PROYECTO DE RESOLUCIÓN 702 020 DE 2025

(diciembre 19)

<Publicado en la página web de la CREG: 16 de enero de 2026>

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 1427 del 19 de diciembre de 2025, aprobó someter a consulta pública el presente proyecto de resolución por el término de (10) días hábiles contados a partir del día siguiente a su publicación en el portal web de la CREG.

Se invita a las empresas, los usuarios las autoridades y demás partes interesadas a presentar sus observaciones y sugerencias dentro del plazo establecido, mediante comunicaciones electrónicas dirigidas al director ejecutivo de la CREG, a la cuenta creg@creg.gov.co, con asunto: "Por la cual se modifica y se adiciona la Resolución CREG 102 015 de 2025 con el fin de incorporar medidas para flexibilizar y promover mayor eficiencia en la comercialización mayorista de gas natural".

En el documento soporte de la presente resolución se exponen los análisis y la justificación de la propuesta regulatoria que se somete al proceso de consulta pública.

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

PROYECTO DE RESOLUCIÓN

Por la cual se modifica y se adiciona la Resolución CREG 102 015 de 2025 con el fin de incorporar medidas para flexibilizar y promover mayor eficiencia en la comercialización mayorista de gas natural

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 y 1260 de 2013.

CONSIDERANDO QUE:

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 entidades como las comisiones de regulación, 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 parágrafo del artículo 14 de la Ley 142 de 1994, señala que: "Las actividades que inciden determinantemente en la correcta prestación de los servicios públicos se podrán asimilar a alguna de las actividades principales o complementarias que componen las cadenas de valor de los servicios públicos. En consecuencia, quienes desarrollen tales nuevas actividades quedarán sometidos a la regulación, inspección, vigilancia y control por parte de las Comisiones de Regulación respectivas y la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, respectivamente. La Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios definirá cuándo aplica dicha asimilación y la obligación de constituirse como Empresas de Servicios Públicos Domiciliarios".

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 de regulación, 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.

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.

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

De conformidad con lo dispuesto en el artículo 11 del Decreto 2100 de 2011, compilado por el Decreto 1073 de 2015, la CREG establecerá los mecanismos y procedimientos de comercialización de la producción total disponible para la venta, PTDV, y de las cantidades importadas disponibles para la venta, CIDV, conforme a los lineamientos establecidos en dicha norma.

En el artículo 12 del Decreto 2100 de 2011, compilado por el Decreto 1073 de 2015, se establecen las actividades exceptuadas de los mecanismos y procedimientos de comercialización de la PTDV y de la CIDV que establezca la CREG.

En el artículo 13 del Decreto 2100 de 2011, compilado por el Decreto 1073 de 2015, se establecen los lineamientos para la expedición de los mecanismos y procedimientos de comercialización, determinándose que la CREG "deberá promover la competencia, propiciar la formación de precios eficientes a través de procesos que reflejen el costo de oportunidad del recurso, considerando las diferentes variables que inciden en su formación, así como mitigar los efectos de la concentración del mercado y generar información oportuna y suficiente para los agentes".

En el artículo 14 del Decreto 2100 de 2011, compilado por el Decreto 1073 de 2015, se establece que "con el fin de propender por el equilibrio de las relaciones contractuales entre los Agentes Operacionales, la CREG establecerá los requisitos mínimos para cada una de las modalidades de contratos previstos en la regulación". Así mismo, determina que los contratos de suministro y/o transporte, que a la fecha de expedición de dicho Decreto se encuentren en ejecución, no serán modificados por efectos de tal disposición, salvo que se prorrogue su vigencia, caso en el cual la prórroga deberá sujetarse a las condiciones mínimas que establezca la CREG.

En el artículo 21 del Decreto 2100 de 2011, compilado por el Decreto 1073 de 2015, se establece que, cuando la CREG lo solicite, el Consejo Nacional de Operaciones de Gas –CNOG, expedirá los acuerdos y protocolos operativos que se requieran.

En el parágrafo del artículo 22 del Decreto 2100 de 2011, compilado por el Decreto 1073 de 2015, se establece que la comercialización del gas importado con destino al servicio público domiciliario deberá someterse a las mismas disposiciones expedidas por la CREG para la actividad de comercialización del gas de producción nacional. En relación con este artículo, su aplicación para el caso de las condiciones y requisitos mínimos de los contratos para fuentes de suministro nacionales, como para el gas importado, debe considerar la existencia de situaciones comparables, sin que esto afecte el equilibrio de las relaciones contractuales entre compradores y vendedores, indistintamente del origen del gas; mientras que para los demás aspectos comerciales del mercado primario y secundario su aplicación se debe hacer de manera simétrica.

Mediante la Resolución CREG 102 015 de 2025 se regulan los aspectos comerciales del Mercado Mayorista de gas natural, como parte del Reglamento de Operación de gas natural. Esta resolución contiene el conjunto de disposiciones aplicables a las negociaciones del suministro de gas natural a ser utilizado como combustible para la atención del servicio público domiciliario de gas combustible.

Dicha resolución establece un proceso de comercialización en el mercado primario, con una negociación trimestral para ejecución en los siguientes 40 trimestres o, en como máximo, para ejecución en los Trimestres Estándar con los que se cuente publicación de la PTDV/CIDV. En este proceso, se lleva a cabo un proceso de comercialización con contratos con duración mínima de 1 Trimestre Estándar completo, para ejecución en cualesquiera de los trimestres 3 al 40 siguientes al Trimestre de negociación, denominado de largo plazo, como de contratos de duración menor a 1 trimestre completo y ejecución en los siguientes dos trimestres, donde se pueden negociar con duraciones de ejecución de una semana o diario sábado o domingo o festivo o mensual, los cuales se desarrollan entre días hábiles 29 al 50 del Trimestre Estándar de Negociación.

Las negociaciones de largo y de corto plazo parten de las declaraciones de Producción Total Disponible para la Venta en Firme, PTDVF o Cantidades Importadas Disponibles para la Venta en Firme, CIDVF, que se hacen por fuente de suministro al inicio de un trimestre de negociación.

Así mismo, mediante la información que dicha resolución exige a los compradores y la aplicación del procedimiento de balances comerciales que se realiza trimestralmente, se busca generar un beneficio adicional derivado de un conocimiento más confiable y transparente por parte de todos los participantes del mercado, respecto de las expectativas de contratación del suministro de gas natural con garantía de firmeza, en el corto, mediano y largo plazo, así como de los posibles escenarios deficitarios o superavitarios. En particular, en los escenarios deficitarios se prevé la aplicación de las disposiciones relacionadas con la priorización de la demanda esencial.

Estas medidas incluidas en los artículos 18 a 25 de la Resolución CREG 102 015 de 2025 establecen un procedimiento ordenado que permite transparencia en la información y acceso a los procesos de comercialización, la cual recoge elementos que lo flexibilizan a partir las medidas regulatorias expedidas para el año 2024 a través de las resoluciones CREG 102 009 y 102 013 de 2024.

Ahora, mediante la Circular CREG 195 de 2025, la Comisión publicó el documento "Oportunidades de Ajustes en el Mercado Mayorista de Gas", donde en su numeral 3.6 se hace referencia a que a pesar de la importante flexibilización de las condiciones de venta, en el trimestre estándar de negociación, TEN⁽¹⁾, junio – agosto de 2025, y septiembre – noviembre 2025, de manera general no se ha observado un incremento porcentual de los valores de la PTDVF con respecto a la PTDV. Lo anterior, se evidencia igualmente a través del informe publicado por la Bolsa Mercantil de Colombia – BMC, en calidad de Gestor del Mercado de Gas Natural, "Análisis de Disponibilidad de Gas 2026"⁽²⁾.

Adicionalmente, se vienen negociando mayores cantidades de gas a través de contratos de suministro con interrupciones, los cuales cuentan con periodos de ejecución inferiores a un mes y que son negociados dentro de los TEN.

Los comentarios recibidos frente al documento publicado en la Circular CREG 195 de 2025, hacen referencia tanto a la productividad, condiciones técnicas y operativas, como a las perspectivas de los campos de producción actuales que se encuentran en declinación, el nivel de certidumbre sobre el cual se están realizando las declaraciones en firme, de la situación actual en relación con la estrechez en la oferta y el no incremento en los valores de oferta de gas en firme de la PTDVF frente a la PTDV, así como el aumento en la contratación de gas con interrupciones.

En consideración a tales comentarios, la Comisión a través de la presente propuesta busca incorporar ajustes a la Resolución CREG 102 015 de 2025 a través de instrumentos que permitan negociar gas dentro de un TEN, como de la negociación de corto plazo, a efectos de que se promueva un mayor grado certidumbre sobre las cantidades que se pueden comprometer en firme, estableciendo mecanismos que permitan la comercialización de este gas en condiciones de firmeza, actualizando la PTDVF, sin afectar la transparencia en la información, como los balances y las asignaciones ya realizadas durante un TEN o en las negociaciones de Corto Plazo.

Lo anterior, se complementa con medidas adicionales respecto a nuevas modalidades contractuales, que otorguen un mayor grado de firmeza en las negociaciones, a efectos de que sean útiles de acuerdo a las necesidades contractuales de la demanda y que permitan la comercialización de dicho gas del lado de la oferta, principalmente en el mercado primario, como lo son la inclusión de una modalidad diaria, así como de un contrato 100 por ciento firme, el cual puede ser útil inicialmente en la comercialización de gas importado en concordancia con la figura del contrato firme sujeto a condiciones.

Ahora bien, dentro del Documento CREG 902 173 de 2025 el cual sustenta la Resolución CREG 102 022 de 2025, dentro de las repuestas a los comentarios respecto al tema de ajustes a las disposiciones regulatorias en materia de indexación de precios, esta Comisión expuso que se evaluaría la expedición de una propuesta regulatoria, de acuerdo con el artículo 15 de la Resolución CREG 102 015 de 2025, incluyendo sus efectos sobre la demanda regulada y no regulada, y cómo esto puede constituir o no una barrera regulatoria que se pueda remover sin verse afectado el equilibrio de las relaciones contractuales de acuerdo con lo establecido en el artículo 2.2.2.2.26 del Decreto 1073 de 2015, el cual compila el artículo 14 del Decreto 2100 de 2011.

Además, se evaluaría si la propuesta en cuestión se requiere para fuentes de suministro nacional o para la comercialización de gas importado, y si su ajuste, se puede traducir en menores costos frente a las primas de riesgos que asumen los agentes y que estos a su vez transfieren a la demanda.

En relación con lo anterior, entiende la Comisión que un ajuste sobre la indexación de precios de acuerdo con el artículo 15 de la Resolución CREG 102 015 de 2025 no tiene el mismo enfoque de eliminar una barrera regulatoria, como si ocurría para el caso de los eventos eximentes de responsabilidad pactados en los contratos, de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 102 022 de 2025, sin perjuicio de que en ambos casos (i.e. indexación de precios y eventos eximentes de responsabilidad) hacen parte de los requisitos mínimos para las modalidades contractuales definidas en la regulación.

A partir de esta distinción, encuentra la Comisión que la actualización de precios más que una barrera que desincentive la comercialización de gas, tiene un enfoque de evitar un costo que puede hacer más eficiente el precio del gas a través de la reducción o eliminación de las primas de riesgos que se asumen por ejercicio de la indexación y/o actualización de precios de manera trimestral por parte de los vendedores.

En este sentido, la propuesta regulatoria parte de esta consideración de manera conceptual, es decir, la posibilidad de evitar dichos costos, de ahí que se incluya para gas comercializado en fuentes de suministro nacional como de la comercialización de gas importado, tanto para demanda regulada como no regulada. Sin embargo, del resultado del proceso de consulta es relevante para la Comisión contar con evidencias que permitan establecer esta consideración en los términos que han sido expuestos. Así mismo, la CREG considera necesario entender la perspectiva de los comercializadores que atienden demanda regulada, y si una propuesta en tal sentido, no altera el equilibrio de las relaciones contractuales de acuerdo con lo establecido en el artículo 2.2.2.2.26 del Decreto 1073 de 2015, el cual compila el artículo 14 del Decreto 2100 de 2011, a efectos de ser considerada como una propuesta definitiva.

En el Documento CREG 902 182 de 2025 se consignan los análisis y motivaciones que sustentan la presente propuesta regulatoria.

RESUELVE:

ARTÍCULO 1o. OBJETO. Realizar ajustes a la Resolución CREG 102 015 de 2025 con el fin de incorporar medidas para flexibilizar y promover mayor eficiencia en la comercialización mayorista de gas natural. Lo anterior:

i) estableciendo mecanismos para la oferta y negociación de gas natural en el mercado de los productos PTDVF y CIVDF que aparezcan de manera extraordinaria durante un Trimestre Estándar de Negociación;

ii) estableciendo mecanismos para la oferta y negociación de gas natural en el mercado de los productos de PTDVF y CIDVF para la ejecución del suministro que inicia y termina dentro del primer y/o del segundo trimestre estándar de ejecución, siguientes al Trimestre Estándar de negociación;

iii) adicionando modalidades contractuales diarios y firmes al 100%, y;

iv) ajustando las disposiciones en materia de actualización de precios a efectos de que esta sea mensual.

ARTÍCULO 2o. En el artículo 3o de la Resolución CREG 102 015 de 2025 adiciónese la siguiente definición así:

"Contrato de suministro firme con pago mínimo del cien por ciento (100%), CF100: contrato escrito mediante el cual el vendedor garantiza el suministro de una cantidad diaria máxima de gas natural sin interrupciones, durante un período determinado, y el comprador se compromete a pagar, en la liquidación mensual, el cien por ciento (100%) de la cantidad contratada correspondiente al mes, independientemente de que esta sea consumida o no, salvo durante los días destinados a mantenimiento y labores programadas, de conformidad con la regulación vigente.

Esta modalidad de contrato requiere contar con Respaldo Físico y deberá celebrarse únicamente entre Participantes del Mercado".

ARTÍCULO 3o. En el artículo 8o de la Resolución CREG 102 015 de 2025 adiciónese una modalidad de contrato así:

"9. Contrato de suministro firme CF100".

ARTÍCULO 4o. Modificar el artículo 15 de la Resolución CREG 102 015 de 2025 el cual quedará así:

"Artículo 15. Actualización de precios. Las ecuaciones para la actualización de los precios en los contratos, vigentes o nuevos, podrán ser aplicadas en las frecuencias que acuerden las partes de, como mínimo, un mes y podrán ser pactadas libremente, en el caso de que se utilice el mecanismo de negociación directa en la que no se aplique un proceso de concurrencia de interesados. Para lo anterior, se podrán utilizar entre otras, las ecuaciones establecidas en el Anexo 3o de la presente resolución.

En el caso de los contratos registrados antes de la entrada en vigencia de la presente resolución, las ecuaciones de actualización de pecios, la frecuencia de aplicación de dichas ecuaciones y el valor del precio inicial se mantendrán tal como se encuentran pactados inicialmente, si las partes no proponen cambios o si no se ponen de acuerdo en ello.

Para efectos de aplicar lo anterior solo se puede pactar en un mismo contrato un solo precio inicial en el primer período de ejecución del contrato, que será el que se actualizará en cada período de actualización definido en el contrato.

En caso de que no se logre un acuerdo entre las partes al respecto de las ecuaciones de actualización, estas aplicarán las ecuaciones de actualización de precios establecidas en el Anexo 3 con el factor beta  igual a cero (0) y podrán ser aplicadas para una frecuencia periódica de como mínimo, un Trimestre Estándar.

En el caso de que en el mecanismo de negociación directa del suministro de cualquier Fuente de Suministro, sin excepciones, se utilicen procesos de concurrencia de interesados en comprar, las ecuaciones de actualización de precios deberán ser idénticas en cada uno de los contratos resultantes de cada proceso, así como la frecuencia a la que se les dará aplicación, que como mínimo será de un (1) mes.

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

PARÁGRAFO 2o. La actualización de precios en caso de que no se logre un acuerdo entre las partes al respecto, se aplicará cada primer día del Trimestre Estándar siguiente al trimestre en que se cumpla cada año de ejecución del contrato.

PARÁGRAFO 3o. En los contratos de más de un año que se hayan celebrado a partir del 21 de julio de 2015, y hasta la fecha de publicación de la presente resolución, como resultado del mecanismo de negociación directa, las partes podrán continuar aplicando las ecuaciones de actualización de precios establecidas en el Anexo 3 de la presente resolución, según corresponda, con el valor del factor beta , acordado inicialmente, o de cero (0) en caso de no haber logrado el acuerdo entre las partes.

PARÁGRAFO 4o. Los contratos resultantes de negociación directa registrados en vigencia de la Resolución CREG 114 de 2017 podrán acogerse a lo establecido en el literal e. del artículo 25 de la presente resolución.

PARÁGRAFO 5o. Cada vez que se produzca una actualización de precios del contrato de suministro, se deberá informar el Gestor del Mercado el nuevo precio actualizado a aplicar en dicho contrato.

PARÁGRAFO 6o. La actualización del precio de ejecución de un contrato registrado resultante de un Contrato Firme sujeto a Condiciones, será libre".

ARTÍCULO 5o. Adicionar el siguiente parágrafo al artículo 19 de la Resolución CREG 102 015 de 2025 así:

"Parágrafo 2. Para el Trimestre Estándar de Negociación – TEN - las cantidades de PTDVF o CIDVF que en el trimestre previo no hayan podido ser declaradas por parte de los vendedores a que hace referencia el artículo 16 de la presente resolución, se podrán declarar al Gestor del Mercado durante el mismo Trimestre Estándar de Negociación – TEN como cantidades adicionales de PTDVF y/o CIDVF, exclusivamente para ser negociadas y asignadas durante dicho Trimestre Estándar de Negociación - TEN.

Las cantidades adicionales declaradas en virtud de este parágrafo:

a) solo podrán asignarse en alguna de las modalidades contractuales previstas en la presente resolución, con periodo de ejecución limitado al respectivo TEN;

b) no podrán exceder el cincuenta por ciento (50%) de la cantidad de PTDVF y/o CIDVF que el vendedor hubiera declarado para el respetivo TEN;

c) serán asignadas, en primera instancia, a los compradores que ya cuenten con asignaciones en el TEN, en la misma proporción de las cantidades previamente asignadas, siempre y cuando presenten necesidades no cubiertas para el momento de esta asignación;

d) el precio de los contratos derivados de estas cantidades adicionales deberá ser inferior al precio promedio ponderado de los contratos celebrados por el mismo vendedor en el respectivo TEN en esa fuente de suministro.

e) Al momento de la declaración de PTDVF o CIDVF al Gestor del Mercado se deberán expresar las razones por las cuales no fueron declaradas esas cantidades con anterioridad.

Cuando se trate de vendedores que no hubieran declarado PTDVF ni CIDVF para el respectivo TEN, las cantidades adicionales se asignarán a prorrata de las asignaciones existentes en el TEN sobre las otras fuentes de suministro en las que se cuenten asignación para dicho TEN,, siempre y cuando presenten necesidades no cubiertas para el momento de esta asignación, y los precios de dichos contratos deberán ser inferiores a los precios promedio ponderados resultantes del TEN en esas fuentes de suministro".

ARTÍCULO 6o. Adicionar el siguiente parágrafo al artículo 21 de la Resolución CREG 102 015 de 2025 así:

"Parágrafo 4o. Los vendedores del Mercado Primario podrán, hasta el vigésimo cuarto (24) día hábil del Trimestre Estándar de Negociación, adicionar cantidades a los valores previamente declarados de PTDVF y CIDVF, exclusivamente para atender el suministro cuya ejecución inicie y termine dentro del primer y/o del segundo Trimestre Estándar de Ejecución, siguientes al respectivo Trimestre Estándar de Negociación.

Cuando se realicen dichas adiciones, el vigésimo quinto (25) día hábil del Trimestre Estándar de Negociación el Gestor del Mercado deberá publicar la información correspondiente, con el mismo nivel de detalle establecido en el literal b) del presente artículo.

Así mismo, el vigésimo séptimo (27) día hábil del Trimestre Estándar de Negociación, el Gestor del Mercado, con base en la información declarada por los compradores conforme a lo dispuesto en el literal d) del presente artículo, publicará los resultados del balance comercial correspondientes a los dos (2) Trimestres Estándar de Ejecución siguientes".

ARTÍCULO 7o. Modificar los numerales 1 y 2 del literal a) del artículo 23 de la Resolución CREG 102 015 de 2025 así:

"(1) Se podrán pactar cualesquiera de las modalidades contractuales de tipo firme contempladas en el artículo 8o de la presente resolución.

(2) Su ejecución se podrá pactar en uno o varios días, en una o varias semanas laborales continuas, en una o varias semanas calendario continuas, en uno o varios sábados continuos, en uno o varios domingos continuos, en uno o varios días festivos continuos o en uno o varios meses calendario continuos.".

ARTÍCULO 8o. Modifíquese el numeral 1 del artículo 36 de la Resolución CREG 102 015 de 2025 así:

"1. Declaración de las cantidades disponibles. A más tardar a las 15:55 horas del Día D-1, los vendedores del Mercado primario declararán al Gestor del Mercado, los titulares de suministro del gas natural contratado, bajo las modalidades de contratos firmes, firmes CF100, firmes CF80, en el 80% de la cantidad contratada, firmes CF95, en el 95% de la cantidad contratada, de firmeza condicionada, que no haya sido nominado para el siguiente día de gas, las respectivas cantidades de gas no nominado y los correspondientes Puntos de Entrega de dicho gas pactados en los contratos. Esta declaración deberá presentarse de acuerdo con lo señalado en el numeral 5.4 del Anexo 4 de la presente resolución.

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

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

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

ARTÍCULO 9o. Modifíquese el romano v), del literal a) del numeral 1.1 del Anexo 1 de la Resolución CREG 102 015 de 2025 así:

"v. Modalidad de contrato según lo dispuesto en el artículo 8o de esta resolución o según lo dispuesto en el parágrafo 1 del artículo 20 y al numeral 4 del artículo 43, ambos de la presente resolución. Para aquellos contratos suscritos antes de la entrada en vigencia de esta resolución, se deberá declarar el tipo y la modalidad de contrato de acuerdo con la normatividad vigente al momento de suscribirlo".

ARTÍCULO 10. En la estimación de los indicadores del numeral 7 del Anexo 1 de la Resolución CREG 102 015 de 2025 en los contratos firmes el Gestor del Mercado deberá tener en cuenta la modalidad de contrato firme CF100.

ARTÍCULO 11. En la estimación de las compensaciones del Anexo 2 de la Resolución CREG 102 015 de 2025 en los contratos firmes deberá tener en cuenta la modalidad de contrato firme CF100.

ARTÍCULO 12. En las disposiciones de actualización de precios del Anexo 3 de la Resolución CREG 102 015 de 2025 en los contratos firmes deberá tener en cuenta la modalidad de contrato firme CF100.

ARTÍCULO 13. En las disposiciones del úselo o véndalo de corto plazo del Anexo 4 de la Resolución CREG 102 015 de 2025 en los vendedores de gas natural deberá tenerse en cuenta la modalidad de contrato firme CF100.

ARTÍCULO 14. La presente resolución rige a partir de su publicación en el Diario Oficial.

Dada en Bogotá, D.C., al 19 de diciembre de 2025

PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE

<NOTAS DE PIE DE PAGINA>.

1. Trimestre Estándar de negociación: Corresponde al Trimestre Estándar en que se realiza la entrega de información al Gestor del Mercado, la realización de los mecanismos de comercialización y el registro de los contratos resultantes ante el Gestor del Mercado. El primer Trimestre Estándar de negociación corresponderá al primer Trimestre Estándar completo que se inicie con posterioridad a la entrada en vigencia de la presente resolución.

2. Chrome-extension://efaidnbmnnnibpcajpcglclefindmkaj/https://www.bmcbec.com.co/sites/default/files/2025-09/Informe%20de%20disponibilidad%20a%C3%B1o%20gas%202026.pdf