PROYECTO DE RESOLUCIÓN 702 024 DE 2026

(junio 25)

<Publicado en la página web de la CREG: 10 de julio de 2026>

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 1474 del 25 de junio de 2026, aprobó someter a consulta pública el presente proyecto de resolución por el término de quince (15) 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 ordena hacer público un proyecto de resolución de carácter general, en el cual se establecen los criterios de asignación de los servicios asociados a las Infraestructuras de Regasificación de los Planes de Abastecimiento de Gas Natural y se adoptan otras disposiciones”.

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 ordena hacer público un proyecto de resolución de carácter general en el cual se establecen los criterios de asignación de los servicios asociados a las Infraestructuras de Regasificación de los Planes de Abastecimiento de Gas Natural y se adoptan otras disposiciones”

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:

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

Según el artículo 74 numeral 1 de la Ley 142 de 1994, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, es competente para regular el ejercicio de las actividades de los sectores de energía eléctrica y gas combustible.

De acuerdo con el numeral 14.28 del artículo 14 de la Ley 142 de 1994, el servicio público domiciliario de gas combustible es el conjunto de actividades ordenadas a la distribución de gas combustible, por tubería u otro medio, desde un sitio de acopio de grandes volúmenes o desde un gasoducto central hasta la instalación de un consumidor final, incluyendo su conexión y medición. También se aplicará esta ley a las actividades complementarias de comercialización desde la producción y transporte de gas por un gasoducto principal, o por otros medios, desde el sitio de generación hasta aquel en donde se conecte a una red secundaria.

Conforme al artículo 73 de la Ley 142 de 1994, la función de regular los monopolios en la prestación del servicio público domiciliario de gas, cuando la competencia no sea, de hecho, posible; y, en los demás casos, la de promover la competencia entre quienes presten servicios públicos, para que las operaciones de los monopolistas o de los competidores sean económicamente eficientes, no impliquen abuso de la posición dominante, y produzcan servicios de calidad.

El artículo 290 de la Ley 1955 de 2019 otorgó a la CREG competencia expresa para definir nuevas actividades o eslabones de la cadena de prestación del servicio público domiciliario de gas combustible, así como para regular a los agentes que las desarrollen.

Mediante el Decreto 1073 de 2015 se adoptó el Decreto Único Reglamentario del Sector Administrativo de Minas y Energía, en el cual se compilaron las disposiciones reglamentarias del sector.

El Decreto 2345 de 2015 adicionó al Decreto 1073 de 2015 disposiciones orientadas a fortalecer la confiabilidad y la seguridad del abastecimiento de gas natural.

El Decreto 1467 de 2024 modificó el Decreto 1073 de 2015 con el propósito de adoptar medidas de política pública encaminadas a viabilizar el desarrollo de fuentes de gas natural costa afuera y la importación de gas natural, así como establecer lineamientos para reforzar la confiabilidad y la seguridad del abastecimiento. Entre las modificaciones más relevantes se encuentran las siguientes:

a) El artículo 2.2.2.1.4 definió la confiabilidad como "la capacidad del sistema de producción, transporte, almacenamiento y distribución de gas natural de prestar el servicio sin interrupciones de corta duración ante fallas en la infraestructura", y la seguridad de abastecimiento como "la capacidad del sistema de producción, transporte, almacenamiento y distribución de gas natural, bajo condiciones normales de operación, para atender la demanda en el mediano y largo plazo".

b) El artículo 2.2.2.2.28 establece que, con el objeto de identificar los proyectos necesarios para garantizar la seguridad de abastecimiento y la confiabilidad del servicio de gas natural, el Ministerio de Minas y Energía adoptará un Plan de Abastecimiento de Gas Natural (PAGN) para un período de diez (10) años. Asimismo, prevé que, en el lapso comprendido entre la expedición del decreto y la adopción del PAGN, el Ministerio podrá adoptar un Plan Transitorio de Abastecimiento.

c) El artículo 2.2.2.2.29 dispone que la Comisión de Regulación de Energía y Gas expedirá la regulación aplicable a las Infraestructuras de Regasificación adoptadas en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural, incluyendo las condiciones de acceso, asignación de capacidad, utilización, remuneración y demás aspectos sujetos a regulación. En virtud de lo anterior, los efectos regulatorios asociados a dichas infraestructuras, incluidos los derechos de acceso, las condiciones de asignación de capacidad, los cargos, las compensaciones y demás condiciones reguladas, se determinarán exclusivamente conforme a las disposiciones expedidas por la CREG. En consecuencia, ningún contrato, acuerdo, preacuerdo o compromiso comercial podrá generar derechos, condiciones o tratamientos regulatorios distintos de los previstos en la regulación aplicable.

d) El artículo 2 del mismo decreto, en ejercicio del parágrafo 3 del artículo 290 de la Ley 1955 de 2019, definió la operación de la infraestructura de regasificación como actividad complementaria del servicio público domiciliario de gas combustible y remitió expresamente a la CREG la regulación de los agentes que la operen. Asimismo, modificó la definición de Infraestructura de Regasificación contenida en el artículo 2.2.2.1.4 del Decreto 1073 de 2015, disponiendo que cuando dicha infraestructura sea adoptada en el PAGN, será considerada como una extensión de los activos del Sistema Nacional de Transporte (SNT).

La actividad de agregación de demanda para la importación de gas natural licuado – GNL constituye un mecanismo instrumental necesario para viabilizar la operación de la actividad complementaria de regasificación en las infraestructuras previstas en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural – PAGN. En ese sentido, con fundamento en el artículo 290 de la Ley 1955 de 2019 y en el artículo 2 del Decreto 1467 de 2024, la CREG cuenta con competencia para definir la actividad de agregación de demanda y establecer el marco regulatorio, como figura necesaria para hacer posible la importación de GNL en el marco del PAGN.

Mediante la Resolución 40052 de 2016 el Ministerio de Minas y Energía desarrolló el artículo 2.2.2.2.28 del Decreto 1073 de 2015, modificado por el Decreto 2345 de 2015, y dictó otras disposiciones. En particular, el artículo 1 de dicha resolución establece que para la adopción del PAGN el Ministerio tendrá en cuenta el estudio técnico elaborado por la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), el cual deberá considerar proyectos asociados a infraestructura para importación, almacenamiento, aumento de la capacidad de transporte, extensión de sistemas de transporte, redundancias en gasoductos y sistemas de compresión, conexiones entre sistemas de transporte, entre otros, así como la identificación de los beneficiarios de cada proyecto.

Mediante la Resolución CREG 107 de 2017 se establecieron los procedimientos para la ejecución, a través de procesos de selección, de los proyectos prioritarios incluidos en el PAGN o en el plan transitorio adoptado por el Ministerio de Minas y Energía. Posteriormente, dicha resolución fue derogada por la Resolución CREG 102 008 de 2022, que ajustó y compiló dichas disposiciones de conformidad con lo previsto en el artículo 2.2.2.2.29 del Decreto 1073 de 2015. Esta última fue modificada por las resoluciones CREG 102 003 de 2023 y 102 012 de 2024.

Mediante la Resolución 40031 del 30 de enero de 2025 el Ministerio de Minas y Energía adoptó el Plan de Abastecimiento de Gas Natural 2023-2032, con base en el Estudio Técnico para el PAGN 2023-2038 elaborado por la UPME. Dentro de los proyectos adoptados en materia de regasificación se encuentran los siguientes:

i) Infraestructura de almacenamiento y regasificación de GNL en La Guajira: Planta de Regasificación de La Guajira con conexión al punto de entrega al SNT en el nodo Ballena, con capacidad de regasificación de 250 MPCD y capacidad de almacenamiento de 120.000 m³ de GNL.

ii) Infraestructura de Importación de Gas del Pacífico: Planta de Regasificación del Pacífico ubicada en la Bahía de Buenaventura, Valle del Cauca, con capacidad de regasificación de 400 MPCD y capacidad de almacenamiento de 170.000 m³ de GNL.

La UPME, mediante la Circular Externa 000008 de 2025, publicó el documento complementario al Estudio Técnico para el PAGN 2023-2038 y sus anexos, previamente socializados con las entidades del sector y remitidos al Ministerio de Minas y Energía para su consideración y adopción.

Mediante la Resolución 40302 del 1 de julio de 2025 el Ministerio de Minas y Energía modificó el parágrafo del artículo 4 de la Resolución 40031 de 2025 que adoptó el PAGN 2023-2032, y estableció otras disposiciones.

Mediante el proyecto de Resolución CREG 702 014 de 2025, la CREG identificó la necesidad de complementar y ajustar las disposiciones de las resoluciones CREG 102 008 de 2022 y 102 009 de 2022, con el fin de adecuarlas a la modificación de la definición de Infraestructura de Regasificación introducida por el Decreto 1467 de 2024, desarrollar reglas adicionales para la ejecución de proyectos de regasificación incluidos en el PAGN, y establecer fórmulas de remuneración y compensaciones por indisponibilidad aplicables a proyectos con fechas anticipadas de entrada en operación.

Con ocasión de la actualización del proyecto regulatorio consultado, la Comisión identificó la necesidad de expedir regulación complementaria a la prevista en la Resolución CREG 102 008 de 2022 y en las normas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, con el fin de establecer reglas aplicables a las infraestructuras de regasificación adoptadas en el PAGN. En consecuencia, resulta necesario derogar la Resolución CREG 102 009 de 2022, cuyo ámbito de aplicación se circunscribe a la Infraestructura de Importación de Gas del Pacífico, con el fin de adoptar una regulación de alcance general aplicable a las infraestructuras de regasificación que se adopten en los PAGN.

Se identifica la oportunidad de consolidar en una sola disposición todas las reglas que rigen la asignación de los servicios de regasificación de las infraestructuras que resulten de los planes de abastecimiento de gas natural. En este sentido, la propuesta regulatoria considera conveniente retomar la consulta realizada mediante la Resolución CREG 702-014 de 2026, así como incorporar las disposiciones de la Resolución CREG 185 de 2020 relativas a los requisitos mínimos de los contratos de capacidad de transporte, con el fin de hacerlas extensivas a los contratos de regasificación derivados de dichas infraestructuras.

En el documento CREG 902 217 de 2026 se consignan los análisis y motivaciones que sustentan la presente propuesta regulatoria.

RESUELVE:

CAPÍTULO 1.  

DISPOSICIONES GENERALES.  

ARTÍCULO 1o. OBJETO. La presente resolución tiene por objeto: (i) establecer las reglas de acceso, asignación y uso de los servicios asociados a las Infraestructuras de Regasificación adoptadas en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural - PAGN; (ii) definir la actividad de Agregación de Demanda como actividad complementaria a la prestación del servicio público domiciliario de gas combustible; (iii) definir las funciones del Gestor del Mercado de Gas Natural en los procesos de asignación de capacidad de regasificación; y (iv) adoptar las demás disposiciones que resulten necesarias para asegurar el adecuado funcionamiento del mercado de regasificación y la habilitación comercial de la molécula de GNL a regasificar en infraestructuras adoptadas en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural.

ARTÍCULO 2o. ÁMBITO DE APLICACIÓN. Las disposiciones de la presente resolución son aplicables a: (i) los Transportadores que representen Infraestructuras de Regasificación del PAGN; (ii) los agentes habilitados para actuar como Compradores de servicios de regasificación de infraestructuras adoptadas en el PAGN; (iii) los Agregadores de Demanda; y (iv) y el Gestor del Mercado de Gas Natural.

ARTÍCULO 3o. DEFINICIONES. Para la interpretación y aplicación de esta resolución se tendrán en cuenta las siguientes definiciones.

Agente de importación. Persona jurídica que importa gas.

Agregación de Demanda. Actividad complementaria a la prestación del servicio público domiciliario de gas combustible, en los términos del numeral 14.28 del artículo 14 de la Ley 142 de 1994, consistente en la consolidación de la demanda de GNL de múltiples Compradores de servicios de regasificación, con el fin de que el Agregador de Demanda, a través de contratos de mandato, gestione la adquisición de GNL en los mercados internacionales, coordine la logística de llegada de buques y ejecute las nominaciones ante la Infraestructura de Regasificación en nombre de sus mandantes.

Agregador de Demanda. Persona jurídica que ejerce la actividad de Agregación de Demanda, actuando como mandatario de los Compradores de servicios de regasificación para la compra de GNL en los mercados internacionales y la gestión de la logística asociada al suministro de GNL hasta la Infraestructura de Regasificación. En ningún caso el agregador de demanda podrá vender gas importado para la atención del servicio público domiciliario de gas combustible.

Capacidad de regasificación. Es la máxima cantidad de gas, expresado en millones de pies cúbicos por día (MPCD), que una infraestructura de regasificación puede transformar de estado líquido a estado gaseoso y entregar al Sistema Nacional de Transporte o al punto de entrega correspondiente, por unidad de tiempo, bajo las condiciones técnicas, operativas y de seguridad aplicables.

Capacidad de regasificación contratada. Volumen diario de capacidad de regasificación, expresado en millones de pies cúbicos por día (MPCD), que un Comprador adquiere mediante un Contrato de Regasificación Firme suscrito con el Transportador que representa la Infraestructura de Regasificación adoptada en el PAGN. La capacidad de regasificación contratada comprende los servicios de regasificación asociados.

Capacidad de regasificación disponible. Volumen diario de capacidad de regasificación, expresado en millones de pies cúbicos por día (MPCD), correspondiente a la diferencia entre el mayor valor de la capacidad de regasificación de la Infraestructura de Regasificación adoptada en el PAGN y la capacidad total de regasificación de la infraestructura, y la capacidad de regasificación contratada mediante Contratos de Regasificación Firme.

Contrato firme asociado a la capacidad de regasificación de una infraestructura de regasificación del PAGN: Contrato escrito en virtud del cual el Transportador que representa una Infraestructura de Regasificación del PAGN garantiza, durante un período determinado, la prestación ininterrumpida del servicio de regasificación en los volúmenes acordados, salvo en los períodos expresamente previstos para mantenimientos programados o eventos de fuerza mayor debidamente notificados.

Contrato de mandato de GNL: Acuerdo de voluntades mediante el cual un agente, en calidad de mandante, confiere por escrito a otra persona jurídica, en calidad de mandatario, la gestión de las actividades necesarias para la importación de GNL, incluyendo aquellas asociadas a su contratación, adquisición, ingreso al país y demás gestiones requeridas para tal fin, por cuenta y riesgo del mandante y dentro de los términos, condiciones y facultades expresamente conferidas en el respectivo contrato.

Día de gas: Día oficial de la República de Colombia, que va desde las 00:00 hasta las 24:00 horas, durante el cual se efectúa el suministro y el transporte de gas.

Eventos de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña: eventos que, de acuerdo con el artículo 64 del Código Civil, o aquellos que lo modifiquen o sustituyan, eximen de la responsabilidad por incumplimiento parcial o total de obligaciones contractuales, si el mismo se deriva de ellos. Dichos eventos deben ser imprevistos, irresistibles y sin culpa de quien invoca la causa eximente de responsabilidad.

Eventos eximentes de responsabilidad en la prestación de los servicios de regasificación: Eventos establecidos de acuerdo con lo previsto en el Artículo 11 de la presente resolución, distintos a los eventos de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña, que eximen de responsabilidad a las partes por incumplimiento parcial o total de obligaciones contractuales, si éste 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 esta Resolución.

Gas Natural Licuado, (GNL): Gas natural cuya temperatura y volumen se reducen a través de un proceso de licuefacción, para su transporte y/o almacenamiento.

Infraestructura de Regasificación: La definida en el artículo 2.2.2.1.4 del Decreto 1073 de 2015.

Mercado Mayorista de gas natural: Corresponde a la definición incluida en el artículo 3 de la resolución CREG 102 015 de 2025, o aquellas que la modifiquen o sustituyan, incluyendo además la capacidad de regasificación y la contratación de servicios de agregación de demanda.

Mercado primario de regasificación: Es el mercado en donde el Transportador que representa la infraestructura de regasificación del plan de abastecimiento de gas natural ofrece en venta capacidad de regasificación con destino al servicio público de gas combustible.

Regasificación: Actividad consistente en la transformación del GNL de estado líquido a estado gaseoso, mediante el uso de una infraestructura de regasificación, incluyendo las operaciones técnicas y operativas necesarias para poner el gas natural regasificado en condiciones RUT en el punto de entrega definido contractualmente.

Responsable de la nominación de gas: Será el comprador del contrato de regasificación.

Sales and Purchase Agreement (SPA): Contrato de compraventa internacional de GNL suscrito por el Agregador de Demanda, en nombre y representación de sus mandantes, que respalda físicamente las cantidades de GNL objeto de los respectivos Contratos de Mandato.

Servicios de regasificación: Son los servicios asociados a la capacidad de regasificación, destinados a permitir la recepción, descargue, transporte interno, almacenamiento, procesamiento, tratamiento y transformación del GNL importado de estado líquido a estado gaseoso, así como la entrega del gas natural regasificado en el punto de entrega correspondiente, en condiciones RUT.

Trimestres Estándar: son los trimestres de diciembre a febrero, marzo a mayo, junio a agosto y septiembre a noviembre de cada año de gas.

Trimestre Estándar de ejecución: Corresponde al Trimestre Estándar en que se cumple el compromiso de ejecutar los servicios de regasificación.

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 de la capacidad de regasificación y el registro de los contratos resultantes ante el Gestor del Mercado.

ARTÍCULO 4o. PRINCIPIOS RECTORES. La regulación del acceso a las Infraestructuras de Regasificación del PAGN se regirá por los siguientes principios: (i) Acceso abierto y no discriminatorio: todos los agentes habilitados tendrán derecho a acceder a los servicios de regasificación en condiciones transparentes, objetivas e igualitarias; (ii) Eficiencia económica: las reglas de asignación de capacidad deben propender por la utilización eficiente de la infraestructura y la minimización de los costos de abastecimiento para los usuarios finales; (iii) Seguridad de abastecimiento: las disposiciones de acceso deben contribuir a garantizar la confiabilidad y continuidad del suministro de gas natural a los distintos segmentos de demanda; (iv) Transparencia: los procesos de asignación, registro e información operativa serán de público conocimiento y trazables; (v) suficiencia financiera: las reglas de acceso deben permitir la recuperación de los costos eficientes de las Infraestructuras de Regasificación del PAGN - IR-PAGN; vi) neutralidad competitiva: las reglas de acceso y asignación de capacidad no podrán favorecer ni desfavorecer a ningún agente o modelo de negocio y deberán aplicarse de manera objetiva y no discriminatoria.

CAPÍTULO 2.

VENDEDORES, COMPRADORES, MODALIDADES CONTRACTUALES Y DURACIÓN DE LOS CONTRATOS DE REGASIFICACIÓN.

ARTÍCULO 5o. VENDEDOR. Transportador que representa la infraestructura de regasificación del plan de abastecimiento de gas natural y desarrolla los servicios de regasificación.

ARTÍCULO 6o. COMPRADORES. Los comercializadores y los usuarios no regulados son los únicos participantes del mercado que podrán comprar servicios de regasificación de una Infraestructura de Regasificación de un plan de abastecimiento de gas natural.

ARTÍCULO 7o. MODALIDADES CONTRACTUALES. Los contratos de prestación de servicios de regasificación que se suscriban en el marco de la presente resolución deberán corresponder exclusivamente a contratos firmes respecto de la capacidad de regasificación de una infraestructura de regasificación adoptada en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural – PAGN.

PARÁGRAFO 1o. Los contratos, acuerdos, preacuerdos o compromisos comerciales que se celebren respecto de la capacidad de regasificación de la infraestructura sometida al régimen regulatorio aplicable a los proyectos adoptados en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural (PAGN) deberán sujetarse a las disposiciones expedidas por la CREG y a las modificaciones regulatorias que esta adopte en ejercicio de sus competencias legales.

Dichos instrumentos no podrán generar derechos preferenciales, exclusividades, condiciones de acceso, prioridades de asignación, remuneraciones, cargos, compensaciones o reglas comerciales distintas de las previstas en la regulación aplicable, ni podrán ser invocados para limitar, restringir o desconocer la aplicación de las disposiciones regulatorias vigentes.

PARÁGRAFO 2o. Los contratos, acuerdos, preacuerdos o compromisos comerciales que se suscriban respecto de la capacidad de regasificación de la infraestructura con anterioridad a la fecha de entrada en operación del proyecto como Infraestructura de Regasificación adoptada en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural (IPAT), o antes de la aplicación del ingreso regulado definido por la CREG, se entenderán celebrados con sujeción al marco regulatorio aplicable a dicha infraestructura y a las modificaciones regulatorias que adopte la Comisión en ejercicio de sus competencias legales.

En consecuencia, para efectos del acceso, asignación, utilización, reconocimiento de capacidad, remuneración y demás aspectos regulados asociados a la infraestructura, dichos instrumentos deberán sujetarse a las disposiciones previstas en la presente resolución y a las demás normas regulatorias que resulten aplicables.

Ningún contrato, acuerdo, preacuerdo o compromiso comercial celebrado con anterioridad podrá generar derechos de acceso preferente, prioridad de asignación, exclusividades, reconocimiento de capacidad, remuneración, cargos, compensaciones o cualquier otro efecto regulatorio distinto de los expresamente previstos en la regulación vigente.

ARTÍCULO 8o. DURACIÓN DE LOS CONTRATOS. Los contratos podrán suscribirse por un plazo mínimo de un (1) mes, o por períodos equivalentes a múltiplos enteros de meses, hasta un máximo de doce (12) Trimestres Estándar de Negociación. No se admitirán contratos con una duración inferior a un (1) mes ni por períodos que no correspondan a múltiplos exactos de dicho plazo.

CAPÍTULO 3.

REQUISITOS MÍNIMOS DE LOS CONTRATOS DE REGASIFICACIÓN.

ARTÍCULO 9o. REQUISITOS MÍNIMOS DE LOS CONTRATOS. Los contratos de regasificación firmes deberán cumplir los requisitos mínimos que se establecen en el presente capítulo. Estas disposiciones deberán estar dentro del clausulado de los contratos que se suscriban y registren en el Gestor del Mercado.

PARÁGRAFO. Los requisitos mínimos de la CREG que se aplicarán durante la ejecución de los contratos firmes de regasificación serán los establecidos al momento del registro de los mismos ante el Gestor del Mercado. En todo caso, las partes podrán acogerse voluntariamente a cambios en dichos requisitos, en caso de que la CREG los modifique de manera general en fecha posterior, previo al inicio de ejecución del contrato o durante la misma.

ARTÍCULO 10. EVENTOS DE FUERZA MAYOR, CASO FORTUITO O CAUSA EXTRAÑA. En la ejecución de los contratos firmes de regasificación 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 regasificar GNL 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 su existencia 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 regasificación 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 regasificación el comprador deberá pagar los cargos aplicados a la capacidad que efectivamente se regasificó.

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 4 de este artículo, si las partes así lo convienen.

ARTÍCULO 11. EVENTOS EXIMENTES DE RESPONSABILIDAD. Por evento eximente de responsabilidad se entenderá lo establecido en el Artículo 3 de la presente resolución.

En los contratos a los que se refiere el Artículo 7 de la presente resolución, únicamente podrán ser pactados los siguientes eventos eximentes de responsabilidad:

1. La imposibilidad parcial o total para la operación y funcionamiento de la infraestructura de regasificación, entre otras instalaciones complementarias, las requeridas para descargar, transportar, almacenar, procesar y tratar el gas natural importado y 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 de actividades de una de las partes, atribuida a una situación de ilegalidad que imposibilite el cumplimiento de sus obligaciones a cualquiera de las partes.

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 3 de este artículo.

Las suspensiones por este concepto estarán sujetas a lo establecido en el Artículo 12 de la presente resolución.

4. Cuando por causas imputables a una de las partes del contrato no se haya realizado el registro del contrato ante el Gestor del Mercado. En este caso la no prestación del servicio de regasificación debido a la inexistencia del registro será considerada como evento eximente de responsabilidad para la otra parte.

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

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

7. Las suspensiones por labores programadas para reparaciones técnicas o mantenimientos periódicos de la Infraestructura de Importación que contiene el 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.

PARÁGRAFO 1. La obligación de los compradores de pagar el servicio de regasificación según la capacidad contratada se suspenderá durante los eventos eximentes de responsabilidad. En caso de que no se afecte la capacidad total de regasificación, el comprador deberá pagar el cargo aplicado a la capacidad que efectivamente que se regasifique.

PARÁGRAFO 2. Para los eventos señalados en los numerales 1 y 2 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 4 del Artículo 10 de la presente resolución, si las partes así lo convienen.

PARÁGRAFO 3. El vendedor de los servicios de regasificación informará al CNOGas y coordinará con dicho organismo las suspensiones por labores programadas para reparaciones técnicas o mantenimientos periódicos, de acuerdo con el protocolo establecido en la Resolución CREG 147 de 2015, o aquellas que la modifiquen o sustituyan. El vendedor de los servicios también informará de esta situación al Gestor del Mercado de gas natural.

PARÁGRAFO 4. Los compradores de los servicios de regasificación deberán prever y adoptar oportunamente las medidas contractuales, operativas y comerciales necesarias para asegurar la continuidad en la atención de su demanda respaldada con GNL importado, durante las suspensiones derivadas de labores programadas de reparación técnica o mantenimiento periódico de la infraestructura de regasificación.

ARTÍCULO 12. DURACIÓN PERMISIBLE PARA SUSPENSIONES DEL SERVICIO. Las suspensiones de los servicios de regasificación por labores programadas de reparación técnica o mantenimiento periódico no podrán superar ciento veinte (120) horas continuas o discontinuas durante un año, salvo que la CREG disponga una condición diferente para la infraestructura correspondiente. Dichas suspensiones deberán ser informadas de manera amplia y oportuna conforme a los protocolos operativos aplicables, y no eximirán a los compradores de adoptar las medidas necesarias para asegurar la continuidad en la atención de su demanda.

PARÁGRAFO. Las suspensiones del servicio por labores programadas de reparación técnica o mantenimiento periódico solo constituirán eventos eximentes de responsabilidad hasta por la duración permisible establecida en el presente artículo. El tiempo que exceda dicha duración no se considerará amparado por el evento eximente.

ARTÍCULO 13. INCUMPLIMIENTO. Para efectos regulatorios se considera que se incumple el contrato de regasificación, en los siguientes casos:

1. Por parte del vendedor, cuando éste incumple su obligación de recibir la cantidad de GNL objeto de la capacidad de regasificación contratada y/o de regasificar y entregar la cantidad de gas natural nominada para entrega en el SNT. En todo caso la cantidad nominada deberá ser igual o inferior a la equivalencia energética de la capacidad de regasificación contratada por el comprador; además, el comprador deberá estar al día en el cumplimiento de su obligación de pago.

2. Por parte del comprador, cuando éste incumple su obligación de pagar el cargo regulado de acuerdo con la capacidad contratada.

PARÁGRAFO 1. Las partes podrán definir otras circunstancias en que se configure un incumplimiento, sin que las mismas sean contrarias a las disposiciones de esta resolución y a las reglas de comportamiento del mercado establecidas en la resolución CREG 080 de 2019 o aquellas que las modifiquen o sustituyan.

PARÁGRAFO 2. Los operadores de la infraestructura de regasificación deberán acotar las cantidades de gas natural autorizada a la equivalencia energética de la capacidad de regasificación contratada. El procesamiento de cantidades de gas natural por encima de las contratadas será puesto en conocimiento de las las autoridades competentes para la evaluación como una práctica contraria a la libre competencia.

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:

A. En el caso de los vendedores de los contratos de regasificación bajo la modalidad firme:

a) Si el operador de la infraestructura de regasificación incumple sus obligaciones, conforme a lo dispuesto en el numeral 1 del Artículo 13 de la presente resolución, deberá reconocer y pagar al usuario del servicio de regasificación el siguiente valor, según corresponda:

i. Cuando el incumplimiento no conlleve la interrupción del servicio de regasificación a usuarios regulados, el valor que resulte de aplicar lo dispuesto en el numeral 1 del Anexo 3 de la Resolución CREG 185 de 2020, o aquella que la modifique o sustituya.

ii. Cuando el incumplimiento conlleve la interrupción del servicio de regasificación a usuarios regulados, el valor que resulte de aplicar lo dispuesto en el numeral 2 del Anexo 3 de la Resolución CREG 185 de 2020, o aquella que la modifique o sustituya.

B. Si el usuario del servicio de regasificación incumple su obligación de pagar los cargos de regasificación pactados en el respectivo contrato, el operador de la infraestructura de regasificación 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 1. 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 de regasificación.

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

ARTÍCULO 15. CARGO REGULADO DE REGASIFICACIÓN. El cargo regulado aplicable a los servicios de regasificación de una Infraestructura de Regasificación de un Plan de Abastecimiento de Gas Natural se determinará conforme a la siguiente fórmula:

Cargo Regulado = Ingreso Anual Esperado (IAE) / Capacidad de Regasificación Identificada en el PAGN.

PARÁGRAFO 1. Conforme a lo previsto en la Resolución CREG 102 008 de 2022, los ingresos que el Transportador titular perciba por la efectiva venta de servicios de regasificación constituyen un menor valor a recaudar entre los beneficiarios de la infraestructura.

PARÁGRAFO 2. La capacidad de regasificación contratada y no utilizada genera el mismo cargo que la capacidad efectivamente utilizada, con el fin de desincentivar la reserva especulativa de capacidad sin respaldo físico real.

PARÁGRAFO 3. La remuneración de los servicios prestados por la Infraestructura de Regasificación se realizará, en principio, mediante un único cargo regulado por concepto del servicio de regasificación.

Para efectos de la determinación de dicho cargo, se considerarán los costos eficientes de inversión y los gastos eficientes de administración, operación y mantenimiento, AOM, asociados a la prestación de los servicios que puedan desarrollarse en la Infraestructura de Regasificación, incluyendo, entre otros: i) descargue y recibo de gas natural licuado; ii) almacenamiento de gas natural licuado; iii) regasificación; iv) carga de cisternas o carrotanques de gas natural licuado; v) trasvase de gas natural licuado a buques metaneros y puesta en frío; y vi) entrega del gas en el Sistema Nacional de Transporte, SNT.

En consecuencia, salvo disposición expresa en contrario, el cargo regulado por el servicio de regasificación remunerará integralmente los costos eficientes asociados a los servicios antes señalados, en la medida en que estos hagan parte de la infraestructura adoptada y de los servicios efectivamente prestados por esta.

En caso de que resulte necesario para reflejar de manera más adecuada la prestación de los distintos servicios asociados a la Infraestructura de Regasificación, promover señales económicas eficientes o atender desarrollos operativos y comerciales de dicha infraestructura, la CREG podrá, mediante regulación posterior, establecer cargos regulados diferenciados para uno o varios de los servicios que se presten en ella. Para tal efecto, la CREG podrá desagregar, con base en los costos eficientes de inversión y en los gastos eficientes de administración, operación y mantenimiento, AOM, considerados para la determinación del Ingreso Anual Esperado, IAE, y con fundamento en la información que haya sido declarada por el transportador.

CAPÍTULO 4.

ASPECTOS COMERCIALES EN LA ASIGNACIÓN DE LOS SERVICIOS DE REGASIFICACIÓN.

ARTÍCULO 16. CAPACIDAD DE REGASIFICACIÓN DISPONIBLE PARA ASIGNAR. La capacidad de regasificación que podrá habilitarse, asignarse o contratarse por parte de los compradores deberá corresponder únicamente a aquella que no comprometa el cumplimiento del mínimo operativo técnico de la Infraestructura de Regasificación correspondiente.

Para estos efectos, la capacidad de regasificación que se habilite o asigne deberá ser consistente con las condiciones operativas de la infraestructura y con la posibilidad de que la nominación total diaria de regasificación, entendida como la suma de las nominaciones individuales recibidas para cualquier tipo de demanda, alcance el mínimo operativo técnico requerido para la regasificación del gas natural licuado.

En ningún caso podrá habilitarse o asignarse capacidad de regasificación cuando ello pueda dar lugar a que la prestación del servicio quede sujeta a una situación en la que la nominación total diaria de regasificación resulte inferior al mínimo operativo técnico de la infraestructura.

ARTÍCULO 17. SOLICITUD DE CAPACIDAD DE REGASIFICACIÓN. La capacidad de regasificación que podrán solicitar los compradores de servicios de regasificación de una Infraestructura de Regasificación de un Plan de Abastecimiento de Gas Natural para su habilitación estará en función de la demanda real observada en los cuatro (4) trimestres calendario inmediatamente anteriores. Para tal efecto, trimestralmente, y en el formato que defina el Gestor del Mercado, se calculará la diferencia entre la demanda real observada en los cuatro (4) trimestres calendario inmediatamente anteriores, como referencia de las necesidades de suministro del comprador, y la cantidad de suministro contratada mediante modalidades firmes en otras fuentes de suministro para los trimestres siguientes.

Cuando de dicho cálculo se identifiquen necesidades de suministro no cubiertas con contratos firmes, la diferencia resultante corresponderá a la máxima capacidad de regasificación que podrá contratar el comprador para efectos de su habilitación en el siguiente trimestre que corresponde al trimestre estándar de negociación.

PARÁGRAFO 1. Toda acción que tenga por objeto o efecto contrariar las disposiciones de este artículo será considerada como una conducta en contra de los objetivos de esta resolución.

PARÁGRAFO 2. El Gestor del Mercado verificará la consistencia de la solicitud con la información de contratos de suministro registrados en el SEGAS y con los históricos de consumo reportados por el Comprador al Sistema Único de Información –SUI–.

PARÁGRAFO 3. Excepcionalmente, un comprador podrá solicitar capacidad de regasificación adicional cuando acredite la existencia de nuevas obligaciones de suministro o incrementos efectivos de demanda regulada que no puedan ser atendidos mediante gas de producción nacional. En Resolución aparte la CREG podrá determinar los criterios para la acreditación de las necesidades adicionales.

ARTÍCULO 18. PROCEDIMIENTO PARA COMERCIALIZAR LA CAPACIDAD DE REGASIFICACIÓN DE UNA INFRAESTRUCTURA DE REGASIFICACIÓN DE UN PLAN DE ABASTECIMIENTO DE GAS NATURAL. El proceso de asignación de los servicios de regasificación estará a cargo del Gestor del Mercado y se desarrollará trimestralmente conforme al siguiente procedimiento:

i. El primer día hábil de cada trimestre de negociación, el Gestor del Mercado revelará, para el período de prestación del servicio de la infraestructura de regasificación correspondiente a un plan de abastecimiento de gas natural que se encuentre en operación, la capacidad de regasificación, la capacidad de regasificación contratada y la capacidad de regasificación disponible, expresadas en MPCD

ii. Hasta el quinto día hábil del trimestre estándar de negociación, los compradores de capacidad de transporte podrán declarar al Gestor del Mercado la capacidad de regasificación requerida, acreditando que corresponde a necesidades de regasificación aún no cubiertas.

iii. Cuando las necesidades de regasificación declaradas por los compradores superen la capacidad de regasificación disponible, la habilitación de los compradores de capacidad de regasificación se realizará atendiendo, en primer lugar, la demanda esencial, conforme al orden de prioridad establecido en el Decreto 1073 de 2015, y, posteriormente, la demanda no esencial.

iv. El noveno día hábil del trimestre estándar de negociación, el Gestor del Mercado publicará la relación de compradores habilitados para adquirir los servicios de regasificación.

v. Entre el décimo y el vigésimo quinto día hábil del trimestre estándar de negociación, los compradores habilitados suscribirán con el Agente de Importación que actúe como Agregador de Demanda el contrato de mandato para la compra de GNL correspondiente a la capacidad de regasificación que les haya sido habilitada.

vi. Hasta el trigésimo (30) día hábil del trimestre estándar de negociación, el Agente de Importación que actúe como Agregador de Demanda podrá registrar ante el Gestor del Mercado el contrato de mandato suscrito con los compradores habilitados.

vii. Hasta cinco días hábiles antes de la finalización del trimestre estándar de negociación, el Agente de Importación que actúe como Agregador de Demanda deberá entregar al Gestor del Mercado el SPA suscrito con fundamento en los contratos de mandato celebrados con los compradores habilitados. La entrega del SPA al Gestor del Mercado dará lugar al perfeccionamiento de los contratos de regasificación, los cuales quedarán registrados ante dicho gestor.

PARÁGRAFO 1. En el proceso de asignación de que trata el presente artículo, el Gestor del Mercado actuará únicamente como mecanismo de asignación y no como parte de los contratos que se deriven de este. En consecuencia, los contratos correspondientes se suscribirán entre el transportador que represente la infraestructura de regasificación y los compradores habilitados.

PARÁGRAFO 2. Garantías de cumplimiento. Los compradores de los servicios de regasificación de Infraestructuras de Regasificación de un Plan de Abastecimiento de Gas Natural deberán constituir garantías de cumplimiento a favor del vendedor de la capacidad de regasificación. Estas garantías son libres entre el vendedor y el comprador de los servicios de regasificación. En caso de ser necesario, la CREG en resolución aparte podrá determinar el tipo y las condiciones de las garantías.

ARTÍCULO 19. COMERCIALIZACIÓN DEL GNL REQUERIDO PARA LA PUESTA EN OPERACIÓN DE INFRAESTRUCTURAS DE REGASIFICACIÓN DE UN PLAN DE ABASTECIMIENTO DE GAS NATURAL. El GNL requerido para la puesta en operación de la Infraestructura de Regasificación deberá ser suministrado por el transportador que representa esa infraestructura, y de manera excepcional, podrá ser comercializado por el propio transportador o quien él designe para tal fin.

El transportador únicamente podrá adquirir el volumen estrictamente necesario para las actividades de puesta en operación y pruebas de la infraestructura. Dicha adquisición no constituye una actividad de comercialización de gas natural.

En el caso de que la puesta en operación comercial coincida con la Fecha de Puesta en Operación determinada en la resolución que adoptó el proyecto, los ingresos provenientes de la comercialización del gas requerido para la puesta en operación, se considerarán como ingresos de corto plazo, , para efectos del cobro a los transportadores y a los beneficiarios del proyecto, de acuerdo con lo establecido en el artículo 17 de la resolución CREG 102 008 de 2022 o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

CAPÍTULO 5.

RESTRICCIONES AL USO DE LA INFRAESTRUCTURA DE REGASIFICACIÓN Y PREVENCIÓN DE CONDUCTAS ESPECULATIVAS.

ARTÍCULO 20. DESTINACIÓN DE LA CAPACIDAD DE REGASIFICACIÓN. La capacidad de las infraestructuras de regasificación de los planes de abastecimiento de gas natural deberá destinarse exclusivamente a la atención de necesidades reales de abastecimiento de gas natural de los compradores y de la demanda final que estos representen, en el caso de los comercializadores, así como de los usuarios no regulados. En ningún caso el acceso a dicha infraestructura podrá utilizarse para la conformación o acumulación de posiciones de GNL con fines especulativos o ajenos a la atención de la demanda final de gas natural.

ARTÍCULO 21. RÉGIMEN DE REVENTA DEL GAS NATURAL IMPORTADO. El agente que haya adquirido gas natural importado para su regasificación a través de una infraestructura de regasificación incorporada en un Plan de Abastecimiento de Gas Natural, en los términos de la presente resolución, y que decida transferir total o parcialmente dicho gas a un tercero, únicamente podrá hacerlo a un precio igual al precio de adquisición, el cual ya incluye el margen de agregación reconocido al Agregador de Demanda. En ningún caso podrá obtener ingresos, márgenes o rentas adicionales por la reventa del gas natural importado.

ARTÍCULO 22. REGISTRO DE OPERACIONES DE REVENTA. Todo agente que realice la reventa de gas natural importado a través de una infraestructura de regasificación incorporada en un Plan de Abastecimiento de Gas Natural ya sea en el mercado secundario o en el mercado minorista, deberá registrar la operación ante el Gestor del Mercado de Gas, de conformidad con lo previsto en la Resolución CREG 102 015 de 2025, o aquella que la modifique, sustituya o derogue.

PARÁGRAFO. Mensualmente, el Gestor del Mercado deberá remitir a Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, el registro de las operaciones de reventa de gas natural importado proveniente de este tipo de infraestructuras, junto con la información de los precios registrados en los respectivos contratos.

CAPÍTULO 6.

ACTIVIDAD DE AGREGACIÓN DE DEMANDA.

ARTÍCULO 23. DEFINICIÓN DE LA ACTIVIDAD DE AGREGACIÓN DE DEMANDA. En ejercicio de las competencias previstas en el artículo 290 de la Ley 1955 de 2019, la Comisión de Regulación de Energía y Gas Combustible define la Agregación de Demanda como una actividad complementaria a la prestación del servicio público domiciliario de gas combustible, en los términos del numeral 14.28 del artículo 14 de la Ley 142 de 1994 y conforme a la definición establecida en el artículo 3 de la presente resolución.

El desarrollo de esta actividad se sujetará a las disposiciones previstas en la presente resolución y a aquellas que la CREG expida, modifique, adicione o sustituya para su regulación.

ARTÍCULO 24. HABILITACIÓN DEL AGREGADOR DE DEMANDA. Podrán ejercer la actividad de Agregación de Demanda las personas jurídicas que cumplan los siguientes requisitos:

i. Estar constituidas conforme a las leyes colombianas o estar habilitadas para operar en Colombia.

ii. Acreditar experiencia específica, directa y verificable en la estructuración, contratación, importación, recibo o gestión logística de cargamentos de gas natural licuado, GNL, o en la comercialización internacional de GNL, durante los dos años anteriores a la solicitud de inscripción.

iii. Estar inscritas en el Registro Único de Prestadores de Servicios Públicos Domiciliarios (RUPS).

iv. Estar inscritas ante el Gestor del Mercado de Gas Natural como Agregador de Demanda.

v. Tener suscritos y registrados ante el Gestor del Mercado los Contratos de Mandato de GNL con los Compradores cuya demanda de GNL será agregada.

PARÁGRAFO 1. El Agregador de Demanda deberá mantener su independencia frente al Transportador titular de la respectiva infraestructura de regasificación del PAGN. En consecuencia, no podrá desarrollar la actividad de Agregación de Demanda cuando exista una situación de control, subordinación, grupo empresarial, participación directa o indirecta, o cualquier otra forma de vinculación económica que pueda comprometer su independencia o generar conflictos de interés.

PARÁGRAFO 2. La CREG podrá establecer requisitos adicionales para el ejercicio de la actividad de Agregación de Demanda mediante resolución aparte.

ARTÍCULO 25. SELECCIÓN DEL AGREGADOR DE DEMANDA. La CREG definirá, mediante resolución aparte, las condiciones bajo las cuales se escogerá al Agregador de Demanda que actuará como mandatario de los Compradores de servicios de regasificación de cada IR-PAGN. Dicha escogencia se realizará a través de un proceso voluntario, abierto y competitivo, gestionado por el Gestor del Mercado, en el cual los Compradores de servicios de regasificación podrán otorgar mandato al Agregador de Demanda seleccionado.

La empresa escogida ejercerá el mandato por un período máximo de tres (3) años. Antes de la finalización de ese periodo se desarrollará un nuevo proceso de selección del Agregador de Demanda en donde la misma persona jurídica que ya estaba seleccionada podrá participar.

PARÁGRAFO. Ningún Comprador de servicios de regasificación, ni el Transportador titular de la respectiva infraestructura de regasificación por PAGN, podrá tener participación accionaria directa o indirecta en el Agregador de Demanda, ni ejercer control, influencia decisiva o injerencia en sus decisiones comerciales, operativas o administrativas. El Agregador de Demanda deberá contar con reglas de gobierno corporativo que aseguren que su objeto social esté limitado exclusivamente al desarrollo de la actividad de Agregación de Demanda, y que su actuación se realice de manera neutral, transparente e independiente frente a los Compradores de servicios de regasificación y frente al Transportador titular de la infraestructura.

ARTÍCULO 26. RESTRICCIONES DE INTEGRACIÓN. No podrá actuar como Agregador de Demanda una persona jurídica que tenga participación accionaria en:

i. Un transportador de gas natural.

ii. Un productor – comercializador de gas natural.

iii. El operador de la Infraestructura de Regasificación.

iv. Un comercializador que participe como Comprador dentro del mecanismo de Agregación de Demanda.

v. Una persona jurídica que pertenezca al mismo grupo empresarial de cualquiera de los agentes señalados en los literales anteriores.

vi. Una persona natural o jurídica que ejerza control sea controlada o se encuentre bajo control común respecto de cualquiera de los agentes señalados en los literales anteriores.

PARÁGRAFO. Para efectos de las restricciones previstas en este artículo se aplicarán los conceptos de control, situación de control y grupo empresarial previstos en la Ley 222 de 1995 y en las disposiciones que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

ARTÍCULO 27. FUNCIONES DEL AGREGADOR DE DEMANDA. El Agregador de Demanda tendrá las siguientes funciones:

i. Recibir mandatos de los Compradores de servicios de regasificación para la adquisición de GNL en los mercados internacionales, en su nombre y por su cuenta.

ii. Consolidar la demanda de GNL de sus mandantes y gestionar su compra en los mercados internacionales bajo las condiciones más favorables, con sujeción a los mandatos conferidos y en igualdad de condiciones entre mandantes.

iii. Coordinar la logística de transporte marítimo de GNL, incluyendo la gestión de buques, la nacionalización del GNL, la programación de llegadas a la Infraestructura de Regasificación del PAGN y la coordinación con el Transportador.

iv. Reportar al Gestor del Mercado, de manera discriminada por mandante, la información sobre Contratos de Mandato suscritos, SPA suscritos en representación de sus mandantes, información comercial de la importación de GNL, inventarios, información logística y demás información que requiera el Gestor del Mercado para efectos de transparencia y publicidad.

ARTÍCULO 28. OBLIGACIONES DEL AGREGADOR DE DEMANDA. En el ejercicio de la actividad de Agregación de Demanda, deberá:

i. Actuar exclusivamente como mandatario de los Compradores que representa, bajo criterios de objetividad, transparencia, neutralidad y no discriminación.

ii. Custodiar y administrar los recursos de sus mandantes destinados a la compra de GNL, garantizando la separación patrimonial de dichos recursos respecto de los ingresos propios del Agregador de Demanda por la remuneración de la actividad desarrollada.

iii. Informar oportunamente a sus mandantes sobre el estado de las operaciones de compra de GNL y de la logística de suministro.

iv. Responder ante sus mandantes por el adecuado cumplimiento de las obligaciones derivadas de los Contratos de Mandato de GNL.

v. Actuar siempre por cuenta y riesgo de sus mandantes y desarrollar la actividad de Agregación de Demanda con la única finalidad de coordinar la agregación de demanda, gestionar la adquisición internacional de GNL y adelantar las actuaciones necesarias para el acceso y utilización de la IR-PAGN en beneficio de los Compradores que representa.

vi. Preservar la confidencialidad de toda la información comercialmente sensible obtenida en el ejercicio de sus funciones, la cual únicamente podrá utilizarse para la ejecución de los Contratos de Mandato, la adquisición de GNL, la gestión de la infraestructura de regasificación y el cumplimiento de las obligaciones previstas en la presente resolución.

vii. Informar al Gestor del Mercado y al transportador responsable de la infraestructura de regasificación cuando se presente retiro o incumplimiento de un Comprador, sin perjuicio de las consecuencias contractuales que correspondan entre las partes. En este evento, el Gestor del Mercado adelantará las actuaciones que correspondan para asignar la capacidad de regasificación de conformidad con la presente resolución.

ARTÍCULO 29. LIMITACIONES A LA ACTUACIÓN DEL AGREGADOR DE DEMANDA. El Agregador de Demanda no podrá adquirir, mantener o administrar posiciones comerciales propias sobre el gas natural importado, ni obtener beneficios económicos derivados de su valorización, intermediación, reventa o comercialización.

En consecuencia, el Agregador de Demanda no podrá utilizar la infraestructura regulada para desarrollar actividades de comercialización por cuenta propia, participar como Comprador dentro del mecanismo de Agregación de Demanda, realizar operaciones de arbitraje comercial, acumular capacidad o volúmenes de gas para fines distintos de la atención de la demanda representada, ni asumir posiciones independientes respecto del gas natural importado. En ninguna circunstancia el Agregador de Demanda podrá actuar para facilitar la acumulación de posiciones de GNL con fines de reventa especulativa.

ARTÍCULO 30. MARGEN REGULADO DE AGREGACIÓN. El margen máximo que puede percibir el Agregador de Demanda por la gestión de las compras de GNL en desarrollo del Contrato de Mandato de GNL es del uno coma sesenta y siete por ciento (1,67%) sobre el valor de las compras efectivamente realizadas en el contrato de mandato.

ARTÍCULO 31. PROHIBICIONES DEL AGREGADOR DE DEMANDA. El Agregador de Demanda no podrá:

i. Actuar simultáneamente como Comprador de servicios de regasificación de la misma IR-PAGN en la que presta servicios de Agregación de Demanda.

ii. Adquirir GNL por cuenta propia en los mercados internacionales.

iii. Vender GNL por cuenta propia o en representación de sus mandantes en el mercado mayorista de gas en Colombia.

iv. Establecer condiciones contractuales, de precio o de acceso a la representación que resulten discriminatorias entre mandantes o interesados en el servicio de representación bajo la figura de mandato.

v. Subcontratar la actividad de Agregación de Demanda.

vi. Celebrar acuerdos, prácticas o conductas que tengan como objeto o efecto restringir la competencia en el mercado de comercialización de gas natural o en la adquisición de capacidad de regasificación.

PARÁGRAFO. El agregador deberá: i) mantener permanentemente separadas las cuentas, recursos e información correspondientes a las operaciones realizadas por cuenta de los compradores habilitados y ii) constituir garantías suficientes para asegurar el adecuado cumplimiento de las obligaciones derivadas del mandato.

ARTÍCULO 32. PROPIEDAD DEL GNL. El GNL adquirido mediante el agregador de demanda será de propiedad de los compradores habilitados en la proporción correspondiente a sus respectivas adquisiciones.

El agregador de demanda actuará exclusivamente como mandatario para la gestión de la adquisición internacional del GNL y en ningún caso adquirirá la propiedad del producto ni asumirá su comercialización.

ARTÍCULO 32. SEPARACIÓN FUNCIONAL Y PREVENCIÓN DE CONFLICTOS DE INTERÉS. El Agregador de Demanda deberá mantener separación administrativa, operativa, informacional y decisional respecto de cualquier agente con el cual mantenga relaciones comerciales o contractuales que puedan comprometer la objetividad de su actuación. La información comercialmente sensible obtenida en el ejercicio de sus funciones no podrá utilizarse, directa o indirectamente, para favorecer intereses propios o de terceros, obtener ventajas competitivas en otros mercados o afectar las condiciones de competencia entre los participantes del mecanismo de Agregación de Demanda.

CAPÍTULO 7.

RECONOCIMIENTO DEL COSTO TRASLADABLE A LA DEMANDA REGULADA.

ARTÍCULO 33. COMPONENTES DEL COSTO TRASLADABLE A LOS USUARIOS REGULADOS. Para efectos del traslado tarifario de los costos asociados a la importación de GNL a través de las IR-PAGN, se diferencian los siguientes componentes, de naturaleza económica y regulatoria distinta:

i. El costo correspondiente al uso de la Infraestructura de Regasificación, el cual se reconoce conforme a las reglas aplicables a dicha infraestructura en su condición de extensión de los activos del Sistema Nacional de Transporte, y no forma parte del precio de la molécula importada ni de la remuneración del Agregador de Demanda.

ii. El valor del GNL adquirido mediante los respectivos SPA, el cual constituye un costo de suministro y, cuando dicho gas sea destinado a la atención de usuarios regulados por parte de comercializadores, se trasladará a través del componente de compras de gas (componente G) del Costo Unitario de Prestación del Servicio previsto en la Resolución CREG 137 de 2013, sin que puedan incluirse conceptos ajenos al suministro efectivamente contratado, entregado y asignado a dicha demanda.

iii. La remuneración del Agregador de Demanda por la gestión de Agregación de Demanda y compra internacional de GNL, la cual podrá trasladarse como un subcomponente específico del componente G, separado del precio de la molécula y sujeto al Margen de Agregación máximo previsto en el artículo 26 de la presente resolución.

PARÁGRAFO. Para efectos de la aplicación del componente G previsto en la Resolución CREG 137 de 2013, o aquella que la modifique, adicione o sustituya, cuando el gas natural destinado a la atención de usuarios regulados provenga de GNL importado mediante contratos SPA suscritos en el marco de la presente resolución, el costo trasladable podrá incluir: (i) el valor del GNL adquirido mediante el respectivo SPA; y (ii) el Margen de Agregación reconocido al Agregador de Demanda, hasta el límite establecido en el Artículo 30 de la presente resolución.

ARTÍCULO 34. REQUISITOS PARA EL TRASLADO DE COSTOS. Únicamente serán trasladables los costos asociados a las cantidades de gas que hayan sido efectivamente importadas, regasificadas, entregadas y destinadas a la atención de la demanda y de los mercados de distribución correspondientes, mediante GNL importado y regasificado en una IR-PAGN. Dichos costos deberán estar debidamente soportados en los Contratos de Mandato de GNL, los respectivos SPA, las facturas correspondientes y la información operativa que acredite la entrega y asignación del gas.

PARÁGRAFO. El gas natural regasificado proveniente de GNL importado por un Comprador a través del Agregador de Demanda y que sea destinado exclusivamente a la atención de la demanda atendida directamente por dicho Comprador, no se entenderá ofrecido ni comercializado en el mercado primario de gas natural.

En consecuencia, respecto de dicho gas no serán aplicables las reglas previstas en la resolución CREG 102 015 de 2025 o aquellas que la modifiquen, complemente o sustituyan, para la oferta, negociación, asignación, priorización o comercialización de gas natural importado en el mercado primario, siempre que el Comprador acredite que el GNL importado tiene como finalidad exclusiva atender su propia demanda o la demanda que atiende directamente.

CAPÍTULO 8.

ROL DEL GESTOR DEL MERCADO DE GAS NATURAL.

ARTÍCULO 35. FUNCIONES DEL GESTOR DEL MERCADO DE GAS NATURAL EN RELACIÓN CON LAS IR-PAGN. El Gestor del Mercado de Gas Natural será el encargado del proceso de asignación de los servicios de regasificación de las Infraestructuras de Regasificación adoptadas en los Planes de Abastecimiento de Gas Natural, en los términos previstos en el Capítulo 4 de la presente resolución. Para tal efecto, se amplían los servicios a cargo del Gestor del Mercado, en ejercicio de la competencia de la CREG para definir el alcance de sus servicios conforme al numeral 8 del artículo 4 del Decreto 1260 de 2013, y el artículo 3 de la Resolución CREG 076 de 2019.

ARTÍCULO 36. DECLARACIÓN DE INFORMACIÓN DEL TRASPORTADOR RESPONSABLE DE LA INFRAESTRUCTURA DE REGASIFICACIÓN. Dentro de los 30 días hábiles a la expedición de la presente Resolución el Gestor del Mercado le entregará un documento a la Comisión de Energía y Gas con la información que debe entregar el transportador responsable de la Infraestructura de Regasificación, de manera que toda la información operativa y comercial, incluyendo los precios, sea visible en el BEC. Una vez la CREG analice la información, ésta se incluirá como un Anexo a la presente resolución.

ARTÍCULO 37. DECLARACIÓN DE INFORMACIÓN COMERCIAL DE LA ASIGNACIÓN DE LOS SERVICIOS DE REGASIFICACIÓN INCLUYENDO EL CONTRATO DE MANDATO CON EL AGENTE DE IMPORTACIÓN QUE FUNGE COMO AGREGADOR DE DEMANDA. Dentro de los 30 días hábiles a la expedición de la presente Resolución el Gestor del Mercado le entregará un documento a la Comisión de Energía y Gas con la información que debe entregar el transportador responsable de la Infraestructura de Regasificación, de manera que toda la información operativa y comercial, incluyendo los precios, sea visible en el BEC. Una vez la CREG analice la información, ésta se incluirá como un Anexo a la presente resolución.

CAPÍTULO 9.

OTROS.

ARTÍCULO 38. OBLIGACIONES DEL TRANSPORTADOR QUE REPRESENTE INFRAESTRUCTURAS DE REGASIFICACIÓN ADOPTADAS EN UN PLAN DE ABASTECIMIENTO DE GAS NATURAL. El transportador que represente una Infraestructura de Regasificación adoptada en un Plan de Abastecimiento de Gas Natural, PAGN, deberá cumplir, respecto de dicha infraestructura, las siguientes obligaciones, sin perjuicio de las demás previstas en la regulación vigente:

a) Tener disponible para la prestación del servicio la Infraestructura de Regasificación con las capacidades definidas en la resolución mediante la cual el Ministerio de Minas y Energía adoptó el respectivo proyecto del PAGN, o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

b) Liquidar, facturar y recaudar los valores correspondientes a la prestación de los servicios asociados a la Infraestructura de Regasificación, de conformidad con lo previsto en la regulación aplicable.

c) Recibir el gas natural licuado cuyas características de calidad permitan que, al ser regasificado, se cumpla con las especificaciones de calidad establecidas en el Reglamento Único de Transporte de Gas Natural, RUT, o aquellas normas que lo modifiquen, adicionen o sustituyan. El transportador podrá negarse a recibirlo cuando el gas natural licuado que se propone entregar a la Infraestructura de Regasificación, al ser regasificado, no permita cumplir con dichas especificaciones.

Si el transportador considera que el gas natural licuado no cumple las condiciones previstas en el presente literal, deberá fundamentar técnicamente su decisión con base en los análisis de calidad efectuados y comunicarla por escrito al agente responsable de la entrega del gas a la infraestructura.

Si, una vez verificada la calidad del gas natural licuado objeto de entrega a la Infraestructura de Regasificación, el transportador se abstiene de recibirlo por encontrar que, al ser regasificado, no permite cumplir con las especificaciones de calidad establecidas en el Reglamento Único de Transporte de Gas Natural, RUT, o aquellas normas que lo modifiquen, adicionen o sustituyan, deberá informar por escrito al agente responsable de entregar el gas a la infraestructura las razones de su decisión, con el detalle suficiente de las especificaciones de calidad incumplidas.

Una vez el transportador entregue la comunicación escrita al agente responsable de entregar el gas a la infraestructura, se entenderá que las especificaciones de calidad no objetadas en dicha comunicación permiten cumplir con lo establecido en el Reglamento Único de Transporte de Gas Natural, RUT, o aquellas normas que lo modifiquen, adicionen o sustituyan.

El agente responsable de entregar el gas a la infraestructura podrá controvertir las objeciones formuladas por el transportador mediante una auditoría, conforme al procedimiento que establezca la CREG.

Los resultados de la auditoría deberán ser comunicados y analizados con el transportador antes de la expedición del informe final. Dicho informe deberá contener conclusiones claras y expresas sobre el cumplimiento de las especificaciones de calidad objeto de la auditoría.

Mientras se adelanta la auditoría, el transportador no estará obligado a recibir el gas natural licuado del agente responsable de entregar el gas a la infraestructura.

El informe final deberá ser expedido dentro del plazo que se disponga en el procedimiento de auditoría que establezca la CREG. Si el informe de auditoría concluye que el gas natural licuado, al ser regasificado, no permite cumplir con las especificaciones de calidad definidas en el Reglamento Único de Transporte de Gas Natural, RUT, o aquellas normas que lo modifiquen, adicionen o sustituyan, el costo de la auditoría será asumido por el agente responsable de entregar el gas a la infraestructura. En caso contrario, dicho costo será asumido por el transportador.

d) Asumir las pérdidas por evaporación de gas, boil-off gas, que se presenten en la Infraestructura de Regasificación, cuando estas superen el porcentaje de eficiencia definido por la UPME para la respectiva infraestructura.

e) En caso de que la UPME establezca un inventario mínimo de confiabilidad de gas natural licuado, llevar una diariamente una relación del volumen de dicho inventario, de las novedades diarias de retiro y devolución derivadas de su uso por los agentes, y de los incumplimientos en la devolución del gas por parte de los agentes que hayan retirado volúmenes de dicho inventario

La información a la que hace referencia este literal deberá ser reportada diariamente al Gestor del Mercado de Gas Natural, para su publicación en el Boletín Electrónico Central, BEC, de manera que sea visible para todos los agentes.

g) Administrar la infraestructura de regasificación de manera objetiva, transparente y no discriminatoria, otorgando igual tratamiento a todos los compradores habilitados conforme a la presente resolución.

h) Mantener la reserva de la información comercial, contractual y operativa de los compradores habilitados de la que tenga conocimiento con ocasión de la prestación del servicio, sin perjuicio de la información cuya publicación o reporte sea exigida por la regulación.

i) Cumplir las demás obligaciones establecidas en la presente resolución.

PARÁGRAFO 1. Las pérdidas por evaporación de gas, boil-off gas, que se presenten en la Infraestructura de Regasificación serán asumidas por la demanda hasta el porcentaje de eficiencia definido por la UPME para la respectiva infraestructura.

PARÁGRAFO 2. Los únicos casos en los que el transportador que represente Infraestructuras de Regasificación adoptadas en el PAGN podrá comprar gas corresponderán a: i) el gas requerido para la operación de la infraestructura; ii) el gas requerido para las pruebas de la infraestructura; iii) el gas de talón para reponer el gas de evaporación, boil-off gas; y iv) el gas requerido para el llenado inicial del inventario mínimo de confiabilidad, cuando este haya sido establecido.

En ningún caso dichas compras conferirán al transportador que presenta la IR -PAGN la calidad de comercializador de gas natural, ni podrán destinarse a fines distintos de los previstos en el presente parágrafo.

PARÁGRAFO 3. Las pérdidas de calidad del gas natural licuado por envejecimiento en el almacenamiento no serán responsabilidad del transportador que represente la Infraestructura de Regasificación, y su tratamiento regulatorio se definirá en resolución aparte.

ARTÍCULO 39. INGRESO REGULADO POR FECHA ANTICIPADA DE ENTRADA EN OPERACIÓN DE PROYECTOS DEL PAGN. El ingreso regulado por cada mes de operación para el período contemplado entre la fecha anticipada de entrada en operación certificada por el auditor del proyecto, conforme a las disposiciones de la Resolución CREG 102 008 de 2022, y la Fecha de Puesta en Operación, FPO, incluida por el MME en la resolución en la que adopta el proyecto del PAGN, de acuerdo con lo establecido en el artículo 12, el artículo 17 y el Anexo 4, todos de la Resolución CREG 102 008 de 2022 y aquellas que la modifiquen o sustituyan, se calculará aplicando la siguiente ecuación:

Donde:

	Ingreso mensual a pagar durante la operación anticipada del proyecto, en el mes m. Este valor estará expresado en pesos.
	En el caso de Infraestructuras de Regasificación este valor será del veinticinco por ciento (25%) de incentivo por fecha anticipada de entrada en operación. En el caso de proyectos denominados IPATs, este valor se definirá cuando se dé cumplimiento con lo establecido en el literal c) del artículo 4 de la Resolución CREG 102 008 de 2022, como se especifica en el literal c) del artículo 12 de dicha resolución.
	Valor mensualizado del primer año del PEP, que se obtiene de dividir por 12 la suma de los valores de IAE INVERSIÓN e IAE AOM. Este valor estará expresado en pesos.

ARTÍCULO 40. INGRESO REGULADO DURANTE LA OPERACIÓN PARCIAL ANTICIPADA DE PROYECTOS DEL PAGN. El ingreso regulado durante la operación parcial anticipada, por cada mes de operación en el período establecido en el literal d) del artículo 12, el artículo 17 y el Anexo 4 de la Resolución CREG 102 008 de 2022 y aquellas que la modifiquen o sustituyan, se calculará, aplicando la siguiente ecuación:

Donde:

	Ingreso mensual a pagar durante la operación anticipada parcial, en el mes m. Este valor estará expresado en pesos.
	En el caso de Infraestructuras de Regasificación este valor será del veinticinco por ciento (25%) de incentivo por fecha anticipada de entrada en operación parcial. En el caso de proyectos denominados IPATs, este valor se definirá cuando se dé cumplimiento con lo establecido en el literal c) del artículo 4 de la Resolución CREG 102 008 de 2022, como se especifica en el literal d) del artículo 12 de dicha resolución.
	Valor mensualizado del primer año del PEP, que se obtiene de dividir por 12 la suma de los valores de los componentes del IAE INVERSIÓN y del IAE AOM. Este valor estará expresado en pesos.
	Capacidad puesta en operación parcial anticipada para entrega de gas natural regasificado en el punto de entrada o de conexión al SNT definido en el PAGN, o ampliación de capacidad puesta en operación parcial anticipada del tramo existente, en el mes m, dado en MPCD. En caso de que en el PAGN se haya establecido una capacidad mínima para la fecha anticipada de entrada en operación parcial, esta capacidad debe ser de, como mínimo, el valor del PAGN.
	Capacidad de regasificación de la Infraestructura de Regasificación, o ampliación de capacidad del tramo existente, de acuerdo con la establecida en el PAGN, dada en MPCD.

PARÁGRAFO 1. Para efectos de reconocimiento de ingreso regulado por operación parcial, la FPO parcial certificada por el auditor del proyecto no podrá ser anterior a la fecha especificada como fecha anticipada de entrada en operación, señalada en la resolución del MME en que se adopta el proyecto.

PARÁGRAFO 2. El transportador que representa la infraestructura de regasificación solicitará a la UPME un concepto sobre su propuesta de entrada en operación parcial anticipada, de acuerdo con el procedimiento que dicha entidad establezca para ese fin. Con base en lo anterior, el auditor deberá certificar el cumplimiento de dichos procedimientos y características y el valor de la capacidad puesta en operación parcial establecida en la ecuación anterior.

ARTÍCULO 41. COMPENSACIONES POR INDISPONIBILIDAD. El valor de las compensaciones por indisponibilidad de proyectos del PAGN, que se establece en el literal b) del artículo 18 de la Resolución CREG 102 008 de 2022, o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, se determinará de la siguiente manera.

i. En el evento de haberse cumplido con una fecha anticipada de entrada en operación del proyecto del PAGN:

El transportador que representa la Infraestructura de Regasificación informará al transportador responsable del recaudo de la porción del IAE del sistema de transporte t que atiende beneficiarios del proyecto, el valor de indisponibilidad en el mes m de prestación del servicio. Este valor lo calculará con base en la siguiente ecuación:

Donde:

	Valor de las compensaciones por indisponibilidad durante el mes , del proyecto del PAGN. Este valor estará expresado en pesos.
	Ingreso mensual a pagar durante la operación anticipada, en el mes m, de acuerdo con lo establecido en el artículo 10 de la presente resolución. Este valor estará expresado en pesos.
	Máxima capacidad indisponible de la capacidad puesta en operación anticipada para entrega de gas natural regasificado al SNT en el punto de entrada del SNT especificado en el PAGN, o máxima capacidad indisponible de la capacidad de ampliación puesta en operación anticipada del tramo existente, durante el día i del mes m, dada en MPCD.
	Capacidad de regasificación de la Infraestructura de Regasificación o capacidad de la ampliación del tramo existente, de acuerdo con la establecida en el PAGN, dada en MPCD.
	Número de días del mes m.

ii. En el evento de haberse cumplido con una fecha anticipada de entrada en operación parcial del proyecto del PAGN se calculará de la siguiente manera:

Donde:

	Valor de las compensaciones por indisponibilidad durante la operación parcial en el mes , del proyecto del PAGN. Este valor estará expresado en pesos.
	Ingreso mensual a pagar durante la operación anticipada parcial, en el mes m, de acuerdo con lo establecido en el artículo 11 de la presente resolución. Este valor estará expresado en pesos.
	Máxima capacidad indisponible de la capacidad puesta en operación parcial anticipada para entrega de gas natural regasificado en el punto de entrada del SNT especificado en el PAGN, o de la capacidad de ampliación puesta en operación parcial anticipada del tramo existente, durante el día i del mes m, dada en MPCD.
	Número de días del mes m.
	Capacidad puesta en operación parcial anticipada para entrega de gas natural regasificado en el punto de entrada o de conexión al SNT definido en el PAGN, o capacidad de ampliación puesta en operación parcial anticipada del tramo existente, en el mes m, dado en MPCD. En caso de que en el PAGN se haya establecido una capacidad o ampliación de capacidad mínima para la fecha anticipada de operación parcial, esta capacidad debe ser de, como mínimo, el valor del PAGN.

PARÁGRAFO. Para efectos de la presente disposición deberá tenerse en cuenta lo contemplado en los literales a), c), d), e), f) y g) del artículo 18 de la Resolución CREG 102 008 de 2022.

ARTÍCULO 42. SERVICIOS DE REGASIFICACIÓN ADICIONALES A LA CAPACIDAD DE REGASIFICACIÓN ADOPTADA EN EL PAGN. El valor de la componente PSA a utilizar en los cálculos establecidos en el anexo 4 de la Resolución CREG 102 008 de 2022 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, será del diez por ciento (10%).

ARTÍCULO 43. VIGENCIA Y DEROGATORIAS. La presente resolución rige a partir de su publicación y deroga la Resolución CREG 102 009 de 2022. Las disposiciones de la Resolución CREG 102 008 de 2022 y de las normas que la modifican, adicionan o sustituyen continuarán vigentes en todo aquello que no resulte contrario a lo previsto en la presente resolución.

Dada en Bogotá, D.C., al 25 de junio de 2026