Source: http://legal.legis.com.co/document.legis/resolucion-100-de-julio-11-de-2014?documento=legcol&contexto=legcol_00b62e50681d0022e0530a0101510022&vista=STD-PC
Timestamp: 2018-12-18 19:40:24+00:00

Document:
RESOLUCIÓN 100 DE 11 DE JULIO DE 2014
CONTENIDO:ORDENA HACER PÚBLICO UN PROYECTO DE RESOLUCIÓN DE CARÁCTER GENERAL, POR LA CUAL SE MODIFICA LA RESOLUCIÓN 89 DE 2013, RELACIONADA CON EL MERCADO MAYORISTA DE GAS NATURAL.
RESOLUCIÓN 100 DE 2014
“Por la cual se ordena hacer público un proyecto de resolución de carácter general, “por la cual se modifica la Resolución CREG 89 de 2013”.
en ejercicio de sus atribuciones legales, en especial las conferidas por la Ley 142 de 1994, y en desarrollo del Decreto 2253 de 1994 y
Conforme a lo dispuesto por el artículo 8º del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo, la comisión debe hacer públicos en su página web todos los proyectos de resolución de carácter general que pretenda adoptar.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 614 del 11 de julio de 2014, aprobó hacer público el proyecto de resolución “por la cual se modifica la Resolución CREG 89 de 2013”,
ART. 1º—Hágase público el proyecto de resolución “por la cual se modifica la Resolución CREG 89 de 2013”.
ART. 2º—Se invita a los agentes, a los usuarios, a las autoridades locales municipales y departamentales competentes, a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y a la Superintendencia de Industria y Comercio, para que remitan sus observaciones o sugerencias sobre la propuesta dentro de los diez (10) días hábiles siguientes a la publicación de este proyecto en la página web de la CREG.
PAR. 2º—Las obligaciones suspendidas por la ocurrencia de un evento de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña se podrán reiniciar antes del período establecido en el numeral 5 de este artículo si las partes así lo convienen.
PAR. 2º—Para los eventos señalados en los numerales 1º, 2º y 4º del presente artículo deberá seguirse el procedimiento establecido en el artículo 11 de la presente resolución. Las obligaciones suspendidas por la ocurrencia de un evento eximente de responsabilidad se podrán reiniciar antes del período establecido en el numeral 5ҏ del artículo 11 de la presente resolución si las partes así lo convienen.
ART. 24.—Negociación según el balance de la UPME. Los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en los artículos 17 y 18 de esta resolución podrán negociar el suministro de gas natural, durante el período de tiempo que defina la CREG, mediante los mecanismos de comercialización establecidos en los artículos 25 y 27 de esta resolución, según lo dispuesto en este artículo.
ART. 40.—Negociaciones mediante los procesos úselo o véndalo. Los participantes del mercado, que estén registrados en el BEC, según lo dispuesto en el artículo 43 de esta resolución, se acogerán a los mecanismos y procedimientos de negociación de los procesos úselo o véndalo detallados en los artículos 44, 45 y 46 de la presente resolución.
ART. 6º—Modificación del artículo 53 de la Resolución CREG 89 de 2013. El artículo 53 de la Resolución CREG 89 de 2013, quedará así:
ART. 53.—Consideraciones operativas relacionadas con renominaciones.
a) Los productores-comercializadores y los comercializadores de gas importado solo podrán aceptar renominaciones de suministro de gas que no afecten las cantidades asignadas mediante el proceso úselo o véndalo de corto plazo para gas natural. Como excepción podrán aceptar renominaciones de suministro de gas que afecten las cantidades asignadas mediante el proceso úselo o véndalo de corto plazo para gas natural de conformidad con lo dispuesto en el literal b) de este numeral.
a) Los transportadores solo 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.
3. El transportador, el productor-comercializador o el comercializador de gas importado podrán 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 los numerales 1 y 2 del presente artículo.
El transportador, el productor-comercializador o el comercializador de gas importado podrán negar la aceptación de renominaciones si existen limitaciones técnicas o de capacidad en el SNT o en la infraestructura de suministro de gas.
PAR. 7º—Cuando la cantidad de energía tomada por un generador térmico sea superior al 105% o inferior al 95% de la cantidad de energía autorizada por el transportador para cada hora habrá lugar al pago, por parte del generador térmico, de la compensación a la que se hace referencia en este artículo. Lo anterior con excepción de 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 en atención a un requerimiento del Centro Nacional de Despacho para cumplir un redespacho o una autorización en el sector eléctrico; ii) que la renominación haya sido autorizada por el transportador y por el productor-comercializador o el comercializador de gas importado; y iii) que dentro de las 48 horas siguientes al redespacho o autorización el generador térmico haya entregado al transportador y al productor-comercializador o al comercializador de gas importado los soportes del redespacho o autorización expedidos por el Centro Nacional de Despacho.
PAR. 8º—Cuando en un punto que no corresponda a un sistema de distribución la medición de cantidades 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.
ART. 8º—Modificación de los literales a), b) y c) del numeral 4.1 del anexo 2 de la Resolución CREG 89 de 2013. Los literales a), b) y c) del numeral 4.1 del anexo 2 de la Resolución CREG 89 de 2013, quedarán así:
i. Cantidad total de energía inyectada en cada punto de entrada al SNT, expresada en MBTU. Los comercializadores de gas importado también deberán declarar al gestor del mercado aquella cantidad total de energía que es consumida en el territorio nacional y no pasa por el SNT, expresada en MBTU.
ii. Cantidad de energía a suministrar en cada punto de entrada al SNT, expresada en MBTU, de acuerdo con la nominación realizada para el día de gas.
iii. Cantidad de energía exportada, expresada en MBTU, con sujeción a las medidas que el Ministerio de Minas y Energía adopte sobre la materia.
iv. La demás información que determine la CREG.
i. Cantidad de energía recibida en cada punto de entrada o de transferencia del SNT, expresada en MBTU.
ii. Cantidad de energía que tomada en cada punto de salida del respectivo sistema de transporte, expresada en MBTU. Adicionalmente, el transportador declarará el número del contrato 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.
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.
i. Cantidad total de energía tomada en el punto de salida del SNT para ser entregada a usuarios finales, desagregada por tipo de demanda regulada y no regulada. El distribuidor será el responsable de declarar esta información cuando el punto de salida del SNT corresponda a una estación de puerta de ciudad. En los demás casos el responsable será el comercializador o el usuario no regulado, según corresponda.
ii. La demás información que determine la CREG.
ART. 9º—Modificación de la definición de subastador de los anexos 5 y 6 de la Resolución CREG 89 de 2013. La definición de subastador establecida en el numeral 2 del anexo 5 y en el numeral 2 del anexo 6 de la Resolución CREG 89 de 2013, quedará así:
ART. 10.—Modificaciones al anexo 6 de la Resolución CREG 89 de 2013, modificado por la Resolución CREG 151 de 2013.
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.
3. El numeral 5.14 del anexo 6 de la Resolución CREG 89 de 2013 será reemplazado así:
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 que defina la CREG en resolución aparte. 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. Una vez el administrador de las subastas defina dicho instrumento, se lo informará a los participantes del mercado.
4. Adiciónese el numeral 5.15 al final del anexo 6 de la Resolución CREG 89 de 2013, el cual quedará así:
5.15. Mecanismos de cubrimiento.
ART. 11.—Modificación del anexo 7 de la Resolución CREG 89 de 2013, modificado por la Resolución CREG 151 de 2013. El anexo 7 de la Resolución CREG 89 de 2013, modificada por la Resolución CREG 151 de 2013, quedará así:
1. El literal b) del numeral 1º del anexo 7 de la Resolución CREG 89 de 2013 quedará así:
b) Con posterioridad a las negociaciones mediante los mecanismos de comercialización de que trata el artículo 24 de esta resolución, los titulares de capacidad contratada deberán declarar a la CREG su capacidad excedentaria dentro de los cinco (5) días hábiles posteriores a la fecha máxima prevista para la suscripción de los contratos. Para estos efectos, la CREG publicará mediante circular de la Dirección Ejecutiva el formato que deberán diligenciar los titulares, con el fin de declarar la capacidad excedentaria por tramo del SNT.
En el caso de los generadores térmicos, y sólo 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), la capacidad excedentaria corresponderá a la que voluntariamente declaren estos participantes del mercado.
2. El numeral 2º del anexo 7 de la Resolución CREG 89 de 2013, quedará así:
a) Los tramos de transporte que conformen la ruta, desde el punto de inicio hasta el punto de terminación, deberán ser contiguos.
3. El literal a) del numeral 3º del anexo 7 de la Resolución CREG 89 de 2013, quedará así: a) Los titulares de capacidad excedentaria deberán permitir el uso de esa capacidad por parte de aquellos titulares de derechos de suministro que, dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la terminación del período del numeral anterior, manifiesten por escrito que requieren capacidad firme de transporte para transportar cantidades de energía adquiridas mediante los mecanismos de comercialización de que trata el artículo 21 de la presente resolución, indicando la ruta de transporte con capacidad excedentaria que solicita considerando lo dispuesto en el numeral 2 de este anexo.
Si al final del período establecido en el inciso anterior hay demanda de capacidad firme de transporte superior a la capacidad excedentaria disponible, los titulares de la capacidad excedentaria asignarán la capacidad disponible priorizando con base en los siguientes criterios:
i. Ruta con punto de inicio igual a un punto de entrada al SNT.
ii. Ruta que represente mayor ingreso por concepto de AOM. Es decir, la ruta que, de acuerdo con la sumatoria de los cargos que remuneran los gastos de AOM de los tramos que la conforman, constituya un mayor valor de cargo de AOM, según las resoluciones de cargos vigentes.
iii. El orden de llegada de las solicitudes de capacidad excedentaria por ruta de transporte. El orden de llegada se registrará en el momento en que los titulares de derechos de suministro que requieran capacidad firme de transporte le manifiesten por escrito a los titulares de la capacidad contratada su interés en adquirir capacidad excedentaria, en los términos del primer inciso de este numeral.
4. El literal b) del numeral 3º del anexo 7 de la Resolución CREG 89 de 2013, quedará así: b) Los titulares de derechos de suministro a los que se les asigne la capacidad excedentaria de una ruta de transporte asumirán, desde el 1º de diciembre del año calendario en que se realiza la asignación de la capacidad excedentaria hasta el 30 de noviembre del año calendario siguiente, el 100% de los correspondientes cargos fijos y variables que los titulares de capacidad contratada con capacidad excedentaria hayan pactado con el transportador en los respectivos tramos de gasoductos, así como los demás costos por servicios de transporte asociados a disposiciones legales o regulatorias.
ART. 12.—Modificación del anexo 8 de la Resolución CREG 89 de 2013. El numeral 6º del anexo 8 de la Resolución CREG 89 de 2013, quedará así:
a) Modalidad contractual: contrato firme.
b) Ruta, r: se deberá especificar la ruta del SNT en la que hay capacidad de transporte disponible.
Qcr,v : 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 Qcr,t . Este valor se expresará en KPCD.
El administrador de la subasta calculará el precio de reserva PRCr, para cada uno de los productos Cr a subastar, como el valor de los cargos variables que remuneran el costo de inversión de la pareja de cargos 80% Fijo-20% Variable, para todos los tramos y/o grupo de gasoductos de la ruta Cr. Este precio no podrá tener más de dos (2) cifras decimales y se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por KPC.
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.
r. Ruta en la que estará disponible la capacidad de transporte.
Qcr,v : 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.
: Capacidad del producto Cr que el comprador w está dispuesto a comprar al precio , según su preferencia i. Este valor se expresará en KPCD.
: Precio que el comprador w está dispuesto a pagar por la capacidad , según su preferencia i. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por KPC.
La capacidad 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 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.
a) Con base en las cantidades y en los precios el subastador determinará la curva de demanda agregada de cada producto , la cual se formará conforme a lo establecido en la tabla 4.
Tabla 4. Demanda agregada del producto
: Capacidad del producto Cr, que el comprador w está dispuesto a comprar al precio . 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.
: Cada uno de los precios que los compradores w están dispuestos a pagar por el producto C r. Esta variable tomará los valores ordenados en forma descendente desde hasta .
: Es el mayor de los precios declarados por todos los compradores w, según la tabla 3. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por KPC.
: Es el menor de los precios declarados por todos los compradores w, según la tabla 3. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por KPC.
: Son los precios declarados por todos los compradores w, según la tabla 3, organizados de mayor a menor entre y . Estos valores se expresarán en dólares de los Estados Unidos de América por KPC.
b) Con base en las capacidades y y en los precios el subastador determinará la curva de oferta agregada en cada producto 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.
: Capacidad del producto Cr que el vendedor v está dispuesto a vender al precio . En el caso de los generadores térmicos t esta capacidad se determinará como la diferencia entre En el caso de los demás titulares de derechos de capacidad de transporte esta capacidad será igual a Este valor se expresará en KPCD.
pocr : Precio al que un vendedor está dispuesto a vender la capacidad del producto Cr . Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por KPC.
PRcr : Precio de reserva del producto Cr calculado por el administrador de la subasta según lo establecido en el numeral 6.4 de este anexo. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por KPC.
ii. Establecer la curva de oferta agregada de cada producto Cr , la cual se formará conforme a lo establecido la tabla 6.
Tabla 6. Oferta agregada del producto Cr ,
: Capacidad del producto Cr que el vendedor v está dispuesto a vender al precio . Esta capacidad se determinará con base en la curva de oferta del vendedor v según la tabla 5. Este valor se expresará en KPCD.
: Precio al que un vendedor v está dispuesto a vender la capacidad del producto Cr .
c) El subastador superpondrá la curva de demanda agregada, , y la curva de oferta agregada , 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 , este determinará la capacidad total de transporte adjudicada, y el precio de adjudicación, p*.
x: Comprador v que declaró entre sus preferencias, según la Tabla 3, una disposición a pagar igual a p* :
: Capacidad del producto Cr que el comprador x declaró estar dispuesto a comprar al precio p*. Este valor se expresará en KPCD.
: 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.
: 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, .
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.
y : Vendedor v que declaró un precio de reserva, , igual a p*.
: Capacidad del producto que se adjudica al vendedor y . Este valor se expresará en KPCD.
: 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.
: 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.
: Capacidad total del producto Cr 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 y p*:
(1) Cuando las dos (2) curvas coinciden para un mismo nivel de precio, este precio corresponderá al precio de adjudicación p* y el subastador tomará la máxima capacidad ofrecida a dicho precio como la capacidad de transporte adjudicada, .
(2) Cuando las dos (2) curvas coinciden para un mismo nivel de capacidad, esta capacidad corresponderá a la capacidad de transporte adjudicada, , y el subastador tomará el menor de los precios declarados por los compradores , , 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, 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 la 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 buscando minimizar el número de contratos mediante los pasos de los numerales i y ii anteriores.
: Oferta comprometida firme de la fuente f, del año t, del productor-comercializador o comercializador de gas importado S y para el mes m. Este valor se expresará en MBTUD.
: Oferta comprometida firme de contratos firmes CF de la fuente f, del año t, del productor–comercializador o comercializador de gas importado S y para el mes m. Este valor se expresará en MBTUD.
: Oferta comprometida firme de contratos de suministro con firmeza condicionada CFC de la fuente f, del año t, del productor-comercializador o comercializador de gas imortado S y para el mes m. Este valor se expresará en MBTUD.
: Oferta comprometida firme de contratos de opción de compra de gas OCG de la fuente f, del año t, del productor-comercializador o comercializador de gas importado S y para el mes m. Este valor se expresará en MBTUD.
: Oferta comprometida firme de contratos de opción de compra de gas contra exportaciones OCGX de la fuente f, del año t, del productor-comercializador o comercializador de gas importado S y para el mes m. Este valor se expresará en MBTUD.
m: Todos y cada uno de los meses en los que existan contratos vigentes de las modalidades firme, firmeza condicionada, opciones de compra de gas y/u opciones de compra de gas contraexportaciones, definidos en el artículo 9º de esta resolución.
Para cada uno de los meses m el gestor del mercado calculará y publicará en el BEC la oferta comprometida firme .
ART. 14.—Derogatorias y vigencia. La presente resolución rige a partir de su publicación en el Diario Oficial y deroga todas las disposiciones que le sean contrarias.

References: RESOLUCIÓN 
 RESOLUCIÓN 

RESOLUCIÓN 
 resolución 
 Resolución 
 artículo 8
 resolución 
 resolución 
 Resolución 
 resolución 
 Resolución 
 artículo 11
 artículo 11
 resolución 
 resolución 
 artículo 43
 artículo 53
 Resolución 
 artículo 53
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 artículo 24
 Resolución 
 Resolución 
 artículo 21
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 artículo 9
 resolución