguiente trimestre estándar.

PARÁGRAFO. La capacidad de un proyecto del PAG, distinto de IPAT, que se determine para confiabilidad no se incluirá en la capacidad disponible primaria que debe asignar el gestor del mercado con base en el procedimiento establecido en el presente artículo.

ARTÍCULO 20. PRODUCTO PARA ASIGNAR CAPACIDAD DISPONIBLE PRIMARIA ASOCIADA A PROYECTOS DEL PAG DISTINTOS DE IPAT. Las asignaciones de capacidad disponible primaria que realice el gestor del mercado según el procedimiento establecido en el artículo 19 de la presente resolución harán parte de contratos de transporte que tendrán las siguientes características:

- Modalidad de contrato: Contrato de transporte firme de capacidades trimestrales, CCT. Estará conformado por las cantidades asignadas en virtud de lo establecido en los literales a) y b) del numeral 2 de artículo 19 de la presente resolución.

- Duración del contrato: La duración que resulte de la asignación que realice el gestor del mercado a cada remitente. La duración mínima será de un trimestre estándar.

- Inicio del contrato: Primer día de cualquiera de los 5 trimestres estándar siguientes al trimestre en que el gestor asignó la capacidad disponible primaria al remitente, excepto para plantas térmicas cuando requieran la capacidad de transporte para respaldar obligaciones de energía firme en cuyo caso los contratos podrán iniciar el primer día de cualquier trimestre.

- Terminación del contrato: Último día de un trimestre.

- Garantías: Las que defina la Comisión en resolución aparte.

- Cargos: Cargos fijos y variables expresados en pesos y en dólares americanos, determinados por el gestor del mercado así:

 Cargo fijo expresado en pesos por KPCD de la fecha base establecida en la resolución donde se haga oficial la remuneración del proyecto del PAG, según se establece en el artículo 16 de la Resolución CREG 107 de 2017, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

 Cargo variable expresado en pesos por KPC de la fecha base establecida en la resolución donde se haga oficial la remuneración del proyecto del PAG, según se establece en el artículo 16 de la Resolución CREG 107 de 2017, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

 Cargo fijo expresado en dólares americanos por KPCD de la fecha base establecida en la resolución donde se haga oficial la remuneración del proyecto del PAG, según se establece en el artículo 16 de la Resolución CREG 107 de 2017, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

 Cargo variable expresado en pesos por KPC de la fecha base establecida en la resolución donde se haga oficial la remuneración del proyecto del PAG, según se establece en el artículo 16 de la Resolución CREG 107 de 2017, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

 Promedio simple del ingreso anual equivalente en pesos aprobado en la resolución donde se haga oficial la remuneración del proyecto del PAG, según se establece en el artículo 16 de la Resolución CREG 107 de 2017, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

 Promedio simple del ingreso anual equivalente en dólares americanos aprobado en la resolución donde se haga oficial la remuneración del proyecto del PAG, según se establece en el artículo 16 de la Resolución CREG 107 de 2017, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

 Capacidad máxima de mediano plazo asociada al proyecto del PAG, expresada KPCD.

Estos cargos se actualizarán como se establece en el literal a) del artículo 17 de la Resolución CREG 107 de 2017, o aquellas que la modifiquen o sustituyan, y aplicarán para el caso en el que no haya congestión. En el caso de congestión el precio será el que se obtenga de la subasta.

La facturación se hará en pesos y se liquidará en el momento de la facturación a la TRM del último día del mes en que se prestó el servicio de transporte.

- Liquidación: El servicio de transporte a través del contrato CCT se liquidará y facturará mensualmente en pesos con base en lo establecido en el capítulo VI de la Resolución CREG 123 de 2013, o aquellas que la modifiquen o sustituyan, aplicando la siguiente expresión:

Donde:

Ct: Costo de prestación del servicio de transporte a través del contrato CFAT, expresado en pesos.

Cc: Capacidad contratada para el mes de prestación del servicio, expresada en KPCD.

CF: Cargo fijo expresado en pesos por KPCD obtenido como la suma del cargo  y del cargo  convertido a pesos por KPCD con la TRM del último día del mes en que se prestó el servicio de transporte.

d: Número de días del mes de prestación del servicio de transporte.

D: Número de días del año calendario del mes en el que se prestó el servicio.

CV: Cargo variable expresado en pesos por KPC obtenido como la suma del cargo  y del cargo  convertido a pesos por KPC con la TRM del último día del mes en que se prestó el servicio de transporte.

Vt: Volumen transportado al remitente durante el mes de prestación del servicio de transporte de gas natural, expresado en KPC.

Estos ingresos harán parte de los ingresos de corto plazo, plazo, , que se definen en el artículo 19 de la Resolución CREG 107 de 2017, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

PARÁGRAFO. En resolución aparte la Comisión podrá establecer un mecanismo particular para determinar los cargos máximos aplicables al servicio de transporte en proyectos del PAG distintos de IPAT para transportar gas proveniente de la infraestructura de importación de gas del Pacífico de que trata la Resolución CREG 152 de 2017, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

CAPÍTULO V.

NEGOCIACIÓN DE CONTRATOS DE TRANSPORTE CON INTERRUPCIONES.

ARTÍCULO 21. MECANISMO DE NEGOCIACIÓN. Los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en los artículos 7o y 8o de la presente resolución podrán negociar directamente la compraventa de capacidad de transporte mediante la modalidad de contratos de transporte con interrupciones. Estos contratos no podrán contrariar, en forma alguna, la definición establecida en el artículo 3o de la presente resolución, para la respectiva modalidad contractual. Dicha definición deberá estar en el objeto del contrato, así como en sus cláusulas.

ARTÍCULO 22. CARACTERÍSTICAS DEL CONTRATO DE TRANSPORTE CON INTERRUPCIONES. Los contratos de transporte con interrupciones que pacte el transportador con sus remitentes tendrán las siguientes características:

- Período de la negociación: En cualquier momento dentro del trimestre estándar en el que se realizan las negociaciones de capacidad firme.

- Duración del contrato: La duración que acuerden las partes y como máximo un trimestre estándar.

- Inicio del contrato: En cualquier momento dentro del trimestre estándar siguiente al trimestre en el que se realizan las negociaciones de capacidad firme.

- Terminación del contrato: Último día del trimestre estándar siguiente al trimestre en el que se realizan las negociaciones de capacidad firme.

- Cargos: Cargos regulados adoptados por la CREG para los tramos o grupos de gasoductos involucrados en el contrato, correspondientes a la pareja 100% variable que remunera inversión.

TÍTULO III.

ASPECTOS COMERCIALES DEL MERCADO SECUNDARIO DE CAPACIDAD DE TRANSPORTE.

CAPÍTULO I.

MODALIDADES Y REQUISITOS MÍNIMOS DE CONTRATOS Y PARTICIPANTES EN EL MERCADO SECUNDARIO.

ARTÍCULO 23. MODALIDADES DE CONTRATOS PERMITIDOS. En el mercado secundario de capacidad de transporte de gas natural solo podrán pactarse las siguientes modalidades de contratos de transporte:

1. Contrato de transporte firme.

2. Contrato de transporte con firmeza condicionada.

3. Contrato de opción de compra de transporte.

4. Contrato de transporte de contingencia.

5. Contrato de transporte con interrupciones.

Con excepción de los contratos de transporte con interrupciones, los contratos señalados en este artículo deberán cumplir las condiciones establecidas los artículos 10, 11, 13, 14 de la presente resolución.

PARÁGRAFO 1o. Los contratos del mercado secundario que estén en vigor a la entrada en vigencia de la presente resolución, continuarán rigiendo hasta la fecha de terminación pactada en los mismos. Sin embargo, las partes no podrán prorrogar su vigencia.

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

PARÁGRAFO 3o. Cada contrato que se suscriba en el mercado secundario solo podrá adoptar una de las modalidades contractuales establecidas en este artículo y no podrá contrariar, en forma alguna, la definición establecida en el artículo 3o de la presente resolución para la respectiva modalidad contractual. Dicha definición deberá estar en el objeto del contrato, así como en sus cláusulas, según su modalidad.

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

PARÁGRAFO 5o. Con excepción de los contratos de transporte con interrupciones y los contratos firmes de capacidades trimestrales, durante la vigencia de los contratos señalados en este artículo, las obligaciones de dichos contratos se considerarán permanentes y por el 100% de la capacidad contratada.

PARÁGRAFO 6o. La duración permisible para labores programadas para reparaciones técnicas o mantenimientos periódicos serán las acordadas por las partes del contrato, sin que se superen las establecidas en el artículo 12 de esta resolución.

ARTÍCULO 24. DURACIÓN DE LOS CONTRATOS. Los contratos para el servicio de transporte de gas que se pacten en el mercado secundario tendrán la duración que acuerden las partes, pero deberán tener como fecha de inicio del servicio de transporte cualquier fecha anterior al primer día del cuarto trimestre estándar siguiente al trimestre estándar en que se celebró el contrato. Estos contratos tendrán como máxima fecha de terminación el último día del doceavo trimestre estándar siguiente al trimestre estándar en que se celebró el contrato.

PARÁGRAFO 1o. Para efectos de la declaración de la información de que trata el numeral 2.1 del Anexo 2 de la presente resolución, los vendedores y los compradores del mercado secundario de capacidad de transporte deberán disponer de los contratos a los que se hace referencia en este artículo, los cuales deberán constar por escrito.

ARTÍCULO 25. VENDEDORES DE CAPACIDAD DE TRANSPORTE. Los comercializadores y los usuarios no regulados son los únicos participantes del mercado que podrán vender capacidad de transporte de gas natural en el mercado secundario. Para la negociación de los respectivos contratos de transporte de gas natural estos participantes del mercado deberán seguir los mecanismos y procedimientos establecidos en el Capítulo II del Título III de la presente resolución.

ARTÍCULO 26. COMPRADORES DE CAPACIDAD DE TRANSPORTE. Los comercializadores son los únicos participantes del mercado que podrán comprar capacidad de transporte en el mercado secundario. Para la negociación de los respectivos contratos de transporte de gas natural estos participantes del mercado deberán seguir los mecanismos y procedimientos establecidos en el Capítulo II del Título III de la presente resolución.

CAPÍTULO II.

COMERCIALIZACIÓN DE CAPACIDAD DE TRANSPORTE.

ARTÍCULO 27. NEGOCIACIONES DIRECTAS DE CAPACIDAD DE TRANSPORTE. Con excepción de los usuarios no regulados, los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en los artículos 25 y 26 de la presente resolución podrán negociar directamente la compraventa de capacidad de transporte de gas natural en el mercado secundario. En estas negociaciones solo se podrán pactar contratos sujetos a lo dispuesto en los artículos 23 y 24 de la presente resolución.

El precio máximo para las capacidades firmes contratadas en estas negociaciones directas será el 110% de la pareja de cargos 100% fijo - 0% variable aprobada por la CREG para el tramo o grupo de gasoductos sobre el que se contrate la capacidad. El precio máximo para las capacidades contratadas mediante contratos con interrupciones en estas negociaciones directas será el correspondiente a la pareja de cargos 0% fijo - 100% variable aprobada por la CREG para el tramo o grupo de gasoductos sobre el que se contrate la capacidad.

Los mencionados vendedores y compradores, que estén registrados en el BEC según lo dispuesto en el artículo 31 de la presente resolución, realizarán negociaciones de compraventa de capacidad de transporte en el mercado secundario únicamente sobre las capacidades de transporte publicadas por el gestor del mercado de acuerdo con lo señalado en el artículo 29 de la presente resolución.

PARÁGRAFO 1o. Las negociaciones de compraventa de capacidad de transporte que se realicen en el mercado secundario y que ocasionen desvíos dentro de los tramos de gasoductos contratados por el remitente primario no darán lugar al cobro de cargos adicionales por el servicio de transporte.

PARÁGRAFO 2o. Los productores-comercializadores que hayan contratado capacidad de transporte asociada a ampliaciones de capacidad en los términos del parágrafo del artículo 18 de la presente resolución podrán negociar directamente la compraventa de esta capacidad de transporte de gas natural en el mercado secundario. En estas negociaciones solo se podrán pactar contratos sujetos a lo dispuesto en los artículos 23 y 24 de la presente resolución y a lo dispuesto en los incisos segundo, tercero y en el parágrafo 1 del presente artículo.

ARTÍCULO 28. NEGOCIACIONES MEDIANTE LOS PROCESOS ÚSELO O VÉNDALO. Los participantes del mercado, que estén registrados en el BEC según lo dispuesto en el artículo 31 de la presente resolución, se acogerán a los mecanismos y procedimientos de negociación de los procesos úselo o véndalo detallados en los artículos 32 y 33 de la presente resolución.

CAPÍTULO III.

NEGOCIACIONES A TRAVÉS DEL BEC.

ARTÍCULO 29. NEGOCIACIONES DIRECTAS A TRAVÉS DEL BEC. El gestor del mercado pondrá a disposición de los participantes del mercado que estén registrados en el BEC, según lo dispuesto en el artículo 31 de la presente resolución, la capacidad disponible total para la venta por cada tramo o grupo de gasoductos definidos para efectos tarifarios, expresada en KPCD, y con desagregación (i) diaria para un horizonte mínimo de 24 meses; y (ii) cantidades por vendedor especificando la identidad y los datos de contacto de cada vendedor.

La capacidad disponible total para la venta la actualizará y publicará el gestor del mercado el último día hábil de cada semana. Para esto, el penúltimo día hábil de cada semana los vendedores de que trata el artículo 25 de la presente resolución declararán al gestor del mercado las capacidades disponibles para la venta con la desagregación requerida en los numerales (i) y (ii) anteriores.

A partir de esta información, los vendedores y los compradores que estén registrados en el BEC, según lo dispuesto en el artículo 31 de la presente resolución, realizarán las negociaciones directas de su interés. Será responsabilidad de estos participantes del mercado llevar a cabo cada una de las negociaciones y celebrar los correspondientes contratos, con sujeción a lo dispuesto en los artículos 23 y 24 de la presente resolución.

PARÁGRAFO. El gestor del mercado definirá el medio y el formato para la declaración de las capacidades disponibles para la venta a las que se hace referencia en este artículo. El gestor del mercado facilitará la publicación de otra información sobre las capacidades disponibles para la venta que los vendedores deseen publicar voluntariamente.

ARTÍCULO 30. NEGOCIACIONES DIRECTAS A TRAVÉS DE OTRAS PLATAFORMAS. La implementación del BEC no impedirá la negociación a través de otras plataformas de iniciativa particular. No obstante, todos los contratos del mercado secundario deberán ser registrados ante el gestor del mercado de conformidad con lo dispuesto en el Anexo 2 de la presente resolución.

ARTÍCULO 31. REGISTRO EN EL BEC. Los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en los artículos 25 y 26 y de la presente resolución podrán registrarse en el BEC para tener acceso a información sobre ofertas de venta y solicitudes de compra en el mercado secundario. El registro en el BEC no conllevará el pago de cargos adicionales y se realizará ante el gestor del mercado, a través del medio electrónico y los formatos que este 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 25 y 26 de la presente resolución, y si quien adelanta el trámite está facultado para representar a dicho vendedor o comprador.

CAPÍTULO IV.

PROCESOS ÚSELO O VÉNDALO DE CAPACIDAD DE TRANSPORTE.

ARTÍCULO 32. PROCESO ÚSELO O VÉNDALO DE LARGO PLAZO PARA CAPACIDAD DE TRANSPORTE. Los compradores a los que se refiere el artículo 8o de la presente resolución, que hayan contratado capacidad de transporte y no dispongan de cantidades de gas suficientes para hacer uso de esa capacidad de transporte, deberán acogerse al siguiente mecanismo para ofrecer su exceso de capacidad de transporte a quienes la requieran para transportar cantidades de gas contratadas a través de los mecanismos de comercialización definidos en el artículo 21 de la Resolución 114 de 2017, o aquellas que la modifiquen o sustituyan:

1. Determinación de la capacidad excedentaria. El gestor del mercado determinará la capacidad de transporte excedentaria según se define en el Anexo 4 de la presente resolución.

2. Subastas de la capacidad excedentaria. El gestor del mercado deberá aplicar el procedimiento de negociación de capacidad excedentaria mediante el mecanismo de subasta que se regirá por el reglamento establecido en el Anexo 4 de la presente resolución.

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

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

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

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

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

ARTÍCULO 33. PROCESO ÚSELO O VÉNDALO DE CORTO PLAZO PARA CAPACIDAD DE TRANSPORTE. La capacidad de transporte de gas natural que haya sido contratada y no haya sido nominada para el siguiente día de gas estará a disposición de los compradores a los que se hace referencia en el artículo 26 de la presente resolución, que estén registrados en el BEC según lo dispuesto en el artículo 31 de la misma. Para la negociación de esta capacidad de transporte se seguirá este procedimiento:

1. Declaración de las capacidades disponibles. A más tardar a las 17:05 horas del Día D-1, los transportadores declararán los titulares de las capacidades de transporte de gas natural contratadas, bajo las modalidades de contratos firmes, contratos de transporte con firmeza condicionada y contratos de transporte firmes de capacidades trimestrales, que no hayan sido nominadas para el siguiente día de gas, las respectivas capacidades no nominadas y las correspondientes rutas disponibles, entendidas como el conjunto de tramos de gasoductos para los cuales no se haya presentado nominación. Esta declaración deberá presentarse de acuerdo con lo señalado en el numeral 5.4 del Anexo 5 de la presente resolución.

En esta declaración no se deberán incluir las capacidades que no fueron nominadas como consecuencia de uno de los eventos de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña o de uno de los eventos eximentes de responsabilidad a los que se hace referencia en los artículos 10 y 11 de la presente resolución.

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

Si en las capacidades declaradas como disponibles se encuentra capacidad contratada por generadores térmicos, estos le deberán informar al gestor del mercado qué capacidad no debe ser ofrecida a través del proceso úselo o véndalo de corto plazo para capacidad de transporte. La capacidad informada por los generadores no será considerada parte de la capacidad disponible. Si antes de las 17:15 horas el gestor del mercado no recibe esta información, este entenderá que la totalidad de la capacidad no nominada por el correspondiente generador térmico sí está disponible para este proceso.

2. Definición del precio de oferta. El precio de oferta de las capacidades disponibles de que trata el numeral anterior será el precio de reserva que calcula el administrador de las subastas con base en los contratos de las capacidades disponibles, conforme a lo establecido en el numeral 5.4 del Anexo 5 de la presente resolución.

3. Publicación de la capacidad disponible. A más tardar a las 17:20 horas del Día D-1 el gestor del mercado publicará la capacidad total disponible en cada ruta.

4. Recibo de las solicitudes de compra. A más tardar a las 17:45 horas del Día D-1, los compradores de que trata el artículo 26 de la presente resolución, que se hayan registrado en el BEC según lo dispuesto en el artículo 31 de esta resolución y que estén interesados en contratar la capacidad ofrecida en el proceso úselo o véndalo de corto plazo para capacidad de transporte, enviarán sus solicitudes de compra al gestor del mercado. Estas solicitudes de compra deberán presentarse de conformidad con lo establecido en el numeral 5.6 del Anexo 5 de la presente resolución.

5. Subasta de la capacidad disponible. El gestor del mercado deberá facilitar la comercialización de las capacidades disponibles, para lo cual dará aplicación al procedimiento de negociación mediante el mecanismo de subasta a que se refiere el numeral 5.7 del Anexo 5 de la presente resolución. Este mecanismo se aplicará entre las 17:45 y las 17:55 horas del Día D-1 para cada ruta. Habrá tantas subastas como rutas con capacidad disponible para subastar.

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

7. Celebración de contratos. El vendedor y el respectivo comprador serán responsables de suscribir el contrato de compraventa de capacidad de transporte observando los mecanismos de cubrimiento previstos en el numeral 6 del Anexo 5 de la presente resolución. El contrato deberá cumplir las condiciones y los requisitos mínimos de un contrato firme sujeto a lo dispuesto en los artículos 23, 24 y 34 de la presente resolución.

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

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

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

PARÁGRAFO 2o. El remitente de corto plazo será responsable de pagar al vendedor de corto plazo las compensaciones que ocasione por variaciones de salida.

PARÁGRAFO 3o. Durante el ciclo de nominación los responsables de la nominación de transporte no podrán modificar las cantidades de energía nominadas a la hora límite para el recibo de la nominación diaria de transporte, por parte de los transportadores, establecida en el RUT. En la confirmación de la cantidad de energía a transportar, a realizar dentro de la hora límite establecida en el RUT, solo se podrán aumentar las cantidades nominadas inicialmente en aplicación del proceso úselo o véndalo de corto plazo para capacidad de transporte.

PARÁGRAFO 4o. La CREG analizará la viabilidad y conveniencia de reemplazar los procesos definidos en este artículo y en el artículo 44 de la resolución CREG 114 de 2017, o aquellas que la modifiquen o sustituyan, por un único proceso en el que se permita la compraventa de gas natural y capacidad de transporte en una misma negociación.

PARÁGRAFO 5o. A partir de la vigencia de la presente resolución los vendedores de capacidad de transporte definidos en el numeral 2 del Anexo 5 de la presente resolución declararán al administrador de las subastas el número de la cuenta bancaria en la que los compradores que resulten adjudicados en las subastas podrán realizar el prepago de que trata el numeral 6 del Anexo 5.

ARTÍCULO 34. CONTRATO MARCO APLICABLE AL PROCESO ÚSELO O VÉNDALO DE CORTO PLAZO PARA CAPACIDAD DE TRANSPORTE. El contrato firme del producto definido en el numeral 5.2 del Anexo 5 de la presente resolución será un contrato marco con términos estándar mínimos. Las partes del contrato podrán pactar de mutuo acuerdo términos adicionales a los mínimos. Los términos estándar mínimos y los términos adicionales que acuerden las partes no podrán contrariar, en forma alguna, las disposiciones establecidas en la presente resolución.

PARÁGRAFO. Dentro de los tres meses siguientes a la entrada en vigencia de la presente resolución el gestor del mercado definirá el contrato marco con términos estándar mínimos aplicable a las negociaciones del proceso úselo o véndalo de corto plazo para capacidad de transporte. El gestor deberá publicar el contrato marco en el BEC y podrá ajustarlo o actualizarlo en la medida que el mercado lo requiera o que sea necesario para ajustarse a la normatividad vigente.

TÍTULO IV.

OTRAS DISPOSICIONES.

ARTÍCULO 35. NUEVOS SERVICIOS A CARGO DEL GESTOR DEL MERCADO. Los nuevos servicios que surjan a partir de la entrada en vigencia de la presente resolución estarán a cargo del gestor del mercado. Los nuevos servicios serán los adicionales a los que presta el gestor del mercado al momento de entrada en vigencia de la presente resolución.

PARÁGRAFO. Hasta tanto entre a prestar sus servicios el gestor del mercado seleccionado para un nuevo período, la Comisión en resolución aparte definirá el responsable y las condiciones que permitan la prestación de los nuevos servicios.

ARTÍCULO 36. SERVICIO DE PARQUEO. El servicio de parqueo se deberá prestar con sujeción a las siguientes disposiciones:

1. Condiciones generales para la prestación del servicio de parqueo. El servicio de parqueo se regirá por las siguientes condiciones generales:

a) El servicio de parqueo no deberá comprometer la prestación del servicio de transporte pactado en contratos que garantizan firmeza.

b) En la prestación del servicio de parqueo el transportador no deberá comprometer la capacidad disponible primaria.

2. Procedimiento para la prestación del servicio de parqueo. Para la celebración de contratos para la prestación del servicio de parqueo se deberá aplicar el siguiente procedimiento:

a) Con base en documento marco elaborado por el Consejo Nacional de Operación de Gas Natural cada transportador define los términos y condiciones del servicio de parqueo.

b) El transportador publica en el boletín electrónico de operaciones un documento que contenga los términos y condiciones del servicio de parqueo. Este documento deberá contener, como mínimo, los siguientes aspectos:

1. Esquema de comercialización del servicio de parqueo.

2. Puntos de entrada y salida, cuando aplique, y cantidades disponibles.

3. Duración del servicio.

4. Contrato tipo que incluya los elementos establecidos en el numeral 2.2.3 del RUT, o aquellas que lo modifiquen o complementen.

5. Compensaciones por incumplimiento de las partes.

6. Contrato tipo para la prestación del servicio de parqueo.

3. Remuneración por el servicio de parqueo. Los precios por el servicio de parqueo serán establecidos libremente por el transportador. El transportador no podrá aplicar precios establecidos libremente que no haya publicado previamente en su boletín electrónico de operaciones. Los precios publicados en el boletín electrónico de operaciones del transportador tendrán una vigencia mínima de un mes contado a partir de la fecha de su publicación.

ARTÍCULO 37. DISPOSICIONES TRANSITORIAS PARA EL INICIO DE LOS CONTRATOS DE TRANSPORTE. Los contratos de transporte resultantes de negociaciones directas en el mercado primario o secundario, que se suscriban y se registren ante el Gestor del Mercado hasta el 30 de noviembre de 2019, deberán tener como fecha máxima de inicio del servicio de transporte el 1o de diciembre de 2020.

PARÁGRAFO 1o. El presente artículo será aplicable a los contratos de transporte que se suscriban para la capacidad disponible primaria que no corresponda a expansiones de capacidad de transporte.

TÍTULO V.

MODIFICACIONES Y DEROGATORIAS.

ARTÍCULO 38. MODIFICACIÓN DE DEFINICIONES. Las siguientes definiciones, establecidas en el artículo 3o de la Resolución CREG 114 de 2017, y todas sus modificaciones:

- Almacenador

- Contrato con interrupciones

- Gestor del mercado

- Mercado primario

- Mercado secundario

- Proceso úselo o véndalo de corto plazo

- Titular

Quedarán así:

“Almacenador: participante del mercado que presta el servicio de almacenamiento, entendido servicio de almacenamiento en los términos del numeral 2.3 del RUT [#[#, o aquellas que lo modifiquen o sustituyan#]#]. Su participación en el mercado mayorista de gas natural será objeto de regulación aparte”.

“Contrato con interrupciones, CI: contrato escrito en el que las partes acuerdan no asumir compromiso de continuidad en la entrega [#[# o,#]#] recibo [#[#o utilización de capacidad disponible en elde#]#] suministro [#[#o transporte#]#] de gas natural, durante un período determinado. El servicio puede ser interrumpido por cualquiera de las partes, en cualquier momento y bajo cualquier circunstancia, dando aviso previo a la otra parte”.

“Gestor del mercado: responsable de la prestación de los servicios de gestión del mercado primario y del mercado secundario, en los términos establecidos en [#[#la regulación adoptada por la CREGesta Resolución.#]#]”.

“Mercado primario: es el mercado donde los productores-comercializadores de gas natural y los comercializadores de gas importado pueden ofrecer gas natural. [#[#También es el mercado donde los transportadores de gas natural pueden ofrecer su capacidad de transporte.#]#]”.

“Mercado secundario: mercado donde los participantes del mercado con derechos de suministro de gas [#[#y/o con capacidad disponible secundaria#]#] pueden negociar sus derechos contractuales. Los productores-comercializadores de gas natural, los comercializadores de gas importado y los transportadores podrán participar como compradores en este mercado, en los términos de esta resolución”.

“Proceso úselo o véndalo de corto plazo: mecanismo por medio del cual se pone a disposición de los interesados el gas natural [#[#y/o la capacidad de transporte que hayan sido contratados que haya sido contratado#]#] en el mercado primario y no [#[#hayan sido nominados haya sido nominado#]#] para el siguiente día de gas”.

“Titular: [#[#en el caso del suministro de gas natural,#]#] el titular de los derechos de suministro de gas será el último comprador en haber suscrito la compraventa o la cesión de tales derechos. [#[#En el caso del transporte, el titular de la capacidad contratada será el último remitente en haber suscrito la compraventa o la cesión de dicha capacidad.#]#]”.

ARTÍCULO 39. MODIFICACIÓN DE ARTÍCULOS. Los artículos 1o, 6o, 8o, 9o, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 24, 30, 31, 39, 40, 42, 44 y 51 de la Resolución CREG 114 de 2017, y todas sus modificaciones, quedarán así:

“Artículo 1o. Objeto. Mediante esta Resolución se regulan aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, como parte del reglamento de operación de gas natural. Esta Resolución contiene el conjunto de disposiciones aplicables a las negociaciones del suministro [#[#y del transporte delde#]#] gas natural utilizado efectivamente como combustible que se realicen en el mercado primario y en el mercado secundario.

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

“Artículo 6o. Servicios a cargo del gestor del mercado. El gestor del mercado prestará los siguientes servicios:

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

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

2. Centralización de información transaccional y operativa.

El gestor del mercado deberá:

a) Recopilar, verificar, publicar y conservar la información sobre el resultado de las negociaciones realizadas en el mercado primario y en el mercado secundario, tal como se establece en el Anexo 2 de esta Resolución[#[# y de la Resolución CREG X de 2019, o aquellas que lo modifiquen o sustituyan#]#]^[2].

b) Recopilar, verificar, publicar y conservar la información sobre el resultado de las negociaciones entre comercializadores y usuarios no regulados, tal como se establece en el Anexo 2 de esta Resolución[#[# y de la Resolución CREG X de 2019, o aquellas que lo modifiquen o sustituyan#]#].

c) Recopilar, verificar, publicar y conservar la información operativa del sector de gas natural, tal como se establece en el Anexo 2 de esta resolución[#[# y de la Resolución CREG X de 2019, o aquellas que lo modifiquen o sustituyan#]#].

Como parte de este servicio el gestor del mercado publicará a través del BEC la información que se señala en los numerales 1, 2, 3 y 4 del Anexo 2 de esta Resolución[#[# y de la Resolución CREG X de 2019, o aquellas que lo modifiquen o sustituyan#]#]. Cualquier persona podrá acceder, sin costo alguno, a esta información agregada y publicada por el gestor del mercado. El gestor del mercado podrá prestar otros servicios de información que podrán dar lugar a su cobro.

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

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

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

El gestor del mercado deberá facilitar las negociaciones del mercado secundario, para lo cual dará aplicación a los procedimientos de que tratan los artículos 40 [#[#, 32, y#]#] 44 [#[#y 33#]#] de la presente resolución[#[# y 32 y 33 de la Resolución CREG X de 2019#]#].

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

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

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

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

PARÁGRAFO 1o. Todos los participantes del mercado están obligados a declarar la información señalada en el Anexo 2 de la presente resolución[#[# y de la Resolución CREG X de 2019, o aquellas que lo modifiquen o sustituyan#]#], según sea el caso. Dicha información deberá ser declarada de manera completa, ordenada y exhaustiva, de acuerdo con los formatos que establezca el gestor del mercado. En consecuencia, ninguna cláusula de confidencialidad en los contratos celebrados entre los participantes del mercado será oponible al gestor del mercado, pero este deberá dar el manejo que corresponda a la información que revista carácter reservado.

PARÁGRAFO 2o. La no declaración al gestor del mercado de la información señalada en el Anexo 2 de esta resolución [#[# y de la Resolución CREG X de 2019, o aquellas que lo modifiquen o sustituyan,#]#] podrá ser considerada por la autoridad competente como una práctica contraria a la libre competencia. Igual consideración se podrá dar a la declaración reiterada de dicha información de manera inconsistente. Lo anterior sin perjuicio de la responsabilidad derivada de la posible falla en la prestación del servicio que se cause por la no declaración de esta información.

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

PARÁGRAFO 4o. En la elaboración de los formatos requeridos para la captura de información transaccional y operativa, según lo establecido en el Anexo 2 de esta resolución[#[# y de la Resolución CREG X de 2019, o aquellas que lo modifiquen o sustituyan#]#], el gestor del mercado podrá apoyarse en el CNOG”.

“Artículo 8o. Remuneración del gestor del mercado. La remuneración de los servicios prestados por el gestor del mercado estará sujeta a un esquema de ingreso regulado. Dicho ingreso se determinará con base en el proceso de selección de que trata el artículo 7o de esta resolución.

El ingreso regulado será pagado al gestor del mercado por los vendedores a los que se hace referencia en el artículo 17 de la [#[#Resolución CREG 089 de 2013 presente resolución#]#] que hayan suscrito contratos firmes y/o de suministro con firmeza condicionada. Los vendedores podrán incluir este costo en el precio del gas natural, al momento de la suscripción del contrato correspondiente”.

“Artículo 9o. Modalidades de contratos permitidas. En el mercado primario [#[#de suministro de gas#]#] solo podrán pactarse las siguientes modalidades de contratos:

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

2. Contrato de suministro C1.

3. Contrato de suministro C2.

[#[#

4. Contrato de transporte firme.

5. Contrato de transporte con firmeza condicionada.

6. Contrato de opción de compra de transporte.#]#]

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

8. Contrato de suministro de contingencia.

[#[#

9. Contrato de transporte de contingencia.#]#]

10. Contrato con interrupciones.

11. Contrato de suministro con firmeza condicionada.

12. Contrato de opción de compra de gas.

PARÁGRAFO 1o. Los contratos de suministro [#[#y de transporte#]#] de gas que estén en vigor a la entrada en vigencia de la presente resolución continuarán rigiendo hasta la fecha de terminación pactada en los mismos. Sin embargo, las partes no podrán prorrogar su vigencia, con excepción de los casos señalados en los parágrafos 1o y 2o del artículo 22 de esta resolución.

PARÁGRAFO 2o. A partir de la entrada en vigencia de la presente resolución no podrán pactarse contratos en modalidades y/o condiciones diferentes a las contempladas en el presente artículo y en ningún caso se podrán pactar periodos de compensación para cantidades pagadas y no consumidas.

PARÁGRAFO 3o. Los contratos que se pacten en el mercado primario deberán ser escritos, sin perjuicio de su naturaleza consensual. Cada contrato solo podrá adoptar una de las modalidades contractuales establecidas en este artículo y no podrá contrariar, en forma alguna, la definición establecida en el artículo 3o de la presente resolución para la respectiva modalidad contractual. Dicha definición deberá estar en el objeto del contrato, así como en sus cláusulas, según su modalidad.

[#[#Parágrafo 4o. Para efectos del cálculo de los cargos regulados de transporte de gas natural en el siguiente período tarifario, la Comisión podrá considerar que el perfil de la demanda esperada de capacidad asociada a los contratos de transporte con firmeza condicionada y a los de opción de compra de transporte, celebrados para la misma dirección de un tramo del SNT, es constante durante la vigencia de estos contratos e igual a la máxima capacidad garantizada mediante dichos contratos. Para el cálculo de esta capacidad se tendrán en cuenta las reglas establecidas en el artículo 4o y en el Anexo 1 de esta resolución para el cálculo de la capacidad disponible primaria. Si la celebración de estos contratos conlleva la ampliación de la infraestructura existente al momento de la entrada en vigencia de esta resolución, los valores eficientes de las inversiones y las demandas adicionales serán considerados en el cálculo de los cargos regulados de transporte.

Cuando se trate de contratos de opción de compra de transporte, celebrados con el propósito de cumplir las obligaciones de energía firme de los generadores térmicos que se acojan a la opción de gas natural importado, de conformidad con lo establecido en el artículo 4o de la Resolución CREG 106 de 2011, la Comisión podrá considerar que el perfil de demanda esperada de capacidad para efectos tarifarios es igual al perfil de demanda pactado en los respectivos contratos. En todo caso el perfil considerado para efectos tarifarios no será superior a la CMMP. Si la celebración de estos contratos conlleva la ampliación de la infraestructura existente al momento de la entrada en vigencia de esta resolución, los valores de las inversiones adicionales no serán considerados en el cálculo de los cargos regulados de transporte. La remuneración de dichas inversiones será pactada por los transportadores y los generadores térmicos.

PARÁGRAFO 5o. La celebración de contratos para la prestación del servicio de parqueo se realizará de conformidad con lo dispuesto en el artículo 29 de la Resolución CREG 126 de 2010 o aquella que la modifique o sustituya.#]#]

PARÁGRAFO 6o. Todos los contratos del mercado primario serán de entrega física”.

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

PARÁGRAFO. En el caso de los contratos de contingencia y de los contratos con interrupciones las partes tendrán la potestad de determinar su contenido sin contrariar, en forma alguna, la definición establecida en el artículo 3o de la presente resolución para la respectiva modalidad contractual. Dicha definición deberá estar en el objeto del contrato, así como en sus cláusulas, según su modalidad”.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

[#[#

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

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

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

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

PARÁGRAFO 3o. Los productores-comercializadores[#[#, y #]#]los comercializadores de gas importado [#[#y los transportadores#]#] informarán al CNOG y coordinarán con dicho organismo las suspensiones por labores programadas para reparaciones técnicas o mantenimientos periódicos, de acuerdo con el protocolo [#[#operativo del proceso de coordinación de mantenimientos e intervenciones en instalaciones de producción, importación y transporte de gas natural, establecido en la Resolución CREG 147 de 2015, o aquellas que la modifiquen o sustituyan. que adopte la CREG. El CNOG someterá a consideración de la CREG dicho protocolo dentro de los tres (3) meses siguientes a la entrada en vigencia de esta Resolución. De no hacerlo, la CREG procederá a adelantar las acciones necesarias para diseñar y adoptar el protocolo.#]#]

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

“Artículo 13. Duración permisible para suspensiones del servicio. La máxima duración de las suspensiones del servicio por labores programadas para reparaciones técnicas o mantenimientos periódicos que se podrá pactar en los contratos a que se refiere el artículo 9o de la presente resolución, con excepción de los contratos de contingencia y de los contratos con interrupciones, deberá ser la misma para cada una de las partes y, para cada una de ellas, no podrá ser superior a [#[#:cuatrocientas ochenta (480) horas continuas o discontinuas durante un año.

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

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

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

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

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

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

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

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

[#[#

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

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

d) Por parte del remitente, cuando este incumple su obligación de pagar los cargos de transporte acordados entre las partes.#]#]

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

[#[#

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

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

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

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

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

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

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

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

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

“Artículo 24. Negociación según el balance de la UPME. Los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en los artículos 17 y 18 de esta resolución podrán negociar el suministro de gas natural, durante el período de tiempo que defina la CREG, mediante los mecanismos de comercialización establecidos en esta resolución, según lo dispuesto en este artículo.

Dentro de los primeros diez (10) días hábiles de julio de cada año, la CREG establecerá mediante resolución el mecanismo de comercialización a aplicar y el cronograma para el desarrollo del mismo. Lo anterior con base en el análisis del más reciente balance entre la oferta agregada y la demanda agregada de gas realizado por la UPME. El balance deberá ser aquel que considere el escenario de demanda media.

Cuando el balance realizado por la UPME muestre que la oferta de gas natural es superior a la demanda de gas natural, en al menos tres (3) de los cinco (5) años siguientes al momento del análisis, se deberá dar aplicación al mecanismo de negociación directa establecido en el artículo 25 de la [#[#presente resoluciónresolución CREG 089 de 2013.#]#] Cuando el balance muestre lo contrario, se deberá dar aplicación al mecanismo de negociación mediante subasta establecido en el artículo 27 de la [#[#presente resoluciónresolución CREG 089 de 2013.#]#]

PARÁGRAFO 1o. La aplicación de lo dispuesto en el presente artículo tendrá lugar hasta noviembre de 2016 únicamente. Lo anterior sin perjuicio de que los contratos celebrados bajo el esquema dispuesto en este artículo que estén en vigor a la entrada en vigencia de la presente resolución continúen rigiendo con las condiciones pactadas vigentes hasta su fecha de terminación.

PARÁGRAFO 2o. Los contratos de largo plazo celebrados bajo el esquema dispuesto en el presente artículo, cuya actualización de precios requiera de la aplicación de las ecuaciones establecidas en el numeral 1 del Anexo 4 y necesiten el promedio ponderado por cantidades de los precios de los contratos firmes, de la fuente f, con duración de un (1) año, negociados para el año , tomarán como precio de referencia el resultante de aplicar la siguiente ecuación:

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

“Artículo 30. Modalidades de contratos permitidos. En el mercado secundario solo podrán pactarse las siguientes modalidades de contratos:

1. Contrato firme o que garantiza firmeza.

2. Contrato de suministro con firmeza condicionada.

[#[#

3. Contrato de transporte con firmeza condicionada.#]#]

4. Contrato de opción de compra de gas.

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

6. Contrato de opción de compra de transporte.#]#]

7. Contrato de suministro de contingencia. [#[#

8. Contrato de transporte de contingencia.#]#]

9. Contrato con interrupciones.

Con excepción de los contratos con interrupciones, los contratos señalados en este artículo deberán cumplir las condiciones establecidas en los artículos 11, 12, 14, 15, 31 y 32 de esta resolución.

PARÁGRAFO 1o. Los contratos del mercado secundario que estén en vigor a la entrada en vigencia de la presente resolución, continuarán rigiendo hasta la fecha de terminación pactada en los mismos. Sin embargo, las partes no podrán prorrogar su vigencia.

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

PARÁGRAFO 3o. Cada contrato que se suscriba en el mercado secundario solo podrá adoptar una de las modalidades contractuales establecidas en este artículo y no podrá contrariar, en forma alguna, la definición establecida en el artículo 3o de la presente resolución para la respectiva modalidad contractual. Dicha definición deberá estar en el objeto del contrato, así como en sus cláusulas, según su modalidad.

[#[#

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

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

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

“Artículo 31. Duración de los contratos. Los contratos para el servicio de suministro de gas que se pacten en el mercado secundario tendrán la duración que acuerden las partes, siempre y cuando la fecha del servicio de suministro inicie durante el año de gas en que se realizó el registro del correspondiente contrato.

PARÁGRAFO 1o. Para efectos de la declaración de la información de que trata el numeral [#[#2.12#]#] del Anexo 2 de esta resolución los vendedores y los compradores del mercado secundario deberán disponer de los contratos a los que se hace referencia en este artículo, los cuales deberán constar por escrito.

[#[#

PARÁGRAFO 2o. Los contratos para el servicio de transporte de gas que se pacten en el mercado secundario tendrán la duración que acuerden las partes, siempre y cuando la fecha del servicio de transporte inicie durante el año de gas en que se realizó el registro del correspondiente contrato.#]#]”.

“Artículo 39. Negociaciones mediante los procesos úselo o véndalo. Los participantes del mercado, que estén registrados en el BEC según lo dispuesto en el artículo 42 de esta resolución, se acogerán a los mecanismos y procedimientos de negociación [#[#del proceso úselo o véndalo detallado en el artículo 44 de la presente resolución. de los procesos úselo o véndalo detallados en los artículos 43, 44 y 45 de la presente resolución.#]#]”

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

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

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

[#[#

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

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

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

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

“Artículo 42. Registro en el BEC. Los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en los artículos 33 [#[#, y 34, 35 y 36 #]#] de esta resolución podrán registrarse en el BEC para tener acceso a información sobre ofertas de venta y solicitudes de compra en el mercado secundario. El registro en el BEC no conllevará el pago de cargos adicionales y se realizará ante el gestor del mercado, a través del medio electrónico y los formatos que este defina.

La información que el gestor del mercado solicite a través de los formatos de registro en el BEC por lo menos le deberá permitir identificar si el participante del mercado que desea registrarse corresponde a uno de los vendedores o compradores a los que se hace referencia en los artículos 33 [#[#, y 34, 35 y 36#]#] de esta resolución, y si quien adelanta el trámite está facultado para representar a dicho vendedor o comprador.

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

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

En esta declaración no se deberán incluir las cantidades que no fueron nominadas como consecuencia de uno de los eventos de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña o de uno de los eventos eximentes de responsabilidad a los que se hace referencia en los artículos 10 y 11 de esta resolución.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

PARÁGRAFO 5o. La CREG analizará la viabilidad y conveniencia de remplazar los procesos definidos en este artículo [#[#y en el artículo 33 de esta resolución#]#] por un único proceso en el que se permita la compraventa de gas natural y de capacidad de transporte en una misma negociación”.

“Artículo 51. Contratos con interrupciones. Los contratos de suministro con interrupciones [#[#y los contratos de transporte con interrupciones#]#] que resulten de aplicar los mecanismos de comercialización establecidos en el literal A del artículo 49 [#[#y en el Artículo 50#]#] de esta resolución deberán tener duración mensual, con vigencia desde las 00:00 horas del primer día calendario del mes hasta las 24:00 horas del último día calendario del mismo mes.

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

ARTÍCULO 40. MODIFICACIÓN DE TÍTULOS. Modifíquense los siguientes títulos de la resolución CREG 114 de 2017, y todas sus modificaciones:

1. El título del Capítulo I del Título III quedará así:

“Modalidades de contratos de suministro [#[#y de transporte#]#]”

2. El título del Capítulo II del Título III quedará así:

“Requisitos mínimos de los contratos de suministro [#[#y de transporte#]#]”

3. El título del Capítulo I del Título IV quedará así:

“Modalidades y requisitos mínimos de contratos de suministro [#[#y de transporte#]#]”

4. El título del Capítulo III del Título IV quedará así:

“[#[#Comercialización de gas natural y de capacidad de transporte#]#]”

ARTÍCULO 41. MODIFICACIÓN DE ANEXOS. Modifíquense los anexos 2, 3 y 8 de la Resolución CREG 114 de 2017, con todas sus modificaciones, así:

1. El Anexo 2 de la Resolución CREG 114 de 2017, con todas sus modificaciones, quedará como se establece en el anexo 6 de la presente resolución.

2. El Anexo 3 de la Resolución CREG 114 de 2017, con todas sus modificaciones, quedará como se establece en el anexo 7 de la presente resolución.

3. El Anexo 8 de la Resolución CREG 114 de 2017, con todas sus modificaciones, quedará como se establece en el anexo 8 de la presente resolución.

ARTÍCULO 42. DEROGATORIAS. La presente resolución deroga todas las disposiciones que le sean contrarias. En especial, las siguientes:

1 El numeral 2.4 del anexo de la Resolución CREG 163 de 2014.

2. Los artículos 4o, 19, 20, 29, 35, 36, 38, 43, 45 y 50 de la Resolución CREG 114 de 2017 con sus parágrafos.

3. Los Anexos 1, 6 y 7 de la Resolución CREG 114 de 2017.

4. Los numerales 2.2.1 y 2.2.1.1 del RUT.

5. Las siguientes definiciones del artículo 3o de la resolución CREG 114 de 2017:

- Capacidad disponible primaria.

- Capacidad disponible secundaria.

- Capacidad firme.

- Capacidad interrumpible.

- Contrato de opción de compra de transporte, OCT.

- Contrato de transporte con firmeza condicionada, CFCT.

- Contrato de transporte de contingencia, CTC.

- Proceso úselo o véndalo de largo plazo.

- Remitente.

- Remitente cesionario.

- Remitente de corto plazo.

- Remitente primario.

- Remitente secundario.

- Responsable de la nominación de transporte.

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

Publíquese y cúmplase.

Firma del proyecto,

La Presidenta,

María Fernanda Suárez Londoño.

Ministra de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo,

Christian Jaramillo Herrera.

<APÉNDICE NO INCLUIDO. VER ORIGINAL EN DIARIO OFICIAL No. 51.045 de 14 de agosto de 2019, PUBLICADO EN LA PÁGINA WEB www.imprenta.gov.co>

<NOTAS DE PIE DE PÁGINA>.

1. La eficacia de la norma alude al grado de aceptación y cumplimiento de la misma en la sociedad. La eficacia condiciona la validez de la norma. Si la eficacia es nula, no puede existir como sistema jurídico.

2. La Resolución CREG X de 2019 será la resolución definitiva mediante la cual se adopten las disposiciones sobre comercialización de capacidad de transporte en el mercado mayorista de gas natural, cuya consulta se hace con la presente resolución.