HomeMy WebLinkAboutRESOLUCIÓN CREG 185 - Resolución Creg 185 de 2020 República de Colombia
Ministerio de Minas y Energía
COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS
RESOLUCIÓN No. 185 DE 2020
( 23 SEP. 2020 )
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado 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 los decretos 2253 de 1994, 1260 de 2013 y
1073 de 2015, y
C O N S I D E R A N D O Q U E:
EO LQcLVR WeUceUR deO aUWtcXOR 333 de Oa CRQVWLWXcLyQ PROtWLca eVWabOece TXe ´(e)O
Estado, por mandato de la ley, impedirá que se obstruya o se restrinja la libertad
económica y evitará o controlará cualquier abuso que personas o empresas
KaJaQ de VX SRVLcLyQ dRPLQaQWe eQ eO PeUcadR QacLRQaOµ.
EO aUWtcXOR 365 de Oa CRQVWLWXcLyQ PROtWLca eVWabOece, a VX Ye], TXe ´(O)RV VeUYLcLRV
públicos son inherentes a la finalidad social del Estado. Es deber del Estado
aVeJXUaU VX SUeVWacLyQ eILcLeQWe a WRdRV ORV KabLWaQWeV deO WeUULWRULR QacLRQaOµ,
TXe ORV PLVPRV eVWaUiQ VRPeWLdRV aO UpJLPeQ MXUtdLcR TXe ILMe Oa Oe\, \ TXe ´(e)Q
todo caso, el Estado mantendrá la regulación, el control y la vigilancia de dichos
VeUYLcLRVµ.
Los artículos 1, 2, 3 y 4 de la Ley 142 de 1994 establecen que los servicios
públicos domiciliarios son esenciales, y que la intervención del Estado está
encaminada, entre otros fines, a conseguir su prestación eficiente, asegurar su
calidad, ampliar su cobertura, permitir la libre competencia y evitar el abuso de
la posición dominante. Esto mediante diversos instrumentos expresados, entre
otros, en las funciones y atribuciones asignadas a las entidades, en especial las
regulaciones de las comisiones, relativas a diferentes materias como la gestión y
obtención de recursos para la prestación de servicios, la fijación de metas de
eficiencia, cobertura, calidad y su evaluación, la definición del régimen tarifario,
la organización de sistemas de información, la neutralidad de la prestación de
los servicios, entre otras.
El numeral 14.18 del artículo 14, y el artículo 69, ambos de la Ley 142 de 1994,
prevén, a cargo de las comisiones de regulación, la atribución de regular el
ten
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 2/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
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.
EO aUWtcXOR 34 de Oa Le\ 142 de 1994 dLVSRQe TXe ´OaV ePSUeVaV de VeUYLcLRV
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
eQ IRUPa LQdebLda Oa cRPSeWeQcLaµ, eVWabOecLeQdo 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 eOOaV, ´eO abXVR de Oa SRVLcLyQ dRPLQaQWe aO TXe Ve UeILeUe el artículo 133 de
esta Ley, cualquiera que sea la otra parte contratante y en cualquier clase de
cRQWUaWRVµ.
Según lo dispuesto en el artículo 73 de la Ley 142 de 1994, corresponde a las
comisiones regular los monopolios en la prestación de los servicios públicos,
cuando la competencia no sea, de hecho, posible y, en los demás casos, la de
promover la competencia entre quienes prestan servicios públicos, para que las
operaciones de los monopolistas o de los competidores sean económicamente
eficientes, no impliquen abuso de posición dominante y produzcan servicios de
calidad.
De acuerdo con lo establecido en el literal a) del numeral 74.1 del artículo 74 de
la Ley 142 de 1994, es función de la Comisión de Regulación de Energía y Gas,
CREG, regular el ejercicio de las actividades de los sectores de energía y gas
combustible para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente,
propiciar la competencia en el sector de minas y energía, proponer la adopción
de las medidas necesarias para impedir abusos de posición dominante, y buscar
la liberación gradual de los mercados hacia la libre competencia.
El literal b) del numeral 74.1 del artículo 74 de la Ley 142 de 1994 determina
que corresponde a la CREG expedir regulaciones específicas para el uso eficiente
del gas combustible por parte de los consumidores.
De acuerdo con lo establecido en el literal c) del numeral 74.1 del artículo 74 de
la Ley 142 de 1994, es función de la CREG establecer el reglamento de operación
para regular el funcionamiento del mercado mayorista de gas combustible.
La potestad normativa atribuida a las comisiones de regulación es una
manifestación de la intervención del Estado en la economía expresada en la
regulación, con la finalidad de corregir las fallas del mercado, delimitar la
libertad de empresa, preservar la competencia económica, mejorar la prestación
de los servicios públicos y proteger los derechos de los usuarios.
oh
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 3/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
La Ley 401 de 1997 dispuso, en el parágrafo 2 de su artículo 11, TXe ´OaV
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 peWURTXtPLcRVµ.
Mediante la Resolución CREG 071 de 1999, y otras que la han modificado y
complementado, la CREG adoptó el reglamento único de transporte de gas
natural, RUT.
EQ eO QXPeUaO 1.3 deO RUT Ve eVWabOece TXe ´(O)a LQLcLaWLYa SaUa Oa UeIRUPa deO
Reglamento también será de la Comisión si ésta estima que debe adecuarse a la
evolución de la industria, que contraría las regulaciones generales sobre el
servicio, que va en detrimento de mayor concurrencia entre oferentes y
demandantes del suministro o del libre acceso y uso del servicio de transporte y
RWURV VeUYLcLRV aVRcLadRVµ.
En el numeral 2.2.1 del RUT se establecen disposiciones sobre asignación de
capacidad primaria por parte del transportador. En particular se establece que
´SL eO TUaQVSRUWadRU Olegare a recibir solicitudes firmes de servicio de transporte
que superen la Capacidad Disponible Primaria, dicha Capacidad deberá
asignarse mediante un proceso de Subasta. Tal Subasta deberá efectuarse
dentro de los tres meses siguientes al recibo de dos o más solicitudes de
transporte y se llevará a cabo de conformidad con los principios de eficiencia
económica y neutralidad establecidos por la ley. Los términos y condiciones de
la Subasta deberán ser aprobados previamente por la CREG y una vez aprobados
debeUiQ VeU SXbOLcadRV eQ eO MaQXaO deO TUaQVSRUWadRUµ.
El artículo 2.2.2.2.42 del Decreto 1073 de 2015, Decreto Único Reglamentario
del Sector Administrativo de Minas y Energía, establece que, al expedir el
reglamento de operación del mercado mayorista de gas natural, la CREG podrá
´(e)VWabOeceU ORV OLQeaPLeQWRV \ OaV cRQdLcLRQeV de SaUWLcLSacLyQ eQ eO PeUcadR
mayorista, las modalidades y requisitos mínimos de ofertas y contratos, los
procedimientos y los demás aspectos que requieran los mecanismos de
comeUcLaOL]acLyQ de JaV QaWXUaO \ de VX WUaQVSRUWe eQ eO PeUcadR Pa\RULVWaµ \
´(V)exaOaU Oa LQIRUPacLyQ TXe VeUi decOaUada SRU ORV SaUWLcLSaQWeV deO PeUcadR \
establecer los mecanismos y procedimientos para obtener, organizar, revisar y
divulgar dicha información en forma oportuna para el funcionamiento del
PeUcadR Pa\RULVWa de JaV QaWXUaOµ.
Mediante la Resolución CREG 089 de 2013 la Comisión reglamentó aspectos
comerciales del mercado mayorista de gas natural, que hacen parte del
reglamento de operación de gas natural.
Mediante la Resolución CREG 114 de 2017 la Comisión ajustó algunos aspectos
referentes a la comercialización del mercado mayorista de gas natural y compiló
y derogó la Resolución CREG 089 de 2013 con todos sus ajustes y
modificaciones.
JM
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 4/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
En la Resolución CREG 114 de 2017, o aquellas que lo modifiquen o
complementen, se establecen aspectos referentes al gestor del mercado, como
son los servicios a su cargo y lineamientos sobre la remuneración del gestor.
En la Resolución CREG 114 de 2017 se establecen los procesos úselo o véndalo
de largo y corto plazo para capacidad de transporte de gas natural.
Mediante las resoluciones CREG 140 y 153 de 2017, 008 de 2018 y 021 de 2019,
se modificó la Resolución CREG 114 de 2017.
El mercado mayorista de gas natural previsto en la regulación es físico, de tal
forma que su desarrollo depende de las gestiones que realizan los propios
participantes de mercado.
Mediante la Resolución CREG 107 de 2017, la Comisión adoptó los
procedimientos que se deben seguir para ejecutar proyectos del plan de
abastecimiento de gas natural según los lineamientos establecidos en el Decreto
2345 de 2015 del Ministerio de Minas y Energía, que adiciona el Decreto 1073
de 2015 (Decreto Único Reglamentario del Sector Administrativo de Minas y
Energía).
EQ Oa ReVROXcLyQ CREG 107 de 2017 Ve LQWURdXce Oa deILQLcLyQ de ´IQYeUVLRQeV
en proyectos prioritarios del plan de abastecimiento en un sistema de transporte,
IPATµ eQ ORV VLJXLeQWeV WpUPLQRV: ´SRQ ORV YaORUeV eILcLeQWeV de SUR\ecWRV
prioritarios del plan de abastecimiento de gas natural que están embebidos en
la infraestructura de un sistema de transporte existente. Para efectos
regulatorios estos proyectos corresponden únicamente a gasoductos loops,
estaciones de compresión y adecuaciones de la infraestructura de transporte de
gas que contribuyan a garantizar la seguridad de abastecimiento y la
cRQILabLOLdad deO VeUYLcLR de JaV QaWXUaOµ.
Mediante la Resolución CREG 090 de 2016 se ordenó hacer público un proyecto
de resolución de carácter general, por la cual se establecen los criterios generales
para la remuneración del servicio de transporte de gas natural y el esquema
general de cargos del Sistema Nacional de Transporte, y se dictan otras
disposiciones en materia de transporte de gas natural. En dicha resolución, la
Comisión estableció disposiciones transitorias relacionadas con la contratación
de capacidad de transporte de gas natural.
En la Resolución CREG 080 de 2019 se define un marco regulatorio general, en
el que se establecen los lineamientos sobre los comportamientos esperados de
los agentes que participan en la prestación del servicio. En este sentido, se dictan
normas generales de comportamiento, concordantes con un buen
funcionamiento del mercado, el libre acceso a los bienes esenciales, la
transparencia, la neutralidad, la eficiencia, la libre competencia, la gestión de
los intereses de los usuarios y la no utilización abusiva de la posición dominante.
En la actividad de transporte de gas natural, la Comisión regula la remuneración
de los sistemas de transporte y aspectos relacionados con el acceso físico y la
comercialización de la capacidad de transporte asociada a esos sistemas.
j
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 5/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
La remuneración de los sistemas de transporte está sujeta a las metodologías de
carácter general que adopta la Comisión para fijar cargos de transporte, como la
prevista en la Resolución CREG 126 de 2010, vigente al momento de expedir la
presente resolución. Los aspectos relacionados con el acceso físico se regulan en
el RUT.
Aspectos relacionados con la comercialización de la capacidad de transporte de
gas natural se establecen en las resoluciones CREG 126 de 2010, 163 de 2014,
090 de 2016, y 107 y 114 de 2017.
En el 2018, mediante la Resolución CREG 008 de 2018, se modificó el numeral
4.5.1.1 del RUT, derogando las disposiciones contenidas en el parágrafo 3 del
artículo 53 de la Resolución CREG 114 de 2017, referentes al valor de la
compensación por variaciones de salida en la actividad de transporte de gas
natural.
Análisis internos de la Comisión sugieren adoptar reglas asociadas a la
comercialización de la capacidad de transporte en el mercado primario
tendientes a: i) hacer más transparente los mecanismos de asignación de
capacidad de transporte; ii) agilizar las asignaciones de capacidad de transporte
cuando el total de solicitudes supere la capacidad disponible del sistema; y iii)
fijar los mecanismos para asignar la capacidad de transporte resultante de la
ejecución de proyectos del plan de abastecimiento de gas natural, lo cual incluye
proyectos IPAT y otros del plan de gas.
En el mercado secundario de capacidad de transporte se observa la necesidad
de ajustar reglas vigentes e introducir nuevas tendientes a: i) mejorar los
procesos úselo o véndalo de largo y corto plazo para capacidad de transporte; ii)
incentivar la asignación eficiente de capacidad de transporte entre los
participantes del mercado secundario.
De acuerdo con lo anterior, la Comisión, mediante la Resolución CREG 082 de
2019, sometió a consulta la propuesta regulatoria por la cual se establecen una
serie de medidas en relación con la comercialización de la capacidad de
transporte de gas natural, a efectos de que: i) se lleve a cabo su asignación de
manera eficiente, a nivel de precios y cantidades; ii) se elimine la falta de
transparencia en la información relacionada con la disponibilidad y acceso de la
capacidad de transporte existente, como aquella que se deriven de expansiones
a través de mecanismos de mercados o esquemas centralizados; iii) incorporando
mecanismos de asignación más ágiles y eficientes que respondan a las
necesidades del mercado.
La anterior propuesta regulatoria incluyó: i) Disposiciones generales
relacionadas con la comercialización de capacidad de transporte de gas natural;
ii) aspectos comerciales del mercado primario de capacidad de transporte, que
incluyen, modalidades de contratos y participantes en el mercado primario de
capacidad de transporte, requisitos mínimos de los contratos de transporte,
comercialización de capacidad disponible primaria, asignación de capacidad
firme asociada a proyectos del Plan de Abastecimiento de Gas Natural ² PAG,
negociación de contratos de transporte con interrupciones; iii) Aspectos
comerciales del mercado secundario de capacidad de transporte, que incluye,
an
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 6/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
modalidades y requisitos mínimos de contratos y participantes en el mercado
secundario, mecanismos de comercialización de capacidad de transporte,
negociaciones a través del Boletín Electrónico de Operaciones, procesos úselo o
véndalo de capacidad de transporte, negociación de contratos de transporte con
interrupciones; iv) así como otras disposiciones relacionadas con los nuevos
servicios a cargo del gestor del mercado y el servicio de parqueo.
Dentro de la anterior propuesta regulatoria también se establecieron
disposiciones transitorias, relacionadas con el inicio de los contratos de
transporte, las cuales quedaron vigentes mediante la Resolución CREG 146 de
2019, y cuyo período de transición venció el 30 de mayo de 2020.
A continuación, se relacionan las empresas que presentaron comentarios ante
la Comisión, con ocasión de la propuesta presentada mediante la Resolución
CREG 082 de 2019.
# Radicado Comentario de:
1 E-2019-009538 GNI GAS NATURAL INDUSTRIAL DE COLOMBIA S.A. E.S.P.
2 E-2019-009607 MC2 S.A.S. E.S.P.
3
E-2019-
0009903 ISAGEN S.A. E.S.P.
4 E-2019-009922 DINAGAS S.A. E.S.P.
5 E-2019-009972 MC2 S.A.S. E.S.P.
6 E-2019-009978 METROGAS DE COLOMBIA S.A. E.S.P.
7 E-2019-009981 ASOCIACION NACIONAL DE EMPRESAS GENERADORAS - ANDEG
8 E-2019-009991
ASOCIACION NACIONAL DE EMPRESAS DE SERVICIOS PUBLICOS
DOMICILIARIOS Y COMUNICACIONES ² ANDESCO
9 E-2019-009993 EFIGAS S.A. E.S.P.
10 E-2019-009997 EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P. - EEPP DE MEDELLIN
11 E-2019-009998 ORGANIZACIÓN TERPEL S.A.
12 E-2019-010000 ORGANIZACIÓN TERPEL S.A.
13 E-2019-010001 ASOCIACION COLOMBIANA DE GAS NATURAL - NATURGAS
14 E-2019-010002 ASOCIACION COLOMBIANA DE PETROLEO
15 E-2019-010003 EMGESA S.A. E.S.P.
16 E-2019-010004 GASES DE OCCIDENTE S.A E.S.P.
17 E-2019-010007 LLANOGAS S.A. E.S.P.
18 E-2019-010009 BMC BOLSA MERCANTIL DE COLOMBIA
19 E-2019-010010 SURTIDORA DE GAS DEL CARIBE S.A. E.S.P. - SURTIGAS S.A. E.S.P.
20 E-2019-010013 TRANSPORTADORA DE GAS INTERNACIONAL S.A E.S.P. TGI S.A. E.S.P.
21 E-2019-010016 MANSAROVAR ENERGY
22 E-2019-010022 PROMIGAS S.A. E.S.P.
23 E-2019-010023 ASOCIACION NACIONAL DE INDUSTRIALES - ANDI
24 E-2019-010025
ASOCIACION COLOMBIANA DE GRANDES CONSUMIDORES INDUSTRIALES
COMERCIALES ² ASOENERGIA
25 E-2019-010027 GRUPO VANTI
26 E-2019-010028
ASOCIACION COLOMBIANA DE GENERADORES DE ENERGÍA ELECTRICA -
ACOLGEN
27 E-2019-010031 HEMBERTH SUAREZ LOZANO
28 E-2019-010035 CORPORACION EFINETICO
an
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 7/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
# Radicado Comentario de:
29 E-2019-010036
GENERADORA Y COMERCIALIZADORA DE ENERGÍA DEL CARIBE S.A. E.S.P. -
GECELCA S.A. E.S.P.
30 E-2019-010038 EMPRESA COLOMBIANA DE PETROLEOS - ECOPETROL
31 E-2019-010039 EMPRESA COLOMBIANA DE PETROLEOS - ECOPETROL
32 E-2019-010040 FERRO COLOMBIA S.A.S.
33 E-2019-010044 BMC BOLSA MERCANTIL DE COLOMBIA
34 E-2019-010055 POSTOBON S.A.
35 E-2019-010071 GRUPO VANTI
36 E-2019-010075 TRANSPORTADORA DE GAS INTERNACIONAL S.A E.S.P. TGI S.A. E.S.P.
37 E-2019-010285 PROMIGAS S.A. E.S.P.
38 E-2019-010325 CRISTALERIA PELDAR S.A.
39 E-2019-010789
ASOCIACION NACIONAL DE EMPRESAS DE SERVICIOS PUBLICOS
DOMICILIARIOS Y COMUNICACIONES ² ANDESCO
En el documento que acompaña esta resolución, se da respuesta al cuestionario
de la SIC y a los comentarios recibidos a la propuesta regulatoria, así como se
precisan los ajustes realizados a la versión propuesta en la Resolución CREG
082 de 2019.
En cumplimiento de lo establecido en el Decreto compilatorio 1074 de 2015, la
Comisión informó mediante comunicación S-2020-004273 a la
Superintendencia de Industria y Comercio, SIC, sobre el proyecto de resolución
´PoU la cXal Ve eVWablecen diVpoVicioneV VobUe la comeUciali]aciyn de capacidad de
WUanVpoUWe en el meUcado ma\oUiVWa de gaV naWXUalµ.
Una vez revisada la comunicación con radicado E-2020-011594 allegado por
parte de la Superintendencia de Industria y Comercio, SIC, se realizan las
siguientes recomendaciones:
(i) Enviar para revisión en sede de abogacía de la competencia el proyecto
regulatorio al que hace mención el artículo 15 del Proyecto.
En relación con esta recomendación, la Comisión enviará a la Superintendencia
de Industria y Comercio el proyecto de resolución definitivo incluyendo los
comentarios allegados a la propuesta (Resolución CREG 149 de 2020 por el cual
se regula el mecanismo de asignación de la capacidad de transporte de gas
cuando hay congestión contractual), y previo a la aprobación final de esta
propuesta por parte de la CREG.
(ii) Adoptar en el Proyecto mecanismos que mitiguen el efecto de transmisión del
riesgo cambiario de la TRM hacia la tarifa final que pagan los usuarios de gas
natural que se presenta en la liquidación del servicio de transporte para
proyectos del PAG.
Al respecto, nos permitimos aclarar que la recomendación emitida por la SIC no
hace parte del alcance de esta resolución. Sin embargo, la Comisión considerará
su análisis en el marco de la Resolución CREG 107 de 2017 para determinar si
es conducente este ajuste en dicha resolución. Es de anotar que ya se cuenta
con un concepto sobre la incidencia en la competencia de dichas disposiciones.
IN
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 8/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
Vale la pena mencionar que la presente resolución considera que la liquidación
y facturación de los contratos de comercialización de transporte asociados a los
proyectos PAG tendrán en cuenta, entre otras, las modificaciones y sustituciones
de la Resolución CREG 107 de 2017, la cual, en nuestro entendimiento,
relaciona con el objeto de la recomendación de la SIC.
(iii) Adoptar en el Proyecto los lineamientos generales que deberá observar el
regulador de cara a la definición de los criterios de asignación de capacidad
primaria en proyectos PAG, así como a los lineamientos para la fijación de los
cargos máximos para estos proyectos.
La recomendación de la SIC, entiende la CREG, se relaciona con la asignación
de capacidad y precios máximos en escenarios de congestión. Al respecto, se
aclara que con la Resolución CREG 149 de 2020 en consulta, los agentes del
mercado ya tienen los lineamientos básicos y el mecanismo asociado para la
asignación eficiente de la capacidad de transporte.
Respecto a la definición de los precios máximos, se precisa que la Resolución
CREG 149 de 2020 en consulta, define claramente estos cargos, asociándolos a
los cargos regulados vigentes cuando se asigna a prorrata, o al valor resultante
de la puja de los interesados en el caso del mercado no regulado.
Tal como ya se mencionó en la respuesta a la recomendación i) de la SIC, el
proyecto definitivo de la Resolución CREG 149 de 2020 será enviado para el
análisis correspondiente a la SIC.
Adicionalmente a las precitadas recomendaciones por parte de la SIC, se
considera conveniente precisar, una vez analizado el concepto de la SIC
integralmente por parte de la Comisión, que la presente resolución no modifica
los cargos derivados de la aplicación de la metodología de remuneración del
transporte de gas natural vigente (Resolución CREG 126 de 2020), por lo tanto,
no se debe considerar como una modificación tarifaria.
La intervención en los precios de los contratos en el mercado secundario en la
presente resolución es tal como se menciona en el concepto de la SIC ´(«) eVWa
Superintendencia comprende que la motivación de la CREG para el
establecimiento de esta disposición es controlar la generación de incentivos en el
mercado secundario. Actualmente el mercado de capacidad de transporte puede
propiciar escenarios poco competitivos.µ.
Teniendo en cuenta lo anterior, el principal objetivo de la presente resolución es
la de establecer reglas claras y transparentes para la comercialización de la
capacidad de transporte de gas natural en Colombia. Para ello, considerando
que en la actualidad rigen las disposiciones de la Resolución CREG 114 de 2017,
tanto para suministro como transporte, esta Comisión concluyó que es
necesario, para claridad del mercado, dividir las actividades aplicables a cada
una, tomando como referencia las disposiciones hasta hoy vigentes de la
Resolución CREG 114 de 2017 en dos disposiciones por separado. La presente
resolución toma como referencia las disposiciones relacionadas con el transporte
de gas natural contenidas en la Resolución CREG 114 de 2017, y las modifica o
las subroga dependiendo del resultado del análisis conforme se ha explicado en
H
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 9/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
los presentes considerandos. Por otra parte, la Comisión ha desarrollado en
resolución aparte, la subrogación literal, sin modificaciones, de las disposiciones
relacionadas con la actividad de suministro de gas natural descritas en la
Resolución CREG 114 de 2017, con todas sus modificaciones vigentes, la cual
será objeto de conocimiento del mercado y público en general de manera
simultánea con la presente resolución. De esta manera, se considera que se
cumple con los principios de transparencia y claridad de la regulación para todos
los interesados.
Adicionalmente, la Comisión considera necesario y razonable incorporar una
medida transitoria para la implementación y aplicación de las disposiciones
descritas en la presente resolución. Para ello, se concederá un plazo razonable
limitado en el tiempo, para que el gestor del mercado desarrolle e implemente
las funciones que mediante la presente regulación se le asignan.
Lo anterior quiere decir entonces que, hasta tanto las obligaciones asignadas al
gestor del mercado no sean desarrolladas e implementadas, las disposiciones
relacionadas con la comercialización de transporte descritas en la Resolución
CREG 114 de 2017 o aquellas que la modifiquen o sustituyan, seguirán estando
vigentes.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas aprobó el presente acto
administrativo en la sesión CREG No. 1048 del 23 de septiembre de 2020.
R E S U E L V E:
Título I
Disposiciones generales
Artículo 1. Objeto. Mediante la presente resolución se regulan aspectos
comerciales del mercado mayorista de gas natural, como parte del reglamento
de operación de gas natural, relacionados con la comercialización de capacidad
de transporte de gas natural. Esta resolución contiene el conjunto de
disposiciones aplicables a las negociaciones de capacidad de transporte de gas
natural que se realicen en el mercado primario y en el mercado secundario.
Parágrafo 1. La presente resolución reemplaza las disposiciones relacionadas
con la comercialización de capacidad de transporte establecidas en el RUT, en la
Resolución CREG 163 de 2014 y en la Resolución CREG 114 de 2017, y sus
modificaciones.
Artículo 2. Ámbito de aplicación. La presente resolución aplica a todos los
participantes del mercado de gas natural.
Artículo 3. Definiciones. Para la interpretación y aplicación de la presente
resolución se tendrán en cuenta las siguientes definiciones, además de las
contenidas en la Ley 142 de 1994, los decretos del Gobierno Nacional y las
resoluciones de la CREG.
Capacidad disponible primaria: Es aquella capacidad de que dispone el
transportador y que, de acuerdo con los contratos suscritos, no está
did
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 10/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
comprometida como capacidad firme. Se determinará de conformidad con lo
señalado en el Artículo 4 de la presente resolución.
Capacidad disponible primaria asociada a transportador incumbente:
Capacidad disponible primaria resultante de adicionar la capacidad disponible
primaria del transportador incumbente y la capacidad disponible primaria
generada por proyectos de 𝐼𝑃𝐴𝑇 construidos en el sistema del transportador
incumbente, en la proporción correspondiente asociada a seguridad de
abastecimiento, teniendo en cuenta las definiciones de la UPME en este aspecto.
Capacidad disponible primaria asociada a proyectos del ࡼ𝑨ࡳ: Capacidad
disponible primaria generada por proyectos del 𝑃𝐴𝐺 distintos a proyectos de
𝐼𝑃𝐴𝑇.
Contrato firme o que garantiza firmeza, 𝑪ࡲ: contrato escrito en el que un
agente garantiza el servicio de una capacidad máxima de transporte, sin
interrupciones, durante un período determinado, excepto en los días
establecidos para mantenimiento y labores programadas. Esta modalidad de
contrato requiere de respaldo físico.
Capacidad temporal, 𝑪ࢀࡱࡹࡼ: Es el máximo volumen de gas transportable en
un día de gas que supera la 𝐶𝑀𝑀𝑃, calculado diariamente por el transportador,
en circunstancias excepcionales operativas que se requieran para aumentar la
capacidad de los gasoductos tales como baja generación hidroeléctrica, alto
despacho térmico de gas, entre otros, con modelos de dinámica de flujos de gas,
utilizando los parámetros técnicos específicos del fluido y del gasoducto, así
como las presiones de operación de entrada y de salida esperadas durante el
trimestre. Esta capacidad, cuando se presente, debe ser declarada al gestor del
mercado en forma diaria para su publicación en el BEC.
Capacidad para estaciones de compresión, 𝑪𝑪ࡻࡹࡼ: Es el máximo volumen de
gas que se requiere transportar en un día de gas para atender los consumos de
gas de estaciones de compresión dentro de un sistema de transporte, calculado
por el transportador con modelos de dinámica de flujos de gas, utilizando los
parámetros técnicos específicos del fluido y del gasoducto, así como las
características técnicas de las estaciones de compresión.
Capacidad disponible secundaria: Es aquella capacidad firme que el remitente
puede ceder o vender. La cesión podrá estar supeditada a la aprobación por parte
del transportador correspondiente, siempre y cuando exista una justificación
objetiva
Capacidad de transporte de ampliación: Capacidad de transporte asociada a
incrementos de capacidad del sistema nacional de transporte, que se identifica
según el procedimiento del Artículo 18 de la presente resolución.
Capacidad firme: Capacidad de transporte de gas natural contratada mediante
contratos firmes, contratos de transporte firme de capacidades trimestrales,
contratos de transporte con firmeza condicionada, contratos de opción de
compra de transporte, y contratos de transporte de contingencia.
th
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 11/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
Capacidad interrumpible: Capacidad de transporte de gas natural contratada
mediante contratos de transporte con interrupciones.
Comercialización: actividad consistente en la compra de gas natural y/o de
capacidad de transporte en el mercado primario y/o en el mercado secundario y
su venta con destino a otras operaciones en dichos mercados, o a los usuarios
finales. En el caso de la venta a los usuarios finales también incluye la
intermediación comercial de la distribución de gas natural.
Congestión contractual: Condición en la que el valor total de las solicitudes de
capacidad firme durante un período en un tramo o grupo de gasoductos es mayor
que la capacidad disponible primaria para el mismo período.
Contrato de transporte firme de capacidades trimestrales, 𝑪𝑪ࢀ: Contrato
escrito en el que un agente garantiza el servicio de capacidad máxima de
transporte por trimestres, sin interrupciones, durante uno o varios trimestres
estándar consecutivos, excepto en los días establecidos para mantenimiento y
labores programadas.
Contrato de opción de compra de transporte, ࡻ𝑪ࢀ: Contrato escrito en el que
un agente garantiza la disponibilidad de una capacidad máxima de transporte
durante un período determinado, sin interrupciones, cuando se presente la
condición pactada entre el comprador y el vendedor. Dicha condición no podrá
estar supeditada a la ocurrencia de aspectos técnicos y/u operativos del
transportador. Las cantidades nominadas deberán ser aceptadas por el vendedor
al ejercicio de la opción.
Contrato de transporte con firmeza condicionada, 𝑪ࡲ𝑪ࢀ: Contrato escrito en
el que un agente garantiza la disponibilidad de una capacidad máxima de
transporte durante un período determinado, sin interrupciones, excepto cuando
se presente la condición pactada entre el comprador y el vendedor.
Contrato de transporte de contingencia, 𝑪ࢀ𝑪: Contrato escrito en el que los
vendedores a los que hace referencia los artículos 7 y 25 de la presente
resolución garantizan el transporte de una cantidad máxima de gas natural
contratada mediante un contrato de suministro de contingencia.
Contrato de transporte con interrupciones: Contrato escrito en el que las
partes acuerdan no asumir compromiso de continuidad en la utilización o en la
disponibilidad de capacidad de transporte de gas natural, durante un período
determinado. El servicio puede ser interrumpido por cualquiera de las partes, en
cualquier momento y bajo cualquier circunstancia, dando aviso previo a la otra
parte.
Contrato firme o que garantiza firmeza, CF: contrato escrito en el que un
agente garantiza el servicio de una capacidad máxima de transporte, sin
interrupciones, durante un período determinado, excepto en los días
establecidos para mantenimiento y labores programadas. Esta modalidad de
contrato requiere de respaldo físico.
girl
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 12/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
Eventos de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña: eventos que de
acuerdo con los artículos 64 del Código Civil y 992 del Código de Comercio, o
aquellos que los 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 transporte: eventos taxativamente
establecidos en la presente resolución, distintos a los eventos de fuerza mayor,
caso fortuito o causa extraña, que eximen de responsabilidad a los participantes
del mercado por incumplimiento parcial o total de obligaciones contractuales, si
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 la presente resolución.
Fecha de congestión contractual de largo plazo: Será la fecha del primer día
calendario del primer trimestre estándar siguiente al decimosegundo trimestre
estándar en el que se realiza negociación de capacidad disponible primaria, en
el que se presenta congestión contractual.
Gestor del mercado: responsable de la prestación de los servicios de gestión del
mercado primario y del mercado secundario, en los términos establecidos en la
regulación de la CREG.
Mercado mayorista de gas natural: conjunto de transacciones de compraventa
de gas natural y/o de capacidad de transporte en el mercado primario y en el
mercado secundario. También comprende las transacciones de intermediación
comercial de la compra, transporte y distribución de gas natural y su venta a
usuarios finales. Estas transacciones se harán con sujeción al reglamento de
operación de gas natural.
Mercado primario de capacidad de transporte: es el mercado donde los
transportadores de gas natural pueden ofrecer su capacidad de transporte.
Mercado secundario de capacidad de transporte: mercado donde los
participantes del mercado con capacidad disponible secundaria pueden negociar
sus derechos contractuales.
Parqueo: Es el servicio que permite a un remitente almacenar gas de parqueo
en un tramo o grupo de gasoductos del SNT por un período determinado.
Participantes del mercado: personas jurídicas entre las cuales se dan las
relaciones operativas y/o comerciales de compra, venta, cesión, suministro y/o
transporte de gas natural, comenzando desde la producción y pasando por los
sistemas de transporte hasta alcanzar el punto de salida de un usuario. Son
participantes los productores-comercializadores, los comercializadores de gas
importado, los procesadores de gas en el SNT, los transportadores, los
distribuidores, los comercializadores, los almacenadores y los usuarios no
regulados.
oh
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 13/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
Procesador de gas en el SNT: participante del mercado que toma gas natural
en un punto de salida del SNT dentro de las condiciones de calidad establecidas
en el RUT, le extrae componentes e inyecta el gas natural residual al SNT dentro
de las condiciones de calidad señaladas en el RUT. Su participación en el
mercado mayorista de gas natural será objeto de regulación aparte.
Proceso úselo o véndalo de corto plazo de capacidad de transporte:
mecanismo por medio del cual se pone a disposición de los interesados la
capacidad de transporte que haya sido contratada en el mercado primario de
capacidad de transporte y no haya sido nominada por el remitente y lo no
autorizado por el transportador de dicha nominación, para la subasta por rutas,
y no nominada por el remitente y no autorizada por el transportador, para la
subasta por tramos, para el siguiente día de gas.
Proceso úselo o véndalo de largo plazo de capacidad de transporte:
mecanismo por medio del cual se pone a disposición de los interesados la
capacidad de transporte que haya sido contratada en el mercado primario de
capacidad de transporte y cuyo uso no se prevea en el año de gas.
Productor-comercializador: es el productor de gas natural que vende gas en el
mercado primario, con entrega al comprador en el campo en un punto de entrada
al SNT. Puede comprar gas en el mercado secundario, sin ser considerado un
comercializador. El productor-comercializador no podrá realizar transacciones
de intermediación comercial de la compra de gas natural y su venta a usuarios
finales. En adición a lo dispuesto en la Resolución CREG 057 de 1996, el
productor-comercializador no podrá tener interés económico en
comercializadores, entendido el interés económico como los porcentajes de
participación en el capital de una empresa que se establecen en el literal d) del
artículo 6 de la Resolución CREG 057 de 1996.
Remitente: Será el remitente primario, el remitente cesionario, el remitente
secundario o el remitente de corto plazo, según sea el caso.
Remitente cesionario: Persona jurídica con la cual un remitente primario
celebra un contrato de cesión de capacidad disponible secundaria. Deberá
corresponder a alguno de los participantes del mercado que puede comprar
capacidad de transporte en el mercado secundario, de acuerdo con lo dispuesto
en la presente resolución.
Remitente de corto plazo: Persona jurídica con la cual un remitente primario,
un remitente cesionario o un remitente secundario, celebra un contrato de
compraventa de capacidad disponible secundaria como resultado del proceso
úselo o véndalo de corto plazo. Deberá corresponder a alguno de los participantes
del mercado que puede comprar capacidad de transporte en el mercado
secundario y que esté registrado en el 𝐵𝐸𝐶, de acuerdo con lo dispuesto en esta
resolución.
Remitente primario: Persona jurídica con la cual un transportador celebra un
contrato para prestar el servicio de transporte de gas natural. Deberá
corresponder a alguno de los participantes del mercado que puede comprar
A
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 14/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
capacidad de transporte en el mercado primario, de acuerdo con lo dispuesto en
la presente resolución.
Remitente secundario: Persona jurídica con la cual un remitente primario o un
remitente cesionario celebra un contrato de compraventa de capacidad
disponible secundaria. Deberá corresponder a alguno de los participantes del
mercado que puede comprar capacidad de transporte en el mercado secundario,
de acuerdo con lo dispuesto en la presente resolución.
Responsable de la nominación de transporte: será el remitente primario
cuando éste no haya cedido sus derechos contractuales; o el remitente cesionario
cuando haya suscrito la cesión de capacidad contratada.
Titular de capacidad de transporte: el titular de la capacidad contratada será
el último remitente en haber suscrito la compraventa o la cesión de dicha
capacidad.
Trimestres estándar: Son los trimestres de diciembre a febrero, marzo a mayo,
junio a agosto y septiembre a noviembre.
Variación de salida: diferencia entre la cantidad de energía autorizada por el
transportador y la cantidad de energía tomada por el remitente en un punto de
salida, medida de forma horaria o diaria. La medición de variaciones de salida
será diaria para aquellos puntos de salida donde la capacidad de transporte
contratada sea inferior a cinco millones de pies cúbicos por día (5000 KPCD) y
horaria para aquellos puntos de salida donde la capacidad de transporte
contratada sea superior o igual a cinco millones de pies cúbicos por día (5000
KPCD). En el caso de los distribuidores comercializadores y de las estaciones de
GNV conectadas directamente al SNT, esta medición será diaria
independientemente de las capacidades de transporte contratadas.
Variación de salida negativa: diferencia entre la cantidad de energía autorizada
por el transportador y la cantidad de energía tomada por el remitente en un
punto de salida, medida de forma horaria o diaria de acuerdo con la definición
de variación de salida, que es menor a cero.
Variación de salida positiva: diferencia entre la cantidad de energía autorizada
por el transportador y la cantidad de energía tomada por el remitente en un
punto de salida, medida de forma horaria o diaria de acuerdo con la definición
de variación de salida, que es mayor a cero.
Variación de salida neta: suma de las diferencias entre las cantidades de
energía autorizadas por el transportador y las cantidades de energía tomadas
por el remitente en un punto de salida, durante un período de tiempo
determinado.
Artículo 4. Capacidad disponible primaria. La capacidad disponible primaria
por tramo o grupo de gasoductos, según las resoluciones de cargos adoptadas
por la CREG, corresponderá a la capacidad disponible primaria para contratar a
través de cualquier modalidad contractual, 𝐶𝐷𝑃 , y al máximo de la capacidad
disponible primaria para contratar con contratos de transporte con firmeza
condicionada o contratos de opción de compra de transporte, 𝐶𝐷𝑃ଵ .
or
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 15/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
En el Anexo 1 de la presente resolución se establece la forma como se
determinarán los valores de 𝐶𝐷𝑃 y 𝐶𝐷𝑃ଵ .
Parágrafo 1. La suma de las capacidades comprometidas por el transportador a
través de las diferentes modalidades contractuales deberá ser igual o inferior, en
todo momento, al valor de la capacidad máxima de mediano plazo más el valor
de la capacidad temporal. Para esto se tomará el valor de la capacidad máxima
de mediano plazo establecido en las resoluciones particulares en las que se
aprueben cargos de transporte y la capacidad temporal publicada en el 𝐵𝐸𝐶.
El valor de la capacidad máxima de mediano plazo podrá ser objeto de ajustes
cuando se presente uno o varios de los siguientes eventos: i) el transportador
realice inversiones no previstas en las inversiones en aumento de capacidad; ii)
se presenten cambios en la localización de la demanda; o iii) se presenten
cambios en las fuentes de suministro de gas natural debido al agotamiento total
de uno o varios campos de producción o al surgimiento de nuevos campos que
inyecten gas al respectivo sistema de transporte o a importaciones de gas que se
inyecten al respectivo sistema de transporte. En cualquiera de estos casos, antes
de comprometer la nueva capacidad máxima de mediano plazo mediante
contratos, el transportador deberá publicarla en su boletín electrónico de
operaciones y solicitar su publicación en el 𝐵𝐸𝐶, previa verificación de la misma
por parte una firma auditora que cumpla los requisitos definidos por el 𝐶𝑁𝑂𝐺.
Se entenderá por capacidad máxima de mediano plazo e inversiones en aumento
de capacidad lo dispuesto en la Resolución CREG 126 de 2010 o aquella que la
modifique o sustituya.
El incumplimiento de lo dispuesto en este parágrafo podrá ser considerado por
la autoridad competente como una práctica contraria a la libre competencia.
Parágrafo 2. El transportador sólo podrá comprometer a través de contratos con
interrupciones una capacidad igual o inferior a la componente 𝐶𝐷𝑃 .
El incumplimiento de lo dispuesto en este parágrafo será considerado una
práctica restrictiva de la competencia en el mercado secundario.
Artículo 5. Siglas. Para efectos de la presente resolución se tendrán en cuenta
las siguientes siglas:
AOM: Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento
BEC: Boletín Electrónico Central
CNOG: Consejo Nacional de Operación de Gas Natural
CREG: Comisión de Regulación de Energía y Gas
CMMP: Capacidad Máxima de Mediano Plazo
DANE: Departamento Administrativo Nacional de Estadística
IPAT: Inversiones en proyectos prioritarios del plan de abastecimiento de
gas natural en un sistema de transporte embebidos en una red de
transporte existente
KPC: Mil pies cúbicos estándar
KPCD: Mil pies cúbicos estándar por día
PAG: Plan de Abastecimiento de Gas Natural
RUT: Reglamento único de transporte de gas natural
oh
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 16/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
SNT: Sistema nacional de transporte de gas natural
TRM: Tasa representativa del mercado
UPME: Unidad de Planeación Minero Energética
Título II
Aspectos comerciales del mercado primario de capacidad de transporte
Capítulo I
Modalidades de contratos y participantes en el mercado primario de
capacidad de transporte
Artículo 6. Modalidades de contratos permitidos. En el mercado primario de
capacidad de transporte de gas natural sólo podrán pactarse las siguientes
modalidades de contratos de transporte:
1. Contrato de transporte firme de capacidades trimestrales
2. Contrato de transporte con firmeza condicionada
3. Contrato de opción de compra de transporte
4. Contrato de transporte de contingencia
5. Contrato de transporte con interrupciones
Parágrafo 1. Los contratos de transporte de gas que estén en vigor a la entrada
en vigencia de la presente resolución, continuarán rigiendo hasta la fecha de
terminación pactada en los mismos. Sin embargo, las partes no podrán prorrogar
su vigencia, con excepción de los casos señalados en el parágrafo 1 del Artículo
15 de la presente resolución.
Parágrafo 2. A partir de la entrada en vigencia de la presente resolución no
podrán pactarse contratos en modalidades y/o condiciones diferentes a las
contempladas en el presente artículo.
Parágrafo 3. Los contratos que se pacten en el mercado primario de capacidad
de transporte deberán ser escritos. Cada contrato sólo podrá adoptar una de las
modalidades contractuales establecidas en este artículo y no podrá contrariar,
en forma alguna, la definición establecida en el Artículo 3 de la presente
resolución, para la respectiva modalidad contractual. Dicha definición deberá
estar en el objeto del contrato, así como en sus cláusulas, según su modalidad.
Parágrafo 4. Para efectos del cálculo de los cargos regulados de transporte de
gas natural, la Comisión considerará que el perfil de la demanda esperada de
capacidad asociada a los contratos de transporte con firmeza condicionada y a
los de opción de compra de transporte, celebrados para la misma dirección de
un tramo del SNT, es constante durante la vigencia de estos contratos e igual a
la máxima capacidad garantizada mediante dichos contratos. Para el cálculo de
esta capacidad se tendrán en cuenta las reglas establecidas en el Artículo 4 y
en el Anexo 1 de la presente resolución para el cálculo de la capacidad disponible
primaria. Si la celebración de estos contratos conlleva la ampliación de la
infraestructura existente, los valores eficientes de las inversiones y las demandas
adicionales serán considerados en el cálculo de los cargos regulados de
transporte.
H
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 17/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
Cuando se trate de contratos de opción de compra de transporte, celebrados con
el propósito de cumplir las obligaciones de energía firme de los generadores
térmicos que se acojan a la opción de gas natural importado, de conformidad
con lo establecido en el artículo 4 de la Resolución CREG 106 de 2011, la
Comisión considerará que el perfil de demanda esperada de capacidad para
efectos tarifarios es igual al perfil de demanda pactado en los respectivos
contratos. En todo caso el perfil considerado para efectos tarifarios no será
superior a la 𝐶𝑀𝑀𝑃. Si la celebración de estos contratos conlleva la ampliación
de la infraestructura existente, los valores de las inversiones adicionales no
serán considerados en el cálculo de los cargos regulados de transporte. La
remuneración de dichas inversiones será pactada por los transportadores y los
generadores térmicos.
Parágrafo 5. La celebración de contratos para la prestación del servicio de
parqueo se realizará de conformidad con lo dispuesto en el Artículo 38 de la
presente resolución.
Parágrafo 6. Todos los contratos del mercado primario de capacidad de
transporte serán de entrega física.
Artículo 7. Vendedores de capacidad de transporte en el mercado
primario. Los transportadores son los únicos participantes del mercado que
podrán vender capacidad de transporte de gas natural en el mercado primario.
Para la negociación de los respectivos contratos de transporte de gas natural,
estos participantes del mercado deberán seguir los mecanismos y
procedimientos establecidos en los artículos 15 y 18 de la presente resolución.
Artículo 8. Compradores de capacidad de transporte en el mercado
primario. Los comercializadores y los usuarios no regulados son los únicos
participantes del mercado que podrán comprar capacidad de transporte en el
mercado primario. Para la negociación de los respectivos contratos de transporte
de gas natural, estos participantes del mercado deberán seguir los mecanismos
y procedimientos establecidos en los artículos 15 y 18 de la presente resolución.
Parágrafo 1. Los productores de gas natural, los productores-comercializadores
o los comercializadores de gas importado no podrán comprar capacidad de
transporte de gas natural para transportar gas destinado a la prestación del
servicio público de gas combustible, independientemente de la ubicación y del
tamaño del campo o de los campos de producción que operen, excepto cuando
se trate de capacidad de transporte asociada a ampliaciones de capacidad
requeridas por el productor-comercializador para poner nuevo gas en el mercado
mayorista de gas natural con destino a la prestación del servicio público de gas
combustible.
Parágrafo 2. Los productores de gas natural, los productores-comercializadores
o los comercializadores de gas importado podrán actuar como usuarios no
regulados para comprar capacidad de transporte en el mercado primario cuando
requieran esa capacidad exclusivamente para transportar gas para su propio
consumo. La venta de esta capacidad en el mercado secundario se hará
únicamente a través del gestor del mercado mediante los procesos úselo o
or
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 18/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
véndalo de largo y de corto plazo establecidos en los artículos 32 y 33 de la
presente resolución.
Capítulo II
Requisitos mínimos de los contratos de transporte
Artículo 9. Requisitos mínimos de los contratos de transporte. Los
contratos de capacidad firme referidos en los numerales 1, 2 y 3 el Artículo 6 de
la presente resolución, con excepción de los contratos de contingencia y de los
contratos con interrupciones, deberán cumplir los requisitos mínimos que se
establecen en el presente capítulo, y los mismos deberán estar en su clausulado.
Parágrafo. En el caso de los contratos de contingencia y de los contratos con
interrupciones, las partes tendrán la potestad de determinar su contenido sin
contrariar, en forma alguna, la definición establecida en el Artículo 3 de la
presente resolución para la respectiva modalidad contractual. Dicha definición
deberá estar en el objeto del contrato, así como en sus cláusulas, según su
modalidad.
Artículo 10. Eventos de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña. En la
ejecución de los contratos referidos en el Artículo 6 de la presente resolución,
con excepción de los contratos de contingencia y de los contratos con
interrupciones, ninguna de las partes será responsable frente a la otra por el
incumplimiento de las obligaciones contraídas por ellas, incluyendo demoras,
daños por pérdidas, reclamos o demandas de cualquier naturaleza, cuando
dicho incumplimiento, parcial o total, se produzca por causas y circunstancias
que se deban a un evento de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña, según
lo definido por la ley colombiana.
La ocurrencia de un evento de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña no
exonerará ni liberará a las partes, en ningún caso, del cumplimiento de las
obligaciones causadas con anterioridad a la ocurrencia de los hechos a los que
se refiere este artículo.
En caso de que ocurra un evento de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña
se deberá proceder de la siguiente forma:
1. La parte afectada directamente por el evento de fuerza mayor, caso fortuito
o causa extraña notificará por escrito a la otra parte el acaecimiento del
hecho, dentro de las veinticuatro (24) horas siguientes, invocando las
circunstancias constitutivas del evento de fuerza mayor, caso fortuito o
causa extraña.
2. La parte afectada directamente por el evento de fuerza mayor, caso fortuito
o causa extraña entregará por escrito a la otra parte, dentro de los cinco (5)
días calendario siguientes al acaecimiento del hecho, toda la información
necesaria para demostrar la ocurrencia del mismo y los efectos del evento
en la prestación del servicio para la otra parte.
an
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 19/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
3. Una vez que la parte afectada directamente por el evento de fuerza mayor,
caso fortuito o causa extraña haya hecho la notificación, se suspenderá el
cumplimiento de la obligación de transportar gas natural a partir del
acaecimiento del respectivo hecho y hasta el momento en que haya cesado
la causa eximente de responsabilidad y superado el evento, y se considerará
que ninguna de las partes ha incumplido.
4. Si dentro de los diez (10) días hábiles siguientes al recibo de la notificación
la parte no afectada directamente rechaza por escrito la existencia de un
evento de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña, se procederá de
acuerdo con los mecanismos de solución de controversias previstos en el
respectivo contrato, sin perjuicio de suspender el cumplimiento de las
obligaciones afectadas. Si dentro del plazo de los diez (10) días hábiles
mencionados, la parte no afectada directamente no manifiesta por escrito
el rechazo de la fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña, se entenderá
que ha aceptado 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 1. La obligación de los remitentes de pagar el servicio de transporte
según la capacidad contratada se suspenderá durante los eventos de fuerza
mayor, caso fortuito o causa extraña. En caso de que no se afecte la capacidad
total de transporte el remitente deberá pagar los cargos fijos aplicados a la
capacidad que efectivamente estuvo disponible y los cargos variables aplicados
al gas efectivamente transportado.
Parágrafo 2. Las obligaciones suspendidas por la ocurrencia de un evento de
fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña se podrán reiniciar antes del período
establecido en el numeral 5 de este artículo, si las partes así lo convienen.
Artículo 11. Eventos eximentes de responsabilidad en transporte. Por
evento eximente de responsabilidad en transporte se entenderá lo establecido en
el Artículo 3 de la presente resolución.
En los contratos a que se refiere el Artículo 6 de la presente resolución, con
excepción de los contratos de contingencia y de los contratos con interrupciones,
únicamente podrán ser pactados los siguientes eventos eximentes de
responsabilidad:
gin
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 20/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
1. La imposibilidad parcial o total para la operación y funcionamiento de las
instalaciones o infraestructura para el transporte, entrega o recibo del gas,
así como de las conexiones o las instalaciones de cualquiera de las partes,
por actos malintencionados de terceros ajenos al control y manejo directo de
cualquiera de las partes y sin su culpa, tales como los ataques o sabotajes
terroristas o guerrilleros o las alteraciones graves del orden público, que
directa o indirectamente contribuyan o resulten en la imposibilidad de
alguna de las partes para cumplir con sus obligaciones.
2. Cesación ilegal de actividades, cuando esos actos contribuyan o resulten en
la imposibilidad de cualquiera de las partes para cumplir con sus
obligaciones.
3. Las suspensiones por labores programadas para reparaciones técnicas o
mantenimientos periódicos, siempre que de ello se dé aviso amplio y
oportuno conforme al protocolo al que se hace referencia en el parágrafo 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 de que trata el literal b) del numeral 1.2 del Anexo 2 de
la presente resolución. En este caso la no prestación del servicio de
transporte debido a la inexistencia del registro será considerada como evento
eximente de responsabilidad para la otra parte.
Parágrafo 1. La obligación de los remitentes de pagar el servicio de transporte
según la capacidad contratada se suspenderá durante los eventos eximentes de
responsabilidad. En caso de que no se afecte la capacidad total de transporte el
remitente deberá pagar los cargos fijos aplicados a la capacidad que
efectivamente estuvo disponible y los cargos variables aplicados al gas
efectivamente transportado.
Parágrafo 2. Para los eventos señalados en los numerales 1, 2 y 4 del presente
artículo deberá seguirse el procedimiento establecido en el Artículo 10 de la
presente resolución. Las obligaciones suspendidas por la ocurrencia de un
evento eximente de responsabilidad se podrán reiniciar antes del período
establecido en el numeral 5 del Artículo 10 de la presente resolución, si las partes
así lo convienen.
Parágrafo 3. Los transportadores informarán al 𝐶𝑁𝑂𝐺 y coordinarán con dicho
organismo las suspensiones por labores programadas para reparaciones
técnicas o mantenimientos periódicos, de acuerdo con el protocolo operativo del
proceso de coordinación de mantenimientos e intervenciones en instalaciones de
producción, importación y transporte de gas natural, establecido en la
Resolución CREG 147 de 2015, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.
Los remitentes informarán a los transportadores las suspensiones por labores
programadas para reparaciones técnicas o mantenimientos periódicos con una
anticipación no inferior a un mes.
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RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 21/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
Artículo 12. Duración permisible para suspensiones del servicio. La máxima
duración de las suspensiones del servicio por labores programadas para
reparaciones técnicas o mantenimientos periódicos que se podrá pactar en los
contratos a que se refiere el Artículo 6 de la presente resolución, con excepción
de los contratos de contingencia y de los contratos con interrupciones, deberá
ser la misma para cada una de las partes y, para cada una de ellas, no podrá
ser superior a ciento veinte (120) horas continuas o discontinuas durante un
año.
Parágrafo 1. La CREG podrá reducir gradualmente la duración máxima
señalada en este artículo en la medida en que en el mercado mayorista haya las
condiciones suficientes para reducir la duración permisible para estas
interrupciones y/o se viabilice la importación de gas natural. Dichas reducciones
serán aplicables a los contratos que se suscriban con posterioridad a la adopción
de esa medida.
Parágrafo 2. No se considerará un evento eximente de responsabilidad la
suspensión del servicio por labores programadas para reparaciones técnicas o
mantenimientos periódicos que excedan el menor tiempo entre aquel que adopte
la CREG, de conformidad con el protocolo al que se hace referencia en el
parágrafo 3 del Artículo 11 de la presente Resolución, y el establecido en el
presente artículo. Lo anterior sin perjuicio de las demás normas que la CREG
adopte en dicho protocolo
Artículo 13. Incumplimiento. Para efectos regulatorios se considera que se
incumplen los contratos de transporte, con excepción de los contratos de
contingencia y de los contratos con interrupciones, así:
1. En el caso de los contratos de transporte bajo las modalidades firme, de
firmeza condicionada, de opción de compra y firme de capacidades
trimestrales:
a) Por parte del transportador, cuando éste incumple su obligación de
recibir la cantidad de energía nominada en el punto de inicio del
servicio y de entregar la cantidad de energía nominada en el punto de
terminación del servicio. En todo caso la cantidad nominada deberá
ser igual o inferior a la equivalencia energética de la capacidad
contratada por el remitente; además, el remitente deberá estar al día
en el cumplimiento de su obligación de pago.
b) Por parte del remitente, cuando éste incumple su obligación de pagar
los cargos de transporte acordados entre las partes.
Parágrafo 1. Las partes podrán definir otras circunstancias en que se configure
un incumplimiento, sin que las mismas sean consideradas incumplimientos
para efectos de esta resolución.
Parágrafo 2. Los transportadores deberán acotar las cantidades de energía
autorizada a la equivalencia energética de la capacidad contratada. El transporte
de cantidades de energía por encima de las contratadas podrá ser considerado
por las autoridades competentes como una práctica contraria a la libre
H
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 22/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
competencia.
Parágrafo 3. La reducción en la cantidad de energía autorizada por parte del
transportador para dar cumplimiento a lo establecido en el parágrafo 3 del
Artículo 13 de la Resolución CREG 186 de 2020, o aquellas que la modifiquen o
sustituyan, no será considerada un incumplimiento del transportador.
Artículo 14. Compensaciones. En caso de que se presente alguno de los
incumplimientos definidos en el Artículo 13 de la presente resolución, deberán
pagarse únicamente las siguientes compensaciones:
1. En el caso de los contratos de transporte bajo las modalidades firme, de
firmeza condicionada, de opción de compra y firme de capacidades
trimestrales:
a) Si el transportador incumple sus obligaciones, conforme a lo dispuesto
en el literal a) del numeral 1 del Artículo 13 de la presente resolución,
deberá reconocer y pagar al remitente el siguiente valor, según
corresponda:
i. Cuando el incumplimiento no conlleve la interrupción del servicio
a usuarios regulados, el valor que resulte de aplicar lo dispuesto
en el numeral 1 del Anexo 3 de la presente resolución.
ii. Cuando el incumplimiento conlleve la interrupción del servicio a
usuarios regulados, el valor que resulte de aplicar lo dispuesto en
el numeral 2 del Anexo 3 de la presente resolución.
b) Si el remitente incumple su obligación de pagar los cargos de
transporte pactados en el respectivo contrato, el transportador podrá
hacer efectivas las garantías que hayan sido pactadas en el contrato
respectivo. Lo anterior sin perjuicio del cobro de los intereses de mora
que se hayan previsto en el contrato.
Parágrafo 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.
Parágrafo 2. Lo establecido en el presente artículo no excluye la aplicación del
artículo 992 del Código de Comercio para los contratos de transporte de gas
natural.
Parágrafo 3. Si las partes definen otras circunstancias en que se configure un
incumplimiento, según lo previsto en el parágrafo 1 del Artículo 13 de la presente
resolución, las partes también podrán acordar las compensaciones
correspondientes.
Capítulo III
Comercialización de capacidad disponible primaria
an
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 23/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
Artículo 15. Procedimiento para comercializar capacidad disponible
primaria. Los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en los
artículos 7 y 8 de esta resolución aplicarán el procedimiento establecido en el
presente artículo para negociar y/o asignar capacidad disponible primaria y
capacidad disponible primaria asociada al transportador incumbente. Estas
negociaciones o asignaciones se harán en cada uno de los trimestres estándar
aplicando el siguiente procedimiento:
1. Divulgación de capacidad disponible primaria y de capacidad
demandada: Durante el trimestre en el que se realice la negociación se
ejecutarán los siguientes pasos para determinar la capacidad disponible y la
capacidad demandada:
a) El primer día hábil del trimestre el gestor del mercado calculará, cuando
aplique, y publicará en el 𝐵𝐸𝐶 la siguiente información para cada tramo
o grupo de gasoductos definidos para efectos tarifarios en cada sistema
de transporte:
i. La 𝐶𝑀𝑀𝑃 y la 𝐶𝐶𝑂𝑀𝑃 con desagregación trimestral y para un
horizonte de 10 años desde el primer día del siguiente trimestre,
expresada en KPCD. Se deberán mostrar las cantidades en cada
dirección del gasoducto, o grupo de gasoductos, cuando haya
condición de contraflujo.
ii. El cálculo de la capacidad total comprometida en contratos firmes,
contratos firmes trimestrales, contratos de transporte con firmeza
condicionada, contratos de opción de compra de transporte y
contratos de transporte de contingencia, con desagregación
trimestral y para un horizonte de 10 años desde el primer día del
siguiente trimestre, expresada en KPCD. Se deberán mostrar las
cantidades comprometidas en cada dirección del gasoducto, o grupo
de gasoductos, cuando haya condición de contraflujo.
Dentro de la capacidad total comprometida se deberán mostrar las
cantidades comprometidas en contratos de contingencia.
iii. El cálculo de la capacidad disponible primaria, o la capacidad
disponible primaria asociada al transportador incumbente,
determinada como se establece en el Anexo 1 de la presente
resolución, con desagregación trimestral y para un horizonte de 10
años desde el primer día del siguiente trimestre, expresada en KPCD.
Se deberán mostrar las cantidades disponibles en cada dirección del
gasoducto, o grupo de gasoductos, cuando haya condición de
contraflujo.
b) Hasta el quinto día hábil del trimestre los remitentes interesados en
contratar capacidad solicitarán al transportador, o al transportador
incumbente, las capacidades que desean negociar con sujeción a la
duración establecida en el Artículo 16 de la presente resolución. En estas
solicitudes se especificarán las cantidades en KPCD y la modalidad de
contratos con desagregación trimestral para las modalidades firme, firme
or
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 24/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
trimestral, firmeza condicionada, opción de compra y contratos de
contingencia. La capacidad solicitada podrá ser distinta para distintos
trimestres, pero dentro de cada trimestre deberá corresponder a un único
valor.
c) Hasta el séptimo día hábil del trimestre el transportador, o el
transportador incumbente, declarará al gestor del mercado las
capacidades solicitadas por los remitentes según lo establecido en el
literal b) anterior. Esta declaración se hará a través del medio y del
formato que defina el gestor del mercado.
d) Hasta el noveno día hábil del trimestre el gestor del mercado publicará
en el 𝐵𝐸𝐶 las capacidades declaradas por el transportador o el
transportador incumbente según lo establecido en el literal c) anterior.
Estas capacidades tendrán desagregación trimestral y para un horizonte
de 10 años desde el primer día del siguiente trimestre, expresadas en
KPCD. Se deberán mostrar las cantidades solicitadas en cada dirección
del gasoducto, o grupo de gasoductos, cuando haya condición de
contraflujo.
e) Hasta el decimosegundo día hábil del trimestre los remitentes interesados
en contratar capacidad podrán ajustar ante el transportador, o el
transportador incumbente, las capacidades solicitadas según el literal b)
anterior.
Los remitentes que no solicitaron capacidad hasta el quinto día hábil del
trimestre podrán solicitar capacidad en este ajuste.
f) Hasta el decimocuarto día hábil del trimestre el transportador, o el
transportador incumbente, declarará al gestor del mercado las
capacidades ajustadas por los remitentes según lo establecido en el literal
e) anterior. Esta declaración se hará a través del medio y del formato que
defina el gestor del mercado.
g) Hasta el decimosexto día hábil del trimestre el gestor del mercado
publicará en el 𝐵𝐸𝐶 las capacidades ajustadas declaradas por el
transportador, o el transportador incumbente, según lo establecido en el
literal f) anterior.
Estas capacidades tendrán desagregación trimestral y para un horizonte
de 10 años desde el primer día del siguiente trimestre, expresadas en
KPCD. Se deberán mostrar las cantidades solicitadas en cada dirección
del gasoducto, o grupo de gasoductos, cuando haya condición de
contraflujo.
h) A partir del decimoséptimo día hábil del trimestre el transportador, o el
transportador incumbente, y los remitentes que solicitaron capacidad de
transporte con base en lo establecido en los literales b) y e) anteriores,
negociarán las capacidades solicitadas aplicando las reglas establecidas
en el numeral 2 del presente artículo.
on
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 25/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
2. Negociación y/o asignación de capacidad disponible primaria: La
capacidad disponible primaria en cada tramo o grupo de gasoductos,
publicada por el gestor según el numeral 1, literal a), numeral iii del presente
artículo, se negociará o asignará a los remitentes que solicitaron capacidad
en los términos del numeral 1, literales b) y e) del presente artículo, como
sigue:
a) Si en el horizonte de 10 años, la capacidad total solicitada es menor o
igual a la capacidad disponible primaria, el transportador, o el
transportador incumbente, negociará la capacidad disponible primaria
directamente con los remitentes. La negociación directa a que hace
referencia este literal se puede realizar hasta que se identifique la
existencia de congestión contractual en algún trimestre durante este
horizonte por parte del transportador o el transportador incumbente.
Para contratar capacidad firme las partes se acogerán a lo previsto en el
artículo 16 de la Resolución CREG 126 de 2010, modificado por la
Resolución CREG 079 de 2011, y aquellas que la modifiquen o
sustituyan.
b) Si en uno o varios de los trimestres estándar siguientes al trimestre en el
que se realiza la negociación se presenta congestión contractual, la
capacidad disponible primaria se asignará conforme al mecanismo de
asignación que en resolución aparte determine la Comisión.
c) La capacidad disponible primaria de los trimestres estándar donde no
haya congestión se negociará directamente con los remitentes por parte
del transportador o el transportador incumbente.
d) La capacidad disponible primaria de los trimestres estándar donde no
hubo congestión y no fue negociada en los términos del literal c) anterior,
estará disponible para que el transportador la comercialice diariamente,
en los términos del Artículo 17.
e) Si en alguno o varios de los trimestres estándar del horizonte de 10 años,
siguientes al decimosegundo trimestre estándar en el que se realiza la
negociación de capacidad disponible primaria, se presenta congestión
contractual, el transportador, o el transportador incumbente, identificará
la fecha de congestión contractual de largo plazo y procederá así:
El transportador, o el transportador incumbente, aplicará el
procedimiento establecido en el Artículo 18 de la presente resolución con
el fin de determinar la necesidad de ampliación en su sistema de
transporte para atender las necesidades de capacidad a partir de la fecha
de congestión contractual de largo plazo.
3. Registro de contratos: Los contratos resultantes de las negociaciones y/o
asignaciones corresponderán a un contrato de transporte firme de
capacidades trimestrales y deberán estar registrados ante el gestor del
oh
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 26/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
mercado a más tardar el último día hábil del trimestre estándar en el que se
realizó la negociación y/o asignación de capacidad disponible primaria.
Las capacidades disponibles primarias que no se contraten, o que
correspondan a contratos que no se registraron a más tardar el último día
hábil del trimestre estándar en el que se realizó la negociación y/o
asignación, harán parte de las capacidades disponibles para negociar en el
siguiente trimestre estándar.
Parágrafo 1. Los contratos de transporte que estén vigentes al momento de la
expedición de la presente resolución y que tengan fecha de vencimiento anterior
al último día de uno de los trimestres estándar podrán ser acortados o
extendidos, de mutuo acuerdo entre las partes, hasta el último día del trimestre
estándar anterior o posterior en que terminen.
Parágrafo 2. La 𝐶𝑇𝐸𝑀𝑃 que determine el transportador no podrá comprometer
la operación del sistema ni el cumplimiento de los contratos de transporte que
haya celebrado el transportador, o el transportador incumbente.
Parágrafo 3. La ocurrencia de desvíos dentro de los tramos de gasoductos
contratados por el remitente primario no dará lugar al cobro de cargos
adicionales por el servicio de transporte. La ocurrencia de desvíos por fuera de
los tramos de gasoductos contratados por el remitente primario dará lugar al
cobro de cargos que remuneren el uso de los tramos no contratados, como parte
de los ingresos de corto plazo del transportador de que trata la Resolución CREG
126 de 2010 o aquella que la modifique o sustituya. Los desvíos se deberán
ajustar a las condiciones operativas definidas en el RUT.
Parágrafo 4. Las partes podrán acordar las garantías contractuales.
Parágrafo 5. La capacidad de un proyecto 𝐼𝑃𝐴𝑇 que se determine para
confiabilidad no se incluirá en la capacidad disponible primaria asociada al
transportador incumbente para negociar y/o asignar con base en el
procedimiento establecido en el presente artículo.
Artículo 16. Duración de contratos. Los contratos celebrados de capacidad de
transporte resultantes de las negociaciones trimestrales en el mercado primario
tendrán la duración que acuerden las partes y deberán tener como fecha de inicio
de prestación del servicio de transporte el primer día de cualquier trimestre
estándar siguiente al trimestre en que se celebró el contrato y como fecha de
terminación el último día de un trimestre estándar. La duración mínima será de
un trimestre estándar.
Parágrafo 1. Los contratos de capacidad de transporte que se suscriban y
registren en el gestor del mercado de gas natural para la capacidad disponible
primaria de la infraestructura de transporte de gas natural (i) que se encuentre
en operación a la fecha de expedición de esta resolución, y (ii) de los proyectos
derivados de los planes de abastecimiento del Ministerio de Minas y Energía,
tendrán como fecha máxima de inicio de la prestación del servicio el último
trimestre del año de gas de 2025.
an
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 27/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
Parágrafo 2. Todos los contratos que se suscriban en aplicación de las
disposiciones de la presente resolución deberán contener una cláusula
regulatoria que especifique que después del último trimestre del año de gas de
2025, las condiciones contractuales deberán ajustarse conforme a las
disposiciones que determine la CREG.
Parágrafo 3. Los contratos celebrados entre el Transportador o Transportador
incumbente con los remitentes a partir de negociaciones directas tendrán la
duración que acuerden las partes hasta el trimestre que se presente Congestión
Contractual.
Parágrafo 4. El presente artículo será aplicable a los contratos de capacidad de
transporte de gas natural que se suscriban para la capacidad disponible
primaria o capacidad disponible secundaria, en relación con la infraestructura
de transporte de gas natural que se encuentre en operación a la fecha de inicio
de cada trimestre estándar y de los proyectos derivados de los planes de
abastecimiento del Ministerio de Minas y Energía.
Parágrafo 5. Los contratos de transporte de contingencia se podrán negociar en
cualquier momento y podrán tener cualquier duración.
Parágrafo 6. Las disposiciones a que hace referencia el presente artículo no le
serán aplicables a los contratos de capacidad de transporte de gas natural que
se suscriban con objeto de respaldar las obligaciones de energía firme, OEF, en
el marco de las subastas de reconfiguración que se realicen.
Artículo 17. Servicios de transporte que exceden la capacidad contratada.
El transportador podrá vender a nivel diario las capacidades disponibles no
colocadas en los trimestres estándar y la 𝐶𝑇𝐸𝑀𝑃 disponible.
Si un remitente prevé o presenta una demanda máxima de capacidad en un día
de gas superior a su capacidad contratada con el transportador o con otro
remitente, podrá contratar este excedente en el mercado secundario o a través
del transportador, en cuyo caso el transportador cobrará la pareja 100% variable
que remunera inversión y el correspondiente cargo de AOM. En caso de que el
remitente adquiera dicha capacidad a través del transportador éste lo podrá
hacer y el transportador podrá autorizar el transporte de volúmenes de gas
superiores a la capacidad contratada. En este caso, el remitente y el
transportador están obligados a suscribir un otro sí en un término no superior
a dos (2) días hábiles contados a partir del día D de gas del servicio prestado.
Parágrafo 1. Los otro sí en los contratos que se deriven entre el transportador y
el remitente, en aplicación del presente artículo, deberán quedar registrados en
el gestor del mercado de gas natural dentro de los dos (2) días hábiles siguientes
a la suscripción del otro sí.
Parágrafo 2. Las capacidades disponibles no colocadas en los trimestres
estándar y la 𝐶𝑇𝐸𝑀𝑃 disponible para que el transportador la comercialice
diariamente se hará mediante el siguiente producto:
x Modalidad de contrato: Firme
*
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 28/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
x Duración del contrato: Un día
x Inicio del contrato: Cero horas del día de gas.
x Terminación del contrato: 24 horas del día de gas.
x Precio: cargo regulado en los términos del presente artículo.
Los ingresos generados por la comercialización de este producto por parte del
transportador, o del transportador incumbente, corresponderán a los ingresos
de corto plazo del transportador o del transportador incumbente.
Artículo 18. Procedimiento para determinar la capacidad de transporte de
ampliación ante congestión contractual. Para determinar la necesidad de
realizar ampliación de capacidad de transporte a partir de la fecha de congestión
contractual de largo plazo, el transportador, o el transportador incumbente,
aplicarán el siguiente procedimiento:
1. El decimoséptimo día hábil del trimestre estándar en el que se realice la
negociación de capacidad disponible primaria el transportador, o el
transportador incumbente, mediante comunicado publicado en el BEC, hará
invitación pública para que potenciales remitentes interesados en nueva
capacidad asociada a ampliación del sistema de transporte manifiesten su
interés.
2. Hasta el último día hábil del segundo mes del trimestre los potenciales
remitentes interesados declararán al transportador, o el transportador
incumbente, su interés en nueva capacidad asociada a la ampliación de
capacidad. Esta declaración contendrá las capacidades requeridas en el
tiempo por tramo de gasoducto, expresadas en KPCD, con desagregación
mensual.
3. El segundo día hábil del tercer mes del trimestre el transportador, o el
transportador incumbente, declarará al gestor del mercado las capacidades
solicitadas según el numeral 2 anterior. Esta declaración contendrá el
nombre de los potenciales remitentes y las capacidades requeridas en el
tiempo por tramo de gasoducto, expresadas en KPCD, con desagregación
mensual.
4. El cuarto día hábil del tercer mes del trimestre el gestor del mercado
publicará en el BEC las capacidades declaradas según el numeral 3 anterior,
las cuales corresponderán a capacidades de transporte de ampliación. Esta
publicación contendrá el nombre de los potenciales remitentes y las
capacidades requeridas en el tiempo por tramo de gasoducto, expresadas en
KPCD, con desagregación mensual.
La capacidad total de transporte de expansión no se incluirá en los
procedimientos para negociar y/o asignar capacidad en los siguientes
trimestres estándar.
5. Se considerará que el transportador, o el transportador incumbente, están
negociando las condiciones contractuales del servicio de transporte asociado
a la capacidad de transporte de ampliación hasta cuando ocurra alguna de
las siguientes situaciones:
oh
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 29/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
a) El transportador, o el transportador incumbente, y los remitentes
declaren al gestor del mercado el contrato de transporte de capacidad
asociada a la expansión, y el gestor del mercado registre dichos contratos.
b) El transportador, o el transportador incumbente, y los potenciales
remitentes presenten al gestor del mercado una solicitud conjunta para
retirar las capacidades correspondientes de la publicación de
capacidades de transporte de expansión que estén en el 𝐵𝐸𝐶. Con esta
información del gestor del mercado ajustará las capacidades de
transporte de expansión del BEC dentro de los tres días hábiles
siguientes al recibo de la solicitud.
Para contratar capacidad firme asociada a capacidad de transporte de
expansión las partes se acogerán a lo previsto en el artículo 16 de la
Resolución CREG 126 de 2010, modificado por la Resolución CREG 079 de
2011, y aquellas que lo modifiquen o sustituyan.
Parágrafo 1. En todos los contratos que se deriven de las disposiciones del
presente artículo se observará la misma disposición del parágrafo 2 del artículo
16 de esta resolución.
Parágrafo 2. Los productores-comercializadores que requieran capacidad de
transporte asociada a ampliaciones de capacidad para poner nuevo gas en el
mercado mayorista de gas natural con destino a la prestación del servicio público
de gas combustible no participarán en el procedimiento definido en el presente
artículo.
Parágrafo 3. Los productores-comercializadores que requieran capacidad de
transporte asociada a ampliaciones de capacidad para poner nuevo gas en el
mercado mayorista de gas natural con destino a la prestación del servicio público
de gas combustible negociarán directamente con los transportadores la
capacidad asociada a la ampliación observando que:
1. La negociación se hará en cualquier momento.
2. Los productores-comercializadores y los transportadores acordarán la
modalidad de contrato que se adecúe a sus necesidades, la cual puede
corresponder a alguna de las definidas en el Artículo 6 de la presente
resolución.
3. La capacidad de transporte asociada a esta ampliación no hará parte de la
𝐶𝑀𝑀𝑃 ni de la capacidad contratada para efectos de calcular la 𝐶𝐷𝑃 de que
trata el Artículo 4 de la presente resolución.
4. La capacidad de transporte asociada a esta ampliación hará parte de la 𝐶𝑀𝑀𝑃
para efectos de calcular la 𝐶𝐷𝑃 de que trata el Artículo 4 de la presente
resolución cuando (i) el transportador haga la solicitud de acuerdo con la
metodología que esté vigente de transporte, y (ii) la Comisión concluya la
necesidad y en consecuencia incluya en la base de activos los
correspondientes valores eficientes de inversión, para calcular los cargos
regulados de transporte, inversiones y gastos de AOM asociados a la
ampliación de capacidad.
see
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 30/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
5. Los productores-comercializadores y los transportadores registrarán ante el
gestor del mercado los contratos resultantes de estas negociaciones una vez
suscritos.
Capítulo IV
Asignación de capacidad firme asociada a proyectos del ࡼ𝑨ࡳ
Artículo 19. Procedimiento para asignar capacidad disponible primaria
asociada a proyectos del ࡼ𝑨ࡳ. El gestor del mercado aplicará el procedimiento
establecido en el presente artículo para asignar la capacidad disponible primaria
de proyectos del 𝑃𝐴𝐺, distintos de 𝐼𝑃𝐴𝑇, a los compradores a los que se hace
referencia en el Artículo 8 de la presente resolución. Estas asignaciones se harán
en cada uno de los trimestres estándar aplicando el siguiente procedimiento:
1. Divulgación de capacidad disponible primaria y de capacidad
demandada: Durante el trimestre en el que se realice la asignación se
ejecutarán los siguientes pasos para determinar la capacidad disponible y la
capacidad demandada:
a) El primer día hábil del trimestre el gestor del mercado publicará en el
𝐵𝐸𝐶 la siguiente información para cada tramo o grupo de gasoductos
correspondientes a proyectos del 𝑃𝐴𝐺 distintos de 𝐼𝑃𝐴𝑇:
i. La 𝐶𝑀𝑀𝑃 con desagregación trimestral y para un horizonte de 10 años
desde el primer día del siguiente trimestre, expresada en KPCD. Se
deberán mostrar las cantidades en cada dirección del gasoducto, o
grupo de gasoductos, cuando haya condición de contraflujo.
Para estos efectos los transportadores responsables de los proyectos
del 𝑃𝐴𝐺 distintos de 𝐼𝑃𝐴𝑇 declararán al gestor del mercado la 𝐶𝑀𝑀𝑃
de cada proyecto.
ii. La capacidad total comprometida en contratos firmes, con
desagregación trimestral y para un horizonte de 10 años desde el
primer día del siguiente trimestre, expresada en KPCD. Se deberán
mostrar las cantidades comprometidas en cada dirección del
gasoducto, o grupo de gasoductos, cuando haya condición de
contraflujo.
iii. La capacidad disponible primaria, determinada como la diferencia
entre la 𝐶𝑀𝑀𝑃 y la capacidad total contratada en contratos firmes,
con desagregación trimestral y para un horizonte de 10 años desde el
primer día del siguiente trimestre, expresada en KPCD. Se deberán
mostrar las cantidades disponibles en cada dirección del gasoducto,
o grupo de gasoductos, cuando haya condición de contraflujo.
iv. Los cargos aplicables al contrato de capacidad disponible primaria
conforme se establece en el Artículo 20 de la presente resolución.
b) Hasta el último día hábil del segundo mes del trimestre los remitentes
interesados en contratar capacidad solicitarán al gestor las capacidades
An
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 31/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
que desean contratar con sujeción al producto definido en el Artículo 20
de la presente resolución. En estas solicitudes se especificarán las
cantidades en KPCD con desagregación trimestral. La capacidad
solicitada podrá ser distinta para distintos trimestres, pero dentro de
cada trimestre deberá corresponder a un único valor.
2. Asignación de capacidad disponible primaria. El gestor del mercado
asignará para cada trimestre estándar la capacidad disponible primaria
publicada según el numeral iii, literal a) del numeral 1 del presente artículo
a los remitentes que solicitaron capacidad en los términos del literal b) del
numeral 1 del presente artículo, observando los siguientes casos:
a) Si durante el horizonte de 10 años la capacidad total solicitada es menor
o igual a la capacidad disponible primaria, el gestor asignará la capacidad
disponible primaria a todos los remitentes que solicitaron capacidad en
los términos del literal b) del numeral 1 del presente artículo. La
asignación de capacidad se hará mediante el producto establecido en el
Artículo 20 de la presente resolución.
b) Si en uno o varios trimestres estándar siguientes al trimestre en el que
se realiza la negociación se presenta congestión, el gestor asignará la
capacidad disponible primaria conforme al mecanismo de asignación que
en resolución aparte determine la Comisión.
c) La capacidad disponible primaria de los trimestres estándar donde no
haya congestión la asignará a todos los remitentes que solicitaron
capacidad en los términos del literal b) del numeral 1 del presente
artículo. La asignación de capacidad se hará mediante el producto
establecido en el Artículo 20 de la presente resolución.
3. Divulgación de capacidad asignada. El quinto día hábil del tercer mes del
trimestre el gestor del mercado publicará en el BEC los resultados de la
asignación realizada conforme se establece en el numeral 2 del presente
artículo, especificando el nombre de los remitentes asignados y las
capacidades asignadas con desagregación trimestral, expresadas en KPCD.
4. Suscripción de contratos: Los remitentes a los que se les hayan asignado
capacidades deberán suscribir los contratos de transporte con los
transportadores responsables de los proyectos del 𝑃𝐴𝐺 distintos de 𝐼𝑃𝐴𝑇 en
los que están las capacidades disponibles primarias que se asignaron. Estos
contratos tendrán las características establecidas en el Artículo 20 de la
presente resolución.
5. Registro de contratos: Los contratos resultantes de las asignaciones
deberán estar registrados ante el gestor del mercado a más tardar el último
día hábil del trimestre estándar en el que se realizó la asignación de la
capacidad disponible primaria.
Las capacidades disponibles primarias que no se asignen, o que
correspondan a contratos que no se registraron a más tardar el último día
hábil del trimestre estándar en el que se realizó la asignación, harán parte
an
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 32/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
de las capacidades disponibles para asignar en el siguiente trimestre
estándar.
Parágrafo 1. En todos los contratos que se deriven de las disposiciones del
presente artículo se observará la misma disposición del parágrafo 2 del artículo
16 de esta resolución.
Parágrafo 2. La capacidad de un proyecto del 𝑃𝐴𝐺, distinto de 𝐼𝑃𝐴𝑇, que se
determine para confiabilidad no se incluirá en la capacidad disponible primaria
que debe asignar el gestor del mercado con base en el procedimiento establecido
en el presente artículo.
Artículo 20. Producto para asignar capacidad disponible primaria asociada
a proyectos del ࡼ𝑨ࡳ distintos de ࡵࡼ𝑨ࢀ. Las asignaciones de capacidad
disponible primaria que realice el gestor del mercado según el procedimiento
establecido en el Artículo 19 de la presente resolución harán parte de contratos
de transporte que tendrán las siguientes características:
x Modalidad de contrato: Contrato de transporte firme de capacidades
trimestrales, 𝐶𝐶𝑇. Estará conformado por las cantidades asignadas en virtud
de lo establecido en los literales a) y b) del numeral 2 de Artículo 19 de la
presente resolución.
x Duración del contrato: La duración que resulte de la asignación que realice
el gestor del mercado a cada remitente. La duración mínima será de un
trimestre estándar.
x Inicio del contrato: Primer día de cualquiera de los trimestres estándar
siguientes al trimestre en que el gestor asignó la capacidad disponible
primaria al remitente.
x Terminación del contrato: Último día de un trimestre estándar.
x Garantías: Las que defina la Comisión en resolución aparte.
x Cargos: Cargos fijos y variables expresados en pesos y en dólares
americanos, determinados por el gestor del mercado así:
𝐶𝐹ீ
ை ൌ 0,8 ൈ ሺ𝐼𝐴𝐸തതതതതீ
ை ሻ
𝐶𝑀𝑀𝑃ீ
𝐶𝑉ீ
ை ൌ 0,2 ൈ ሺ𝐼𝐴𝐸തതതതതீ
ை ሻ
𝐶𝑀𝑀𝑃ீ ൈ 365
𝐶𝐹ீ
ௌ ൌ 0,8 ൈ ሺ𝐼𝐴𝐸തതതതതீ
ௌ ሻ
𝐶𝑀𝑀𝑃ீ
𝐶𝑉ீ
ௌ ൌ 0,2 ൈ ሺ𝐼𝐴𝐸തതതതതீ
ௌ ሻ
𝐶𝑀𝑀𝑃ீ ൈ 365
an
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 33/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
Donde:
𝐶𝐹ீ
ை : Cargo fijo expresado en pesos por KPCD de la fecha base establecida
en la resolución donde se haga oficial la remuneración del proyecto
del 𝑃𝐴𝐺, según se establece en el artículo 16 de la Resolución CREG
107 de 2017, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.
𝐶𝑉ீ
ை : Cargo variable expresado en pesos por KPC de la fecha base
establecida en la resolución donde se haga oficial la remuneración
del proyecto del 𝑃𝐴𝐺, según se establece en el artículo 16 de la
Resolución CREG 107 de 2017, o aquellas que la modifiquen o
sustituyan.
𝐶𝐹ீ
ௌ : Cargo fijo expresado en dólares americanos por KPCD de la fecha
base establecida en la resolución donde se haga oficial la
remuneración del proyecto del 𝑃𝐴𝐺, según se establece en el artículo
16 de la Resolución CREG 107 de 2017, o aquellas que la modifiquen
o sustituyan.
𝐶𝑉ீ
ௌ : Cargo variable expresado en dólares americanos por KPC de la fecha
base establecida en la resolución donde se haga oficial la
remuneración del proyecto del 𝑃𝐴𝐺, según se establece en el artículo
16 de la Resolución CREG 107 de 2017, o aquellas que la modifiquen
o sustituyan.
𝐼𝐴𝐸തതതതതீ
ை : Promedio simple del ingreso anual equivalente en pesos aprobado
en la resolución donde se haga oficial la remuneración del proyecto
del 𝑃𝐴𝐺, según se establece en el artículo 16 de la Resolución CREG
107 de 2017, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.
𝐼𝐴𝐸തതതതതீ
ௌ : Promedio simple del ingreso anual equivalente en dólares
americanos aprobado en la resolución donde se haga oficial la
remuneración del proyecto del 𝑃𝐴𝐺, según se establece en el artículo
16 de la Resolución CREG 107 de 2017, o aquellas que la modifiquen
o sustituyan.
𝐶𝑀𝑀𝑃ீ : Capacidad máxima de mediano plazo asociada al proyecto del
𝑃𝐴𝐺, expresada KPCD.
Estos cargos se actualizarán como se establece en el literal a) del artículo 17
de la Resolución CREG 107 de 2017, o aquellas que la modifiquen o
sustituyan, y aplicarán para el caso en el que no haya congestión. En el caso
de congestión el precio será el que se obtenga de la subasta.
La facturación se hará en pesos y se liquidará en el momento de la facturación
a la TRM del último día del mes en que se prestó el servicio de transporte.
x Liquidación: El servicio de transporte a través del contrato 𝐶𝐶𝑇 se liquidará
y facturará mensualmente en pesos con base en lo establecido en el capítulo
did
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 34/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
VI de la Resolución CREG 123 de 2013, o aquellas que la modifiquen o
sustituyan, aplicando la siguiente expresión:
𝐶𝑡ൌ 𝐶𝑐ൈ ሺ𝐶𝐹ሻ ൈ 𝑑
𝐷 𝐶𝑉ൈ 𝑉𝑡
Dónde:
𝐶𝑡: Costo de prestación del servicio de transporte a través del contrato
𝐶𝐹𝐴𝑇, expresado en pesos.
𝐶𝑐: Capacidad contratada para el mes de prestación del servicio,
expresada en KPCD.
𝐶𝐹: Cargo fijo expresado en pesos por KPCD obtenido como la suma del
cargo 𝐶𝐹ீ
ை y del cargo 𝐶𝐹ீ
ௌ convertido a pesos por KPCD con la
TRM del último día del mes en que se prestó el servicio de transporte.
𝑑: Número de días del mes de prestación del servicio de transporte.
𝐷: Número de días del año calendario del mes en el que se prestó el
servicio.
𝐶𝑉: Cargo variable expresado en pesos por KPC obtenido como la suma
del cargo 𝐶𝑉ீ
ை y del cargo 𝐶𝑉ீ
ௌ convertido a pesos por KPC con la
TRM del último día del mes en que se prestó el servicio de transporte.
𝑉𝑡: Volumen transportado al remitente durante el mes de prestación del
servicio de transporte de gas natural, expresado en kpc.
Estos ingresos harán parte de los ingresos de corto plazo, 𝐼𝐶𝐶௦ , que se
definen en el Artículo 19 de la Resolución CREG 107 de 2017, o aquellas que
la modifiquen o sustituyan.
Parágrafo. En resolución aparte la Comisión podrá establecer un mecanismo
particular para determinar los cargos máximos aplicables al servicio de
transporte en proyectos del 𝑃𝐴𝐺 distintos de 𝐼𝑃𝐴𝑇 para transportar gas
proveniente de la infraestructura de importación de gas del Pacífico de que trata
la Resolución CREG 152 de 2017, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.
Capítulo V
Negociación de contratos de transporte con interrupciones
Artículo 21. Mecanismo de negociación. Los vendedores y los compradores a
los que se hace referencia en los artículo 7 y 8 de la presente resolución podrán
negociar directamente la compraventa de capacidad de transporte mediante la
modalidad de contratos de transporte con interrupciones. Estos contratos no
podrán contrariar, en forma alguna, la definición establecida en el Artículo 3 de
la presente resolución, para la respectiva modalidad contractual. Dicha
definición deberá estar en el objeto del contrato, así como en sus cláusulas.
an
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 35/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
Artículo 22. Características del contrato de transporte con interrupciones:
Los contratos de transporte con interrupciones que pacte el transportador con
sus remitentes tendrán las siguientes características:
x Período de la negociación: En cualquier momento dentro del trimestre
estándar en el que se realizan las negociaciones de capacidad firme.
x Duración del contrato: La duración que acuerden las partes y como máximo
un trimestre estándar.
x Inicio del contrato: En cualquier momento dentro del trimestre estándar
siguiente al trimestre en el que se realizan las negociaciones de capacidad
firme.
x Terminación del contrato: En cualquier día del trimestre estándar
siguiente al trimestre en el que se realizan las negociaciones de capacidad
firme.
x Cargos: Cargos regulados adoptados por la CREG para los tramos o grupos
de gasoductos involucrados en el contrato, correspondientes a la pareja
100% variable que remunera inversión y el correspondiente cargo de AOM.
x Limitaciones: El transportador no podrá hacer contratos con interrupciones
que sumados a lo ya contratado excedan la CMMP de los tramos
relacionados.
Título III
Aspectos comerciales del mercado secundario de capacidad de transporte
Capítulo I
Modalidades y requisitos mínimos de contratos y participantes en el
mercado secundario
Artículo 23. Modalidades de contratos permitidos. En el mercado secundario
de capacidad de transporte de gas natural sólo podrán pactarse las siguientes
modalidades de contratos de transporte:
1. Contrato de transporte firme
2. Contrato de transporte firme trimestral
3. Contrato de transporte con firmeza condicionada
4. Contrato de opción de compra de transporte
5. Contrato de transporte de contingencia
6. Contrato de transporte con interrupciones
Con excepción de los contratos de transporte con interrupciones, los contratos
señalados en este artículo deberán cumplir las condiciones establecidas en los
artículos 10, 11, 13, 14 de la presente resolución.
Parágrafo 1. Los contratos del mercado secundario que estén en vigor a la
entrada en vigencia de la presente resolución continuarán rigiendo hasta la fecha
M
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 36/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
de terminación pactada en los mismos. Sin embargo, las partes no podrán
prorrogar su vigencia.
Parágrafo 2. Todos los contratos del mercado secundario serán de entrega física.
Parágrafo 3. Cada contrato que se suscriba en el mercado secundario sólo podrá
adoptar una de las modalidades contractuales establecidas en este artículo y no
podrá contrariar, en forma alguna, la definición establecida en el Artículo 3 de
la presente resolución para la respectiva modalidad contractual. Dicha definición
deberá estar en el objeto del contrato, así como en sus cláusulas, según su
modalidad.
Parágrafo 4. En las negociaciones de capacidad de transporte que se realicen en
el mercado secundario, el remitente cesionario, el remitente secundario o el
remitente de corto plazo, según corresponda, se acogerá al acuerdo de balance
adoptado entre el remitente primario y el transportador.
Parágrafo 5. Con excepción de los contratos de transporte con interrupciones
durante la vigencia de los contratos señalados en este artículo, las obligaciones
de dichos contratos se considerarán permanentes y por el 100% de la capacidad
contratada.
Parágrafo 6. La duración permisible para labores programadas para
reparaciones técnicas o mantenimientos periódicos serán las acordadas por las
partes del contrato, sin que se superen las establecidas en el Artículo 12 de esta
resolución.
Artículo 24. Duración de los contratos. Los contratos para el servicio de
transporte de gas que se pacten en el mercado secundario tendrán la duración
e intervalos de tiempo que acuerden las partes.
Parágrafo 1. Para efectos de la declaración de la información de que trata el
numeral 2.1 del Anexo 2 de la presente resolución, los vendedores y los
compradores del mercado secundario de capacidad de transporte deberán
disponer de los contratos a los que se hace referencia en este artículo, los cuales
deberán constar por escrito.
Parágrafo 2. Los contratos de capacidad de transporte que se suscriban y
registren en el gestor del mercado de gas natural para la capacidad disponible
secundaria de la infraestructura de transporte de gas natural (i) que se
encuentre en operación a la fecha de expedición de esta resolución, y (ii) de los
proyectos derivados de los planes de abastecimiento del Ministerio de Minas y
Energía, tendrán como fecha máxima de inicio de la prestación del servicio el
último trimestre del año de gas de 2025.
Parágrafo 3. Todos los contratos que se suscriban en aplicación de las
disposiciones de la presente resolución deberán contener una cláusula
regulatoria que especifique que después del último trimestre del año de gas de
2025, las condiciones contractuales deberán ajustarse conforme a las
disposiciones que determine la CREG.
A
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 37/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
Artículo 25. Vendedores de capacidad de transporte en el mercado
secundario. Los comercializadores y los usuarios no regulados son los únicos
participantes del mercado que podrán vender capacidad de transporte de gas
natural en el mercado secundario. Para la negociación de los respectivos
contratos de transporte de gas natural estos participantes del mercado deberán
seguir los mecanismos y procedimientos establecidos en el Capítulo II del Título
III de la presente resolución.
Artículo 26. Compradores de capacidad de transporte en el mercado
secundario. Los comercializadores son los únicos participantes del mercado que
podrán comprar capacidad de transporte en el mercado secundario. Para la
negociación de los respectivos contratos de transporte de gas natural estos
participantes del mercado deberán seguir los mecanismos y procedimientos
establecidos en el Capítulo II del Título III de la presente resolución.
Capítulo II
Comercialización de capacidad de transporte
Artículo 27. Negociaciones directas de capacidad de transporte. Con
excepción de los usuarios no regulados, los vendedores y los compradores a los
que se hace referencia en los artículos 25 y 26 de la presente resolución podrán
negociar directamente la compraventa de capacidad de transporte de gas natural
en el mercado secundario. En estas negociaciones sólo se podrán pactar
contratos sujetos a lo dispuesto en los artículos 23 y 24 de la presente
resolución.
El precio máximo para las capacidades firmes contratadas en estas
negociaciones directas será el mismo que se haya negociado en el mercado
primario para el tramo o grupo de gasoductos sobre el que se contrate la
capacidad. El precio máximo para las capacidades contratadas mediante
contratos con interrupciones en estas negociaciones directas será el
correspondiente a la pareja de cargos 0% fijo ² 100% variable, con el
correspondiente cargo de AOM, aprobada por la CREG para el tramo o grupo de
gasoductos sobre el que se contrate la capacidad.
Los mencionados vendedores y compradores, que estén registrados en el BEC
según lo dispuesto en el Artículo 31 de la presente resolución, realizarán
negociaciones de compraventa de capacidad de transporte en el mercado
secundario de manera directa si es para contratos para duraciones menores o
iguales a una semana. La negociación de contratos para duraciones mayores a
una semana se debe hacer siempre y cuando en el BEC estén reportadas y
publicadas las respectivas capacidades.
Parágrafo 1. Las negociaciones de compraventa de capacidad de transporte que
se realicen en el mercado secundario y que ocasionen desvíos dentro de los
tramos de gasoductos contratados por el remitente primario o el remitente
cesionario no darán lugar al cobro de cargos adicionales por el servicio de
transporte.
JH
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 38/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
Parágrafo 2. Los titulares de los derechos de capacidad de transporte que tengan
contratos con una fecha de ejecución futura de inicio de la prestación del servicio
y no cuenten con una demanda final para esa capacidad, seis (6) meses antes
de la fecha de inicio de la prestación del servicio de los contratos deberán
reportar al gestor del mercado como disponible las respectivas cantidades en el
BEC.
Parágrafo 3. Los titulares de los derechos de capacidad que se encuentren en la
situación descrita en el parágrafo anterior podrán reservar hasta un 3% de la
capacidad contratada y no ponerla en el BEC.
Parágrafo 4. De las cantidades de capacidad de transporte que se pongan en el
BEC la demanda regulada tendrá la prioridad en su asignación.
Parágrafo 5. El gestor del mercado reportará a la Superintendencia de Servicios
Públicos Domiciliarios los contratos de capacidad de transporte con fecha de
ejecución futura de inicio de la prestación del servicio que no tienen asociada
demanda final seis (6) meses antes del inicio de ejecución de esos contratos.
Artículo 28. Negociaciones mediante los procesos úselo o véndalo. Los
participantes del mercado, que estén registrados en el BEC según lo dispuesto
en el Artículo 31 de la presente resolución, se acogerán a los mecanismos y
procedimientos de negociación de los procesos úselo o véndalo detallados en los
Artículos 32 y 33 de la presente resolución.
Capítulo III
Negociaciones a través del BEC
Artículo 29. Negociaciones directas a través del BEC. El gestor del mercado
pondrá a disposición de los participantes del mercado que estén registrados en
el BEC, según lo dispuesto en el Artículo 31 de la presente resolución, la
capacidad disponible total para la venta por cada tramo o grupo de gasoductos
definidos para efectos tarifarios, expresada en KPCD, y con desagregación (i)
diaria para un horizonte mínimo de 24 meses; y (ii) cantidades por vendedor,
entre otros aspectos.
La capacidad disponible total para la venta la actualizará y publicará el gestor
del mercado el último día hábil de cada semana. Para esto, el penúltimo día hábil
de cada semana los vendedores de que trata el Artículo 25 de la presente
resolución declararán al gestor del mercado las capacidades disponibles para la
venta con la desagregación requerida en los numerales (i) y (ii) anteriores.
A partir de esta información, los vendedores y los compradores que estén
registrados en el BEC, según lo dispuesto en el Artículo 31 de la presente
resolución, realizarán las negociaciones directas de su interés. Será
responsabilidad de estos participantes del mercado llevar a cabo cada una de las
negociaciones y celebrar los correspondientes contratos, con sujeción a lo
dispuesto en los artículos 23 y 24 de la presente resolución.
Parágrafo. El gestor del mercado definirá el medio y el formato para la
declaración de las capacidades disponibles para la venta a las que se hace
A
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 39/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
referencia en este artículo. El gestor del mercado facilitará la publicación de otra
información sobre las capacidades disponibles para la venta que los vendedores
deseen publicar voluntariamente.
Artículo 30. Negociaciones directas a través de otras plataformas. La
implementación del BEC no impedirá la negociación a través de otras
plataformas de iniciativa particular, en cuyo caso el agente que haga
transacciones debe reportar la existencia y características de la misma a la
Comisión. No obstante, todos los contratos del mercado secundario deberán ser
registrados ante el gestor del mercado de conformidad con lo dispuesto en el
Anexo 2 de la presente resolución.
Artículo 31. Registro en el BEC. Los vendedores y los compradores a los que
se hace referencia en los artículos 25 y 26 y de la presente resolución podrán
registrarse en el BEC para tener acceso a información sobre ofertas de venta y
solicitudes de compra en el mercado secundario. El registro en el BEC no
conllevará el pago de cargos adicionales y se realizará ante el gestor del mercado,
a través del medio electrónico y los formatos que éste defina.
La información que el gestor del mercado solicite a través de los formatos de
registro en el BEC por lo menos le deberá permitir identificar si el participante
del mercado que desea registrarse corresponde a uno de los vendedores o
compradores a los que se hace referencia en los artículos 25 y 26 de la presente
resolución, y si quien adelanta el trámite está facultado para representar a dicho
vendedor o comprador.
Capítulo IV
Procesos úselo o véndalo de capacidad de transporte
Artículo 32. Proceso úselo o véndalo de largo plazo para capacidad de
transporte. Los compradores a los que se refiere el Artículo 8 de la presente
resolución, que hayan contratado capacidad de transporte y no dispongan de
cantidades de gas suficientes para hacer uso de esa capacidad de transporte,
deberán acogerse al siguiente mecanismo para ofrecer su exceso de capacidad
de transporte a quienes la requieran para transportar cantidades de gas
contratadas a través de los mecanismos de comercialización definidos en el
Artículo 18 de la Resolución 186 de 2020, o aquellas que la modifiquen o
sustituyan:
1. Determinación de la capacidad excedentaria. El gestor del mercado
determinará la capacidad de transporte excedentaria según se define en el
Anexo 4 de la presente resolución.
2. Subastas de la capacidad excedentaria. El gestor del mercado deberá
aplicar el procedimiento de negociación de capacidad excedentaria
mediante el mecanismo de subasta que se regirá por el reglamento
establecido en el Anexo 4 de la presente resolución.
3. Productos de las subastas. En cada subasta se negociará la capacidad de
transporte excedentaria primero por ruta y luego por tramo bajo la
modalidad de contrato firme de duración anual. Por ruta se entenderá el
A
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 40/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
conjunto de tramos conectados entre sí con capacidad excedentaria a
subastar.
4. Precio de cierre de las subastas. La capacidad excedentaria que se negocie
mediante cada subasta tendrá el precio de cierre de la subasta, el cual
estará expresado en la moneda vigente por KPC.
5. Obligaciones de pago. Los compradores le pagarán a los vendedores el valor
que resulte de multiplicar el precio de cierre de la subasta, la capacidad
adjudicada y el número de días del período de facturación correspondiente.
6. Coordinación operativa. Los vendedores y los compradores coordinarán los
aspectos operativos requeridos, tales como el proceso de nominación,
conforme a la regulación vigente.
Parágrafo 1. Los compradores del proceso úselo o véndalo de largo plazo para
capacidad de transporte deberán tener los sistemas de medición establecidos en
la regulación.
Artículo 33. Proceso úselo o véndalo de corto plazo para capacidad de
transporte. La capacidad de transporte de gas natural que haya sido contratada
y no haya sido nominada por el remitente y lo no autorizado por el transportador
de dicha nominación para el siguiente día de gas estará a disposición de los
compradores a los que se hace referencia en el Artículo 26 de la presente
resolución, que estén registrados en el BEC según lo dispuesto en el Artículo 31
de la misma. El proceso se hará en dos etapas, una subasta por rutas y luego
otra subasta por tramos. Para la negociación de esta capacidad de transporte se
seguirá este procedimiento:
Etapa 1: subasta por rutas
1. Declaración de las capacidades disponibles. A más tardar a las 16:40 horas
del Día D-1, los transportadores declararán los titulares de las capacidades
de transporte de gas natural contratadas, bajo las modalidades de contratos
firmes, contratos de transporte firmes de capacidades trimestrales,
contratos de opción de compra de transporte y contratos de transporte con
firmeza condicionada que no hayan sido nominadas para el siguiente día de
gas, las respectivas capacidades no nominadas y las correspondientes rutas
disponibles, entendidas como el conjunto de tramos de gasoductos para los
cuales no se haya presentado nominación.
En la nominación, cuando producto de los desvíos que soliciten los titulares
se liberen tramos regulatorios los transportadores declararán al gestor los
respectivos tramos y cantidades no nominadas.
Las anteriores declaraciones deberán presentarse de acuerdo con lo
señalado en el numeral 4.4 del Anexo 5 de la presente resolución.
En estas declaraciones no se deberán incluir las capacidades que no fueron
nominadas como consecuencia de uno de los eventos de fuerza mayor, caso
fortuito o causa extraña o de uno de los eventos eximentes de
In
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 41/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
responsabilidad a los que se hace referencia en los artículos 10 y 11 de la
presente resolución.
La no declaración de esta información o su declaración inoportuna podrá
ser considerada por las autoridades competentes como una práctica
contraria a la libre competencia. Lo anterior sin perjuicio de la
responsabilidad derivada de la posible falla en la prestación del servicio que
se cause por la no declaración de esta información.
Si en las capacidades declaradas como disponibles se encuentra capacidad
contratada por generadores térmicos, estos le deberán informar al gestor
del mercado qué capacidad no debe ser ofrecida a través del proceso úselo
o véndalo de corto plazo para capacidad de transporte. La capacidad
informada por los generadores no será considerada parte de la capacidad
disponible. Si antes de las 16:55 horas el gestor del mercado no recibe esta
información, éste entenderá que la totalidad de la capacidad no nominada
por el correspondiente generador térmico sí está disponible para este
proceso.
2. Definición del precio de oferta. El precio de oferta de las capacidades
disponibles de que trata el numeral anterior será el precio de reserva que
calcula el administrador de las subastas conforme a lo establecido en el
numeral 4.4 del Anexo 5 de la presente resolución.
3. Publicación de la capacidad disponible. A más tardar a las 17:05 horas del
Día D-1 el gestor del mercado publicará la capacidad total disponible en
cada ruta.
4. Recibo de las solicitudes de compra. A más tardar a las 17:15 horas del Día
D-1, los compradores de que trata el Artículo 26 de la presente resolución,
que se hayan registrado en el BEC según lo dispuesto en el Artículo 31 de
esta resolución y que estén interesados en contratar la capacidad ofrecida
en el proceso úselo o véndalo de corto plazo para capacidad de transporte,
enviarán sus solicitudes de compra al gestor del mercado. Estas solicitudes
de compra deberán presentarse de conformidad con lo establecido en el
numeral 4.6 del Anexo 5 de la presente resolución.
5. Subasta de la capacidad disponible. El gestor del mercado deberá facilitar
la comercialización de las capacidades disponibles, para lo cual dará
aplicación al procedimiento de negociación mediante el mecanismo de
subasta a que se refiere el numeral 4.7 del Anexo 5 de la presente
resolución. Este mecanismo se aplicará entre las 17:15 y las 17:25 horas
del Día D-1 para cada ruta. Habrá tantas subastas como rutas con
capacidad disponible para subastar.
6. Información de los resultados de las subastas. A más tardar a las 17:25
horas del Día D-1, una vez finalizadas las subastas, el gestor del mercado
deberá informar a los vendedores y a los compradores las capacidades
asignadas bajo este proceso. El gestor del mercado igualmente informará
dichas capacidades a los transportadores involucrados en este proceso.
A
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 42/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
7. Celebración de contratos. Entre las 17:25 y las 18:00 horas el vendedor y
el respectivo comprador serán responsables de suscribir el contrato de
compraventa de capacidad de transporte observando los mecanismos de
cubrimiento previstos en el numeral 4 del Anexo 5 de la presente resolución
y dando el correspondiente aviso al gestor del mercado. El contrato deberá
cumplir las condiciones y los requisitos mínimos de un contrato firme sujeto
a lo dispuesto en los artículos 23, 24 y 34 de la presente resolución.
Etapa 2: Subasta por tramos
8. A más tardar a las 18:20 horas del Día D-1 el gestor del mercado publicará
la capacidad total disponible por cada tramo, de acuerdo con (i) los tramos
no asignados en la subasta por rutas y (ii) la declaración por parte del
transportador de lo no nominado por el remitente y lo no autorizado por el
transportador.
9. Recibo de las solicitudes de compra por tramo. A más tardar a las 18:30
horas del Día D-1, los compradores de que trata el Artículo 26 de la presente
resolución, que se hayan registrado en el BEC según lo dispuesto en el
Artículo 31 de esta resolución y que estén interesados en contratar la
capacidad ofrecida en el proceso úselo o véndalo de corto plazo para
capacidad de transporte, enviarán sus solicitudes de compra al gestor del
mercado. Estas solicitudes de compra deberán presentarse de conformidad
con lo establecido en el numeral 4.6 del Anexo 5 de la presente resolución.
10. Subasta de la capacidad disponible. El gestor del mercado deberá facilitar
la comercialización de las capacidades disponibles, para lo cual dará
aplicación al procedimiento de negociación mediante el mecanismo de
subasta a que se refiere el numeral 4.7 del Anexo 5 de la presente
resolución. Este mecanismo se aplicará entre las 18:30 y las 18:40 horas
del Día D-1 para cada tramo. Habrá tantas subastas como tramos con
capacidad disponible para subastar.
11. Información de los resultados de las subastas. A más tardar a las 18:40
horas del Día D-1, una vez finalizadas las subastas, el gestor del mercado
deberá informar a los vendedores y a los compradores las capacidades
asignadas bajo este proceso. El gestor del mercado igualmente informará
dichas capacidades a los transportadores involucrados en este proceso.
12. Programación definitiva del transporte. A más tardar a las 18:50 horas del
Día D-1, el responsable de la nominación de transporte confirmará al
respectivo transportador la capacidad vendida a través del proceso definido
en este artículo, la cual deberá ser igual o inferior a la informada por el
gestor del mercado según lo señalado en el numeral 6 y 11 de este artículo.
Esta capacidad entrará al programa definitivo de transporte de gas que el
transportador debe elaborar y enviar al responsable de la nominación de
transporte y al gestor del mercado a más tardar a las 20:20 horas.
A más tardar a las 20:30 horas, el responsable de la nominación de
transporte enviará al remitente de corto plazo el programa definitivo de
transporte elaborado por el transportador.
or
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 43/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
Parágrafo 1. El gestor del mercado definirá el medio y los formatos para la
declaración de la información señalada en este artículo.
Parágrafo 2. El remitente de corto plazo será responsable de pagar al vendedor
de corto plazo las compensaciones que ocasione por variaciones de salida.
Parágrafo 3. Durante el ciclo de nominación los responsables de la nominación
de transporte no podrán modificar las cantidades de energía nominadas a la hora
límite para el recibo de la nominación diaria de transporte, por parte de los
transportadores, establecida en el RUT. En la confirmación de la cantidad de
energía a transportar, a realizar dentro de la hora límite establecida en el RUT,
sólo se podrán aumentar las cantidades nominadas inicialmente en aplicación
del proceso úselo o véndalo de corto plazo para capacidad de transporte.
Parágrafo 4. A partir de la vigencia de la presente resolución los vendedores de
capacidad de transporte definidos en el numeral 2 del Anexo 5 de la presente
resolución declararán al administrador de las subastas el número de la cuenta
bancaria en la que los compradores que resulten adjudicados en las subastas
podrán realizar el prepago de que trata el numeral 4 del Anexo 5.
Parágrafo 5. Todos los días el gestor del mercado de gas natural construirá un
reporte de las capacidades de transporte de gas que no fueron al proceso de
úselo o véndalo de capacidad de transporte de corto plazo en el Día D-1 y las
capacidades de transporte de gas natural que no se utilizaron en el Día D. Este
reporte estará a disposición de la Superintendencia de Servicios Públicos
Domiciliarios para los trámites correspondientes.
Artículo 34. Contrato marco aplicable al proceso úselo o véndalo de corto
plazo para capacidad de transporte. El contrato firme del producto definido en
el numeral 4.2 del Anexo 5 de la presente resolución será un contrato marco con
términos estándar mínimos. Las partes del contrato podrán pactar de mutuo
acuerdo términos adicionales a los mínimos. Los términos estándar mínimos y
los términos adicionales que acuerden las partes no podrán contrariar, en forma
alguna, las disposiciones establecidas en la presente resolución.
Parágrafo. Dentro de los tres meses siguientes a la entrada en vigencia de la
presente resolución el gestor del mercado definirá el contrato marco con
términos estándar mínimos aplicable a las negociaciones del proceso úselo o
véndalo de corto plazo para capacidad de transporte. El gestor deberá publicar
el contrato marco en el BEC y podrá ajustarlo o actualizarlo en la medida que el
mercado lo requiera o que sea necesario para ajustarse a la normatividad
vigente.
Título IV
Otras disposiciones
Artículo 35. Consideraciones operativas relacionadas con renominaciones
1. En relación con las renominaciones de transporte durante el día de gas se
seguirán las siguientes reglas, además de aquellas establecidas en el RUT:
A
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 44/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
a) Los transportadores sólo podrán aceptar renominaciones de transporte
de gas que no afecten las cantidades asignadas mediante el proceso
úselo o véndalo de corto plazo para capacidad de transporte. Como
excepción podrán aceptar renominaciones de transporte de gas que
afecten las cantidades asignadas mediante el proceso úselo o véndalo
de corto plazo para capacidad de transporte de conformidad con lo
dispuesto en el literal b) de este numeral.
b) Los adjudicatarios del proceso úselo o véndalo de corto plazo para
capacidad de transporte podrán solicitar renominaciones a través de
los responsables de la nominación de transporte. En este caso los
responsables de la nominación de transporte deberán solicitar la
renominación e informar a los transportadores que la renominación la
hacen a nombre del remitente de corto plazo.
2. El transportador podrá aceptar, en un tiempo inferior a seis (6) horas, las
renominaciones que presenten los generadores térmicos originadas por
requerimientos del Centro Nacional de Despacho para cumplir redespachos
o autorizaciones en el sector eléctrico. En todo caso estas aceptaciones
deberán acogerse a lo establecido en el presente artículo.
El transportador sólo podrá negar la aceptación de renominaciones si
existen limitaciones técnicas o de capacidad en el SNT o en la
infraestructura de suministro de gas. Así mismo, estos participantes del
mercado deberán conservar los soportes que evidencien la limitación
técnica o de capacidad que no permitió aceptar la renominación, para
cuando la autoridad competente o los remitentes los soliciten.
Artículo 36. Variaciones de salida. Cuando, durante el día de gas, se presente
un incumplimiento por parte del transportador a uno o más remitentes y este
sea causado por variaciones de salida negativas causadas por otros remitentes,
se aplicará el siguiente procedimiento.
1. El transportador identificará a los remitentes a los que les incumplió debido
a variaciones de salida negativas causadas por otros remitentes. El
incumplimiento se entenderá, para estos efectos, como la interrupción total
del flujo de gas a uno o más remitentes en el punto de terminación del
servicio por parte del transportador. El transportador deberá relacionar
estos remitentes a una agrupación de gasoductos en los términos de la
Resolución CREG 163 de 2017, o aquella que la modifique o sustituya.
2. El transportador deberá identificar los remitentes que contribuyeron al
incumplimiento, los cuales serán todos aquellos que estén conectados a la
misma agrupación de gasoductos y que incurrieron en una variación de
salida neta negativa definida así:
a. Para aquellos remitentes cuya medición de variación de salida es
horaria, la variación de salida neta será determinada desde las 00:00
horas del día D-2 hasta la hora del día de gas en que se presenta el
incumplimiento.
M
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 45/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
b. Para aquellos remitentes cuya medición de variación de salida es diaria,
la variación de salida neta será determinada desde las 00:00 horas del
día D-2 hasta las 24:00 horas del día de gas en que se presenta el
incumplimiento.
3. El valor total de la compensación será asumido por todos los remitentes que
tengan variaciones de salidas netas negativas, determinadas según el
numeral 2 del presente artículo, en la agrupación de gasoductos donde se
encuentre(n) el(los) remitente(s) a quien(es) se le(s) incumplió. El valor de la
compensación se determinará de acuerdo con lo establecido en los
numerales 1 ó 2 del Anexo 3 de esta Resolución, según corresponda, y será
distribuido entre los remitentes a prorrata de la cantidad de energía de las
variaciones de salida netas negativas causadas por cada uno de esos
remitentes.
4. El transportador cobrará a todos los remitentes el valor correspondiente de
la(s) compensación(es) como un mayor valor para todos los remitentes con
variaciones salida netas negativas, y como un menor valor para todos los
remitentes a quien(es) le(s) incumplió por cuenta de variaciones de salida
negativas, y conciliará y pagará con los remitentes dentro de los cuarenta
días calendario siguientes al día de gas en que ocurrió el incumplimiento.
Parágrafo 1. Cuando el desbalance acumulado al término del día D-1 de un
remitente sea menor o igual a -5% del equivalente en energía de la capacidad
contratada al transportador, el remitente dispondrá hasta el término del día D+1
para entregar al sistema de transporte toda la cantidad de energía acumulada
del desbalance. Si el remitente no entrega la energía dentro de este plazo, el
transportador tendrá hasta el día D+2 para restituir esa cantidad de energía al
sistema, la cual cobrará al remitente a un único precio que se establece conforme
al numeral 3 del Anexo 3 de esta Resolución. Si por razones asociadas
exclusivamente a la estabilidad operativa del sistema, el transportador no puede
recibir esta cantidad de energía dentro del plazo establecido, tal cantidad no se
contabilizará para propósitos de la medición del -5% del desbalance acumulado
a partir de ese día de gas, y el transportador y el remitente acordarán la forma
de liquidar esta cantidad de energía. Adicionalmente, el transportador le cobrará
al remitente el valor estipulado en el numeral 4 del Anexo 3 de la presente
Resolución por concepto del servicio de transporte del gas adicional extraído del
sistema.
En la liquidación del balance al final del período mensual el transportador deberá
tener en cuenta las cantidades que el remitente entregó o debió pagar en
cumplimiento de lo establecido en el presente parágrafo.
Parágrafo 2. Cuando en una estación reguladora de puerta de ciudad la
medición de cantidades es común a varios remitentes, dentro de un sistema de
distribución y ocurre un incumplimiento del transportador por causa de
variaciones de salida, estos remitentes sólo pagarán compensación si la suma
de las variaciones netas de todos los remitentes en la estación reguladora de
puerta de ciudad o puerta de ciudad, determinadas desde las 00:00 horas del
At
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 46/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
día D-2 hasta las 24:00 horas del día de gas en que se presenta el
incumplimiento, es negativa.
Parágrafo 3. Cuando se presenten variaciones de salida negativas durante un
día de gas causadas por un generador térmico, habrá lugar al pago, por parte
del generador térmico, de la compensación a la que se hace referencia en este
artículo, exceptuando aquellos eventos en que se presenten las siguientes
condiciones: i) que el generador térmico haya presentado, a través de las
herramientas previstas para ello, la renominación de cierta cantidad de energía
para cumplir un requerimiento del Centro Nacional de Despacho originado en
un redespacho o una autorización en el sector eléctrico; ii) que la renominación
de esa cantidad de energía haya sido autorizada por el transportador; y iii) que
dentro de las 48 horas siguientes al redespacho o autorización el generador
térmico haya entregado al transportador los soportes del redespacho o
autorización expedidos por el Centro Nacional de Despacho.
Parágrafo 4. Todos los años, en septiembre, el CNO del sector eléctrico y el
CNOG presentarán a la CREG sus análisis de coordinación de los sectores de
energía eléctrica y de gas natural orientados a optimizar el despacho y
redespacho de las plantas termoeléctricas a gas conforme a las condiciones del
sistema de gas natural.
Parágrafo 5. Cuando en un punto de salida que no corresponda a un sistema
de distribución, la medición de cantidades de energía sea común a varios
remitentes, estos deberán firmar un acuerdo de asignación de la medición en el
que se defina el responsable de la cuenta de balance y de las variaciones en el
punto de salida. En este caso el transportador estará obligado a aceptar las
nominaciones de gas únicamente cuando exista el acuerdo.
Parágrafo 6. Aquellos remitentes conectados a un punto de salida cuyo consumo
agregado sea menor a quinientos mil pies cúbicos por día (500 KPCD) no estarán
sujetos a las disposiciones de éste artículo. Adicionalmente, para todos aquellos
puntos de salida que correspondan a unidades constructivas de puertas de
ciudad que no dispongan de telemetría al 1 de diciembre de 2020 no estarán
sujetos a las disposiciones establecidas en el presente artículo. En aquellos
puntos de salida que no dispongan de telemetría y en los cuales el transportador
es el responsable de su disposición según el artículo 34 de la Resolución CREG
126 de 2010, o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, los
remitentes conectados a esos puntos no estarán sujetos a las disposiciones
establecidas en el presente Artículo.
Parágrafo 7. Para facilitar el ajuste de desbalances diarios, el transportador
deberá publicar en el BEO los nombres de los remitentes con desbalances
mayores al 5% o menores al -5% al término del día de gas sin identificar la
cantidad del desbalance de cada uno de ellos. Esta información de cantidad
deberá ser publicada únicamente para sus remitentes. El transportador deberá
publicar en el BEO las cantidades de desbalances acumuladas al final del día de
gas por tramos o grupos de gasoductos definidos para propósitos tarifarios.
Parágrafo 8. Toda la información relacionada con desbalances, variaciones de
salida y compensaciones de que trata la presente resolución se deberá conservar
art
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 47/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
por el tiempo de acuerdo con lo que sobre cada caso en particular sea
determinado por la normativa colombiana.
Artículo 37. Nuevos servicios a cargo del gestor del mercado. Los nuevos
servicios que surjan a partir de la entrada en vigencia de la presente resolución
estarán a cargo del gestor del mercado. Los nuevos servicios serán los
adicionales a los que presta el gestor del mercado al momento de entrada en
vigencia de la presente resolución.
Parágrafo. Hasta tanto entre a prestar sus servicios el gestor del mercado
seleccionado para un nuevo período, la Comisión en resolución aparte definirá
el responsable y las condiciones que permitan la prestación de los nuevos
servicios.
Artículo 38. Servicio de parqueo. El servicio de parqueo se deberá prestar con
sujeción a las siguientes disposiciones:
1. Condiciones generales para la prestación del servicio de parqueo. El
servicio de parqueo se regirá por las siguientes condiciones generales:
a) El servicio de parqueo no deberá comprometer la prestación del servicio
de transporte pactado en contratos que garantizan firmeza.
b) En la prestación del servicio de parqueo el transportador no deberá
comprometer la capacidad disponible primaria.
2. Procedimiento para la prestación del servicio de parqueo. Para la
celebración de contratos para la prestación del servicio de parqueo se
deberá aplicar el siguiente procedimiento:
a) Con base en documento marco elaborado por el Consejo Nacional de
Operación de Gas Natural cada transportador define los términos y
condiciones del servicio de parqueo.
b) El transportador publica en el boletín electrónico de operaciones un
documento que contenga los términos y condiciones del servicio de
parqueo. Este documento deberá contener, como mínimo, los siguientes
aspectos:
1. Esquema de comercialización del servicio de parqueo.
2. Puntos de entrada y salida, cuando aplique, y cantidades
disponibles.
3. Duración del servicio.
4. Contrato tipo que incluya los elementos establecidos en el numeral
2.2.3 del RUT, o aquellas que lo modifiquen o complementen.
5. Compensaciones por incumplimiento de las partes.
6. Contrato tipo para la prestación del servicio de parqueo.
c) Registro de los contratos ante el gestor del mercado: Los contratos de
parqueo deberán estar registrados ante el gestor del mercado un día
hábil después de su suscripción.
A
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 48/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
3. Remuneración por el servicio de parqueo. Los precios por el servicio de
parqueo serán establecidos libremente por el transportador. El
transportador no podrá aplicar precios establecidos libremente que no haya
publicado previamente en su boletín electrónico de operaciones. Los precios
publicados en el boletín electrónico de operaciones del transportador
tendrán una vigencia mínima de un mes contado a partir de la fecha de su
publicación.
Artículo 39. Transición. Todas las disposiciones de la presente resolución se
aplicarán una vez el gestor del mercado de gas natural desarrolle e implemente
lo que le corresponda y a más tardar el 5 de enero de 2021. Dentro del mes
siguiente a la publicación de la presente resolución, el gestor del mercado de gas
natural deberá publicar en su página web el cronograma y la fecha de
implementación de las disposiciones que le correspondan conforme a la presente
resolución.
Artículo 40. Derogatorias. Una vez las disposiciones contenidas en la presente
resolución sean implementadas por el gestor del mercado en la fecha establecida
en el Artículo 39 de la presente resolución, se entenderá derogada la Resolución
CREG 114 de 2017 en lo relacionado con la comercialización de capacidad de
transporte de gas natural, el numeral 2.2.1 y 2.2.1.1 del RUT, el numeral 2.4 del
anexo de la Resolución CREG 163 de 2014 y todas aquellas disposiciones que le
sean contrarias.
Artículo 41. Vigencia. La presente Resolución rige a partir de la fecha de su
publicación en el Diario Oficial.
PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE
Dada en Bogotá, D.C. a 23 SEP. 2020
DIEGO MESA PUYO
JORGE ALBERTO VALENCIA MARÍN
Ministro de Minas y Energía Director Ejecutivo
Presidente
Gyulai
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Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
Anexo 1
Capacidad disponible primaria
Para calcular la capacidad disponible primaria para contratar a través de
cualquier modalidad contractual, 𝐶𝐷𝑃 , de que trata el Artículo 4 de la presente
resolución, para cada uno de los tramos o grupos de gasoductos definidos para
efectos tarifarios, se utilizará la siguiente ecuación:
𝐶𝐷𝑃 ൌ 𝐶𝑀𝑀𝑃െ 𝐶𝐶𝑂𝑀𝑃െ 𝑀á𝑥ቌ 𝐶𝐹𝐶𝑇 ,
ୀଵ
; 𝐶𝑂𝐶𝑇 ,
ୀଵ
ቍ
ୀభ
െ 𝐶𝐹
ୀଵ
െ 𝐶𝑇𝐶
ௗ
ୀଵ
െ 𝐶𝐶𝑇
ୀଵ
Donde:
𝐶𝐷𝑃 : Capacidad disponible primaria para contratar a través de cualquier
modalidad contractual. Este valor se expresará en KPCD.
𝐶𝑀𝑀𝑃: Capacidad máxima de mediano plazo establecida en las resoluciones
de cargos de transporte aprobados por la CREG. Este valor se
expresará en KPCD.
𝐶𝐶𝑂𝑀𝑃: Capacidad requerida para transportar el gas que consumen las
estaciones de compresión determinada por el transportador y
publicada en el 𝐵𝐸𝐶. Este valor se expresará en KPCD.
𝐶𝐹𝐶𝑇, : Capacidad contratada a través del contrato de transporte con firmeza
condicionada 𝑖 que tiene la condición de no entrega 𝐶. Este valor se
expresará en KPCD.
𝐶𝑂𝐶𝑇, : Capacidad contratada a través del contrato de opción de compra de
transporte 𝑗 que tiene la condición de entrega 𝐶. Este valor se expresará
en KPCD.
𝐶 : Condición de no entrega para los contratos de transporte con firmeza
condicionada y de entrega para los contratos de opción de compra de
transporte, siendo 𝑛 el número total de condiciones pactadas en los
diferentes contratos.
𝑎: Número de contratos de transporte con firmeza condicionada vigentes
asociados a la condición 𝐶.
or
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𝑏: Número de contratos de opción de compra de transporte vigentes
asociados a la condición 𝐶.
𝐶𝐹 : Capacidad contratada a través del contrato firme de transporte 𝑘. Este
valor se expresará en KPCD.
𝑐: Número de contratos firmes vigentes.
𝐶𝑇𝐶 : Capacidad contratada a través del contrato de transporte de
contingencia 𝑙. Este valor se expresará en KPCD.
𝑑: Número de contratos de transporte de contingencia vigentes.
𝐶𝐶𝑇 : Capacidad contratada a través del contrato firme de capacidad
trimestral 𝑞. Este valor se expresará en KPCD.
𝑟: Número de contratos firmes de capacidad trimestral vigentes.
Para calcular la capacidad disponible primaria para contratar a través de
contratos de transporte con firmeza condicionada o contratos de opción de
compra de transporte, 𝐶𝐷𝑃ଵ , de que trata el Artículo 4 de la presente resolución,
para cada uno de los tramos o grupos de gasoductos definidos para efectos
tarifarios, se utilizarán las expresiones establecidas en la siguiente Tabla.
Tabla. Capacidad disponible primaria, 𝐂𝐃𝐏
Condición 𝑪𝑫ࡼ,𝑪ࡲ𝑪ࢀ𝑪 𝑪𝑫ࡼ,𝑪ࡻ𝑪ࢀ𝑪
𝐶ଵ 𝑀á𝑥ቌ 𝑂𝐶𝑇భ , െ 𝐶𝐹𝐶𝑇భ,
ୀଵ
ୀଵ
ቍ ;0 𝑀á𝑥ቌ 𝐶𝐹𝐶𝑇భ,
ୀଵ
െ 𝑂𝐶𝑇భ ,
ୀଵ
ቍ ;0
𝐶ଶ 𝑀á𝑥ቌ 𝑂𝐶𝑇మ , െ 𝐶𝐹𝐶𝑇మ,
ୀଵ
ୀଵ
ቍ ;0 𝑀á𝑥ቌ 𝐶𝐹𝐶𝑇మ,
ୀଵ
െ 𝑂𝐶𝑇మ ,
ୀଵ
ቍ ;0
« « «
𝐶 𝑀á𝑥ቌ 𝑂𝐶𝑇 , െ 𝐶𝐹𝐶𝑇,
ୀଵ
ୀଵ
ቍ ;0 𝑀á𝑥ቌ 𝐶𝐹𝐶𝑇,
ୀଵ
െ 𝑂𝐶𝑇 ,
ୀଵ
ቍ ;0
Donde:
𝐶𝐷𝑃ଵ,ி் : Capacidad disponible primaria para contratar a través de contratos
de transporte con firmeza condicionada, asociada a la condición C.
Este valor se expresará en KPCD.
At
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 51/106
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de transporte en el mercado mayorista de gas natural
𝐶𝐷𝑃ଵ,ை் : Capacidad disponible primaria para contratar a través de contratos
de opción de compra de transporte, asociada a la condición C. Este
valor se expresará en KPCD.
DIEGO MESA PUYO
JORGE ALBERTO VALENCIA MARÍN
Ministro de Minas y Energía Director Ejecutivo
Presidente
tgdthuuio
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de transporte en el mercado mayorista de gas natural
Anexo 2
Información transaccional y operativa de transporte
El gestor del mercado recopilará, verificará, publicará y conservará la
información que se detalla a continuación. La declaración de la información
señalada en este anexo se hará a partir de la fecha en que el gestor del mercado
inicie la prestación de sus servicios.
1. Información transaccional del mercado primario
1.1. Recopilación de información sobre contratos de transporte en el mercado
primario
a) Información a recopilar de los contratos
El gestor del mercado llevará un registro de los contratos de transporte
de gas natural que se suscriban en el mercado primario.
Los vendedores y los compradores de capacidad de transporte de gas
natural a los que se hace referencia en los Artículos 7 y 8 de esta
resolución deberán registrar ante el gestor del mercado los contratos
de transporte de gas natural que suscriban en el mercado primario.
Para estos efectos, cada vendedor y cada comprador deberá declarar al
gestor del mercado la siguiente información de cada uno de sus
contratos:
i. Número del contrato.
ii. Fecha de suscripción del contrato.
iii. Nombre de cada una de las partes.
iv. Modalidad de contrato, según lo dispuesto en el Artículo 6 de esta
resolución. Para aquellos contratos suscritos antes de la entrada
en vigencia de esta resolución, se deberá declarar la modalidad de
contrato de acuerdo con la normatividad vigente al momento de
suscribirlo.
v. Tramos o grupos de gasoductos contratados, de acuerdo con lo
definido para efectos tarifarios.
vi. Sentido contratado para el flujo del gas natural.
vii. Capacidad contratada, expresada en KPCD, para cada tramo o
grupo de gasoductos.
viii. Presión pactada en el contrato para el punto de terminación del
servicio, expresada en psig.
ix. Tarifa a la fecha de suscripción del contrato, expresado en su
equivalente en la moneda vigente por KPC.
girl
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 53/106
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de transporte en el mercado mayorista de gas natural
x. Fecha de inicio de la prestación del servicio (día/mes/año).
xi. Fecha de terminación de la prestación del servicio (día/mes/año).
xii. La demás información que determine la CREG.
Adicionalmente, cada comprador deberá declarar al gestor del mercado
el tipo de demanda a atender con el contrato. Esto es, regulado o no
regulado, desagregado en residencial, comercial, industrial,
petroquímica, refinería, gas natural vehicular comprimido, generación
térmica, exportaciones, gas para compresión u otros. Los compradores
que entreguen a usuario final no regulado deberán declarar el nombre
del usuario, la ubicación y/o punto de salida del usuario en el SNT y
la capacidad correspondiente a cada usuario. Cuando el comprador
entregue a usuarios regulados deberá especificar el mercado relevante
para el que se requiere la capacidad correspondiente y los
correspondientes puntos de salida.
La declaración de la información para el registro de los contratos se
realizará a través del medio y del formato que defina el gestor del
mercado.
Los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en los
Artículos 7 y 8 de esta resolución deberán actualizar el registro ante el
gestor del mercado, en los eventos en que exista cesión, terminación
anticipada o modificación del contrato de transporte de gas natural.
Para estos efectos los vendedores y los compradores deberán declarar
al gestor del mercado la información previamente señalada,
debidamente actualizada.
El gestor del mercado podrá solicitar copia de los contratos referidos,
caso en el cual los vendedores y los compradores a los que se hace
referencia en los Artículos 7 y 8 de esta resolución estarán en la
obligación de entregar tales copias al gestor del mercado.
La no declaración de la información aquí señalada podrá ser
considerada por la autoridad competente como una práctica contraria
a la libre competencia. Igual consideración se podrá dar a la
declaración reiterada de información inconsistente. Lo anterior sin
perjuicio de la responsabilidad derivada de la posible falla en la
prestación del servicio que se cause por la no declaración de esta
información.
b) Otra información a recopilar
El gestor del mercado también será responsable de recopilar la
siguiente información, la cual le deberá ser declarada mensualmente
por los transportadores o cada vez que sufra una modificación:
an
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 54/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
i. Perfil de la capacidad firme para el período de los contratos
vigentes, expresada en KPCD, para cada uno de los tramos o
grupos de gasoductos definidos para efectos tarifarios.
ii. Perfil de la capacidad disponible primaria para el mismo período
del numeral anterior, expresada en KPCD, para cada uno de los
tramos o grupos de gasoductos definidos para efectos tarifarios.
iii. La demás información que determine la CREG.
1.2. Verificación de información, registro de contratos y publicación de
información transaccional del mercado primario
a) Verificación
El gestor del mercado verificará la consistencia de la información
transaccional declarada por los compradores y los vendedores del
mercado primario. En particular, verificará que:
i. La información declarada por cada vendedor en atención a lo
dispuesto en el literal a) del numeral 1.1 de este Anexo coincida
con la declarada por cada comprador en atención a lo dispuesto
en el literal a) del numeral 1.1 de este Anexo.
ii. La suma de la capacidad firme más la capacidad disponible
primaria para contratar a través de cualquier modalidad
contractual, 𝐶𝐷𝑃0 , sea igual a la CMMP establecida en las
resoluciones de los cargos regulados aprobados por la CREG, o la
CMMP modificada según lo previsto en el parágrafo 1 del Artículo
4 de esta Resolución.
iii. La suma de las capacidades comprometidas por el transportador
a través de las diferentes modalidades contractuales sea igual o
inferior a la CMMP establecida en las resoluciones de los cargos
regulados aprobados por la CREG, o la CMMP modificada según
lo previsto en el parágrafo 1 del Artículo 4 de esta Resolución.
Si el gestor del mercado encuentra discrepancias como resultado de
las verificaciones de que trata el numeral i anterior, el gestor del
mercado deberá informárselo a las partes, dentro de las 24 horas
siguientes al recibo de la última de las declaraciones presentadas por
las partes de cada contrato, para que ellas rectifiquen las diferencias a
más tardar 24 horas después del recibo de la solicitud de verificación.
Cuando no sea posible la rectificación dentro de este término el gestor
del mercado deberá abstenerse de registrar el contrato y no podrá
tenerlo en cuenta para efectos de publicación. En este caso el gestor
del mercado deberá informar esta situación a las partes involucradas
y a los órganos responsables de la inspección, vigilancia y control.
at
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 55/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
Si el gestor del mercado encuentra discrepancias como resultado de
las verificaciones de que tratan los numerales ii y iii anteriores, el
gestor del mercado deberá informarle esta situación al transportador y
a los órganos responsables de la inspección, vigilancia y control.
Para efectos de la verificación, el gestor del mercado podrá contrastar
la información declarada por los participantes del mercado con la
contenida en los contratos de los que haya solicitado copia.
b) Registro de contratos
El registro de los contratos del mercado primario se iniciará a partir de
la fecha en que el gestor del mercado inicie la prestación de sus
servicios.
El gestor del mercado registrará cada contrato del mercado primario
una vez haya verificado que la información declarada por el comprador
es consistente con la información declarada por el vendedor, según lo
señalado en el literal a) de este numeral. El gestor del mercado asignará
un número de registro a cada contrato registrado.
Para el caso de los contratos que se suscriban con posterioridad a la
fecha mencionada en el primer inciso de este literal, la declaración de
la información señalada en literal a) del numeral 1.1 de este Anexo se
deberá realizar dentro de los tres (3) días hábiles siguientes a la
suscripción del contrato. El gestor del mercado dispondrá de hasta tres
(3) días hábiles, contados a partir del recibo de la última de las
declaraciones presentadas por las partes de cada contrato, para
verificar la información, registrar el contrato cuando proceda y
actualizar la lista de contratos registrados.
Para el caso de los contratos suscritos en el mercado primario antes
de la fecha mencionada en el primer inciso de este literal, la declaración
de la información señalada en el literal a) del numeral 1.1 de este Anexo
se deberá realizar dentro del mes siguiente a dicha fecha. El gestor del
mercado dispondrá de dos (2) meses, contados a partir de la fecha
establecida en el primer inciso de este literal para verificar la
información recibida oportunamente, registrar los contratos cuando
proceda y actualizar la lista de contratos registrados. Una vez
trascurridos los dos (2) meses aquí señalados no se podrán aceptar
nominaciones ni realizar entregas de gas natural correspondientes a
los contratos vigentes que no estén debidamente registrados.
Los transportadores no podrán aceptar las nominaciones ni podrán
transportar las cantidades correspondientes a contratos que no estén
registrados ante el gestor del mercado.
Para facilitar el cumplimiento de esta medida el gestor del mercado, a
través del BEC, pondrá a disposición de los participantes del mercado
que estén registrados en el BEC, la lista de sus contratos debidamente
registrados.
H
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 56/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
c) Publicación
El gestor del mercado publicará la siguiente información en el BEC,
con la periodicidad indicada:
i. La CMMP establecida en las resoluciones de los cargos regulados
aprobados por la CREG, o la CMMP modificada según lo previsto
en el parágrafo 1 del Artículo 4 de esta Resolución.
ii. La capacidad de transporte contratada bajo cada modalidad de
contrato y para cada tramo o grupo de gasoductos. Los tramos o
grupos de gasoductos corresponderán a aquellos definidos para
efectos tarifarios. Si en el respectivo tramo de gasoducto hay
condición de contraflujo, se deberán especificar las cantidades
contratadas, y la modalidad de contrato para cada dirección
contractual en el respectivo tramo. Esta información se
actualizará cada vez que cambie la capacidad firme o la capacidad
interrumpible.
iii. Perfil de la capacidad disponible primaria para un horizonte de
diez (10) años, expresada en KPCD, para cada tramo o grupo de
gasoductos. Los tramos o grupos de gasoductos corresponderán
a aquellos definidos para efectos tarifarios. Esta información se
actualizará cuando: i) cambie la capacidad firme; o ii) cambie la
CMMP de conformidad con lo establecido en el parágrafo 1 del
Artículo 4 de esta Resolución.
El gestor del mercado no identificará las negociaciones individuales en
la información publicada.
2. Información transaccional del mercado secundario
2.1. Recopilación de información sobre contratos de transporte en el mercado
secundario
a) Información a recopilar de los contratos
El gestor del mercado llevará un registro de los contratos de transporte
de gas natural que se suscriban en el mercado secundario.
Los vendedores y los compradores de capacidad de transporte de gas
natural a los que se hace referencia en los artículos 25 y 26 y en el
parágrafo 2 del Artículo 27 de esta resolución deberán registrar ante el
gestor del mercado los contratos de transporte de gas natural que
suscriban en el mercado secundario. Para estos efectos, cada vendedor
y cada comprador deberá declarar al gestor del mercado la siguiente
información de cada uno de sus contratos:
i. Número del contrato.
Irl
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 57/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
ii. Fecha de suscripción del contrato.
iii. Nombre de cada una de las partes.
iv. Modalidad de contrato, según lo dispuesto en el Artículo 23 de
esta resolución, indicando adicionalmente si hay cesión de
derechos.
v. Tramos o grupos de gasoductos contratados, de acuerdo con lo
definido para efectos tarifarios.
vi. Capacidad contratada, expresada en KPCD, para cada tramo o
grupo de gasoductos.
vii. Tarifa a la fecha de suscripción del contrato, expresado en su
equivalente en la moneda vigente por KPC.
viii. Fecha de inicio de la prestación del servicio (día/mes/año).
ix. Fecha de terminación de la prestación del servicio (día/mes/año).
x. La demás información que determine la CREG.
Adicionalmente, cada comprador deberá declarar al gestor del mercado
el tipo de demanda a atender con el contrato. Esto es, regulado o no
regulado, desagregado en residencial, comercial, industrial,
petroquímica, refinería, gas natural vehicular comprimido, generación
térmica, exportaciones, gas de compresión u otros. Los compradores
que entreguen a usuario final no regulado deberán declarar el nombre
del usuario, la ubicación y/o punto de salida del usuario en el SNT y
la capacidad correspondiente a cada usuario. Cuando el comprador
entregue a usuarios regulados deberá especificar el mercado relevante
para el que se requiere la capacidad correspondiente y los
correspondientes puntos de salida.
La declaración de la información para el registro de los contratos se
realizará a través del medio y del formato que defina el gestor del
mercado.
Los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en los
artículos 25 y 26 y en el parágrafo 2 del Artículo 27 de esta resolución
deberán actualizar el registro ante el gestor del mercado, en los eventos
en que exista cesión, terminación anticipada o modificación del
contrato de transporte de gas natural. Para estos efectos los
vendedores y los compradores deberán declarar al gestor del mercado
la información previamente señalada, debidamente actualizada.
El gestor del mercado podrá solicitar copia de los contratos referidos,
caso en el cual los vendedores y los compradores a los que se hace
referencia en los artículos 25 y 26 y en el parágrafo 2 del Artículo 27
oh
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 58/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
de esta resolución estarán en la obligación de entregar tales copias al
gestor del mercado.
La no declaración de la información aquí señalada podrá ser
considerada por la autoridad competente como una práctica contraria
a la libre competencia. Igual consideración se podrá dar a la
declaración reiterada de información inconsistente.
2.2. Verificación de información, registro de contratos y publicación de
información transaccional del mercado secundario
Para el registro de dichos contratos y la publicación de información sobre
los mismos, el gestor del mercado se sujetará a las siguientes disposiciones:
a) A más tardar a las 14:00 horas del día de gas, cada vendedor y cada
comprador declarará ante el gestor del mercado la información de los
contratos que haya celebrado en el mercado secundario entre las 00:00
y las 12:00 horas del día de gas. Esta declaración se hará a través del
medio y del formato que defina el gestor del mercado.
b) A las 15:00 horas del día de gas, el gestor del mercado publicará la
siguiente información en el BEC:
i. La capacidad de transporte negociada en el mercado secundario
entre las 00:00 y las 12:00 horas del día de gas, bajo cada
modalidad de contrato y para cada tramo o grupo de gasoductos.
ii. El precio promedio, ponderado por capacidades, acordado en los
contratos de transporte de gas natural en el mercado secundario
entre las 00:00 y las 12:00 horas del día de gas, bajo cada
modalidad de contrato para cada tramo o grupo de gasoductos.
El gestor del mercado no identificará las negociaciones individuales en
la información publicada.
Para la publicación de esta información el gestor del mercado no estará
obligado a verificarla previamente.
c) A más tardar a las 8:00 horas del día calendario siguiente al día de
gas, cada vendedor y cada comprador declarará ante el gestor del
mercado la información de los contratos que haya celebrado en el
mercado secundario entre las 12:00 y las 24:00 horas del día de gas.
Esta declaración se hará a través del medio y del formato que defina el
gestor del mercado.
d) A las 9:00 horas del día calendario siguiente al día de gas, el gestor del
mercado publicará la siguiente información en el BEC:
i. La capacidad de transporte negociada en el mercado secundario
durante el día de gas, bajo cada modalidad de contrato y para
cada tramo o grupo de gasoductos.
Ah
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 59/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
ii. El precio promedio, ponderado por capacidades, acordado en los
contratos de transporte de gas natural en el mercado secundario
durante el día de gas, bajo cada modalidad de contrato para cada
tramo o grupo de gasoductos.
iii. Los precios mínimos y máximos de la capacidad de transporte
negociada en el mercado secundario durante el día de gas, bajo
cada modalidad de contrato para cada tramo o grupo de
gasoducto, al igual que el número total de negociaciones
realizadas.
iv. La capacidad de transporte negociada el día de gas mediante el
proceso úselo o véndalo de corto plazo de que trata el Artículo 33
de esta resolución.
v. El precio promedio, ponderado por capacidades, acordado en los
contratos de transporte de gas natural para el día de gas mediante
el proceso úselo o véndalo de corto plazo de que trata el Artículo
33 de esta resolución, para cada ruta.
El gestor del mercado no identificará las negociaciones individuales en
la información publicada.
Para la publicación de esta información el gestor del mercado no estará
obligado a verificarla previamente.
e) El gestor del mercado verificará la consistencia de la información
transaccional declarada por los compradores y los vendedores del
mercado secundario. En particular, verificará que:
i. La información declarada por cada vendedor, en atención a lo
dispuesto en el literal a) del numeral 2.1 de este Anexo, coincida
con la declarada por cada comprador, en atención a lo dispuesto
en el literal a) del numeral 2.1 de este Anexo.
El gestor del mercado registrará cada contrato del mercado secundario
una vez haya verificado que la información declarada por el comprador
es consistente con la información declarada por el vendedor, según lo
señalado en este literal. El gestor del mercado asignará un número de
registro a cada contrato registrado.
Si el gestor del mercado encuentra discrepancias como resultado de
las verificaciones de que trata el numeral i anterior, el gestor del
mercado deberá informárselo a las partes, durante el día calendario
siguiente al día de gas, para que ellas rectifiquen las diferencias a más
tardar el segundo día calendario siguiente al día de gas. Cuando no
sea posible la rectificación dentro de este término el gestor del mercado
deberá abstenerse de registrar el contrato y no podrá tenerlo en cuenta
para efectos de publicación. En este caso el gestor del mercado deberá
an
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 60/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
informar esta situación a las partes involucradas y a los órganos
responsables de la inspección, vigilancia y control.
Si la rectificación conlleva a cambios en la información publicada por
el gestor del mercado, éste deberá publicar la información ajustada
durante el tercer día calendario siguiente al día de gas.
Para efectos de la verificación, el gestor del mercado podrá contrastar
la información declarada por los participantes del mercado con la
contenida en los contratos de los que haya solicitado copia.
3. Información operativa
3.1 Recopilación de información operativa
La declaración de la información señalada en el presente numeral se deberá
realizar a través del medio y del formato que defina el gestor del mercado. Dicha
declaración se hará a partir de la fecha en que el gestor del mercado inicie la
prestación de sus servicios.
La no declaración de la información aquí señalada podrá ser considerada por la
autoridad competente como una práctica contraria a la libre competencia. Igual
consideración se podrá dar a la declaración reiterada de información
inconsistente.
a) Transporte
A más tardar a las 12:00 horas del día D+1, los transportadores deberán
declarar al gestor del mercado la siguiente información operativa del día de
gas:
i. Cantidad de energía recibida en cada punto de entrada o de
transferencia del SNT, y cantidad de energía en gas consumida por
estaciones de compresión operadas con gas natural y cantidad de
energía eléctrica consumida por estaciones de compresión operadas con
electricidad en cada uno de los tramos de gasoductos definidos por la
CREG en las resoluciones de cargos, expresada en MBTU.
ii. Cantidad de energía tomada en cada punto de salida del respectivo
sistema de transporte, expresada en MBTU. Adicionalmente, el
transportador declarará el número del contrato de transporte bajo el
cual el remitente tomó dicha energía en el respectivo punto de salida.
En los puntos de transferencia entre transportadores se deberá declarar
la cantidad total transferida al siguiente transportador, expresada en
MBTU. Para cada punto de salida y de transferencia entre
transportadores el transportador indicará si la cantidad declarada
corresponde a medición con telemetría o sin telemetría. En caso de
medición sin telemetría, o en aquellos con telemetría en los que se haya
presentado falla, la información reportada estará sujeta a verificación y
rectificación por parte del transportador durante los siguientes 30 días
an
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 61/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
calendario. En la rectificación de la medición con telemetría se debe
especificar la falla que justifica el ajuste de la información.
En el punto de salida donde haya más de un contrato el transportador
declarará al gestor la medición real y los números de los contratos con
sus respectivos remitentes, asociados al punto de salida.
iii. Cantidad de energía que cada remitente tomó en el punto de salida del
respectivo sistema de transporte correspondiente a contratos de
parqueo, expresada en MBTU.
iv. Cantidad de energía que el transportador autorizó transportar en su
sistema, expresada en MBTU, de acuerdo con la nominación realizada
para el día de gas.
v. La demás información que determine la CREG.
El transportador le declarará al gestor del mercado el nombre del tramo de
gasoducto definido para efectos tarifarios al cual se asocia cada punto de
salida del SNT.
Para el caso de puntos de salida que tienen asociadas estaciones de
medición sin telemetría, la información diaria a declarar al gestor del
mercado la estimará el transportador como el promedio diario del
antepasado mes calendario. Una vez se disponga de la información real, el
transportador ajustará y enviará dicha información al gestor del mercado.
b) Información sobre nominaciones de capacidad de transporte de gas
i. Los transportadores deberán declarar al gestor del mercado la siguiente
información de nominación para el día de gas, antes de las 12:00 horas
del día D+1, la cual debe corresponder al nombre y código que el gestor
asignó al punto de inicio y de terminación del servicio de transporte en
el SNT, para cada una de sus contrapartes:
- Código contraparte.
- Número de operación asignado por el gestor.
- Nombre del punto de entrada o de transferencia entre
transportadores donde el transportador recibe el gas.
- Nombre del punto de salida o de transferencia entre transportadores
donde el transportador entrega el gas.
- Destino del gas contratado: Costa, interior, zona aislada en costa o
interior.
- Cantidad de energía autorizada por el transportador al remitente
incluida en el programa de transporte de gas definitivo por punto de
entrada, de salida o de transferencia, expresada en MBTU y su
equivalente en KPC, determinada por tipo de demanda no regulada
la cual deberá ser desagregada en comercial, industrial, gas para
transportadores, petroquímica, refinería, gas natural vehicular
comprimido, plantas de generación térmica, gas para compresión u
M
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 62/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
otros y demanda regulada la cual deberá ser desagregada en
residencial, comercial, industrial, gas para transportadores,
petroquímica u otros.
ii. Los transportadores deberán declarar al gestor del mercado la siguiente
información de cada renominación ocurrida durante el día de gas, antes
de las 12:00 horas del día D+1, la cual debe corresponder al nombre y
código que el gestor asignó al punto de inicio y de terminación del
servicio de transporte en el SNT, para cada una de sus contrapartes:
- Código contraparte.
- Número de operación asignado por el gestor.
- Nombre del punto de entrada o de transferencia entre
transportadores donde el transportador recibe el gas.
- Nombre del punto de salida o de transferencia entre transportadores
donde el transportador entrega el gas.
- Destino del gas contratado: Costa, interior, zona aislada en costa o
interior.
- Hora en la cual el transportador recibió la renominación.
- Cantidad de energía autorizada por el transportador al remitente
incluida en el programa de transporte de gas definitivo, esto es el
final después de renominaciones, para el día de gas por punto de
entrada, de salida o de transferencia, expresada en MBTU y su
equivalente en KPC, determinada por tipo de demanda no regulada
la cual deberá ser desagregada en comercial, industrial, gas para
transportadores, petroquímica, refinería, gas natural vehicular
comprimido, plantas de generación térmica u otros y demanda
regulada la cual deberá ser desagregada en residencial, comercial,
industrial, gas para transportadores, petroquímica u otros.
Cuando el transportador no disponga de la información para declarar al
gestor la energía por sectores, este podrá exigir que en la nominación el
remitente le presente una estimación de la desagregación por sectores
de consumo de la energía nominada. El remitente deberá entregar la
estimación el mismo día de la nominación y en el formato que establezca
el transportador.
El gestor del mercado definirá el medio y los formatos para la
declaración de la información señalada en este literal
4. Conservación de información
El gestor del mercado deberá conservar toda la información que recopile. En
desarrollo de esta labor deberá:
a) Conservar toda la información declarada a él durante el período de
vigencia de la obligación de prestación del servicio. Los datos deberán
tener el correspondiente back-up por fuera de su aplicativo web.
ah
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 63/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
b) Asegurar que todos los datos y registros se mantengan en un formato
convencional para su entrega a quien eventualmente lo sustituya como
gestor del mercado, según lo determine la CREG.
c) Asegurar que la información histórica agregada esté disponible para
ser descargada del BEC en un formato convencional, y de alta
compatibilidad con diferentes plataformas informáticas.
DIEGO MESA PUYO
JORGE ALBERTO VALENCIA MARÍN
Ministro de Minas y Energía Director Ejecutivo
Presidente
together
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 64/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
Anexo 3
Compensaciones en transporte
1. En el caso de los contratos firmes, de firmeza condicionada, de opción de
compra y firme de capacidades trimestrales para transporte de gas natural,
cuando el transportador incumple sus obligaciones y esto no conlleva la
interrupción del servicio a usuarios regulados, el transportador deberá
reconocer y pagar al remitente al que le incumplió el valor resultante de
aplicar la siguiente ecuación:
𝐶ൌ 1.5 ൈ ሺ𝑃𝑚ൈ 𝑇𝑅𝑀𝑚ൈ 𝑇𝑚ሻ ሺ𝐶𝐹𝐼𝑚ൈ 𝑇𝑅𝑀𝑚 𝐶𝐹𝐴𝑂𝑀𝑚ሻ ൈ ൬ 𝑇𝑚
𝑃𝐶ൈ 365൰൨ ൣ𝐷𝑓𝑗,𝑚,𝑇ൈ 𝐹൧
Donde:
𝐶: Valor de la compensación, expresado en pesos.
𝑚: Mes calendario en que ocurre el incumplimiento.
𝑃𝑚: Precio del gas natural dejado de transportar, vigente para el mes
𝑚, expresado en dólares de los Estados Unidos de América por
MBTU. Se estimará como el precio promedio nacional de contratos
firmes al que se hace referencia en el numeral iii del literal c) del
numeral 1.2 del Anexo 1 de la Resolución CREG 186 de 2020, o
aquellas que la modifiquen o sustituyan, que esté publicado el
último día hábil del mes 𝑚.
𝑇𝑅𝑀𝑚: Tasa de cambio certificada por la Superintendencia Financiera
para el último día calendario del mes 𝑚, expresada en pesos por
dólar de los Estados Unidos de América En transporte aplica
cuando la variable 𝐶𝐹𝐼𝑚 esté en dólares.
𝑇𝑚: Cantidad total de energía dejada de transportar durante el mes 𝑚,
expresada en MBTU.
𝐶𝐹𝐼𝑚: Sumatoria de los cargos fijos que remuneran los costos de
inversión en transporte desde el punto de inicio hasta el punto de
terminación del servicio, incluyendo los cargos correspondientes
a grupos de gasoductos si es del caso. Se utilizarán los cargos
vigentes para el mes 𝑚, según lo previsto en el contrato de
transporte. Esta variable se expresará en la moneda vigente por
KPCD-año.
𝐶𝐹𝐴𝑂𝑀𝑚: Sumatoria de los cargos fijos que remuneran los gastos de AOM
en transporte desde el punto de inicio hasta el punto de
terminación del servicio, incluyendo los cargos correspondientes
a grupos de gasoductos si es del caso. Se utilizarán los cargos
vigentes para el mes 𝑚, según lo previsto en los artículos 15 y 19
de la Resolución CREG 126 de 2010, o aquellas que la modifiquen
o sustituyan. Esta variable se expresará en pesos por KPCD-año.
we
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 65/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
𝑃𝐶: Poder calorífico del gas dejado de transportar, expresado en MBTU
por KPC. Se utilizará el valor de poder calorífico reportado en el
Sistema Único de Información de la Superintendencia de Servicios
Públicos Domiciliarios para el mes 𝑚െ 1.
𝐷𝑓𝑗,𝑚,𝑇: Componente fijo del cargo de distribución aplicable a usuarios del
rango j de consumo en el mes m y para la cantidad 𝑇𝑚, según lo
establecido en la Resolución CREG 011 de 2003, o aquellas que
la modifiquen o sustituyan. Esta variable se expresará en pesos
por factura.
𝐹: Número de facturas a usuarios del rango 𝑗 de consumo en el mes
𝑚െ 1.
𝑗: Rango de consumo de conformidad a lo establecido a la
Resolución CREG 011 de 2003, o aquellas que la modifiquen o
sustituyan.
2. En el caso de los contratos firmes, de firmeza condicionada, de opción de
compra y firme de capacidades trimestrales para transporte de gas natural,
cuando el transportador incumple sus obligaciones y esto conlleva la
interrupción del servicio a usuarios regulados, el transportador deberá
reconocer y pagar al remitente al que le incumplió el valor resultante de
aplicar las siguientes ecuaciones:
𝐶ൌ 𝐶1 𝐶2
𝑇𝑚ൌ 𝑇1,𝑚 𝑇2,𝑚
𝐶1 ൌ 𝑉𝐶𝐷 ൣ൫𝑃𝑚ൈ 𝑇𝑅𝑀𝑚ൈ 𝑇1,𝑚൯൧ ൣ𝐷𝑓𝑗,𝑚,𝑇1 ൈ 𝐹൧
𝐶2 ൌ 1,5 ൈ ൫𝑃𝑚ൈ 𝑇𝑅𝑀𝑚ൈ 𝑇2,𝑚൯ ሺ𝐶𝐹𝐼𝑚ൈ 𝑇𝑅𝑀𝑚 𝐶𝐹𝐴𝑂𝑀𝑚ሻ ൈ ൬ 𝑇2,𝑚
𝑃𝐶ൈ 365൰൨ ൣ𝐷𝑓𝑗,𝑚,𝑇2 ൈ 𝐹൧
Donde:
𝐶: Valor de la compensación, expresado en pesos.
𝐶1 : Valor de la compensación asociada al incumplimiento que causa
interrupción del servicio a usuarios regulados, expresado en
pesos.
𝐶2 : Valor de la compensación asociada al resto del incumplimiento,
expresado en pesos.
𝑃𝑚: Precio del gas natural dejado de transportar, vigente para el mes
𝑚, expresado en dólares de los Estados Unidos de América por
MBTU. Se estimará como el precio promedio nacional de contratos
firmes al que se hace referencia en el numeral iii del literal c) del
Ah
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 66/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
numeral 1.2 del Anexo 1 de la Resolución CREG 186 de 2020, o
aquellas que la modifiquen o sustituyan, que esté publicado el
último día hábil del mes 𝑚.
𝑇𝑚: Cantidad total de energía dejada de transportar durante el mes 𝑚,
expresada en MBTU.
𝑇1𝑚: Cantidad de energía dejada de transportar a usuarios regulados
durante el mes 𝑚, expresada en MBTU.
𝑇2,𝑚: Cantidad total de energía dejada de transportar durante el mes 𝑚
menos la cantidad de energía dejada de transportar a usuarios
regulados durante el mes 𝑚, expresada en MBTU.
𝑚: Mes calendario en que ocurre el incumplimiento.
𝑉𝐶𝐷: Valor a compensar por incumplimiento del indicador DES, según
lo establecido en la Resolución CREG 100 de 2003, o aquellas que
la modifiquen o sustituyan. Esta variable se expresará en pesos.
𝑇𝑅𝑀𝑚: Tasa de cambio certificada por la Superintendencia Financiera
para el último día calendario del mes 𝑚, expresada en pesos por
dólar de los Estados Unidos de América. En transporte aplica
cuando la variable 𝐶𝐹𝐼𝑚 esté en dólares.
𝐶𝐹𝐼𝑚: Sumatoria de los cargos fijos que remuneran los costos de
inversión en transporte desde el punto de inicio hasta el punto de
terminación del servicio, incluyendo los cargos correspondientes
a grupos de gasoductos si es del caso. Se utilizarán los cargos
vigentes para el mes 𝑚, según lo previsto en el contrato de
transporte. Esta variable se expresará en la moneda vigente por
KPCD-año.
𝐶𝐹𝐴𝑂𝑀𝑚: Sumatoria de los cargos fijos que remuneran los gastos de AOM
en transporte desde el punto de inicio hasta el punto de
terminación del servicio, incluyendo los cargos correspondientes
a grupos de gasoductos si es del caso. Se utilizarán los cargos
vigentes para el mes 𝑚, según lo previsto en los artículos 15 y 19
de la Resolución CREG 126 de 2010, o aquellas que la modifiquen
o sustituyan. Esta variable se expresará en pesos por KPCD-año.
𝑃𝐶: Poder calorífico del gas dejado de transportar, expresado en MBTU
por KPC. Se utilizará el valor de poder calorífico reportado en el
Sistema Único de Información de la Superintendencia de Servicios
Públicos Domiciliarios para el mes 𝑚െ 1.
𝐷𝑓𝑗,𝑚,𝑇1: Componente fijo del cargo de distribución aplicable a usuarios del
rango j de consumo en el mes m y para la cantidad 𝑇1,𝑚, según lo
establecido en la Resolución CREG 011 de 2003, o aquellas que
th
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 67/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
la modifiquen o sustituyan. Esta variable se expresará en pesos
por factura.
𝐷𝑓𝑗,𝑚,𝑇2: Componente fijo del cargo de distribución aplicable a usuarios del
rango j de consumo en el mes m y para la cantidad 𝑇2,𝑚, según lo
establecido en la Resolución CREG 011 de 2003, o aquellas que
la modifiquen o sustituyan. Esta variable se expresará en pesos
por factura.
𝐹: Número de facturas a usuarios del rango 𝑗 de consumo en el mes
𝑚െ 1.
𝑗: Rango de consumo de conformidad a lo establecido a la
Resolución CREG 011 de 2003, o aquellas que la modifiquen o
sustituyan.
3. Cuando el remitente no entregue la energía dentro del plazo establecido en
el Parágrafo 1 del Artículo 36 de la presente Resolución, el transportador
cobrará al remitente esta cantidad de energía a un único precio definido así:
𝑃ൌ 1,5 ൈ ሺ𝑃𝑇ൈ 𝑇𝑅𝑀ሻ
Donde:
𝑃: Precio que el transportador cobrará al remitente por la cantidad
de energía que el remitente no entregó al término del día D+1,
expresado en pesos.
𝑃𝑇: Precio al que el transportador compró el gas que dejó de entregarle
el remitente por cuenta del desbalance acumulado de que trata el
parágrafo 1 del Artículo 36 de la presente resolución, expresado
en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU. El
transportador deberá conservar un registro de la transacción
asociada a este precio (e.g., factura o contrato) para cuando la
autoridad competente o el remitente lo soliciten.
𝑇𝑅𝑀: Tasa de cambio certificada por la Superintendencia Financiera
para el día D+2, expresada en pesos por dólar de los Estados
Unidos de América. En transporte aplica cuando esta variable esté
en dólares.
4. Cuando el remitente incurra en desbalances de energía negativos, este
deberá pagar al transportador el valor que resulte de aplicar las siguientes
ecuaciones:
4.1. Para la cantidad de energía de desbalance negativo que excede la
capacidad contratada de transporte se aplicará la siguiente ecuación:
an
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 68/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
𝑉ൌ ሾ𝑇ൈ 𝑇𝑅𝑀ൈ 𝛥ௌ ሿ
Donde:
𝑉: Valor que representa el costo del servicio de transporte por la
cantidad adicional extraída del sistema que excede la capacidad
contratada de transporte, expresado en pesos.
Cuando haya cargos 𝑇 por tramos de gasoductos, desde la fuente
de producción hasta el punto de salida, se calculará un valor 𝑉
para cada tramo de gasoducto y el costo total del servicio de
transporte por la cantidad adicional extraída del sistema que
exceda la capacidad contratada será la suma de los valores de
todos los tramos.
𝑇𝑅𝑀: Tasa de cambio certificada por la Superintendencia Financiera para
el último día del mes en que se realizó el transporte, expresada en
pesos por dólar de los Estados Unidos de América. En transporte
aplica cuando esta variable esté en dólares.
Δௌ : Cantidad de energía del desbalance negativo que excede la
capacidad contratada de transporte, expresada en MBTU.
Cuando haya energía autorizada de varias fuentes de suministro
para un mismo punto de salida y tramos de gasoductos desde la
fuente de suministro hasta el punto de salida, a los que no es
posible asociarles de manera directa la cantidad del desbalance
negativo y los cargos 𝑇 se establezcan por tramos de gasoductos,
la cantidad Δௌ asociada a los tramos de gasoductos a los que no
es posible asociarles de manera directa la cantidad del desbalance
negativo se calculará a prorrata de las cantidades autorizadas en
cada fuente de suministro.
𝑇: Cargos por servicios adicionales de transporte, de acuerdo con lo
ordenado en el Artículo 17 de la presente resolución. Esta variable
se expresará en su equivalente en la moneda vigente por MBTU.
4.2. Para la cantidad de energía de desbalance negativo que esté dentro de
la capacidad contratada de transporte se aplicará la siguiente
ecuación:
𝑉ൌ ሾ𝑇ൈ 𝑇𝑅𝑀ൈ 𝛥𝑤ሿ
Donde:
𝑉: Valor que representa el costo del servicio de transporte por la
cantidad adicional extraída del sistema que está dentro de la
capacidad contratada de transporte, expresado en pesos.
Cuando haya cargos 𝑇 por tramos de gasoductos desde la fuente
de producción hasta el punto de salida se calculará un valor 𝑉
para cada tramo de gasoducto y el costo total del servicio de
an
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 69/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
transporte por la cantidad adicional extraída del sistema que
exceda la capacidad contratada será la suma de los valores de
todos los tramos.
𝑇𝑅𝑀: Tasa de cambio certificada por la Superintendencia Financiera para
el último día del mes en que se realizó el transporte, expresada en
pesos por dólar de los Estados Unidos de América. En transporte
aplica cuando esta variable esté en dólares.
Δ𝑤: Cantidad de energía del desbalance negativo que está dentro de la
capacidad contratada de transporte, expresada en MBTU.
Cuando haya energía autorizada de varias fuentes de suministro
para un mismo punto de salida y tramos de gasoductos desde la
fuente de suministro hasta el punto de salida, a los que no es
posible asociarles de manera directa la cantidad del desbalance
negativo y los cargos T se establezcan por tramos de gasoductos,
la cantidad Δ୵ asociada a los tramos de gasoductos a los que no
es posible asociarles de manera directa la cantidad del desbalance
negativo se calculará a prorrata de las cantidades autorizadas en
cada fuente de suministro.
𝑇: Cargo variable pactado en el respectivo contrato de transporte.
Esta variable se expresará en su equivalente en la moneda vigente
por MBTU.
DIEGO MESA PUYO
JORGE ALBERTO VALENCIA MARÍN
Ministro de Minas y Energía Director Ejecutivo
Presidente
together
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 70/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
Anexo 4
Reglamento de las subastas del proceso úselo o véndalo de largo plazo
1. Objeto
El presente reglamento tiene por objeto establecer las condiciones y
procedimientos para la negociación de capacidad de transporte de gas natural
mediante subastas, según lo dispuesto en el Artículo 32 de la presente
resolución.
2. Definiciones
Administrador de las subastas: persona natural o jurídica encargada de
organizar las subastas.
Año 𝒕: corresponderá al año que inicia el 1 de diciembre del año calendario en
que se realizan las subastas y termina el 30 de noviembre del año calendario
siguiente.
Año 𝒕 𝟒: corresponderá al año que inicia el 1 de diciembre del cuarto año
calendario siguiente al año calendario en que se realizan las subastas y termina
el 30 de noviembre del quinto año calendario siguiente al año calendario en que
se realizan las subastas.
AOM: gastos de administración, operación y mantenimiento reconocidos por la
regulación mediante resolución de aprobación de cargos regulados por servicio
de transporte.
Auditor de las subastas: persona natural o jurídica, con reconocida experiencia
en procesos de auditoría, contratada por el administrador de las subastas para
auditar el desarrollo de las mismas.
Capacidad excedentaria: diferencia positiva para el año 𝑡 entre la capacidad
firme de transporte contratada por cada uno de los titulares, expresada en
KPCD, y el máximo entre la cantidad de energía contratada por los mismos
titulares y la energía total que será demandada por estos, expresada en su
equivalente en KPCD. La cantidad total de energía que será demandada será
declarada por el titular de conformidad con lo establecido en el numeral 5.4 de
este Anexo.
Compradores: compradores a los que se hace referencia en el Artículo 8 de la
presente resolución que requieren capacidad firme de transporte para
transportar cantidades de energía adquiridas mediante los mecanismos de
comercialización de que trata el Artículo 18 de la Resolución CREG 186 de 2020,
o aquellas que la modifiquen o sustituyan.
Fecha base: corresponde al 31 de diciembre del año anterior al año de la
solicitud de aprobación de cargos para el respectivo sistema de transporte.
Precios de adjudicación: son los precios que pagarán los compradores por la
capacidad excedentaria adjudicada a través de las subastas.
an
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 71/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
Precio de reserva: precio mínimo al cual se ofrece para la venta un producto en
la subasta. Será el precio equivalente de los cargos fijos y variables pactados en
los contratos de transporte de los vendedores, expresado en la moneda vigente
por KPC.
Producto: capacidad excedentaria de transporte bajo la modalidad contractual
firme para una ruta específica, la cual deberá ser la misma para todo el año 𝑡.
Por ruta se entenderá el conjunto de tramos conectados entre sí con capacidad
excedentaria a subastar.
Sistema de subastas: corresponde a la plataforma tecnológica en la cual se
desarrollarán las subastas que se reglamentan en este Anexo.
Subasta: proceso dinámico de negociación, con reglas definidas para la
formación del precio y la asignación del producto, de acuerdo con lo establecido
en este Anexo.
Subastador: persona natural o jurídica, con reconocida experiencia en la
ejecución de subastas, que da aplicación al procedimiento de las subastas.
Puede ser el administrador de la subasta u otra persona que éste contrate.
Vendedores: son los titulares de la capacidad contratada que, al tener capacidad
excedentaria, quedan sujetos a las reglas de las subastas y por ende a suscribir
los contratos resultantes de estos procesos.
3. Principios generales de las subastas
Las subastas se regirán por los siguientes principios:
a) Eficiencia: el desarrollo de las subastas conducirá a la formación de
precios eficientes de cada uno de los productos.
b) Publicidad: se garantizará a través de los mecanismos dispuestos en
la presente resolución.
c) Neutralidad: el diseño de las subastas y el reglamento de las mismas
no permitirán, inducirán o adoptarán prácticas de discriminación
indebida en contra de alguno de los participantes.
d) Simplicidad y transparencia: los mecanismos de las subastas serán
claros, explícitos y constarán por escrito, de tal forma que puedan ser
comprendidos sin duda ni ambigüedad.
e) Objetividad: los criterios de adjudicación serán claros e imparciales.
an
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 72/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
4. Organización de las subastas
4.1. Responsabilidades y deberes del administrador de las subastas
a) Establecer, operar y mantener el sistema de subastas, el cual deberá
estar disponible a más tardar veinte (20) días calendario antes de la
fecha programada para la realización de las subastas.
b) Realizar a más tardar quince (15) días calendario antes de la fecha
programada para la realización de las subastas, a través de una
empresa especializada, una auditoría operativa y de sistemas para
verificar el adecuado funcionamiento del sistema de subastas y
certificar su correcta operación frente a las especificaciones técnicas,
operativas y de seguridad, respecto del programa y de los equipos.
Igualmente, deberá remitir el certificado de dicha auditoría al
administrador de las subastas a más tardar 5 días calendario antes de
la fecha programada para la realización de las subastas.
c) Elaborar los reglamentos que considere necesarios para llevar a cabo
las actividades encomendadas, los cuales deberán ser puestos a
consideración de la CREG para su concepto de no objeción a más
tardar cuarenta (40) días calendario antes de la fecha programada para
la realización de las subastas. En especial deberá establecer la
estructura computacional y de comunicaciones requerida para el
acceso al sistema de subastas, así como los canales formales para la
comunicación con el administrador de las mismas.
La CREG dará su concepto de no objeción, de tal manera que a más
tardar veinte (20) días calendario antes de la fecha programada para la
realización de las subastas sean públicos los reglamentos.
d) Ofrecer e impartir la capacitación y asistencia necesaria en el manejo
y operación del sistema de subastas a los vendedores y compradores a
los que se hace referencia en los artículos 25 y 26 de la presente
resolución.
e) Emitir los certificados de capacitación a las personas que la reciban y
que demuestren un adecuado manejo y operación del sistema de
subastas.
f) Contratar el auditor de las subastas, proceso que debe estar finalizado
por lo menos treinta (30) días calendario antes de la fecha programada
para la realización de las subastas.
g) Si el administrador de las subastas no desempeña el papel de
subastador, deberá contratarlo, proceso que deberá estar finalizado
por lo menos treinta (30) días calendario antes de la fecha programada
para la realización de las subastas.
h) Realizar a más tardar quince (15) días calendario antes de la fecha
programada para la realización de las subastas, a través de una
an
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 73/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
empresa especializada, una auditoría de los sistemas computacionales
y de comunicaciones requeridos por cada uno de los compradores, y
de sus correspondientes sistemas de respaldo, para verificar su
adecuado funcionamiento. Los resultados de esta auditoría deberán
ser remitidos al administrador de las subastas y al auditor de las
subastas antes de la fecha programada para la realización de las
subastas. Los compradores sólo podrán acceder al sistema de subastas
desde equipos localizados en el territorio nacional.
i) Elaborar un documento en el que se señale el nombre de los
vendedores y de los compradores, según lo establecido en los literales
o) y t) de este numeral. Este documento será confidencial y sólo lo
conocerán el subastador y las autoridades competentes. Este
documento deberá estar disponible cinco (5) días hábiles antes de la
fecha programada para la realización de las subastas.
j) Entregar al representante legal de cada uno de los compradores la
clave de acceso al sistema de subastas. Cada comprador será el único
responsable por el uso que sus operadores, funcionarios o cualquier
persona hagan de la clave de acceso y deberá velar porque la misma se
mantenga y use bajo estricta reserva y seguridad. El administrador de
las subastas podrá establecer el uso de firma digital que sustituya las
claves de que trata el presente literal.
k) Suspender las subastas que sean requeridas por el auditor de las
subastas o el subastador de conformidad con las disposiciones
contenidas en el presente Anexo.
l) Emitir los certificados en los que se informe a los vendedores y a los
compradores los resultados de las subastas en las que participaron.
m) Conservar registros históricos, en medios electrónicos, de la totalidad
de las operaciones realizadas durante el desarrollo de las subastas de
conformidad con las disposiciones legales vigentes en materia de
conservación de documentos.
n) Recibir las declaraciones de información sobre suministro de gas
natural y sobre capacidad de transporte, según las condiciones que se
establecen en el numeral 5.4 de este Anexo.
o) Determinar las rutas con capacidad excedentaria de transporte por
cada uno de los titulares de dicha capacidad. Lo anterior con base en
la información de que trata el numeral 5.4 de este Anexo.
p) Publicar en el BEC la capacidad excedentaria de trasporte para cada
una de las rutas y por cada uno de los titulares de dicha capacidad.
Esta publicación se hará dentro de los quince (15) días hábiles
siguientes a la fecha máxima prevista para la suscripción de los
contratos que surjan de las negociaciones mediante los mecanismos
de comercialización del mercado primario de suministro de gas natural
an
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 74/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
definidos en la Resolución CREG 186 de 2020, o aquellas que la
modifiquen o sustituyan, según el respectivo cronograma.
q) Recibir y atender los comentarios que puedan presentar los titulares
de la capacidad excedentaria calculada y publicada por el
administrador de las subastas. Esta actividad se deberá realizar dentro
de los tres (3) días hábiles siguientes a la publicación de la capacidad
excedentaria.
r) Ajustar los valores de la capacidad excedentaria, si es del caso, con
base en los comentarios presentados por los titulares de la misma.
s) Determinar el precio de reserva para cada uno de los productos a
ofrecer en la subasta, conforme a lo establecido en el numeral 5.5 de
este Anexo.
t) Verificar que los interesados en comprar capacidad excedentaria a
través de las subastas hayan adquirido cantidades de energía y
requieran capacidad firme para transportar dichas cantidades, con
base en la información de que trata el numeral 5.4 de este Anexo.
El gestor del mercado será el administrador de la subasta.
4.2. Responsabilidades y deberes del auditor de las subastas
a) Verificar la correcta aplicación de la regulación prevista para las
subastas.
b) Verificar que las comunicaciones con el administrador de las subastas
y el subastador se realicen única y exclusivamente mediante los
canales formales de comunicación establecidos por el administrador
de las subastas.
c) Verificar que durante las subastas se sigan expresamente los pasos y
reglas establecidos en este Anexo.
d) Informar al administrador de las subastas las situaciones en las que
considere que el mismo administrador o el subastador no están dando
cumplimiento a las disposiciones contenidas en la regulación vigente,
para que el administrador de las subastas tome los correctivos del caso
de manera inmediata.
e) Informar a los órganos responsables de la inspección, vigilancia y
control las situaciones en las que considere que los vendedores y los
compradores no están dando cumplimiento a las disposiciones
contenidas en la regulación, dentro de los dos (2) días hábiles
siguientes al hallazgo de estas situaciones.
f) Solicitar al administrador la suspensión de las subastas cuando
considere que no se está dando cumplimiento a las disposiciones
contenidas en la regulación.
on
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 75/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
g) Remitir a la CREG, dentro de los cinco (5) días calendario siguientes
a la finalización de las subastas definidas en el numeral 5.12, un
informe en el cual se establezca sin ambigüedades, si se dio
cumplimiento o no a la regulación aplicable a los procesos de subastas
establecidos en los numerales 5.7 a 5.12 del presente anexo. La
Dirección Ejecutiva de la CREG publicará este informe mediante una
circular.
Para los casos en los cuales el auditor de las subastas establezca que en la
subasta respectiva no se dio cumplimiento a la regulación, el proceso
adelantado no producirá efectos, y se programará la(s) subasta(s)
respectiva(s) de nuevo. Lo anterior sin perjuicio de las acciones penales y/o
civiles y las actuaciones administrativas a que haya lugar contra las
personas que hayan incumplido la regulación.
4.3. Responsabilidades y deberes del subastador
a) Recibir las declaraciones de cantidades y precios por parte de los
compradores de gas natural y de los compradores de capacidad de
transporte, según las condiciones que se establecen en este Anexo.
b) Elaborar la curva de demanda agregada con base en las cantidades y
precios de capacidad excedentaria de transporte, según lo establecido
en el literal a) del numeral 5.9 de este Anexo.
c) Elaborar la curva de oferta agregada con base en la información de
cantidades declaradas por los declarantes de información sobre
suministro y sobre capacidad de transporte, según lo establecido en el
numeral 5.6 de este Anexo.
d) Obtener los precios de adjudicación de la capacidad de transporte a
través de la superposición de las curvas de oferta y de demanda
agregadas, como se establece en el literal b) del numeral 5.9 de este
Anexo.
4.4. Obligaciones de los vendedores y de los compradores
a) Tener a su disposición la estructura operativa y el equipo
computacional y de comunicaciones apropiado de acuerdo con las
especificaciones operativas y técnicas establecidas por el
administrador de las subastas.
b) Utilizar y operar el sistema de subastas única y exclusivamente a
través del personal debidamente capacitado para el efecto por el
administrador de las subastas, que haya recibido el respectivo
certificado de capacitación emitido por éste.
c) Mantener las claves de acceso al sistema de subastas bajo su exclusiva
responsabilidad y estrictos estándares de seguridad y
confidencialidad.
M
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 76/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
d) Abstenerse de realizar actos contrarios a la libre competencia, a la
legislación o a la regulación vigente y actos que afecten la
transparencia del proceso o la adecuada formación de precios.
e) Informar de manera inmediata al administrador de las subastas
cualquier error o falla del sistema de subastas.
f) Informar al administrador de las subastas las cantidades de energía y
la capacidad de transporte contratadas en firme mediante contratos de
duración mayor o igual a un año que, una vez finalizadas las
negociaciones mediante los mecanismos de comercialización de que
tratan los artículos 22 y 23 de la Resolución CREG 186 de 2020, o
aquellas que la modifiquen o sustituyan, estén vigentes para los años
𝑡 a 𝑡 4.
g) Presentar al administrador de las subastas comentarios sobre las
capacidades excedentarias publicadas, en caso de tenerlos, dentro del
día hábil siguiente a la publicación de que trata el literal p) del numeral
4.1 de este Anexo.
4.5. Sistema de subastas
La plataforma tecnológica deberá cumplir con los siguientes requisitos mínimos:
a) Estar basada en protocolos de Internet.
b) Permitir el acceso a cada uno de los compradores desde el sitio en el
territorio nacional donde estos dispongan de la infraestructura de
computación y comunicaciones.
c) Mantener las bases de datos y servidores del sistema de subastas en
el sitio que para tal fin establezca el administrador de las subastas.
d) Garantizar la autenticación de los usuarios que acceden al sistema.
e) Cumplir las exigencias establecidas en la legislación que rige en
materia de comercio electrónico.
f) Tener un sistema que permita el manejo de información confidencial o
sujeta a reserva legal.
g) Incluir sistemas de respaldo que garanticen la operación continua
durante el proceso de subastas.
h) Estar dotado de un registro de todos los procesos realizados en él,
incluyendo el registro de ingreso de cada uno de los usuarios.
i) Contar con los sistemas de respaldo que el administrador de las
subastas considere necesarios para el correcto funcionamiento del
oh
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 77/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
sistema. El administrador de las subastas no será responsable por la
suspensión o interrupción de los servicios, ni por las deficiencias
mecánicas, electrónicas o de software que se observen en la prestación
del servicio, derivadas de las limitaciones tecnológicas propias del
sistema computacional, ni por cualquier otro hecho que escape al
control del administrador, como caso fortuito o fuerza mayor.
4.6. Mecanismos de contingencia
Cuando el sistema de subastas se suspenda por las causas señaladas a
continuación, se procederá como se establece para cada una de ellas:
a) Suspensión por fallas técnicas durante el día en que se realicen las
subastas.
El administrador de las subastas deberá informar a los compradores y
a los vendedores los mecanismos necesarios para hacer las
asignaciones en los tiempos que se establecen en este Anexo.
b) Suspensión parcial de la operación del sistema de subastas.
Se entenderá como suspensión parcial de la operación del sistema de
subastas la falla asociada a las estaciones de trabajo de cualquiera de
los compradores o de sus sistemas de comunicación.
Cuando se presente la suspensión parcial de la operación del sistema
de subastas el comprador cuya estación de trabajo o sistema de
comunicación falló deberá remitir, de acuerdo con la vía alterna
establecida por el administrador de las subastas, las demandas de
cada uno de los productos cumpliendo con la reglamentación vigente.
Dichas demandas serán ingresadas al sistema de subastas conforme a
los procedimientos establecidos por el administrador de las subastas.
El administrador de las subastas deberá informar estos mecanismos de
contingencia a más tardar veinte (20) días calendario antes de la realización de
las subastas.
5. Procedimiento de las subastas de capacidad excedentaria por rutas
5.1. Tipo de subasta
Subasta de sobre cerrado.
5.2. Productos
Los productos, 𝐶𝐸𝑤,𝑡, que se negociarán mediante cada subasta tendrán los
siguientes atributos:
a) Capacidad excedentaria, 𝐶𝐸, bajo la modalidad de contrato firme. Este
valor se expresará en KPCD.
Ah
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 78/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
b) Ruta de transporte, 𝑤, con capacidad excedentaria. El administrador
de las subastas verificará la capacidad excedentaria de cada vendedor
y conformará cada ruta como el conjunto de tramos conectados entre
sí con capacidad excedentaria a subastar. Para este propósito el
administrador de las subastas no considerará rutas en las que se
conecten tramos de gasoductos en Vasconia hacia La Belleza. La
capacidad excedentaria de la ruta será equivalente a la mínima del
conjunto de tramos. Asimismo, conformará rutas bajo las premisas
anteriores, maximizando el número de tramos en cada una de ellas,
hasta que se ponga a disposición toda la capacidad excedentaria.
c) Duración de un año, correspondiente al año 𝑡.
5.3. Tamaño de los productos
La capacidad de transporte del producto 𝐶𝐸𝑤,𝑡 que se ofrece en las subastas y la
requerida por cada comprador corresponderá a un múltiplo entero de un (1)
KPCD y deberá ser igual o superior a cien (100) KPCD.
5.4. Requerimientos de información
Una vez expedido el cronograma de comercialización al que se hace referencia
en el Capítulo IV del Título III de la Resolución CREG 186 de 2020, o aquellas
que la modifiquen o sustituyan, el gestor del mercado publicará la información
de los contratos de transporte y de suministro vigentes en el BEC, según se
indique en el citado cronograma.
Dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la fecha máxima prevista para
la suscripción de los contratos que surjan de las negociaciones mediante los
mecanismos de comercialización del mercado primario de suministro de gas
definidos en la Resolución CREG 186 de 2020, o aquellas que la modifiquen o
sustituyan, según el respectivo cronograma, cada titular de los derechos de
suministro y/o de la capacidad de transporte contratada, deberá declarar la
siguiente información al administrador de las subastas para cada uno de los
años 𝑡 a 𝑡 4:
a) De cada contrato vigente de suministro de gas bajo su titularidad y
registrado en el gestor del mercado:
i. Número de registro del contrato.
ii. Modalidad contractual.
iii. Fuente de suministro, punto de entrega y cantidad de energía
contratada, expresada en MBTUD y su equivalente en KPCD.
iv. Cantidad de energía del contrato que será demandada por el
titular o los usuarios que éste representa, por punto de salida del
SNT, expresada en MBTUD y su equivalente en KPCD. Para
see
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 79/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
determinar la cantidad de energía del contrato que será
demandada, cada comercializador deberá asegurarse de
confirmar el interés de los usuarios no regulados de ser
representados por él.
b) De cada contrato vigente de transporte bajo su titularidad y registrado
en el gestor del mercado:
i. Número de registro del contrato.
ii. Modalidad contractual.
iii. Punto de inicio del servicio.
iv. Punto de terminación del servicio.
v. Sentido contratado para el flujo del gas natural.
vi. Capacidad de transporte contratada por cada tramo entre el
punto de inicio y el punto de terminación del servicio, expresada
en KPCD.
vii. Cargos negociados para cada uno de los tramos (cargos regulados
o definidos directamente por las partes).
c) Cantidad total de energía que será demandada por el titular o los
usuarios que éste representa, por punto de salida del SNT, expresada
en MBTUD y su equivalente en KPCD. Esta cantidad no podrá superar
el 1% de la energía total que tenga respaldada en contratos de
suministro registrados cuya fuente de suministro sea el punto de inicio
de la capacidad de transporte contratada.
Esta información deberá ser declarada a través del medio y del formato que
defina el administrador de las subastas.
Las cantidades demandadas de que trata el numeral iv del literal a) del presente
numeral deberán declararse sólo cuando correspondan al consumo propio o al
de los usuarios con los que el titular haya suscrito un contrato de prestación del
servicio de gas natural que esté vigente para el año 𝑡.
En el caso de generadores térmicos la declaración de la cantidad total de energía
que será demandada, con el fin de calcular la respectiva capacidad excedentaria,
corresponderá a la que voluntariamente dispongan dichos agentes sin que la
misma sea objeto de contraste por parte de las autoridades de inspección
vigilancia y control. Esta energía se expresará en su equivalente en KPCD.
Lo anterior sólo aplicará cuando se trate de capacidad de transporte contratada
mediante la modalidad de contrato firme con el propósito de cubrir generación
de energía eléctrica hasta la capacidad efectiva neta, CEN. Las capacidades de
transporte contratadas que superen la cantidad necesaria para cubrir la CEN
deberán estar a disposición del proceso úselo o véndalo de largo plazo.
*
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 80/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
En todo caso, a ningún remitente titular de capacidad de transporte se le pondrá
como oferta de capacidad excedentaria una capacidad de transporte superior al
80% de su(s) contrato vigente para el año 𝑡, para cada ruta contratada.
Una vez declarada la información del presente numeral, los participantes del
mercado no podrán celebrar o registrar contratos de capacidad de transporte y
de suministro de gas de forma bilateral en el mercado secundario hasta la
formalización de los contratos resultantes de las subastas úselo o véndalo de
largo plazo.
5.5. Precio de reserva
El administrador de las subastas determinará el precio de reserva 𝑃𝑅𝐶𝐸ೢ,,ೡ para
cada vendedor 𝑣, a partir de la información de contratos reportada según lo
dispuesto en el numeral 5.4, asumiendo un factor de carga igual a uno (1) con
base en la siguiente ecuación:
𝑃𝑅𝐶𝐸ೢ,,ೡ ൌ
∑ቀ𝐶𝐹𝐼𝑛𝑣𝑗 𝐶𝐹𝐴𝑂𝑀𝑗 𝐶𝑉𝐼𝑛𝑣𝑗ቁ ൈ 𝐷𝑗
𝑐
𝑗=1
12
Donde:
𝑃𝑅𝐶𝐸ೢ,,ೡ : Precio de reserva del producto 𝐶𝐸𝑤,𝑡 que corresponde al vendedor 𝑣.
Este precio no podrá tener más de dos (2) cifras decimales y se
expresará en la moneda vigente por KPC.
𝑐: Número de contratos suscritos por el vendedor 𝑣 y asociados a la
ruta 𝑤, cuya vigencia agregada cubre el período del año 𝑡. En caso
de que un vendedor 𝑣 tenga diferentes contratos con vigencias
simultáneas durante uno o varios meses del año 𝑡 se tendrán en
cuenta únicamente los cargos fijos y variables del contrato que tenga
el mayor valor de cargo equivalente total durante el respectivo mes
o meses en que se presente la simultaneidad.
𝐶𝐹𝐼𝑛𝑣𝑗: Valor equivalente del cargo fijo que remunera el costo de inversión,
conforme a la pareja de cargos regulados pactada en el contrato 𝑗 del
vendedor 𝑣, vigente en el año 𝑡, para todos los tramos y/o grupo de
gasoductos 𝑖 de la ruta 𝑤, expresado en la moneda vigente por KPC.
Se calculará para el caso de la moneda vigente en pesos colombianos
de conformidad con la siguiente ecuación:
𝐶𝐹𝐼𝑛𝑣𝑗ൌ
∑൬𝐶𝐹𝐼𝑛𝑣𝑖,𝑗ൈ 𝐼𝑃𝑃𝑎−1
𝐼𝑃𝑃𝑖,0
൰𝑖
365
𝐶𝐹𝐴𝑂𝑀𝑗: Valor equivalente del cargo fijo que remunera los gastos de
administración, operación y mantenimiento, conforme al contrato 𝑗
del vendedor 𝑣, vigente en el año 𝑡, para todos los tramos y/o grupo
an
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 81/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
de gasoductos 𝑖 de la ruta 𝑤, expresado en la moneda vigente por
KPC. Se calculará de conformidad con la siguiente ecuación:
𝐶𝐹𝐴𝑂𝑀𝑗ൌ
∑൬𝐶𝐹𝐴𝑂𝑀𝑖,𝑗ൈ 𝐼𝑃𝐶𝑎−1
𝐼𝑃𝐶𝑖,0
൰𝑖
365
𝐶𝑉𝐼𝑛𝑣𝑗: Valor del cargo variable que remunera el costo de inversión,
conforme a la pareja de cargos regulados pactada en el contrato 𝑗 del
vendedor 𝑣, vigente en el año 𝑡, para todos los tramos y/o grupo de
gasoductos 𝑖 de la ruta 𝑤, expresado en la moneda vigente por KPC.
Se calculará para el caso de la moneda vigente en pesos colombianos
de conformidad con la siguiente ecuación:
:
𝐶𝑉𝐼𝑛𝑣𝑗ൌ ቆ𝐶𝑉𝐼𝑛𝑣𝑖,𝑗ൈ 𝐼𝑃𝑃𝑎−1
𝐼𝑃𝑃𝑖,0
ቇ
𝑖
𝐷𝑗: Número de meses del año 𝑡 durante los cuales está vigente el
contrato 𝑗. La suma de todos los meses 𝐷𝑗 deberá ser igual a 12.
𝐼𝑃𝑃𝑎−1 : Es el índice de precios al productor de la serie oferta interna
publicado mensualmente por el DANE para el mes de diciembre del
año 𝑎െ 1.
𝐼𝑃𝑃𝑖,0 : Es el índice de precios al productor de la serie oferta interna
publicado mensualmente por el DANE para la fecha base en que se
aprobaron los cargos de transporte del tramo 𝑖.
𝐼𝑃𝐶𝑎−1: Índice de precios al consumidor total nacional, reportado por el
DANE para el mes de diciembre del año 𝑎െ 1.
𝐼𝑃𝐶𝑖,0 : Índice de precios al consumidor total nacional, reportado por el
DANE para la fecha base en que se aprobaron los cargos de
transporte del tramo 𝑖.
𝑎: Corresponde al año en el que se realicen las subastas de este Anexo.
Para los contratos que no se sujeten a las parejas de cargos regulados, para
efectos del cálculo del precio de reserva, se tomará el equivalente de la pareja de
cargos regulados 100% fijo, 0% variable para cada tramo correspondiente.
El cálculo del precio de reserva deberá incorporar las tarifas del impuesto de
transporte y de la cuota de fomento que correspondan, según las normas
vigentes. Para esto el administrador de las subastas aplicará estas tarifas de
impuestos a cada una de las variables 𝐶𝐹𝐼𝑛𝑣𝑗, 𝐶𝐹𝐴𝑂𝑀𝑗 y 𝐶𝑉𝐼𝑛𝑣𝑗 utilizadas para el
cálculo del precio de reserva descrito en el presente numeral. En todo caso, el
pago de los anteriores impuestos al transportador seguirá siendo
responsabilidad del vendedor de la subasta.
A
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 82/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
Si se presenta el caso de cargos de transporte en dólares americanos, se deben
actualizar con el PPI reportado por la Oficina de Estadísticas Laborales del
Departamento de Trabajo de los Estados Unidos de América (Serie ID:
WPSFD41312) y el precio de reserva se calculará con dichas variables
convertidas de dólares a pesos con la TRM correspondiente al momento del
cálculo.
5.6. Capacidad de transporte disponible
Con base en la información de que trata el numeral 5.4 de este Anexo, el
administrador de las subastas determinará la oferta de capacidad excedentaria
por cada ruta disponible 𝑤, para el año 𝑡, según la Tabla 1 de este Anexo:
Tabla 1. Oferta agregada de capacidad excedentaria por producto
Donde:
𝑂𝐶𝐸𝑤,𝑡ሺ𝑝𝐶𝐸ೢ, ሻ: Oferta agregada de capacidad de transporte del producto 𝐶𝐸𝑤,𝑡 al
precio 𝑝𝐶𝐸ೢ, . Este valor se expresará en KPCD.
𝑝𝐶𝐸ೢ, : Precio del producto 𝐶𝐸𝑤,𝑡 durante la subasta. Este valor se
expresará en la moneda vigente por KPC.
𝑂𝐶𝐸ೢ,,ೡ : Oferta agregada de capacidad de transporte del producto 𝐶𝐸𝑤,𝑡
correspondiente a los vendedores 𝑣. Este valor se expresará en
KPCD.
𝑃𝑅𝐶𝐸ೢ,,ೡ : Precio de reserva del producto 𝐶𝐸𝑤,𝑡 correspondiente al vendedor
𝑣. Este valor se expresará en la moneda vigente por KPC y lo
calculará el administrador de las subastas de conformidad con el
numeral 5.5.
Oferta, 𝑶𝑪𝑬𝒘,𝒕ሺ𝒑𝑪𝑬𝒘,𝒕ሻ Precio, 𝒑𝑪𝑬𝒘,𝒕
𝟎 𝟎൏ 𝒑𝑪𝑬𝒘,𝒕൏ 𝑷𝑹𝑪𝑬𝒘,𝒕,𝒗𝟏
𝑶𝑪𝑬𝒘,𝒕,𝒗𝟏 𝑷𝑹𝑪𝑬𝒘,𝒕,𝒗𝟏 𝒑𝑪𝑬𝒘,𝒕൏ 𝑷𝑹𝑪𝑬𝒘,𝒕,𝒗𝟐
𝑶𝑪𝑬𝒘,𝒕,𝒗𝟏 𝑶𝑪𝑬𝒘,𝒕,𝒗𝟐 𝑷𝑹𝑪𝑬𝒘,𝒕,𝒗𝟐 𝒑𝑪𝑬𝒘,𝒕൏ 𝑷𝑹𝑪𝑬𝒘,𝒕,𝒗𝟑
(«) («)
𝑶𝑪𝑬𝒘,𝒕,𝒗
𝒗=𝒗𝒏−𝟏
𝒗=𝒗𝟏
𝑷𝑹𝑪𝑬𝒘,𝒕,𝒗𝒏ష𝟏 𝒑𝑪𝑬𝒘,𝒕൏ 𝑷𝑹𝑪𝑬𝒘,𝒕,𝒗𝒏
𝑶𝑪𝑬𝒘,𝒕,𝒗
𝒗=𝒗𝒏
𝒗=𝒗𝟏
𝑷𝑹𝑪𝑬𝒘,𝒕,𝒗𝒏 𝒑𝑪𝑬𝒘,𝒕
A
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Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
Siendo 𝑣1 los vendedores con el menor precio de reserva, 𝑃𝑅𝐶𝐸ೢ,,ೡభ , y 𝑣𝑛 los
vendedores con el mayor precio de reserva, 𝑃𝑅𝐶𝐸ೢ,,ೡ .
5.7. Publicación de la capacidad disponible
A más tardar a las 08:00 horas del día programado para la subasta, el
subastador hará pública la oferta agregada de cada uno de los productos
disponibles, de que trata la Tabla 1 de este Anexo.
5.8. Recibo de las solicitudes de compra
Entre las 09:00 y las 11:00 horas del día programado para la subasta, los
compradores de capacidad de transporte habilitados que estén interesados en
comprar capacidad de transporte excedentaria enviarán sus solicitudes de
compra al subastador. Para estos efectos le presentarán cinco (5) puntos de su
curva de demanda, según lo señalado en la Tabla 2 de este Anexo, para cada
producto 𝐶𝐸𝑤,𝑡.
Tabla 2. Demanda de capacidad excedentaria
Donde:
𝑖: Preferencia del comprador 𝑏. La variable 𝑖 tomará los valores enteros
de uno (1) a cinco (5).
𝐷𝐸ೢ,,್ ሺ𝑝𝑖𝐶𝐸ೢ,,್ ሻ: Capacidad del producto 𝐶𝐸𝑤,𝑡 que el comprador 𝑏 está
dispuesto a comprar al precio 𝑝𝑖𝐶𝐸ೢ,,್ , según su preferencia 𝑖. Este
valor se expresará en KPCD.
𝑝𝑖𝐶𝐸ೢ,,್ : Precio que el comprador 𝑏 está dispuesto a pagar por la capacidad
𝐷𝐶𝐸ೢ,,್ ሺ𝑝𝑖𝐶𝐸ೢ,,್ ሻ, según su preferencia 𝑖. Este valor se expresará en la
moneda vigente por KPC.
La capacidad 𝐷𝐶𝐸ೢ,,್ ሺ𝑝𝑖𝐶𝐸ೢ,,್ ሻ deberá ser un múltiplo entero de un (1) KPCD, y
deberá ser igual o inferior a la capacidad total disponible, 𝑂𝐶𝐸ೢ, . Por su parte, el
precio 𝑝𝑖𝐶𝐸ೢ,,್ deberá ser superior o igual a cero (0) y no podrá tener más de dos
(2) cifras decimales. Las ofertas que no cumplan con las condiciones indicadas
se entenderán como no presentadas.
5.9. Desarrollo de las subastas
Preferencia Capacidad
demandada Precio
𝒊 𝐷𝐶𝐸ೢ,,್ ሺ𝑝𝑖𝐶𝐸ೢ,,್ ሻ 𝑝𝑖𝐶𝐸ೢ,,್
OH
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 84/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
Entre las 12:00 y las 15:00 horas del día programado para la subasta, el
subastador dará aplicación al procedimiento de subasta de sobre cerrado para
cada producto 𝐶𝐸𝑤,𝑡, como se dispone a continuación.
a) Con base en las cantidades 𝐷𝐸ೢ,,್ ሺ𝑝𝑖𝐶𝐸ೢ,,್ ሻ y en los precios 𝑝𝑖𝐶𝐸ೢ,,್ el
subastador determinará la curva de demanda agregada de cada
producto 𝐶𝐸𝑤,𝑡, 𝐷𝐴𝐶𝐸ೢ, la cual se formará conforme a lo establecido en
la Tabla 3 de este Anexo.
Tabla 3. Demanda agregada del producto 𝑪𝑬𝒘,𝒕, 𝑫𝑨𝑪𝑬𝒘,𝒕
Capacidad agregada, 𝑫𝑨𝑪𝑬𝒘,𝒕 Precio, 𝒑𝒅𝑪𝑬𝒘,𝒕
𝐷𝐶𝐸ೢ,,್ ሺ𝑝𝑑𝐶𝐸ೢ,,áೣ ሻ
𝑏
𝑝𝑑𝐶𝐸𝑤,𝑡,𝑚á𝑥
𝐷𝐶𝐸ೢ,,್ ሺ𝑝𝑑𝐶𝐸ೢ,,áೣషభ ሻ
𝑏
𝑝𝑑𝐶𝐸𝑤,𝑡,𝑚á𝑥−1
𝐷𝐶𝐸ೢ,,್ ሺ𝑝𝑑𝐶𝐸ೢ,,áೣషమ ሻ
𝑏
𝑝𝑑𝐶𝐸𝑤,𝑡,𝑚á𝑥−2
« «
𝐷𝐶𝐸ೢ,,್ ሺ𝑝𝑑𝐶𝐸ೢ,,íశభ ሻ
𝑏
𝑝𝑑𝐶𝐸𝑤,𝑡,𝑚í𝑛+1
𝐷𝐶𝐸ೢ,,್ ሺ𝑝𝑑𝐶𝐸ೢ,,í ሻ
𝑏
𝑝𝑑𝐶𝐸𝑤,𝑡,𝑚í𝑛
Donde:
𝐷𝐶𝐸ೢ,,್ ሺ𝑝𝑑𝐶𝐸ೢ, ሻ: Capacidad del producto 𝐶𝐸𝑤,𝑡 que el
comprador 𝑏 está dispuesto a comprar al
precio 𝑝𝑑𝐶𝐸ೢ, . Esta capacidad de transporte
se determinará con base en la curva de
demanda del comprador 𝑏 que se forma a
partir de sus cinco (5) preferencias
declaradas según la Tabla 2. Este valor se
expresará en KPCD.
𝑝𝑑𝐶𝐸ೢ, : Cada uno de los precios que los
compradores 𝑏 están dispuestos a pagar por
el producto 𝐶𝐸𝑤,𝑡. Esta variable tomará los
A
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 85/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
valores ordenados en forma descendente
desde 𝑝𝑑𝐶𝐸ೢ,,áೣ hasta 𝑝𝑑𝐶𝐸ೢ.,í .
𝑝𝑑𝐶𝐸ೢ,,áೣ : Es el mayor de los precios 𝑝𝑖𝐶𝐸ೢ, declarados
por todos los compradores 𝑏, según la Tabla
2. Este valor se expresará en la moneda
vigente por KPC.
𝑝𝑑𝐶𝐸ೢ,,í : Es el menor de los precios 𝑝𝑖𝐶𝐸ೢ, declarados
por todos los compradores 𝑏, según la Tabla
2. Este valor se expresará en la moneda
vigente por KPC.
𝑝𝑑𝐶𝐸ೢ,,áೣషభ ,«, 𝑝𝑑𝐶𝐸ೢ,,íశభ : Son los precios 𝑝𝑖𝐶𝐸ೢ, declarados por todos
los compradores 𝑏, según la Tabla 2,
organizados de mayor a menor entre
𝑝𝑑𝐶𝐸ೢ,,áೣ y 𝑝𝑑𝐶𝐸ೢ,,í . Estos valores se
expresarán en la moneda vigente por KPC.
b) El subastador superpondrá la curva de demanda agregada, 𝐷𝐴𝐶𝐸𝑤,𝑡 de
la Tabla 3, y la curva de oferta agregada, 𝑂𝐶𝐸𝑤,𝑡 de la Tabla 1, para
establecer el resultado de la subasta, de acuerdo con los siguientes
tres (3) casos:
i. Si las dos (2) curvas tienen un único punto en común (𝑄𝐶𝐸ೢ,
∗, 𝑝∗),
éste determinará la capacidad total de transporte adjudicada,
𝑄𝐶𝐸ೢ,
∗, y el precio de adjudicación, 𝑝∗.
A cada comprador que haya declarado una disposición a pagar
mayor a 𝑝∗ y no haya declarado una disposición a pagar igual a 𝑝∗
se le asignará, al precio de adjudicación 𝑝∗, la capacidad de
transporte que está dispuesto a comprar al precio 𝑝∗. Esto se
determinará con base en la curva de demanda del comprador que
se forma a partir de sus cinco (5) preferencias declaradas según
la Tabla 2.
A cada comprador que haya declarado entre sus preferencias una
disposición a pagar igual a 𝑝∗ se le asignará la capacidad de
transporte que resulte de aplicar la Ecuación 1:
Ecuación 1
𝐷𝐶𝐸𝑤,𝑡,𝑏∗ൌ 𝐷𝐶𝐸ೢ,,್∗ቀ𝑝𝑖𝐶𝐸ೢ,,್∗ൌ 𝑝∗ቁ െ ൭ 𝐷𝐶𝐸ೢ,,್ ሺ𝑝∗ሻ
𝑏
൱ െ 𝑄𝐶𝐸ೢ,
∗൩ ൈ
𝐷𝐶𝐸ೢ,,್∗ቀ𝑝𝑖𝐶𝐸ೢ,,್∗ൌ 𝑝∗ቁ
∑𝐷𝐶𝐸ೢ,,್∗ሺ𝑝𝑖𝐶𝐸ೢ,,್∗ൌ 𝑝∗ሻ𝑏∗
Donde:
OM
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 86/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
𝑏∗: Comprador 𝑏 que declaró entre sus
preferencias, según la Tabla 2, una
disposición a pagar igual a 𝑝∗.
𝐷𝐶𝐸𝑤,𝑡,𝑏∗: Capacidad del producto 𝐶𝐸𝑤,𝑡,𝑏∗ que se
adjudica al comprador 𝑏∗. Este valor se
expresará en KPCD.
𝐷𝐶𝐸ೢ,,್∗ቀ𝑝𝑖𝐶𝐸ೢ,,್∗ൌ 𝑝∗ቁ: Capacidad del producto 𝐶𝐸𝑤,𝑡 que el
comprador 𝑏∗ declaró estar dispuesto a
comprar al precio 𝑝∗. Este valor se
expresará en KPCD.
𝐷𝐶𝐸ೢ,,್ : Capacidad del producto 𝐶𝐸𝑤,𝑡 que el
comprador 𝑏 está dispuesto a comprar al
precio 𝑝∗. Esta capacidad de transporte
se determinará con base en la curva de
demanda del comprador 𝑏 que se forma a
partir de sus cinco (5) preferencias
declaradas según la Tabla 2. Este valor se
expresará en KPCD.
𝑄𝐶𝐸ೢ,
∗: Capacidad total del producto 𝐶𝐸𝑤,𝑡
adjudicada en la subasta. Este valor se
expresará en KPCD.
A cada vendedor cuyo precio de reserva es menor al precio 𝑝∗ se
le asignará la totalidad de la capacidad de transporte ofrecida en
la subasta, 𝑂𝐶𝐸𝑤,𝑡,𝑣.
A cada vendedor cuyo precio de reserva es igual al precio 𝑝∗ se le
asignará la capacidad de transporte resultante de aplicar la
Ecuación 2:
Ecuación 2
𝑂𝐶𝐸𝑤,𝑡,𝑣∗ൌ 𝑂𝐶𝐸ೢ,,ೡ∗ሺ𝑃𝑅𝐶𝐸𝑤,𝑡,𝑣∗ൌ 𝑝∗ሻ െ ൭ 𝑂𝐶𝐸ೢ,,ೡ ሺ𝑝∗ሻ
𝑣
൱ െ 𝑄𝐶𝐸ೢ,
∗൩ ൈ ቈ
𝑂𝐶𝐸ೢ,,ೡ∗ሺ𝑃𝑅𝐶𝐸𝑤,𝑡,𝑣∗ൌ 𝑝∗ሻ
∑𝑂𝐶ೝ, ሺ𝑃𝑅𝐶𝐸𝑤,𝑡,𝑣∗ൌ 𝑝∗ሻ𝑣∗
Donde:
𝑣∗: Vendedor 𝑣 que con un precio de reserva,
𝑃𝑅𝐶𝐸𝑤,𝑡,𝑣∗
, igual a 𝑝∗.
𝑂𝐶𝐸𝑤,𝑡,𝑣∗: Capacidad del producto 𝐶𝐸𝑤,𝑡 que se adjudica
al vendedor 𝑣∗. Este valor se expresará en
KPCD.
A
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 87/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
𝑂𝐶𝐸ೢ,,𝑣∗ሺ𝑃𝑅𝐶𝐸𝑤,𝑡,𝑣∗ൌ 𝑝∗ሻ: Capacidad del producto 𝐶𝐸𝑤,𝑡 que el
vendedor 𝑣∗ declaró estar dispuesto a vender a
un precio de reserva igual a 𝑝∗. Este valor se
expresará en KPCD.
𝑂𝐶𝐸ೢ,,ೡ ሺ𝑝∗ሻ: Capacidad del producto 𝐶𝐸𝑤,𝑡 que el vendedor
𝑣 está dispuesto a vender al precio 𝑝∗. Esta
capacidad de transporte se determinará con
base en la curva de oferta del vendedor 𝑣
según la Tabla 1. Este valor se expresará en
KPCD.
𝑄𝐶𝐸ೢ,
∗: Capacidad total del producto 𝐶𝐸𝑤,𝑡 adjudicada
en la subasta. Este valor se expresará en
MBTUD
ii. Si las dos (2) curvas tienen más de un punto en común, se
aplicarán las siguientes reglas para determinar Q େ౭,౪
∗ y p∗:
(1) Cuando las dos (2) curvas coinciden para un mismo nivel
de precio, éste precio corresponderá al precio de
adjudicación 𝑝∗ y el subastador tomará la máxima
capacidad ofrecida a dicho precio como la capacidad de
transporte adjudicada, 𝑄𝐶𝐸ೢ,
∗.
(2) Cuando las dos (2) curvas coinciden para un mismo nivel
de capacidad, esta capacidad corresponderá a la capacidad
de transporte adjudicada, 𝑄𝐶𝐸ೢ,
∗, y el subastador tomará el
menor de los precios declarados por los compradores 𝑏,
𝑝𝑑𝐶𝐸𝑤,𝑡,𝑚í𝑛, según lo establecido en la Tabla 3 como el precio
de adjudicación de la subasta, 𝑝∗.
Una vez determinados la capacidad y el precio de adjudicación de
la subasta, 𝑄𝐶𝐸ೢ,
∗ y 𝑝∗, el subastador dará aplicación a lo
establecido en el numeral i anterior para determinar la capacidad
que debe adjudicar a cada uno de los compradores y de los
vendedores.
iii. Si las dos (2) curvas no tienen ningún punto en común, la
capacidad total adjudicada será cero (0).
5.10. Regla de minimización de contratos
Entre las 15:00 y las 17:00 horas del día programado para la subasta, el
administrador de las subastas definirá las partes de los contratos buscando
minimizar el número de los mismos. Para estos efectos el administrador de las
subastas:
A
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 88/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
a) Hará una lista de los vendedores del producto 𝐶𝐸𝑤,𝑡, dejando en el
primer lugar a aquel con la mayor cantidad asignada para la venta y
en el último lugar a aquel con la menor cantidad asignada para la
venta.
b) Hará una lista de los compradores del producto 𝐶𝐸𝑤,𝑡, dejando en el
primer lugar a aquel con la mayor cantidad asignada para la compra y
en el último lugar a aquel con la menor cantidad asignada para la
compra.
c) Con base en estas listas determinará las partes de los contratos. El
primer comprador de la lista suscribirá un contrato con el primer
vendedor de la lista. Los siguientes compradores de la lista suscribirán
contratos con los vendedores con las mayores cantidades residuales
del producto 𝐶𝐸𝑤,𝑡. Si a un comprador se le asignó una cantidad mayor
a la asignada al respectivo vendedor, el administrador de las subastas
determinará sus contrapartes buscando minimizar el número de
contratos mediante los pasos de los literales a) y b) anteriores.
Una vez surtido este proceso, el administrador de las subastas informará a los
compradores y los vendedores el resultado de las mismas y expedirá los
correspondientes certificados de asignación de cada uno de los productos 𝐶𝐸𝑤,𝑡.
5.11. Regla de suscripción de los contratos
Una vez la Dirección Ejecutiva publique el informe de que trata el literal g) del
numeral 4.2 de este Anexo, y si en él el auditor de las subastas establece que se
dio cumplimiento a la regulación vigente aplicable a la subasta correspondiente,
los compradores y vendedores contarán con cinco (5) días hábiles para la
suscripción de los contratos. En estos contratos se deberán reflejar los
resultados de la subasta.
Los compradores del producto 𝐶𝐸𝑤,𝑡 podrán solicitar el acceso físico al SNT, para
la capacidad contratada mediante el mecanismo de comercialización establecido
en este Anexo, para lo cual el transportador no dará aplicación a lo dispuesto en
el numeral iii) del literal d del numeral 3.1 del RUT, modificado por la Resolución
CREG 169 de 2011, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.
5.12. Subasta de capacidad excedentaria por tramos
Una vez llevado a cabo el procedimiento descrito en los numerales 5.7 a 5.10
anteriores, el administrador de las subastas deberá:
1. Con base en los resultados de las subastas, determinar los tramos de
gasoductos de las rutas 𝑤, establecidas del numeral 5.6 de este Anexo,
que aún tengan capacidad de transporte excedentaria disponible y
publicar dicha oferta a más tardar a las 08:00 horas del siguiente día
hábil de la fecha programada para las subastas iniciales.
at
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 89/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
2. De acuerdo con la información reportada según el numeral 5.4, calcular
el precio de reserva para cada tramo con capacidad de transporte
excedentaria, según lo establecido en el numeral 5.5 de este Anexo.
3. Ofrecer mediante subasta de sobre cerrado, bajo el mismo procedimiento
de los numerales 5.8 a 5.11 de este Anexo, de manera simultánea y por
separado cada uno de los tramos con capacidad de transporte
excedentaria determinados según el numeral 1 anterior.
La participación en el procedimiento de subasta del numeral 3 anterior deberá
cumplir con todos los requerimientos por parte de compradores y vendedores
establecidos en el presente Anexo.
Esta subasta deberá realizarse al siguiente día hábil de la fecha programada
para la subasta inicial, definida en los numerales 5.7 a 5.11 de este Anexo, con
los mismos tiempos establecidos en dichos numerales.
6. Mecanismos de cubrimiento para participar en las subastas
Cada comprador deberá presentar al administrador de las subastas los
mecanismos de cubrimiento para participar en las subastas que cubran: i) el
riesgo de que el comprador no participe en las subastas; y ii) el riesgo de que el
comprador que resulte con asignaciones en las subastas no presente los
correspondientes mecanismos de cumplimiento.
El administrador de las subastas administrará los mecanismos de cubrimiento
para participar en las subastas a través de un instrumento fiduciario regido por
los criterios definidos mediante la Resolución CREG 163 de 2014 o aquellas que
la modifiquen, complementen o sustituyan. Este instrumento fiduciario recibirá
y aprobará los mecanismos de cubrimiento, fungirá como su depositario, los
ejecutará según instrucciones del administrador de las subastas y transferirá
los recursos provenientes de la ejecución de los mecanismos de cubrimiento a
quien lo indique el administrador de las subastas. El administrador de las
subastas informará a los participantes del mercado con al menos 20 días
calendario antes de la fecha programada para la realización de la subasta la
información relacionada con el instrumento fiduciario.
Los mecanismos de cubrimiento están definidos en la Resolución CREG 065 de
2015 o aquellas que la modifiquen o sustituyan. En esa disposición, entre otros
aspectos, se establecen los siguientes: i) los mecanismos de cubrimiento
admisibles, ii) el valor de las coberturas, iii) los plazos de las coberturas, y iv)
los beneficiarios de los recursos cuando se ejecuten las coberturas, entre los
más relevantes.
DIEGO MESA PUYO
JORGE ALBERTO VALENCIA MARÍN
Ministro de Minas y Energía Director Ejecutivo
Presidente
Together
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 90/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
Anexo 5
Reglamento de las subastas del proceso úselo o véndalo de corto plazo
para capacidad de transporte de gas natural
1. Objeto
El presente reglamento tiene por objeto establecer las condiciones y
procedimientos para la negociación de capacidad de transporte de gas natural
mediante subastas por rutas y luego por tramos regulatorios, según lo dispuesto
en el Artículo 33 de la presente resolución.
2. Definiciones
Administrador de las subastas: persona natural o jurídica encargada de
organizar las subastas.
Auditor de las subastas: persona natural o jurídica, con reconocida experiencia
en procesos de auditoría, contratada por el administrador de las subastas para
auditar el desarrollo de las mismas.
Compradores de capacidad de transporte: compradores a los que se hace
referencia en el Artículo 26 de la presente resolución.
Declarantes de información sobre capacidad de transporte: son los
transportadores, los cuales deberán declarar al administrador de las subastas
los titulares de las capacidades de transporte de gas natural contratadas bajo
las modalidades de contratos firmes, contratos de transporte con firmeza
condicionada y contratos de transporte firmes de capacidades trimestrales que
no hayan sido nominadas para el siguiente día de gas.
Precios de adjudicación: son los precios que pagarán los compradores por la
capacidad de transporte adjudicada a través de las subastas. Corresponden a
los precios de cierre de las subastas.
Precio de reserva: precio mínimo al cual se ofrece para la venta un producto en
una subasta.
Producto: capacidad de transporte negociada bajo la modalidad contractual
firme para el día de gas. La capacidad contratada de transporte estará asociada
a una ruta especificada en el SNT, en la primera subasta, o a un tramo
regulatorio, en la segunda subasta. Por ruta se entenderá el conjunto de tramos
conectados entre sí con capacidad a subastar.
Sistema de subastas: corresponde a la plataforma tecnológica en la cual se
desarrollarán las subastas que se reglamentan en este Anexo.
Subasta: proceso de negociación con reglas definidas para la formación del
precio y la asignación del producto, de acuerdo con lo establecido en este Anexo.
In
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 91/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
Subastador: persona natural o jurídica, con reconocida experiencia en la
materia, que da aplicación al procedimiento de las subastas. Puede ser el
administrador de las subastas u otra persona que éste contrate.
Vendedores de capacidad de transporte: son los titulares de capacidades de
transporte de gas natural, bajo las modalidades de contratos firmes, contratos
de transporte con firmeza condicionada y contratos de transporte firmes de
capacidades trimestrales, con capacidad disponible para la subasta.
3. Principios generales de las subastas
Las subastas se regirán por los siguientes principios:
a) Eficiencia: el desarrollo de las subastas conducirá a optimizar el uso
de la capacidad de transporte disponible, a precios eficientes.
b) Publicidad: se garantizará a través de los mecanismos dispuestos en
la presente resolución.
c) Neutralidad: el diseño de las subastas y el reglamento de las mismas
no permitirán, inducirán o adoptarán prácticas de discriminación
indebida en contra de alguno de los participantes.
d) Simplicidad y transparencia: los mecanismos de las subastas serán
claros, explícitos y constarán por escrito, de tal forma que puedan ser
comprendidos sin duda ni ambigüedad.
e) Objetividad: los criterios de adjudicación serán claros e imparciales.
3.1. Responsabilidades y deberes del administrador de las subastas
a) Establecer, operar y mantener el sistema de subastas, el cual deberá
estar disponible a más tardar diez (10) días calendario antes de la fecha
programada para la realización de las primeras subastas.
b) Realizar a más tardar cinco (5) días calendario antes de la fecha
programada para la realización de la subasta, a través de una empresa
especializada, una auditoría operativa y de sistemas para verificar el
adecuado funcionamiento del sistema de subastas y certificar su
correcta operación frente a las especificaciones técnicas, operativas y
de seguridad, respecto del programa y de los equipos. Igualmente,
deberá remitir el certificado de dicha auditoría al auditor de la subasta
antes de la realización de las primeras subastas.
c) Elaborar los reglamentos que considere necesarios para llevar a cabo
las actividades encomendadas, los cuales deberán ser puestos a
consideración de la CREG para su concepto de no objeción a más
tardar cuarenta (40) días calendario antes de la fecha programada para
la realización de las primeras subastas. En especial deberá establecer
an
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 92/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
la estructura computacional y de comunicaciones requerida para el
acceso al sistema de subastas, así como los canales formales para la
comunicación con el administrador y con el subastador.
La CREG dará su concepto de no objeción de tal manera que veinte
(20) días calendario antes de la realización de las primeras subastas
sean públicos los reglamentos. A partir de la realización de las
primeras subastas la CREG dará su concepto de no objeción cuando
haya modificaciones en los reglamentos, para lo cual el administrador
de las subastas deberá poner a consideración de la CREG las
modificaciones del caso.
d) Ofrecer e impartir la capacitación y asistencia necesaria en el manejo
y operación del sistema de subastas a los vendedores y compradores a
los que se hace referencia en los artículos 25 y 26 de la presente
resolución, con una frecuencia anual. En caso de que alguno de los
vendedores y compradores a los que se hace referencia en los Artículos
25 y 26 de la presente resolución requiera capacitación adicional, el
administrador de las subastas podrá impartírsela, caso en el cual
podrá cobrar la cifra que las partes acuerden.
e) Contratar al auditor de las subastas, proceso que debe estar finalizado
por lo menos veinte (20) días calendario antes de la fecha programada
para la realización de las mismas.
f) Si el administrador de las subastas no desempeña el papel de
subastador, deberá contratarlo, proceso que deberá estar finalizado
por lo menos veinte (20) días calendario antes de la realización de las
mismas.
g) Emitir los certificados en los que se informe a los vendedores y a los
compradores los resultados de las subastas en las que participaron.
h) Conservar registros históricos, en medios electrónicos, de la totalidad
de operaciones realizadas en desarrollo de las subastas, de
conformidad con las disposiciones legales vigentes en materia de
conservación de documentos.
El gestor del mercado será el administrador de las subastas.
3.2. Responsabilidades y deberes del auditor de las subastas
a) Verificar la correcta aplicación de la regulación prevista para las
subastas.
b) Verificar que las comunicaciones con el administrador de las subastas
y el subastador se realicen única y exclusivamente mediante los
canales formales de comunicación establecidos por el administrador
de las subastas.
In
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 93/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
c) Verificar que durante las subastas se sigan expresamente los pasos y
reglas establecidos en este Anexo.
d) Informar al administrador de las subastas las situaciones en las que
considere que el mismo administrador o el subastador no están dando
cumplimiento a las disposiciones contenidas en la regulación vigente,
para que el administrador de las subastas tome los correctivos del caso
de manera inmediata.
e) Informar a los órganos responsables de la inspección, vigilancia y
control las situaciones en las que considere que i) los declarantes de
información sobre capacidad de transporte; ii) los vendedores de
capacidad de transporte; o vi) los compradores de capacidad de
transporte no están dando cumplimiento a las disposiciones
contenidas en la regulación.
f) Auditar, de manera aleatoria, una muestra significativa de las
subastas realizadas en cada año y remitir a la CREG, dentro de los
cinco (5) días siguientes a la finalización de cada bimestre, un informe
en el cual se establezca, sin ambigüedades, si el administrador de las
subastas dio cumplimiento o no a la regulación aplicable a las
subastas.
3.3. Responsabilidades y deberes del subastador
a) Recibir las declaraciones de los declarantes de información sobre
capacidad de transporte, según las condiciones que se establecen en
este Anexo.
b) Recibir las declaraciones de precios de reserva por parte de los
vendedores de capacidad de transporte, según las condiciones que se
establecen en este Anexo.
c) Recibir las declaraciones de cantidades y precios por parte de los
compradores de capacidad de transporte, según las condiciones que se
establecen en este Anexo.
d) Elaborar la curva de demanda agregada con base en las cantidades y
precios declarados por los compradores de capacidad de transporte,
según lo establecido en el literal a) del numeral 4.7 de este Anexo.
e) Elaborar la curva de oferta agregada con base en i) la información de
cantidades declaradas por los declarantes de información sobre
capacidad de transporte; y ii) la información de precios de reserva para
capacidad de transporte, según lo establecido en el literal b) del
numeral 4.7 de este Anexo.
f) Obtener los precios de adjudicación de la capacidad de transporte a
través de la superposición de las curvas de oferta y de demanda
agregadas.
oh
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 94/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
3.4. Obligaciones de los declarantes, los vendedores y los compradores en
relación con el uso del sistema de subastas
a) Tener a su disposición la estructura operativa y el equipo
computacional y de comunicaciones apropiado, de acuerdo con las
especificaciones operativas y técnicas establecidas por el
administrador de las subastas.
b) Utilizar y operar el sistema de subastas única y exclusivamente a
través del personal debidamente capacitado para el efecto.
c) Abstenerse de realizar actos contrarios a la libre competencia, actos
contrarios a la legislación o a la regulación vigente y actos que afecten
la transparencia del proceso o la adecuada formación de precios.
d) Informar de manera inmediata al administrador de las subastas
cualquier error o falla del sistema de subastas.
3.5. Sistema de subastas
La plataforma tecnológica deberá cumplir con los siguientes requisitos mínimos
a) Estar basada en protocolos de Internet.
b) Permitir el acceso a cada uno de los declarantes, de los vendedores y
de los compradores desde el sitio en el territorio nacional donde estos
dispongan de la infraestructura de computación y comunicaciones.
c) Mantener las bases de datos y servidores del sistema de subastas en
el sitio que para tal fin establezca el administrador de la subasta.
d) Garantizar la autenticación de los usuarios que acceden al sistema.
e) Cumplir las exigencias establecidas en la legislación que rige en
materia de comercio electrónico.
f) Tener un sistema que permita el manejo de información confidencial o
sujeta a reserva legal.
g) Incluir sistemas de respaldo que garanticen la operación continua
durante el proceso de subastas.
h) Estar dotado de un registro de todos los procesos realizados en él,
incluyendo el registro de ingreso de cada uno de los usuarios.
i) Contar con los sistemas de respaldo que el administrador de las
subastas considere necesarios para el correcto funcionamiento del
sistema. El administrador de las subastas no será responsable por la
suspensión o interrupción de los servicios, ni por las deficiencias
mecánicas, electrónicas o de software que se observen en la prestación
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RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 95/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
del servicio derivadas de las limitaciones tecnológicas propias del
sistema computacional, ni por cualquier otro hecho que escape al
control del administrador, como caso fortuito o fuerza mayor.
3.6. Mecanismos de contingencia
Cuando el sistema de subastas se suspenda por las causas señaladas a
continuación, se procederá como se establece para cada una de ellas:
a) Suspensión por fallas técnicas durante el día en que se realicen las
subastas.
El administrador de las subastas deberá informar a los compradores y
a los vendedores los mecanismos necesarios para hacer las
asignaciones en los tiempos que se establecen en este Anexo.
b) Suspensión parcial de la operación del sistema de subastas.
Se entenderá como suspensión parcial de la operación del sistema de
subastas la falla asociada a las estaciones de trabajo de cualquiera de
los declarantes, de los vendedores y de los compradores o de sus
sistemas de comunicación.
Cuando se presente la suspensión parcial de la operación del sistema
de subastas, los declarantes, los vendedores y los compradores cuyas
estaciones de trabajo o sistema de comunicación fallaron deberán
remitir, de acuerdo con la vía alterna establecida por el administrador
de las subastas, las declaraciones de cantidades y capacidades no
nominadas, precios de reserva y solicitudes de compra, cumpliendo
con la reglamentación vigente. Dichas declaraciones serán ingresadas
al sistema de subastas conforme a los procedimientos establecidos por
el administrador de las subastas.
El administrador de las subastas deberá informar estos mecanismos de
contingencia a más tardar veinte (20) días calendario antes de la realización de
las primeras subastas, o a más tardar veinte (20) días calendario antes de la
realización de las subastas siguientes a una modificación de dichos mecanismos.
4.1. Tipo de subasta
Subasta de sobre cerrado.
4.2. Producto
Capacidad de transporte disponible, 𝑪𝒓, que se negociará mediante cada una de
las subastas y que tendrá los siguientes atributos:
a) Modalidad contractual: contrato firme.
b) Ruta, 𝑟: se deberá especificar la ruta del SNT en la que hay capacidad de
transporte disponible.
c) Duración: un (1) día.
KM
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 96/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
4.3. Tamaño del producto
La capacidad del producto 𝐶𝑟 que se ofrece en las subastas y la requerida por
cada comprador corresponderá a un múltiplo entero de un (1) KPCD.
4.4. Capacidad de transporte disponible y precios de reserva
A más tardar a las 16:40 horas del Día D-1 los declarantes de información sobre
capacidad de transporte le declararán al administrador de las subastas la
información señalada en la Tabla 1.
Tabla 1. Declaración de capacidades no nominadas
Ruta* Titular Capacidad no
nominada
𝒓 𝑣 𝑄𝐶ೝ,ೡ
Nota*: los declarantes de información deberán especificar los tramos regulatorios
que componen cada ruta que declaren.
Donde:
𝑟: Ruta en la que estará disponible la capacidad de transporte.
𝑣: Titular de los derechos de la capacidad de transporte no nominada en
la ruta 𝑟. Puede ser un generador térmico titular de derechos de
capacidad de transporte. El titular 𝑣 actuará como un vendedor
durante el desarrollo del procedimiento establecido en los numerales
4.7 y 4.8 de este Anexo.
𝑄𝐶ೝ,ೡ : Capacidad de transporte no nominada para el siguiente día de gas en
la ruta 𝑟 y cuyo titular es 𝑣. En el caso de un generador térmico 𝑡 esta
variable corresponderá a 𝑄𝐶ೝ, . Este valor se expresará en KPCD.
En esta declaración no se deberán incluir las capacidades no nominadas como
consecuencia de uno de los eventos de fuerza mayor, caso fortuito o causa
extraña o de uno de los eventos eximentes de responsabilidad a los que se hace
referencia en los artículos 10 y 11 de la presente resolución.
El administrador de la subasta calculará el precio de reserva, 𝑃𝑅𝐶ೝ , para cada
uno de los productos 𝐶𝑟 a subastar, como 1,1 veces el valor de los cargos
variables que remuneran el costo de inversión de la pareja de cargos 80%Fijo ²
20%Variable, para todos los tramos y/o grupo de gasoductos de la ruta 𝐶𝑟,
incluyendo los cargos estampilla cuando a ello hubiere lugar. Este precio no
podrá tener más de dos (2) cifras decimales y se expresará en la moneda vigente
por KPC.
A cada uno de los vendedores 𝑣 de cada ruta con capacidad de transporte no
nominada 𝐶𝑟 se le asignará el precio de reserva 𝑃𝑅𝐶ೝ calculado por el
administrador de la subasta.
M
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 97/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
A más tardar a las 16:55 horas del Día D-1 los generadores térmicos que no
hayan nominado la totalidad de la capacidad de transporte contratada, para el
siguiente día de gas, le deberán informar al administrador de las subastas qué
capacidad de transporte no está disponible para las subastas. La capacidad
informada por los generadores no será considerada parte de la capacidad de
transporte disponible.
Si antes de las 16:55 horas el administrador de las subastas no recibe esta
información del generador térmico 𝑡, el administrador de las subastas entenderá
que la capacidad de transporte no disponible, 𝑄𝑪𝒓,𝒕, es cero (0). Por consiguiente
entenderá que la totalidad de la capacidad de transporte no nominada por el
generador térmico 𝑡 está disponible para la subasta.
4.5. Publicación de la capacidad disponible
A más tardar a las 17:05 horas del Día D-1, el administrador de las subastas
publicará la capacidad total disponible en cada ruta, 𝑄𝑪𝒓, como se señala en la
Tabla 2.
Tabla 2. Capacidad total disponible
Ruta* Capacidad total, 𝑸𝑪𝒓
𝒓 𝑄𝐶ೝ ൌ 𝑄𝐶ೝ,ೡ
𝑣
െ 𝑄𝐶ೝ,
𝑡
Nota*: cuando el gestor realice la subasta por tramos esta tabla se construirá
con la información de la capacidad disponible que después de la subasta por
rutas quede como disponible para el proceso de úselo o véndalo de corto plazo.
Donde:
𝑟: Ruta en la que estará disponible la capacidad de transporte.
𝑄𝑪𝒓: Capacidad total disponible para el siguiente día de gas en la ruta 𝑟.
Este valor se expresará en KPCD.
𝑄𝑪𝒓,ೡ : Capacidad de transporte no nominada para el siguiente día de gas en
la ruta 𝑟 y cuyo titular es 𝑣. Incluye la capacidad de transporte no
nominada por parte de los generadores térmicos titulares de derechos
de capacidad de transporte. Este valor se expresará en KPCD.
𝑄 𝑪𝒓, : Capacidad de transporte no nominada para el siguiente día de gas, en
la ruta 𝑟, cuyo titular es un generador térmico 𝑡, la cual no está
disponible para la subasta. Este valor se expresará en KPCD.
4.6. Recibo de las solicitudes de compra
A más tardar a las 17:15 horas del Día D-1, los compradores de capacidad de
transporte que están interesados en comprar capacidad del producto 𝐶𝑟 enviarán
sus solicitudes de compra al administrador de las subastas. Para estos efectos
M
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de transporte en el mercado mayorista de gas natural
le presentarán cinco (5) puntos de su curva de demanda, según lo señalado en
la Tabla 3.
Tabla 3. Demanda del comprador 𝒘
Preferencia* Capacidad
demandada Precio
𝒊 𝐷𝐶ೝ,ೢ ሺ𝑝𝑖𝐶ೝ,ೢ ሻ 𝑝𝑖𝐶ೝ,ೢ
Nota*: cuando el gestor realice la subasta por tramos esta tabla se construirá
con la información de las preferencias por tramos.
Donde:
𝑖: Preferencia del comprador 𝑤. La variable 𝑖 tomará los valores
enteros de uno (1) a cinco (5).
𝐷𝐶ೝ,ೢ ሺ𝑝𝑖𝐶ೝ,ೢ ሻ: Capacidad del producto 𝐶𝑟 que el comprador 𝑤 está dispuesto a
comprar al precio 𝑝𝑖𝐶ೝ,ೢ , según su preferencia 𝑖. Este valor se
expresará en KPCD.
𝑝𝑖𝐶ೝ,ೢ : Precio que el comprador 𝑤 está dispuesto a pagar por la capacidad
𝐷𝐶ೝ,ೢ ሺ𝑝𝑖𝐶ೝ,ೢ ሻ, según su preferencia 𝑖. Este valor se expresará la
moneda vigente por KPC.
La capacidad 𝐷𝐶ೝ,ೢ ሺ𝑝𝑖𝐶ೝ,ೢ ሻ deberá ser un múltiplo entero de un (1) KPCD, y deberá
ser igual o inferior a la capacidad total disponible, 𝑄𝑪𝒓. Por su parte, el precio
𝑝𝑖𝐶ೝ,ೢ deberá ser superior o igual a cero (0) y no podrá tener más de dos (2) cifras
decimales. Las ofertas que no cumplan con las condiciones indicadas se
entenderán como no presentadas.
4.7. Desarrollo de las subastas
Entre las 17:15 y las 17:25 horas del Día D-1 el subastador dará aplicación al
procedimiento de subasta de sobre cerrado para cada producto 𝐶𝑟, como se
dispone a continuación:
a) Con base en las cantidades 𝐷𝐶ೝ,ೢ ሺ𝑝𝑖𝐶ೝ,ೢ ሻ y en los precios 𝑝𝑖𝐶ೝ,ೢ el
subastador determinará la curva de demanda agregada de cada
producto 𝐶𝑟, 𝐷𝐴𝐶ೝ , la cual se formará conforme a lo establecido en la
Tabla 4.
Tabla 4. Demanda agregada del producto 𝑪𝒓, 𝑫𝑨𝑪𝒓
Capacidad agregada, 𝑫𝑨𝑪𝒓 * Precio, 𝒑𝒅𝑪𝒓
𝐷𝐶ೝ,ೢ ሺ𝑝𝑑𝐶ೝ,áೣ ሻ
𝑤
𝑝𝑑𝐶𝑟,𝑚á𝑥
𝐷𝐶ೝ,ೢ ሺ𝑝𝑑𝐶ೝ,áೣషభ ሻ
𝑤
𝑝𝑑𝐶𝑟,𝑚á𝑥−1
It
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 99/106
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de transporte en el mercado mayorista de gas natural
Capacidad agregada, 𝑫𝑨𝑪𝒓 * Precio, 𝒑𝒅𝑪𝒓
𝐷𝐶ೝ,ೢ ሺ𝑝𝑑𝐶ೝ,áೣషమ ሻ
𝑤
𝑝𝑑𝐶𝑟,𝑚á𝑥−2
« «
𝐷𝐶ೝ,ೢ ሺ𝑝𝑑𝐶ೝ,íశభ ሻ
𝑤
𝑝𝑑𝐶𝑟,𝑚í𝑛+1
𝐷𝐶ೝ,ೢ ሺ𝑝𝑑𝐶ೝ,í ሻ
𝑤
𝑝𝑑𝐶𝑟,𝑚í𝑛
Nota*: cuando el gestor realice la subasta por tramos esta tabla la construirá
con la información de la demanda agregada por tramos.
Donde:
𝐷𝐶ೝ,ೢ ሺ𝑝𝑑𝐶ೝ ሻ: Capacidad del producto 𝐶𝑟 que el comprador 𝑤
está dispuesto a comprar al precio 𝑝𝑑𝐶ೝ . Esta
capacidad de transporte se determinará con
base en la curva de demanda del comprador 𝑤
que se forma a partir de sus cinco (5)
preferencias declaradas según la Tabla 3. Este
valor se expresará en KPCD.
𝑝𝑑𝐶ೝ : Cada uno de los precios que los compradores 𝑤
están dispuestos a pagar por el producto 𝐶𝑟.
Esta variable tomará los valores ordenados en
forma descendente desde 𝑝𝑑𝐶ೝ,áೣ hasta 𝑝𝑑𝐶ೝ,í .
𝑝𝑑𝐶ೝ,áೣ : Es el mayor de los precios 𝑝𝑖𝐶ೝ,ೢ declarados por
todos los compradores 𝑤, según la Tabla 3. Este
valor se expresará en la moneda vigente por
KPC.
𝑝𝑑𝐶ೝ,í : Es el menor de los precios 𝑝𝑖𝐶ೝ,ೢ declarados por
todos los compradores 𝑤, según la Tabla 3. Este
valor se expresará en la moneda vigente por
KPC.
𝑝𝑑𝐶ೝ,áೣషభ ,«, 𝑝𝑑𝐶ೝ,íశభ : Son los precios 𝑝𝑖𝐶ೝ,ೢ declarados por todos los
compradores 𝑤, según la Tabla 3, organizados
de mayor a menor entre 𝑝𝑑𝐶ೝ,áೣ y 𝑝𝑑𝐶ೝ,í . Estos
valores se expresarán en la moneda vigente por
KPC.
at
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 100/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
b) Con base en las capacidades 𝑄𝐶ೝ,ೡ y 𝑄𝐶ೝ, y en los precios𝑃𝑅𝐶ೝ,ೡ el
subastador determinará la curva de oferta agregada en cada producto
𝐶𝑟, 𝑂𝐴𝐶ೝ , la cual se formará conforme a lo establecido en la Tabla 6.
Para estos efectos se aplicarán los siguientes pasos.
i. Establecer la curva de oferta del producto 𝐶𝑟 para cada vendedor,
como se dispone en la Tabla 5.
Tabla 5. Oferta de cada vendedor 𝒗
Capacidad ofrecida * Precios
Cero (0) 0 ൏ 𝑝𝑜𝑪𝒓൏ 𝑃𝑅𝑪𝒓
𝑂𝑪𝒓,𝒗ሺ𝑃𝑅𝑪𝒓ሻ 𝑝𝑜𝑪𝒓 𝑃𝑅𝐶ೝ
Nota*: cuando el gestor realice la subasta por tramos esta tabla la construirá
con la información de la oferta por tramos.
Donde:
𝑂𝐶ೝ,ೡ ሺ𝑃𝑅𝐶ೝ ሻ: Capacidad del producto 𝐶𝑟 que el vendedor 𝑣 está
dispuesto a vender al precio 𝑃𝑅𝐶ೝ . En el caso de los
generadores térmicos 𝑡 esta capacidad se
determinará como la diferencia entre 𝑄𝐶ೝ, y 𝑄𝐶ೝ, . En
el caso de los demás titulares de derechos de
capacidad de transporte esta capacidad será igual a
𝑄𝐶ೝ,ೡ . Este valor se expresará en KPCD.
𝑝𝑜𝐶ೝ : Precio al que un vendedor está dispuesto a vender la
capacidad del producto 𝐶𝑟. Este valor se expresará
en la moneda vigente por KPC.
𝑃𝑅𝐶ೝ : Precio de reserva del producto 𝐶𝑟 calculado por el
administrador de la subasta según lo establecido en
el numeral 4.4 de este anexo. Este valor se expresará
en la moneda vigente por KPC.
ii. Establecer la curva de oferta agregada de cada producto 𝐶𝑟, 𝑂𝐴𝐶𝑟,
la cual se formará conforme a lo establecido la Tabla 6.
Tabla 6. Oferta agregada del producto 𝑪𝒓, 𝑶𝑨𝑪𝒓
Cantidad agregada, 𝑶𝑨𝑪𝒓 * Precio, 𝒑𝒐𝑪𝒓
𝑂𝐶𝑟,𝑣ሺ𝑃𝑅𝐶𝑟,𝑚í𝑛ሻ
𝑣
𝑃𝑅𝐶𝑟,𝑚í𝑛
Nota*: cuando el gestor realice la subasta por tramos esta tabla la construirá
con la información de la oferta agregada por tramos.
an
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 101/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
Donde:
𝑂𝐶𝑟,𝑣ሺ𝑝𝑜𝐶𝑟ሻ: Capacidad del producto 𝐶𝑟 que el vendedor
𝑣 está dispuesto a vender al precio 𝑝𝑜𝐶𝑟.
Esta capacidad se determinará con base
en la curva de oferta del vendedor 𝑣 según
la Tabla 5. Este valor se expresará en
KPCD.
𝑝𝑜𝐶𝑟: Precio al que un vendedor 𝑣 está dispuesto
a vender la capacidad del producto 𝐶𝑟.
c) El subastador superpondrá la curva de demanda agregada, 𝐷𝐴𝐶𝑟, y la
curva de oferta agregada, 𝑂𝐴𝐶𝑟, para establecer el resultado de la
subasta, de acuerdo con los siguientes tres (3) casos:
i. Si las dos (2) curvas tienen un único punto en común (𝑄𝐶ೝ
∗, 𝑝∗),
éste determinará la capacidad total de transporte adjudicada, 𝑄𝐶ೝ
∗,
y el precio de adjudicación, 𝑝∗.
A cada comprador que haya declarado una disposición a pagar
mayor a 𝑝∗ y no haya declarado una disposición a pagar igual a 𝑝∗
se le asignará, al precio de adjudicación 𝑝∗, la capacidad de
transporte que está dispuesto a comprar al precio 𝑝∗. Esto se
determinará con base en la curva de demanda del comprador que
se forma a partir de sus cinco (5) preferencias declaradas según
la Tabla 3.
A cada comprador que haya declarado entre sus preferencias una
disposición a pagar igual a 𝑝∗ se le asignará la capacidad de
transporte que resulte de aplicar la Ecuación 3:
Ecuación 3
𝐷𝐶𝑟,𝑥ൌ 𝐷𝐶ೝ,ೣ ൫𝑝𝑖𝐶ೝ,ೣ ൌ 𝑝∗൯ െ ൭ 𝐷𝐶ೝ,ೢ ሺ𝑝∗ሻ
𝑤
൱ െ 𝑄𝐶ೝ
∗൩ ൈ
𝐷𝐶ೝ,ೣ ൫𝑝𝑖𝐶ೝ,ೣ ൌ 𝑝∗൯
∑𝐷𝐶ೝ,ೣ ሺ𝑝𝑖𝐶ೝ,ೣ ൌ 𝑝∗ሻ𝑥
൩
Donde:
𝑥: Comprador 𝑤 que declaró entre sus
preferencias, según la Tabla 3, una disposición
a pagar igual a 𝑝∗.
𝐷𝐶𝑟,𝑥: Capacidad del producto 𝐶𝑟 que se adjudica al
comprador 𝑥. Este valor se expresará en KPCD.
H
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 102/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
𝐷𝐶ೝ,ೣ ൫𝑝𝑖𝐶ೝ,ೣ ൌ 𝑝∗൯: Capacidad del producto 𝐶𝑟 que el comprador 𝑥
declaró estar dispuesto a comprar al precio 𝑝∗.
Este valor se expresará en KPCD.
𝐷𝐶ೝ,ೢ ሺ𝑝∗ሻ: Capacidad del producto 𝐶𝑟 que el comprador 𝑤
está dispuesto a comprar al precio 𝑝∗. Esta
capacidad de transporte se determinará con
base en la curva de demanda del comprador 𝑤
que se forma a partir de sus cinco (5)
preferencias declaradas según la Tabla 3. Este
valor se expresará en KPCD.
𝑄𝐶ೝ
∗: Capacidad total del producto 𝐶𝑟 adjudicada en
la subasta. Este valor se expresará en KPCD.
A cada vendedor cuyo precio de reserva es menor al precio 𝑝∗ se
le asignará la totalidad de la capacidad de transporte ofrecida en
la subasta, 𝑂𝐶𝑟,𝑣
.
A cada vendedor cuyo precio de reserva es igual al precio 𝑝∗ se le
asignará la capacidad de transporte resultante de aplicar la
Ecuación 4:
Ecuación 4
𝑂𝐶𝑟,𝑦ൌ 𝑂𝐶ೝ, ሺ𝑃𝑅𝐶𝑟,𝑦ൌ 𝑝∗ሻ െ ൭ 𝑂𝐶ೝ,ೡ ሺ𝑝∗ሻ
𝑣
൱ െ 𝑄𝐶ೝ
∗൩ ൈ ቈ
𝑂𝐶ೝ, ሺ𝑃𝑅𝐶𝑟,𝑦ൌ 𝑝∗ሻ
∑𝑂𝐶ೝ, ሺ𝑃𝑅𝐶𝑟,𝑦ൌ 𝑝∗ሻ𝑦
Donde:
𝑦: Vendedor 𝑣 que declaró un precio de
reserva, 𝑃𝑅𝐶𝑟,𝑦
, igual a 𝑝∗.
𝑂𝐶𝑟,𝑦: Capacidad del producto 𝐶𝑟 que se adjudica al
vendedor 𝑦. Este valor se expresará en KPCD.
𝑂𝐶ೝ, ሺ𝑃𝑅𝐶𝑟,𝑦ൌ 𝑝∗ሻ: Capacidad del producto 𝐶𝑟 que el vendedor 𝑦
declaró estar dispuesto a vender a un precio
de reserva igual a 𝑝∗. Este valor se expresará
en KPCD.
𝑂𝐶ೝ,ೡ ሺ𝑝∗ሻ: Capacidad del producto 𝐶𝑟 que el vendedor 𝑣
está dispuesto a vender al precio 𝑝∗. Esta
capacidad de transporte se determinará con
base en la curva de oferta del vendedor 𝑣
según la Tabla 5. Este valor se expresará en
KPCD.
At
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 103/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
𝑄𝐶ೝ
∗: Capacidad total del producto 𝐶𝑟 adjudicada
en la subasta. Este valor se expresará en
KPCD.
ii. Si las dos (2) curvas tienen más de un punto en común, se
aplicarán las siguientes reglas para determinar 𝑄𝐶ೝ
∗ y 𝑝∗:
(3) Cuando las dos (2) curvas coinciden para un mismo nivel de
precio, éste precio corresponderá al precio de adjudicación 𝑝∗
y el subastador tomará la máxima capacidad ofrecida a dicho
precio como la capacidad de transporte adjudicada, 𝑄𝐶ೝ
∗.
(4) Cuando las dos (2) curvas coinciden para un mismo nivel de
capacidad, esta capacidad corresponderá a la capacidad de
transporte adjudicada, 𝑄𝐶ೝ
∗, y el subastador tomará el menor
de los precios declarados por los compradores 𝑤, 𝑝𝑑𝐶𝑟,𝑚í𝑛,
según lo establecido en la Tabla 4, como el precio de
adjudicación de la subasta, 𝑝∗.
Una vez determinados la capacidad y el precio de adjudicación de
la subasta, 𝑄𝐶ೝ
∗ y 𝑝∗, el subastador dará aplicación a lo establecido
en el numeral i anterior para determinar la capacidad que debe
adjudicar a cada uno de los compradores y de los vendedores.
iii. Si las dos (2) curvas no tienen ningún punto en común, la
capacidad total adjudicada será cero (0).
d) Tras la terminación de la subasta, una vez adjudicadas las
capacidades a los compradores y a los vendedores, el administrador de
la subasta definirá las partes de los contratos buscando minimizar el
número de los mismos. Para estos efectos el administrador de las
subastas:
i. Hará una lista de los vendedores 𝑣 del producto 𝐶𝑟 dejando en el
primer lugar a aquel con la mayor capacidad asignada para la
venta y en el último lugar a aquel con la menor capacidad
asignada para la venta.
ii. Hará una lista de los compradores 𝑤 del producto 𝐶𝑟 dejando en
el primer lugar a aquel con la mayor capacidad asignada para la
compra y en el último lugar a aquel con la menor capacidad
asignada para la compra.
iii. Con base en estas listas determinará las partes de los contratos.
El primer comprador de la lista celebrará un contrato con el
primer vendedor de la lista. Los siguientes compradores en la lista
celebrarán contratos con los vendedores con las mayores
capacidades residuales del producto 𝐶𝑟. Si a un comprador se le
asignó una capacidad mayor a la asignada al respectivo vendedor,
el administrador de las subastas determinará sus contrapartes
ad
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 104/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
buscando minimizar el número de contratos mediante los pasos
de los numerales i y ii anteriores.
Una vez surtido este proceso, el administrador de las subastas
expedirá los correspondientes certificados de asignación de los
productos 𝐶𝑟. En estos certificados se deberá indicar el número de la
cuenta bancaria donde el comprador puede realizar el prepago
mediante transferencia electrónica.
4.8. Información de los resultados de las subastas
A más tardar a las 17:25 horas del Día D-1 el administrador de las subastas
informará a los compradores y a los vendedores el resultado de las mismas.
Los compradores y los vendedores tendrán hasta la 18:00 horas para suscribir
los contratos y dar el aviso correspondiente al gestor del mercado.
4.9. Subasta de úselo o véndalo de corto plazo por tramos
Una vez llevado a cabo el procedimiento descrito en los numerales 4.1 a 4.8
anteriores, el administrador de la subasta deberá:
1. Con base en los resultados de las subastas por rutas, (i) determinar los
tramos de gasoductos de las rutas que a la 18:05 horas quedaron con
cantidades disponibles, y (ii) publicar dicha oferta por tramo a más tardar
a las 18:20 horas del Día D-1 de gas.
2. A más tardar a las 18:30 del día D-1 recibir las solicitudes de compra.
3. Entre las 18:30 y las 18:40 realizar la subasta.
4. A más tardar a las 18:40 horas del Día D-1 el administrador de las
subastas informará a los compradores y a los vendedores el resultado de
las mismas.
5. Los compradores y los vendedores tendrán hasta la 18:50 horas para
suscribir los contratos y dar el aviso correspondiente al gestor del
mercado.
4. Mecanismos de cubrimiento
Los vendedores de capacidad de transporte deberán suscribir los contratos de
transporte con los compradores que hayan resultado asignados en la subasta y
que hayan establecido un mecanismo válido para cubrir el riesgo de cartera que
enfrenta el vendedor. Los mecanismos para cubrir el riesgo de cartera pueden
ser acordados por las partes. En caso de no llegar a acuerdo el comprador podrá
realizar prepago de la capacidad así:
a) Tipo de operación: Transferencia electrónica a la cuenta bancaria que haya
declarado el vendedor al administrador de las subastas.
at
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 105/106
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de transporte en el mercado mayorista de gas natural
b) Monto de la operación: Valor en pesos para el día de gas obtenido como el
producto entre la capacidad adjudicada, expresada en KPCD, el precio de
adjudicación, expresado en la moneda vigente por KPC. En caso de que la
moneda vigente del precio esté en dólares americanos se deberá hacer la
conversión a pesos con la TRM del último día del mes anterior al mes en que
se realice la subasta.
Si el comprador realiza el prepago de la capacidad, adoptará la condición de
remitente de corto plazo y como tal será el titular de la capacidad contratada
para el día de gas. En este evento el vendedor estará obligado a nominar la
capacidad negociada o solicitarla al responsable de la nominación de transporte,
según corresponda.
Cuando el vendedor incumpla al titular de la capacidad contratada para el día
de gas, el vendedor deberá reconocer y pagar al comprador al que le incumplió
el valor resultante de aplicar la siguiente ecuación:
𝐶𝑂𝑀ൌ 1,5 ൈ ൫𝑇𝑅𝑀 ൈ ሺ𝑃ൈ 𝑇𝑑ሻ൯ ൫𝑃𝑅𝐶ೝ ൯ ൈ ൬ 𝑇𝑑
𝑃𝐶൰൨
Donde:
𝐶𝑂𝑀: Valor de la compensación, expresado en pesos.
𝑇𝑅𝑀: Tasa de cambio del último día del mes anterior al mes en que se
realice la subasta, expresada en pesos por dólar de los Estados
Unidos de América.
𝑃: Precio del gas natural dejado de transportar, vigente para el mes
anterior al mes en que se presente el incumplimiento, expresado en
dólares de los Estados Unidos de América por MBTU. Se estimará
como el precio promedio nacional de contratos firmes al que se hace
referencia en el numeral iii del literal c) del numeral 1.2 del Anexo 1
de la Resolución CREG 186 de 2020, o aquellas que la modifiquen o
sustituyan, que esté publicado el último día hábil del mes anterior
al mes en que se presente el incumplimiento.
𝑇𝑑: Cantidad total de energía dejada de transportar durante el día 𝑑,
expresada en MBTU.
𝑑: Día de gas en el que se presentó el incumplimiento.
𝑃𝑅𝐶ೝ : Precio de reserva del producto 𝐶𝑟. Este precio no podrá tener más de
dos cifras decimales, en la moneda vigente por KPC.
𝑃𝐶: Poder calorífico del gas dejado de transportar, expresado en MBTU
por KPC. Se utilizará el valor de poder calorífico reportado en el
M
RESOLUCIÓN No. 185 DE 23 SEP. 2020 HOJA No. 106/106
Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad
de transporte en el mercado mayorista de gas natural
Sistema Único de Información de la Superintendencia de Servicios
Públicos Domiciliarios para el mes anterior al mes en que se
presentó el incumplimiento.
DIEGO MESA PUYO
JORGE ALBERTO VALENCIA MARÍN
Ministro de Minas y Energía Director Ejecutivo
Presidente
Tytler