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RESOLUCIÓN 102 007 DE 2024
(abril 18)
<Fuente: Archivo interno entidad emisora>
Diario Oficial No. 52.794 de 21 de junio de 2024
COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG
<Vigente hasta el 31 de agosto de 2024>
Por la cual se realizan adiciones transitorias a los aspectos comerciales del suministro del mercado mayorista de gas natural establecidos en la Resolución CREG 186 de 2020.
LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS
En ejercicio de sus atribuciones constitucionales y legales, en especial las conferidas por la Ley 142 de 1994, y en desarrollo de los Decretos 1524 y 2253 de 1994, 1260 de 2013 y 1073 de 2015 y
CONSIDERANDO QUE:
Mediante la Resolución CREG 186 de 2020 la Comisión reglamentó aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, que hacen parte del reglamento de operación de gas natural y en la que se establecen, entre otros aspectos, los mecanismos de comercialización del gas natural y las modalidades de contratos que podrán pactarse en el mercado mayorista de gas natural.
Mediante la Resolución CREG 136 de 2014, modificada por la Resolución CREG 005 de 2017, la CREG reglamentó aspectos comerciales aplicables a la compraventa de gas natural mediante contratos firmes bimestrales en el mercado mayorista de gas natural, como parte del reglamento de operación de gas natural.
En el Artículo 2.2.2.2.1 del Decreto Único Reglamentario 1073 de 2015 se establece la prioridad en el abastecimiento de gas natural cuando se presenten insalvables restricciones en la oferta de gas natural o situaciones de grave emergencia, no transitorias, originadas en la infraestructura de suministro o de transporte, que impidan la prestación continúa del servicio. Asimismo, en el Artículo 2.2.2.2.4 del mismo Decreto se establece el orden de atención de la demanda de gas natural entre los agentes cuando se trate de Racionamiento Programado de Gas Natural o de Energía Eléctrica declarado por parte del Ministerio de Minas y Energía.
En el Artículo 2.2.2.2.16 ibidem, se establece que los Agentes que atiendan la Demanda Esencial tienen la obligación de contratar el suministro y el transporte de gas natural para la atención de dicha demanda, según corresponda, con Agentes que cuenten con Respaldo Físico. En su Parágrafo 2° se establece que la CREG, siguiendo los lineamientos establecidos en el artículo 2.2.2.2.26 de dicho Decreto, definirá los mecanismos que permitan a los Agentes que atiendan a la Demanda Esencial tener acceso a los contratos de suministro y/o transporte de gas natural.
En el Artículo 2.2.2.2.22 ibidem, se establece que todos los productores, los productores-comercializadores de gas natural y los comercializadores de gas importado obligados a declarar conforme a lo previsto en el mencionado Decreto, deberán actualizar su declaración exponiendo y documentando las razones que la justifican, por variación en la información disponible al momento de la declaración y/o inmediatamente se surta un procedimiento de comercialización.
En el Artículo 2.2.2.2.42 ibidem, se señala que al expedir el reglamento de operación mediante el cual se regula el funcionamiento del mercado mayorista de gas natural, la Comisión de Regulación de Energía y Gas podrá, entre otros, señalar la información que será declarada por los Participantes del mercado y establecer los mecanismos y procedimientos para obtener, organizar, revisar y divulgar dicha información en forma oportuna para el funcionamiento del mercado mayorista de gas natural.
Según ha publicado el IDEAM en la publicación “SEGUIMIENTO AL CICLO ENOS El Niño – Oscilación del Sur Boletín No. 181”, “Los diferentes estudios realizados por el IDEAM han permitido establecer que el impacto de El Niño en Colombia, se refleja en un déficit significativo de las precipitaciones, así como en un aumento importante de la temperatura del aire, especialmente en sectores de las regiones Caribe, Andina y Pacífica. Cabe destacar, que la alteración del régimen de lluvias por la ocurrencia de estos fenómenos no sigue un patrón común; por el contrario, es diferencial a lo largo y ancho del territorio nacional”.
Actualmente, de acuerdo con información más reciente publicada el 15 de abril de 2024 por el Climate Prediction Center / NCEP de los Estados Unidos de América (enlace https://www.cpc.ncep.noaa.gov/products/analysis_monitoring/enso_advisory/ensodisc_Sp.shtml), las anomalías atmosféricas del Pacífico tropical se están debilitando y se espera una transición de El Niño a una Oscilación de El Niño (ENSO por sus siglas en inglés) neutral para el período abril – junio con un 85% de probabilidad.
Según informaciones recibidas entre los meses de agosto y septiembre de 2023, de algunos de los vendedores y compradores en el interior del país y en la región Caribe, la oferta en firme PTDVF declarada en el mecanismo de negociaciones directas para las fuentes de suministro obligadas a cumplir con los mecanismos de comercialización establecidos por la CREG en las Resoluciones 136 de 2014 y sus modificatorias y en la Resolución 186 de 2020, no es suficiente para atender la totalidad de las solicitudes de compra de los agentes que representan la demanda, incluyendo la Demanda Esencial.
En comunicación del 8 de agosto de 2023 los productores-comercializadores CNEOG Colombia y CNE Oil & Gas declararon al Ministerio de Minas y Energía una Insalvable Restricción en la Oferta de Gas Natural en el punto de entrega Estación Jobo, No Transitoria, inicialmente por 23.600 MBTUD. En comunicación del 20 de octubre de 2023 el Secretario Técnico del CNO Gas informó que la restricción total se encuentra en 75.600 MBTUD, que se ha ido reduciendo. Estas restricciones afectan el suministro a algunos de los usuarios del gas natural, por lo que se hace necesario para ellos buscar otras fuentes de suministro para atender sus necesidades de consumo de gas natural, en el caso que se presenten de nuevo ya sea en esta fuente o se presenten en cualquiera otra fuente de suministro nacional.
Actualmente no existe la obligación de registro ante el Gestor del Mercado de los contratos de suministro de gas natural en los que el gas no se utilice efectivamente como combustible sino como materia prima de procesos industriales petroquímicos, lo que dificulta el seguimiento al Mercado Mayorista de Gas Natural. Dicho destino no está incluido en la Demanda Esencial según la definición contenida en el Artículo 2.2.2.1.4 del Decreto 1073 de 2015.
Algunos Participantes del mercado han manifestado al Ministerio de Minas y Energía y a la Comisión la necesidad de flexibilizar los mecanismos de comercialización para negociar contratos de suministro de gas de corto plazo, con el fin de asignar la mayor cantidad posible de volúmenes de energía de gas natural disponibles, con radicados E-2023-015244 de Vanti, E-2023-015806 de Ecopetrol, E-2023-015962 de Madigás, E-2023-015989 de Surtigás y de Gases del Caribe y E-2023-016109 de Naturgás.
Es necesario tomar medidas transitorias y de aplicación en el corto plazo que busquen atender la posibilidad de oferta de los vendedores del Mercado Mayorista y las necesidades de corto plazo de la demanda de la mejor manera, que permita superar eficazmente las situaciones surgidas recientemente como las anteriormente mencionadas, o las que puedan surgir eventualmente durante la actual ocurrencia de El Fenómeno de El Niño, sin que las mismas originen distorsiones negativas en la aplicación de la regulación establecida en la Resolución CREG 186 de 2020 y en armonía con las disposiciones propuestas a los agentes en el Proyecto de resolución CREG 702 003 de 2023 con el que se presentan para comentarios ajustes estructurales a la Resolución CREG 186 de 2020 ya mencionada.
Para lo anterior se publicó el 2 de octubre de 2023 el Proyecto de Resolución 702-005 de 2023 en la página web de la entidad, con plazo para remitir comentarios hasta el 9 de octubre de 2023. Surtido el período de consulta se recibieron comentarios de las siguientes empresas o entidades con números de radicado CREG así: MADIGÁS INGENIEROS S.A. E.S.P. E-2023-017717, EPM E-2023-017896, OGE LEGAL SERVICES E-2023-018037, METROGÁS DE COLOMBIA S.A. E.S.P. E-2023-018039, Grupo Energético de las Américas S.A.S. E.S.P. E-2023-018058, LEWIS ENERGY COLOMBIA INC E-2023-018075, CANACOL E-2023-018077, Gestor del Mercado de Gas Natural en Colombia E-2023-018082, TEBSA E-2023-018084, ANDEG E-2023-018085, GASES DEL ORIENTE S.A. E.S.P. E-2023-018089, ECOPETROL E-2023-018090, CALAMARÍ LNG E-2023-018093, PETROMIL GAS S.A.S. E.S.P. E-2023-018095, PRIME ENERGÍA COLOMBIA E-2023-018096, ACOLGÉN E-2023-018097, ENEL COLOMBIA S.A. E.S.P. E-2023-018107, TERMONORTE S.A. E.S.P. E-2023-018108, PROMOTORA DE GASES DEL SUR S.A. E.S.P. E-2023-018109, ALCANOS DE COLOMBIA S.A. E.S.P. E-2023-018111, ANDESCO E-2023-018118, NATURGÁS E-2023-018120, GECELCA S.A E.S.P. E-2023-018121, HOCOL S.A. E-2023-018122, VANTI E-2023-018123, GASES DEL CARIBE E-2023-018124, ASOENERGÍA E-2023-018127, ASOCIACIÓN COLOMBIANA DEL PETRÓLEO Y GAS E-2023-018128, SANTA FÉ ENERGY E-2023-018333 y Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios E-2023-018899.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas en su sesión No. 1298 del 13 de diciembre de 2023, aprobó la propuesta regulatoria para ser remitida a la Superintendencia de Industria y Comercio - SIC, en los términos del artículo 7 de la Ley 1340 de 2009, así como el proyecto de resolución. Lo anterior se cumplió mediante comunicación de la CREG con número de radicado S2023006639 del 21 de diciembre de 2023.
Mediante comunicación recibida de la Superintendencia de Industria y Comercio con radicación 23-564444- -6-0 y número de radicado CREG E2024001776 del 5 de febrero de 2024, dicha entidad rindió concepto de abogacía de la competencia sobre el proyecto enviado por la CREG.
En el numeral 4.1 “Sobre la priorización que se le otorga al suministro relacionado con la Demanda esencial y regulada” del concepto recibido de la SIC, se establece que:
“En consecuencia, los mecanismos de priorización del proyecto se encuentran justificados de manera razonable tanto por el ordenamiento jurídico sectorial vigente, como por las necesidades particulares para afrontar la contingencia. Además, la diferenciación entre agentes a la que se refiere el proyecto no surge con él, ni es una condición derivada del establecimiento de estas reglas transitorias.
Así las cosas, esta Superintendencia concluye que el trato diferenciado respecto de la aplicación del proyecto está justificado y es proporcionado desde la libre competencia económica, toda vez que el mecanismo de priorización tanto en el Mercado Primario como en el Secundario garantiza legítimamente la disponibilidad del gas natural en favor de la Demanda Esencial y la demanda regulada, sectores con especial protección y prelación legal. En consecuencia, no se formularán recomendaciones al respecto”.
En el numeral 4.2.2.1 “Sobre la aplicación del precio según la fuente de suministro y el destino” del concepto recibido de la SIC, se establece que:
“En conclusión, los aspectos anteriormente desarrollados equilibran los propósitos que se pretende alcanzar con los intereses de los comercializadores frente a la volatilidad inherente del mercado internacional de gas natural. En consecuencia, esta Superintendencia considera que la intervención estatal en cuestión es legítima y se encuentra debidamente justificada, ya que, además de estar fundamentada constitucionalmente y ser necesaria en el contexto de la contingencia actual, los beneficios derivados de su finalidad superan las restricciones impuestas sobre los bienes intervenidos, que en este caso específico, se relacionan con el riesgo de la volatilidad de precios en el mercado internacional de gas natural”.
En el numeral 4.2.2.2 “Sobre la aplicación del Precio de Reserva” del concepto recibido de la SIC, se establece que:
“Por tanto, esta Autoridad advierte al regulador que la dinámica previamente explicada podría desembocar en un escenario donde, paradójicamente, la Demanda Esencial, a pesar de su naturaleza prioritaria y su indiscutible necesidad crítica, se vea impedida de acceder al suministro necesario a causa de sus restricciones económicas. Así las cosas, resulta necesario que la CREG evalué si la posible ocurrencia de la hipótesis presentada, derivada de la aplicación de la regla propuesta en el proyecto, podría ir en contraposición del objetivo perseguido por el regulador”.
En el numeral 4.3 “Sobre la flexibilización de las reglas de mercado y la eficiencia asignativa” del concepto recibido de la SIC, se establece que:
“En suma, esta Superintendencia encuentra que la implementación de medidas orientadas a diversificar las estructuras de los contratos puede contribuir a una mayor adaptación a las condiciones del mercado y a asignar la mayor cantidad posible de volúmenes de gas natural disponibles entre los distintos agentes. Así mismo, se destaca que la medida tenga como propósito introducir mecanismos para enfrentar las contingencias del mercado en el corto plazo. Sobre esa base, la medida propende por: (i) aumentar la frecuencia en las transacciones del mercado para estimular a los agentes a cumplir con los fines de la política pública y (ii) eliminar restricciones o barreras (relacionadas con la sostenibilidad de largo plazo de los proyectos de inversión) que existen en la negociación de los contratos de suministro de gas natural. Por tanto, la flexibilización contractual tiene la potencialidad de mejorar la asignación de los recursos reduciendo el riesgo de que se genere un desbalance crítico entre la oferta y la demanda en el corto plazo”.
En el Numeral 5. “RECOMENDACIONES” del concepto recibido de la SIC, se señala lo siguiente:
“Por las razones que se expusieron, esta Superintendencia recomienda a la CREG:
En relación con el artículo 3 del proyecto: Aunque las reglas contenidas en dicho artículo tienen una finalidad constitucional legítima y, además, resultan ser razonables y proporcionales, analizar si la aplicación de estas disposiciones podría promover el incremento de precios del gas natural en contraposición de uno de los objetivos perseguidos por el regulador”.
Respecto de la recomendación señalada en el concepto de la SIC, la CREG encuentra que, en particular el análisis de la SIC se concentra en la utilización del “Precio de Reserva” como valor referente para la contratación del suministro de aquellos agentes que atienden directamente la Demanda Esencial, que se establece en el artículo 8 de la propuesta regulatoria enviada a la SIC. Así se desprende del siguiente análisis que hace la SIC:
“Sin perjuicio de lo anterior, esta Autoridad considera que la regla del Precio de Reserva podría incentivar a los oferentes de gas a establecer precios iniciales de subasta más elevados por dos razones fundamentales. Primero, por la expectativa de que el precio fijado regirá para todas las transacciones –en el marco de la subasta– que se celebren con cualquier comprador que atienda la Demanda Esencial. Segundo, en caso de ser para suplir demanda regulada, el Precio de Reserva establecido será fijo durante todo el período del contrato. Obsérvese lo siguiente: por un lado, los oferentes, al enfrentarse a la incertidumbre del mercado y la variabilidad en costos (especialmente en el caso del gas importado), podrían optar por establecer precios más altos como mecanismo de cobertura de riesgos. Este precio más alto compensaría las fluctuaciones potenciales y los costos variables asociados con la importación y el transporte de gas. Por otro lado, teniendo en cuenta que la demanda actual de gas natural en Colombia supera a la oferta, los oferentes, como agentes económicos racionales, podrían estar motivados a establecer precios de reserva más altos para maximizar sus beneficios. Dicha situación se ve exacerbada por el conocimiento de que existen otros compradores en el mercado, como empresas industriales o térmicas, que poseen una mayor capacidad de pago comparada con los compradores que atienden a la Demanda Esencial y que están dispuestos a pagar precios más altos. Bajo este escenario, los oferentes podrían fijar un Precio de Reserva en las subastas que, aunque resulte inaccesible para la Demanda Esencial debido a su elevado valor, sería accesible para estos agentes con mayor poder adquisitivo”.
En este sentido, la propuesta regulatoria enviada a la SIC tiene las siguientes previsiones que buscan evitar el potencial incremento de los “precios de reserva” de los vendedores del Mercado Primario” en la aplicación de la regulación propuesta:
1. Competencia entre los diferentes mercados: en el documento de soporte se muestra que hay cantidades compradas del mercado primario, registradas para atender la demanda regulada, que son excedentarias para atender la demanda del mercado del agente comprador. Dichas cantidades son superiores a la estimación de necesidades no cubiertas de la Demanda Esencial, sin considerar el consumo de las refinerías que son sujetas de descuento por autoconsumo de los productores. Por ello, en el artículo 14 de la resolución se establece que:
“Las cantidades de suministro excedentarias contratadas por un comercializador en el Mercado Primario o en el Mercado Secundario registradas para atender a la demanda regulada, deberán ser ofrecidas en primera instancia a los compradores del Mercado Secundario que solicitan el suministro para atender directamente la demanda regulada de sus propios mercados de comercialización (…)”.
Con ello se procura que si un vendedor del Mercado Primario coloca un precio de reserva elevado, asume el riesgo de no vender la totalidad de las cantidades ofrecidas, que serían vendidas por el vendedor del mercado secundario, que además tiene mayor flexibilidad para la negociación directa.
2. Momento de la determinación del precio de reserva: el precio de reserva debe ser determinado por el vendedor del Mercado Primario, previo a la apertura de un proceso de venta que piense realizar y debe ser informado al Gestor del Mercado, que no lo publicará. Así, el vendedor no conoce las cantidades que se procurarán comprar por parte de los compradores, sin saber si las mismas son solo para la Demanda Esencial, asumiendo un riesgo de no vender el total de las cantidades ofertadas, en el caso de colocar un precio de reserva alto.
3. Cantidad de vendedores: es posible que haya fuentes de suministro en las que haya más de un vendedor, gracias a la flexibilización dada, o que haya vendedores con oferta en otras partes del SNT. Si un vendedor coloca un precio de reserva alto, puede perder parte de la venta ante la competencia de otros vendedores con precios de reserva inferiores y/o con costos de transporte diferencial, que los hace más competitivos que el vendedor que coloca precio de reserva alto.
4. Formación del precio de reserva: se parte del criterio de que el vendedor del Mercado Primario busca monetizar en el menor plazo posible, las reservas producibles, para amortizar inversiones realizadas o aumentos de factor de recobro u optimizar capacidades existentes de producción y tratamiento del gas. Con precios de reserva altos, que obedezcan a un criterio de ganancias extraordinarias, se corre el riesgo de no vender cantidades de gas oportunamente.
5. Podría ser sujeto de control la ocurrencia de que el precio mínimo de venta del vendedor del mercado primario, en el caso de una subasta, que sería el precio de reserva para una fuente de suministro, sea superior al precio de negociaciones anteriores de esa misma fuente de suministro, para el mismo período de ejecución contractual. Cosa diferente es que el precio sea el que se obtiene al cierre de la subasta, en donde se entiende que la elevación del precio surge de la interacción de la demanda con la restricción de la oferta durante la subasta.
La Comisión en sesión 1307 del 7 de febrero de 2024 aprobó la Resolución CREG 102 006 de 2024, sin embargo, dicho acto administrativo no es oponible, toda vez que el texto aprobado no correspondió al que fue objeto de concepto de abogacía de la competencia por parte de la Superintendencia de Industria y Comercio, razón por la cual no se hizo público en el Dario Oficial. Sin perjuicio de lo anterior, el texto de la presente resolución corresponde a los temas y materias que fueron analizados por la Superintendencia de Industria y Comercio en su concepto en materia de abogacía de la competencia. En este sentido, en la presente resolución, se deroga en forma expresa la Resolución CREG 102 006 de 2024.
Finalmente, con corte al 16 de abril de 2024 se presenta el menor nivel de las reservas hídricas y la capacidad útil en energía y porcentaje de los embalses del Sistema Interconectado Nacional (SIN) desde que se realiza este tipo de registros, de acuerdo con la publicación que realiza diariamente XM, a través de la página electrónica de Sinergox (sitio web administrado por XM, que centraliza la información pública del Mercado de Energía Mayorista y la operación del Sistema Interconectado Nacional), con una perspectiva, posiblemente lenta, de recuperación del nivel de los embalses. Este diagnóstico conduce a la necesidad de ampliar la vigencia de aplicación de la propuesta con que se aprobó la Resolución CREG 102 006 de 2024, del 31 de mayo de 2024 al 31 de agosto de 2024, considerando que dicha ampliación tiene relación con los temas y materias que son objeto de la propuesta regulatoria y se enmarca dentro de los objetivos que esta persigue dentro de los aspectos comerciales del suministro del mercado mayorista de gas natural.
Con base en lo anterior, la Comisión de Regulación de Energía y Gas en su sesión No. 1310 del 18 de abril de 2024, acordó expedir esta resolución.
RESUELVE:
ARTÍCULO 1o. Adoptar las medidas que a continuación se establecen de manera transitoria y de corto plazo, que son adicionales a las reglas contempladas en la Resolución CREG 186 de 2020 y aquellas que la modifican o adicionan, con el fin de flexibilizar a los vendedores y a los compradores la contratación del suministro en el Mercado Mayorista de Gas Natural en general, desarrollar las negociaciones de manera directa que permitan hacer uso de la totalidad de los volúmenes de gas natural disponible de todas las fuentes de suministro, con gas natural producido en territorio nacional o con gas natural obtenido en el exterior, atendiendo de manera eficaz las necesidades de la demanda, ya sea a través del Mercado Primario, a través del Mercado Secundario y/o a través del Mercado Minorista.
ARTÍCULO 2o. Las siguientes definiciones deberán tenerse en cuenta para efectos de la presente Resolución:
Demanda Esencial: de acuerdo con lo definido en el artículo 2.2.2.1.4. del Decreto 1073 de 2015 o aquel que lo modifique, adicione o sustituya corresponde a: i) la demanda de gas natural para la operación de las estaciones de compresión del SNT; ii) la demanda de gas natural de usuarios residenciales y pequeños usuarios comerciales inmersos en la red de distribución; iii) la demanda de GNCV; y, iv) la demanda de gas natural de las refinerías, excluyendo aquella con destino a autogeneración de energía eléctrica que pueda ser reemplazada con energía del Sistema Interconectado Nacional.
Precio de reserva: equivale a aquel precio que sirve de base, de mínimo o de inicio en un proceso de subasta o en un mecanismo de concurrencia de interesados en comprar gas, que sea desarrollado por un vendedor del Mercado Mayorista y que refleja el precio mínimo al cual se ofrece para la venta el gas natural.
Respaldo Físico de gas natural obtenido en el exterior: Es la garantía de que un comercializador de gas importado ha adquirido el gas natural en un mercado internacional o centro de comercialización, para ser comercializado en el Mercado Primario, mediante uno o varios contratos de obtención de gas en el exterior o documentos asimilables, ya sea que con ellos se cumpla con alguna de las siguientes dos condiciones: i.) Unos plazos de ejecución y cantidades de suministro del gas natural obtenidas en el exterior, por lo menos iguales a la duración y cantidad de la CIDVF que se declare al Gestor del Mercado, en MBTUD; o ii.) Unas cantidades totales de gas natural obtenido en el exterior, o almacenadas en las plantas de regasificación, medidas en unidades de energía MBTU, que sean iguales o superiores a las cantidades de gas natural, medidas en las mismas unidades de energía, que se declaran al Gestor del Mercado para el período declarado de la CIDVF. En todo caso, el Respaldo Físico de gas obtenido en el exterior requiere que el comercializador de gas importado que declare la CIDVF cuente al momento de su declaración y por la duración de la declaración de la CIDVF, con el acceso a los servicios asociados de las infraestructuras de regasificación al momento de su declaración.
Semana calendario: período de tiempo que va desde las 00:00 del lunes hasta las 24:00 horas del domingo.
Semana laboral: período de tiempo que va desde las 00:00 del lunes hasta las 24:00 horas del viernes de la misma semana calendario. La semana laboral no tendrá en cuenta los días festivos que se presenten en el período de tiempo estipulado.
ARTÍCULO 3o. Los vendedores y los compradores del Mercado Primario de fuentes de suministro nacionales o de gas natural obtenido en el exterior, a partir de la entrada en vigencia de la presente Resolución y hasta el término de la misma, podrán registrar contratos de suministro pactados mediante el mecanismo de negociación directa, para cualquier fuente de suministro sin excepción alguna, tomando en cuenta las siguientes consideraciones:
i.) Se podrán pactar cualesquiera de las modalidades contractuales de tipo firme contempladas en el Artículo 8o de la Resolución CREG 186 de 2020 y aquellas que la modifican o adicionan, como son el contrato de suministro Firme al 95%, CF95, el contrato de suministro C1, el contrato de suministro C2, el contrato de opción de compra de gas contra exportaciones, el contrato de suministro con firmeza condicionada, el contrato de opción de compra de gas y el contrato de suministro de contingencia.
ii.) Su duración se podrá pactar en semanas laborales continuas, en semanas calendario continuas, en sábados continuos o en domingos continuos.
iii.) Podrán tener una duración de ejecución de, como mínimo, cualesquiera de las siguientes opciones:
a. Una (1) semana laboral.
b. Una (1) semana calendario.
c. Un (1) sábado
d. Un (1) domingo.
iv.) Podrán tener una duración de ejecución de, como máximo, cualquiera de las siguientes opciones:
a. Doce (12) semanas laborales en el caso que se utilicen duraciones en semanas laborales.
b. Tres (3) meses, en el caso que se utilicen ejecuciones de contratos en sábados, domingos o en semanas calendario.
v.) Podrán tener como fecha de inicio de ejecución el primer día de cualesquiera de las semanas que transcurran a partir de la fecha de publicación de la presente resolución.
vi.) Podrán tener como fecha de terminación de ejecución el último día de cualesquiera de las semanas que transcurran hasta el 1 de diciembre de 2024.
vii.) Los volúmenes garantizados podrán ser diferentes en la duración de ejecución de un mismo contrato para cada semana laboral, semana calendario, sábado o domingo, en caso de que se pacte la ejecución en dichas opciones y tales volúmenes deberán quedar registrados en el contrato.
viii.) El precio será fijo, aplicable a toda la duración de ejecución de un mismo contrato, independientemente de la opción de duración pactada en el contrato.
ix.) En el caso de las negociaciones en el Mercado Primario entre los comercializadores de gas importado y los compradores que destinan el volumen contratado para la atención de la demanda no regulada, el precio podrá ser variable en función de índices de precios acordados por las partes en el contrato de suministro. En el caso de que el volumen contratado tenga como destino la demanda regulada, el precio deberá ser fijo.
x.) En el caso de la negociación en el Mercado Primario entre los comercializadores de gas importado y los compradores, el precio deberá incluir todos aquellos costos necesarios para entregar el gas en un punto de entrada al SNT.
xi.) La facturación se realizará de manera mensual, independientemente de si el contrato tiene duración menor a un mes y en el cálculo del valor mínimo a cobrar mensual se deberá tener en cuenta el número de días calendario en que se comprometió la garantía de suministro del volumen contratado.
xii.) En cada contrato se deberá especificar el nombre de la(s) fuente(s) de suministro, la cantidad que proviene de dicha(s) fuente(s) para cada período que se incluye, y si la fuente está incluida en algunas de las condiciones de las fuentes especificadas en los literales a), b) y c) del numeral 1 del Artículo 19 de la Resolución CREG 186 de 2020 y aquellas que la modifiquen o adicionen.
xiii.) Contratos de la modalidad Opción de Compra de Gas: adicional a las condiciones establecidas en los numerales anteriores, en el caso de que el contrato tenga una duración menor a un año, la garantía de suministro sin interrupciones solamente se dará cuando se presente la condición de probable escasez y la prima se pagará mensualmente por el número de días de duración del contrato.
xiv.) Contratos de la modalidad Contrato de Suministro con Firmeza Condicionada: adicional a las condiciones establecidas en los numerales anteriores, la garantía de suministro sin interrupciones se dará siempre que no se presente la condición de probable escasez en aquellos que tengan una duración menor a un año.
xv.) En el caso de los contratos de la modalidad Contrato de Suministro de Contingencia, el agente que garantiza el suministro desde una fuente alterna de suministro, podrá ser el mismo agente que suministra el gas natural desde la(s) fuente(s) que enfrenta al evento que le impide la prestación del servicio.
xvi.) En el caso de los contratos de tipo firme que se registren por parte de los comercializadores de gas importado, con compradores que no lo destinan para la atención de la Demanda Esencial, se podrá pactar como un evento eximente de entrega del gas, la situación que se presenta cuando la nominación total recibida por el operador de la infraestructura de regasificación para un mismo día de gas, no sea igual o superior al valor del mínimo operativo técnico requerido para la regasificación del gas natural licuado. En los contratos de tipo firme para atender la Demanda Esencial se considerará como incumplimiento la no entrega del gas nominado por el comprador, cualquiera sea dicha cantidad siempre que no supere la cantidad contratada, sin excepción alguna.
La cantidad del mínimo operativo técnico deberá ser establecida en el contrato de suministro y deberá ser igual en cualquier contrato de suministro, siempre y cuando se trate de la misma infraestructura de regasificación.
xvii.) Los contratos se deberán registrar con, al menos, un día hábil de anterioridad a la fecha de inicio de su ejecución sin que dicha fecha sea posterior a la fecha de término de vigencia de la presente Resolución. El Gestor del Mercado se abstendrá de registrar los contratos que no cumplan con el requisito anterior.
ARTÍCULO 4o. En los contratos de suministro del Mercado Primario que se registren con base en lo establecido en la presente Resolución, serán considerados como eventos eximentes, adicionales a los establecidos en el artículo 11 de la Resolución CREG 186 de 2020 o aquellas que lo modifiquen o sustituyan, los eventos en la capacidad de transporte que impliquen las suspensiones por ocasión de la ocurrencia de eventos de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña, eventos eximentes y labores programadas para reparaciones técnicas o mantenimientos periódicos de la infraestructura de transporte del SNT, incluida la infraestructura de importación y la infraestructura de regasificación, que contiene el punto de entrada que sirve como punto de entrega del respectivo contrato de suministro, siempre que de ello se dé aviso amplio y oportuno conforme al protocolo al que se hace referencia en el parágrafo 3 de este artículo, y el parágrafo 3 del artículo 11 de la Resolución CREG 185 de 2020, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.
ARTÍCULO 5o. La duración de las suspensiones del servicio por labores programadas para reparaciones técnicas o mantenimientos periódicos que se podrá pactar en las condiciones de los contratos de suministro establecidas en el Artículo 3 de la presente resolución, será de cero (0) horas.
ARTÍCULO 6o. No habrá incumplimiento del contrato de suministro, cuando el vendedor atienda el contrato con el gas natural proveniente de otra fuente de suministro, propia o de un tercero, diferente a la que se previó en el contrato de suministro, siempre y cuando esto no le implique al comprador asumir mayores costos en las demás actividades de la cadena de prestación del servicio.
ARTÍCULO 7o. Para la aplicación de las negociaciones directas establecidas en la presente Resolución, los vendedores del Mercado Primario de todas las fuentes de suministro sin excepción, deberán declarar al Gestor del Mercado, a partir del siguiente día hábil a su ocurrencia, las cantidades adicionales de oferta de PTDVF o de CIDVF que surjan por variación en la información disponible al momento de la declaración inicial dada, de acuerdo con el cronograma establecido en la circular CREG 066 de 2023 o las que la modifiquen, o por variaciones posteriores. En la nueva declaración al Gestor del Mercado se deberá anexar un documento que exponga las razones que expliquen dichas cantidades adicionales.
Para efectos de lo anterior, las declaraciones de PTDVF y/o CIDVF se podrán realizar por semanas calendario, para lo cual el Gestor del Mercado deberá realizar los ajustes necesarios en los formatos o medios habilitados para las declaraciones.
El Gestor del Mercado deberá calcular la PTDV y/o CIDV remanente en forma diaria para cada fuente de suministro, tomando el valor de la PTDV y/o CIDV de la más reciente declaración de producción publicada por el Ministerio de Minas y Energía para dicho campo y descontando las cantidades que se han registrado en contratos de modalidades de tipo firme, desde esa fecha de publicación del Ministerio de Minas y Energía hasta el día hábil anterior al día de la publicación de la actualización diaria.
El Gestor del Mercado deberá calcular la PTDVF y/o CIDVF remanente en forma diaria para cada fuente de suministro, tomando el valor de la PTDVF y/o CIDVF de la más reciente declaración presentada por el vendedor al Gestor del Mercado y descontando las cantidades que se han registrado en contratos de modalidades de tipo firme, desde esa fecha de declaración al Gestor del Mercado hasta el día hábil anterior al día de la publicación de la actualización diaria.
El Gestor del Mercado deberá establecer un control para que los valores de PTDVF y/o CIDVF que se declaran por un vendedor para una fuente de suministro, sean iguales o menores a los valores de PTDV y/o CIDV remanentes para esa misma fuente de suministro, para ese mismo vendedor y para ese mismo período declarado. Para lo anterior el Gestor del Mercado deberá realizar los cálculos establecidos en el Anexo 2 de la presente Resolución
Solo para efectos de la presente Resolución, se entenderá como fuente de suministro para la comercialización de gas natural importado, la infraestructura de importación utilizada. Lo anterior no implica que los agentes que desarrollan la actividad de regasificación o de comercialización de gas importado no se sujeten a lo estipulado en la Resolución de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios No. 20201000057975 de 2020.
En el caso de la declaración al Gestor del Mercado de cantidades de CIDVF por parte de los comercializadores de gas importado, se deberá adicionar a cada declaración que realice el vendedor, la información correspondiente que demuestre la existencia del Respaldo Físico de gas obtenido en el exterior para las cantidades y el período declarado de CIDVF. Para ello, el Gestor del Mercado determinará los formatos a ser llenados por los agentes que declaren la CIDVF.
ARTÍCULO 8o. Los vendedores del Mercado Primario deberán, para las cantidades ofertadas en aplicación de la presente Resolución, establecer un procedimiento de priorización en las negociaciones directas que desarrollen, para la asignación de las cantidades solicitadas por parte de los compradores que atienden directamente a usuarios que hacen parte de la Demanda Esencial.
Particularmente, en caso de que el vendedor utilice un proceso de comercialización con base en algún tipo de subasta o en general, de concurrencia simultánea de varios compradores, se asignarán primero las cantidades solicitadas por los compradores que atienden directamente la Demanda Esencial, al Precio de Reserva establecido por el vendedor.
El precio de reserva deberá ser informado por el vendedor al Gestor del Mercado antes de iniciar cualquier proceso de negociación directa de acuerdo con las condiciones de la presente Resolución, el cual podrá ser utilizado exclusivamente para efectos de seguimiento, vigilancia y control de las autoridades del sector, incluyendo la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y la Superintendencia de Industria y Comercio. El Gestor del Mercado podrá recibir la información directamente por cualquier medio que éste establezca.
En caso de que el vendedor utilice un proceso de comercialización con base en precio fijo, las cantidades disponibles se asignan primero a los compradores que representan a la Demanda Esencial a dicho precio.
En caso de haber excedentes de oferta de gas natural después de la asignación priorizada anterior, los vendedores podrán ofrecer el gas natural a los compradores que atienden usuarios que no son parte de la Demanda Esencial.
Para la determinación de las cantidades máximas a contratar para atender la Demanda Esencial, se deberá seguir el procedimiento establecido en el Anexo 1 de la presente Resolución.
Es responsabilidad de los compradores del Mercado Primario que las solicitudes de compra que presenten a los vendedores y que tengan como destino atender directamente el consumo de los usuarios que hacen parte de la Demanda Esencial, contengan información veraz, dando cumplimiento a lo establecido en el Anexo 1 de la presente Resolución y en el marco de los comportamientos establecidos en la Resolución CREG 080 de 2019, en especial lo contemplado en el Capítulo II “Comportamientos que propenden por el cumplimiento de los fines de la regulación”. Asimismo, es responsabilidad de los compradores del Mercado Primario que son priorizados para atender la Demanda Esencial, que el total de las cantidades contratadas en caso de negociarse con más de un vendedor, no sea superior al valor obtenido de acuerdo con el numeral i.) del Anexo 1 de la presente Resolución.
ARTÍCULO 9o. Excepto para los casos de contratos de tipo firme para ser ejecutados en cualesquiera de los cinco (5) días hábiles siguientes al día de su registro ante el Gestor del Mercado y siempre y cuando el contrato haya sido negociado dentro de los cinco (5) días hábiles antes de su registro, todos los agentes que deseen hacer negociaciones directas en el Mercado Secundario, están obligados a entregar la información requerida para el cumplimiento de lo establecido en el artículo 33 de la resolución CREG 186 de 2020 y aquellas que la modifiquen o adicionen, antes de avanzar cualquier negociación de compraventa y en el caso de los vendedores adicionalmente deberán informar si el gas es de origen nacional u obtenido en el exterior. En caso de no cumplirse con estos requisitos, el Gestor del Mercado deberá informarlo a las partes, abstenerse de registrar el contrato y dar aviso a las autoridades de vigilancia y control.
Una vez publicada la información recibida por el Gestor del Mercado, los agentes podrán hacer uso de otras plataformas para realizar las negociaciones directas, como se establece en el artículo 34 de la resolución CREG 186 de 2020.
ARTÍCULO 10. Los vendedores y compradores del Mercado Primario podrán negociar directamente contratos con interrupciones en el mes previo al mes de inicio de su ejecución y tendrán una duración de un mes calendario.
La disposición anterior no afecta lo establecido en el Parágrafo 2 del Artículo 40 “Negociación de contratos de suministro con interrupciones” de la Resolución CREG 186 de 2020.
En ningún caso un vendedor del Mercado Primario podrá registrar en un solo contrato con interrupciones, una cantidad superior a la PTDV remanente de la fuente de suministro del contrato para el período de ejecución del mismo. Sin embargo, la suma de las cantidades de los contratos con interrupciones de una misma fuente de suministro podrá ser superior a la PTDV remanente de dicha fuente para el período de ejecución de los mismos.
ARTÍCULO 11. Durante la vigencia de la presente Resolución no se negociará la compraventa de gas natural de contratos con interrupciones mediante la subasta mensual establecida en el Anexo 6 de la Resolución CREG 186 de 2020 y aquellas que la modifiquen o adicionen.
ARTÍCULO 12. Durante la vigencia de la presente Resolución, no se realizará la compraventa de gas natural de contratos firmes bimestrales mediante las subastas establecidas en la resolución CREG 136 de 2014, modificada por la resolución CREG 005 de 2017.
ARTÍCULO 13. Todos los contratos de suministro de gas natural, sin excepción, deberán ser registrados por los vendedores, independientemente del uso final que le dé el comprador de dicho gas. En el caso de que, a la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución, haya contratos de suministro suscritos previamente que no han sido registrados, los vendedores deberán registrarlos, de acuerdo con los requerimientos de información detallados en el Anexo 1 de la Resolución CREG 186 de 2020 y aquellas que la modifiquen o adicionen, en un término máximo de cinco (5) días hábiles contados a partir de la entrada en vigencia de la presente resolución.
ARTÍCULO 14. Las cantidades de suministro excedentarias contratadas por un comercializador en el Mercado Primario o en el Mercado Secundario registradas para atender a la demanda regulada, deberán ser ofrecidas en primera instancia a los compradores del Mercado Secundario que solicitan el suministro para atender directamente la demanda regulada de sus propios mercados de comercialización. En el caso de empresas comercializadoras en que exista vinculación económica, se podrán negociar prioritariamente dichas cantidades entre ellas, aplicando lo establecido en el Artículo 4 de la Resolución CREG 112 de 2007.
ARTÍCULO 15. Todos los Participantes del mercado deberán dar cumplimiento a las reglas de comportamiento establecidas en la Resolución CREG 080 de 2019, o aquella que la modifique, añada o sustituya. En particular, lo contemplado en el Capítulo II “Comportamientos que propenden por el cumplimiento de los fines de la regulación”, Capítulo VII “Comportamientos que propenden por la competencia efectiva en el mercado” y Capítulo VIII “Comportamientos que propenden por la adecuada prestación del servicio público”, sin que estas particularizaciones impliquen que las demás reglas no deban ser cumplidas.
ARTÍCULO 16. El Gestor del Mercado contará con quince (15) días hábiles, contados a partir de la entrada en vigencia de la presente Resolución, para tener disponible la plataforma tecnológica con el fin de que los Participantes del mercado cuenten con las facilidades necesarias para la implementación de lo dispuesto en la presente Resolución. Los Participantes del mercado podrán avanzar las negociaciones directas sin que el plazo anteriormente dispuesto limite en modo alguno tales negociaciones, y deberán registrar los contratos de suministro en los plazos contemplados en el Anexo 1 de la Resolución CREG 186 de 2020 y aquellas que la modifiquen o adicionen.
ARTÍCULO 17. VIGENCIA. La presente resolución rige de manera transitoria a partir de su publicación en el Diario Oficial, hasta el 31 de agosto de 2024 y deroga expresamente la Resolución CREG 102 006 de 2024.
PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE
Dada en Bogotá D.C., el 18 de abril de 2024.
OMAR ANDRÉS CAMACHO MORALES
Ministro de Minas y Energía
Presidente
OMAR PRÍAS CAICEDO
Director Ejecutivo
PRIORIZACIÓN A LA DEMANDA ESENCIAL.
El siguiente será el procedimiento a ser desarrollado por los vendedores y compradores del Mercado Primario mediante el mecanismo de la negociación directa, con el fin de asignar con prioridad, la contratación del suministro de las cantidades requeridas por los compradores para atender los usuarios que son parte de la Demanda Esencial. Lo anterior aplica a cualquier fuente de suministro, ya sea de gas natural de producción nacional o de gas natural obtenido en el exterior, sin excepción alguna:
i.) Cálculo por cada comprador c que atiende directamente Demanda Esencial, de la cantidad a contratar:
Donde:
![]() | Cantidad máxima total de solicitud de compra para el período de consumo p, por el comprador c que atiende directamente la Demanda Esencial, para cada numeral n establecido en la definición de Demanda Esencial del Artículo 2.2.2.1.4 del Decreto 1073 de 2015, en MBTUD. |
![]() | Cantidad máxima consumida diaria según el Sistema Único de Información - SUI, por el comprador c, para la atención directa de cada numeral n establecido en la definición de Demanda Esencial del Artículo 2.2.2.1.4 del Decreto 1073 de 2015 del mismo período de consumo p, del año calendario anterior, en MBTUD. |
![]() | DEc,p,2023 / DEc,p,2022 |
![]() | Cantidad total contratada al momento de la realización de las nuevas solicitudes de compra a los vendedores del Mercado Primario, de tipo firme por el comprador c o el nuevo comprador c, para atender directamente la Demanda Esencial, para el período de consumo p, en MBTUD. Este valor es igual a la suma de las cantidades contratadas vigentes, tanto en el Mercado Primario como en el Mercado Secundario, para atender el período de consumo p, para cada numeral n establecido en la definición de Demanda Esencial del Artículo 2.2.2.1.4 del Decreto 1073 de 2015. |
Con:
![]() | Cantidad total de energía consumida por la Demanda Esencial atendida por el comprador c, entre el período transcurrido del mes de enero de 2023 al mes de julio de 2023, para cada numeral n establecido en la definición de Demanda Esencial del Artículo 2.2.2.1.4 del Decreto 1073 de 2015, en MBTU. |
![]() | Cantidad total de energía consumida por la Demanda Esencial atendida por el comprador c, entre el período transcurrido del mes de enero de 2022 al mes de julio de 2022, para cada numeral n establecido en la definición de Demanda Esencial del Artículo 2.2.2.1.4 del Decreto 1073 de 2015, en MBTU. |
![]() | Son en su orden: i) la demanda de gas natural para la operación de las estaciones de compresión del SNT, ii) la demanda de gas natural de usuarios residenciales y pequeños usuarios comerciales inmersos en la red de distribución, iii) la demanda de GNCV, y iv) la demanda de gas natural de las refinerías, excluyendo aquella con destino a autogeneración de energía eléctrica que pueda ser reemplazada con energía del sistema interconectado nacional. |
La cantidad de solicitudes de compra de un comprador del Mercado Primario con el fin de atender directamente la Demanda Esencial, para cada numeral n establecido en la definición de Demanda Esencial del Artículo 2.2.2.1.4 del Decreto 1073 de 2015, no podrá ser superior al valor obtenido . Será responsabilidad del agente comprador el cálculo de dicho valor y de que se cumpla la condición presente.
En el caso de que haya un nuevo comprador c que representa parte de la Demanda Esencial, que en el año 2022 o en el año 2023 era atendida por otro comprador c, el comprador saliente del año 2022 o del año 2023 deberá facilitar la información del consumo y
al nuevo comprador c y toda aquella que se requiera para efectuar los cálculos aquí descritos.
ii.) En cada una de las solicitudes de compra del Mercado Primario el comprador deberá incluir como mínimo, la cantidad total solicitada de la fuente de suministro, discriminando la cantidad solicitada para atender la Demanda Esencial para cada numeral n establecido en la definición de Demanda Esencial del Artículo 2.2.2.1.4 del Decreto 1073 de 2015, en MBTUD. Dicha información deberá ser tenida en cuenta por cada uno de los vendedores de la fuente de suministro solicitada, para efectos de la asignación priorizada de las cantidades ofertadas para esa fuente de suministro.
iii.) El vendedor de la fuente de suministro deberá priorizar la asignación de las cantidades ofertadas de la siguiente manera:
a. Si las cantidades ofertadas son iguales o superiores al total de las cantidades solicitadas por los compradores para atender la totalidad de la Demanda Esencial, el vendedor asignará primero el total de las cantidades para atender la Demanda Esencial, pudiendo negociar el suministro de las cantidades excedentarias de la oferta con los agentes que representan la demás demanda.
b. Si las cantidades ofertadas son menores al total de las cantidades solicitadas por los compradores para atender la Demanda Esencial, el vendedor asignará las cantidades ofertadas, así:
i. Asigna las cantidades ofertadas a las cantidades totales solicitadas por los compradores, en el mismo orden que aparece en la definición de Demanda Esencial en el Artículo 2.2.2.1.4 del Decreto 1073 de 2015, hasta que llegue al numeral en que las cantidades ofertadas remanentes no son suficientes para atender la totalidad solicitada por todos los compradores de tal numeral.
ii. Las cantidades ofertadas remanentes serán asignadas entre los compradores del numeral con cantidades insuficientes de oferta, así:
Donde:
![]() | Cociente de participación del comprador c, para el período de consumo p, para atender el numeral n de la Demanda Esencial directamente. |
iv.) El vendedor del Mercado Primario asignará las cantidades disponibles para el numeral n de la Demanda Esencial, así:
Donde:
![]() | Cantidad a asignar al comprador c, para el período de consumo p, para atender el numeral n de la Demanda Esencial, en MBTUD. |
![]() | Cantidad remanente disponible del vendedor v, en MBTUD, después de asignar las cantidades a los numerales n anteriores de la Demanda Esencial. |
VERIFICACIÓN DECLARACIÓN DE PTDVF/CIDVF.
El siguiente será el procedimiento a ser desarrollado por el Gestor del Mercado con el fin de validar las cantidades que declaran cantidades de Oferta de producción total disponible para la venta en firme – PTDVF y de Cantidades importadas disponibles para la venta en firme – CIDVF, en vigencia de la presente Resolución:
1. En el día hábil anterior al lunes de cada semana, para las semanas siguientes a la entrada en vigencia de la presente Resolución y hasta el 1 de diciembre de 2024, los productores-comercializadores y los comercializadores de gas importado podrán actualizar sus declaraciones de PTDVF y CIDVF de cada fuente de suministro. En caso de no actualizarse, se asumirán los valores de PTDV o CIDV remanentes de la fuente de suministro y los valores de PTDVF/ o CIDVF remanentes de esa misma fuente de suministro, calculados por el Gestor del Mercado en cumplimiento de lo dispuesto en los incisos 4 y 5 del Artículo 7 de la presente Resolución.
2. El Gestor del Mercado deberá tener implementado un control de validación mediante el cual la cantidad de PTDVF y CIDVF, en caso de ser declarada por parte del vendedor de una fuente de suministro, no sea superior a la cantidad PTDV y CIDV remanente calculada por el Gestor del Mercado para esa misma fuente de suministro, en cumplimiento de lo dispuesto en los incisos 4 y 5 del Artículo 7 de la presente Resolución.
3. El control de validación del Gestor del Mercado deberá permitir el siguiente registro:
Donde:
![]() | Cantidad de PTDVF o CIDVF, declarada por el vendedor de la fuente de suministro f, para la semana s, en MBTUD. |
![]() | Cantidad de PTDV o CIDV remanente calculada por el Gestor del Mercado para la fuente de suministro f, para la semana s, en MBTUD. |