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Timestamp: 2020-02-25 06:12:52+00:00

Document:
Publicación Diario Oficial No.: 49.884, el día:25/May/2016
Publicada en la WEB CREG el: 23/May/2016
Comentarios hasta el: 02/June/2016
Favor Dirigir los Comentarios a: Dr. JORGE PINTO NOLLA - DIRECTOR EJECUTIVO
Por la cual se ordena hacer público un proyecto de resolución de carácter general, “Por la cual se adiciona un numeral al Anexo 2 de la Resolución CREG 089 de 2013”
En ejercicio de sus atribuciones legales, en especial las conferidas por la Ley 142 de 1994, y en desarrollo de los Decretos 1523, 2253 de 1994, 2100 de 2011 compilado por el Decreto 1073 de 2015 y 1260 de 2013
Conforme a lo dispuesto por el artículo 8 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo, así como de acuerdo con lo establecido en el Decreto 2696 de 2004, el cual ha sido compilado en el Decreto 1078 de 2015, la Comisión debe hacer público 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 No. 717 del 16 de mayo de 2016, aprobó hacer público el proyecto de resolución por la cual se ordena hacer público un proyecto de resolución de carácter general “Por la cual se adiciona un numeral al Anexo 2 de la Resolución CREG 089 de 2013”.
Artículo 1. Hágase público el proyecto de resolución por la cual se ordena hacer público un proyecto de resolución de carácter general, “Por la cual se adiciona un numeral al Anexo 2 de la Resolución CREG 089 de 2013”, el cual cuenta con el documento soporte CREG 029 de 2016.
Artículo 2. 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 contenida en el proyecto de resolución adjunto, dentro de los diez (10) días calendario siguientes a la publicación de la presente resolución en la página Web de la Comisión de Regulación de Energía y Gas.
Artículo 3. Las observaciones y sugerencias sobre el proyecto deberán dirigirse en formato ‘word’ a Jorge Pinto Nolla, Director Ejecutivo de la Comisión, a la siguiente dirección: Avenida Calle 116 No. 7-15, Edificio Torre Cusezar, Interior 2, Oficina 901 o al correo electrónico creg@creg.gov.co.
Artículo 4. La presente Resolución rige a partir de su publicación en el Diario Oficial y no deroga disposiciones vigentes por tratarse de un acto de trámite.
En ejercicio de sus atribuciones constitucionales y legales, en especial las conferidas por las Leyes 142 y 143 de 1994, y en desarrollo de los Decretos 1523, 2253 de 1994, 2100 de 2011 y 1260 de 2013
El inciso tercero del artículo 333 de la Constitución Política establece que el 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 hagan de su posición dominante en el mercado nacional.
El artículo 365 de la Constitución Política establece, a su vez, que los servicios públicos son inherentes a la finalidad social del Estado y es su deber asegurar su prestación eficiente a todos los habitantes del territorio nacional, que los mismos estarán sometidos al régimen jurídico que fije la ley, y que en todo caso, el Estado mantendrá la regulación, el control y la vigilancia de dichos servicios.
Mediante la Resolución CREG 089 de 2013 la CREG expidió disposiciones relacionadas con los aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, que hacen parte del reglamento de operación de gas natural. La resolución mencionada contiene el conjunto de disposiciones aplicables a las negociaciones del suministro y del transporte del gas natural utilizado efectivamente como combustible que se realicen en el mercado primario y en el mercado secundario.
En el numeral 6 del artículo 6 Servicios a cargo del gestor del mercado, se establece lo siguiente:
“6. Reporte de información para el seguimiento del mercado mayorista de gas natural.
En desarrollo de este servicio, el gestor del mercado pondrá a disposición de las entidades competentes la información transaccional y operativa que las mismas le soliciten para efectos de la regulación, inspección, vigilancia y control del mercado mayorista de gas natural. La entrega de esta información no dará lugar a cobro alguno por parte del gestor del mercado”.
El Anexo 2 de la Resolución CREG 089 de 2013 “Información transaccional y operativa” señala la información que el gestor del mercado recopilará, verificará, publicará y conservará del mercado mayorista de gas natural.
La Comisión encuentra necesario que periódicamente se calculen indicadores del mercado mayorista de gas con el propósito de dar apoyo y una mayor transparencia para el desempeño de las labores regulatorias, de supervisión y control, así mismo para brindar información con valor agregado que es relevante para la toma de decisiones de los diferentes actores del sector interesados en el funcionamiento y desempeño del mercado mayorista de gas natural.
Artículo 1. Adiciónese un numeral al Anexo 2 de la Resolución CREG 089 de 2013. Adiciónense el numeral 7 al Anexo 2 de la Resolución CREG 089 de 2013 así:
“7. Indicadores del mercado primario (MP)
El gestor del mercado deberá calcular, con la periodicidad que en cada caso se expone, los indicadores del mercado primario que se describen a continuación:
Estos indicadores deberán calcularse sólo para los campos mayores a los 30 MPCD en el caso de suministro de gas.
Antes del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 089 de 2013, calcular:
Producción total disponible para la venta PTDV y cantidades de gas importadas disponibles para la venta CIDV en relación con el potencial de producción PP, según las definiciones del Decreto 2100 de 2011 compilado por el Decreto 1073 de 2015.
Este indicador debe calcularse de manera nacional (i.e. agregado) y por fuente y por productor considerando las declaraciones publicadas por el Ministerio de Minas y Energía.
Periodicidad de cálculo: anual, antes del proceso de negociación.
Horizonte de cálculo: para todos los meses en donde haya declaración de las variables PP, PTDV y CIDV.
Los indicadores nacional y por fuente para el público general y los indicadores por productor para la SSPD, SIC y CREG
Producción total disponible para la venta en firme PTDVF y cantidades importadas disponibles para la venta en firme CIDVF en relación con la producción total disponible para venta PTDV y las cantidades de gas importadas disponibles para la venta firme CIDVF, según las definiciones del Decreto 2100 de 2011 compilado por el Decreto 1073 de 2015 y la Resolución CREG 089 de 2013.
Este indicador debe calcularse de manera nacional (i.e. agregado) y por fuente y por productor, considerando las declaraciones publicadas por el Ministerio de Minas y Energía.
Horizonte de cálculo: para todos los meses en donde haya declaración de las variables PP, PTDV y CIDVF.
Producción total disponible para la venta en firme PTDVF y cantidades importadas disponibles para la venta en firme CIDVF en relación con el potencial de producción PP. Según definiciones del Decreto 2100 de 2011 compilado por el Decreto 1073 de 2015 y la Resolución CREG 089 de 2013
Calcular toda la oferta comprometida en contratos firmes, contratos de suministro con firmeza condicionada y contrato de opción de compra de gas, en relación con la producción total disponible para venta PTDV y las cantidades de gas importadas disponibles para la venta CIDV, según las definiciones del Decreto 2100 de 2011 compilado por el Decreto 1073 de 2015 y la Resolución CREG 089 de 2013. En la oferta comprometida también deben incluirse aquellos contratos vigentes y negociados antes de la entrada en operación del gestor del mercado de gas natural.
Periodicidad de cálculo: Todos los meses.
Horizonte de cálculo: para todos los meses en donde se haya comprometido la oferta.
Calcular toda la oferta comprometida en contratos firmes, contratos de suministro con firmeza condicionada y contrato de opción de compra de gas, en relación con la producción total disponible para la venta en firme PTDVF y las cantidades importadas disponibles para la venta en firme CIDVF, según las definiciones del Decreto 2100 de 2011 compilado por el Decreto 1073 de 2015 y la Resolución CREG 089 de 2013. En la oferta comprometida también deben incluirse aquellos contratos vigentes y negociados antes de la entrada en operación del gestor del mercado de gas natural.
MP6 Calcular toda la oferta comprometida en contratos firmes, contratos de suministro con firmeza condicionada y contrato de opción de compra de gas, en relación con el potencial de producción PP, según las definiciones del Decreto 2100 de 2011 compilado por el Decreto 1073 de 2015 y la Resolución CREG 089 de 2013. En la oferta comprometida también deben incluirse aquellos contratos vigentes y negociados antes de la entrada en operación del gestor del mercado de gas natural.
MP7 Después del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 089 de 2013, calcular la capacidad de transporte de cada sistema en relación con la capacidad total de transporte de todos los sistemas.
Periodicidad de cálculo: anual, después del proceso de negociación.
Horizonte de cálculo: sólo un punto, en el momento de cálculo.
Los indicadores de cada sistema de transporte para el público general
MP8 Después del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 089 de 2013, calcular la demanda regulada con contratos firmes (i.e. contratos firmados antes y después del proceso de negociación) en relación con la demanda regulada observada (i.e. energía tomada por la demanda regulada)
Este indicador debe calcularse de manera nacional (i.e. agregado) y para todos los mercados relevantes.
La demanda regulada corresponderá a la que declare cada comercializador que atiende usuarios regulados al gestor.
Horizonte de cálculo: para cada mes de los siguientes doce meses.
El indicador nacional para el público general y los indicadores de cada uno de los mercados relevantes para la SSPD, SIC y CREG
MP9 Después del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 089 de 2013, calcular el gas natural contratado en firme por la demanda regulada en relación con la declaración de producción total disponible para la venta en firme PTDVF y las cantidades importadas disponibles para la venta en firme CIDVF.
Este indicador debe calcularse de manera nacional (i.e. agregado) y por fuente.
Los indicadores nacional y por fuente para el público general
MP10 Después del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 089 de 2013, calcular todo el gas natural contratado en firme por la demanda regulada en relación con la oferta comprometida en firme después del proceso de negociación.
En la oferta comprometida también deben incluirse aquellos contratos vigentes y negociados antes de la entrada en operación del gestor del mercado de gas natural.
Estos indicadores deben calcularse de manera nacional (i.e. agregado) y por fuente.
MP11 Después del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 089 de 2013, calcular todo el gas natural contratado en firme por la demanda no regulada en relación con la declaración de producción total disponible para la venta en firme PTDVF y las cantidades importadas disponibles para la venta en firme CIDVF.
MP12 Después del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 089 de 2013, calcular el gas natural contratado en firme por la demanda no regulada en relación con la oferta comprometida en firme después del proceso de negociación.
MP13 Después del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 089 de 2013, calcular la demanda regulada con contratos firmes (i.e. contratos firmados antes y después del proceso de negociación) en relación con el total contratado por la demanda regulada
MP14 Después del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 089 de 2013, calcular la demanda no regulada con contratos firmes (i.e. contratos firmados antes y después del proceso de negociación) en relación con la contratación total de la demanda no regulada observada (i.e. energía tomada por la demanda regulada)
Este indicador debe calcularse de manera nacional (i.e. agregado) y para todos los usuarios no regulados.
El indicador nacional para el público general y los indicadores de cada uno de los usuarios no regulados para la SSPD, SIC y CREG
MP15 Después del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 089 de 2013, calcular todos los contratos firmes de suministro para la demanda regulada en relación con toda la capacidad de transporte contratada en contratos firmes.
El valor de la capacidad de transporte contratada en contratos firmes corresponderá al valor máximo de contratos firmes en el correspondiente mes. Este cálculo tendrá en cuenta las capacidades del último tramo de transporte necesario para abastecer el mercado relevante.
Este indicador debe calcularse para todos los mercados relevantes.
Horizonte de cálculo: para cada uno de los meses de los siguientes 12 meses.
Los indicadores para cada mercado relevante para la SSPD, SIC y CREG
MP16 Después del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 089 de 2013, calcular todos los contratos firmes de suministro para la demanda no regulada en relación con toda la capacidad de transporte contratada en contratos firmes.
El valor de la capacidad de transporte contratada en contratos firmes corresponderá al valor máximo de contratos firmes en el correspondiente mes. Este cálculo tendrá en cuenta las capacidades del último tramo de transporte necesario para abastecer el usuario no regulado.
Este indicador debe calcularse para todos los usuarios no regulados.
Los indicadores para cada uno de los usuarios no regulados para la SSPD, SIC y CREG
MP17 Calcular la capacidad disponible primaria en relación con la capacidad del tramo.
El valor de la capacidad disponible primaria de cada tramo será calculado por el gestor del mercado de gas natural.
El valor de la capacidad del tramo corresponderá al valor de la CMMP que haya declarado el transportador al gestor.
Este indicador debe calcularse para cada tramo de transporte regulatorio.
Periodicidad de cálculo: mensual.
Horizonte de cálculo: Para el mes anterior al mes de cálculo y para cada uno de los meses de los siguientes 12 meses.
Los indicadores para cada tramo de transporte regulatorio para el público general
MP18 Para cada tramo regulatorio de transporte, calcular capacidad máxima comprometida en el mes (i.e. incluyendo todas las modalidades) en relación con la capacidad de transporte del tramo.
El valor de la capacidad comprometida corresponderá al valor máximo de contratación en alguno de los días del correspondiente mes.
Este indicador debe calcularse para cada tramo regulatorio.
Los indicadores para cada tramo de transporte regulatorio para la SSPD, SIC y CREG
MP19 Para los contratos con destino a la demanda regulada, calcular cuánto representa cada modalidad de contrato de la demanda regulada en relación con el total de la demanda regulada en contratos.
Este indicador debe calcularse de manera agregada y para cada comercializador que tenga contratos de demanda regulada.
Los indicadores agregados para el público general y los indicadores para cada comercializador para la SSPD, SIC y CREG
MP20 Para los contratos con destino a la demanda no regulada, calcular cuánto representa cada modalidad en relación con el total de la demanda no regulada en contratos.
Este indicador debe calcularse de manera agregada y para cada comercializador que atiende demanda no regulada.
Horizonte de cálculo: Para cada uno de los meses de los siguientes 12.
MP21 Para los contratos con destino a la demanda regulada, calcular cuánto representa cada modalidad de contratos de capacidad de transporte en relación con la capacidad del tramo.
En un mes, el valor de cada modalidad de contratos corresponderá al mayor valor de capacidad de transporte observado en esa modalidad en uno de los días del mes correspondiente.
Para los mercados relevantes, el cálculo tendrá en cuenta las capacidades del último tramo de transporte necesario para abastecer el mercado relevante.
MP22 Para los contratos con destino a la demanda no regulada, calcular cuánto representa cada modalidad de contratos de capacidad de transporte en relación con la capacidad del tramo.
El cálculo tendrá en cuenta las capacidades del último tramo de transporte necesario para abastecer el usuario no regulado.
Los indicadores para cada usuario no regulado para la SSPD, SIC y CREG
MP23 Después del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 089 de 2013, por fuente y por productor, calcular qué agentes tienen los contratos, así: contratos que tiene cada agente en relación con la oferta comprometida.
En este cálculo no se tendrán en cuenta los contratos con interrupciones.
En la oferta comprometida también deben incluirse todos los contratos vigentes y negociados antes de la entrada en operación del gestor del mercado de gas natural.
Los indicadores por agente, fuente y por productor para la SSPD, SIC y CREG
MP24 Después del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 089 de 2013, por cada tramo regulatorio, calcular qué agentes tienen los contratos de capacidad de transporte, así: contratos que tiene cada agente en relación con la capacidad del tramo.
En un mes, el valor de los contratos de un agente corresponderá al valor máximo de contratación de ese agente en algunos de los días del correspondiente mes.
Los indicadores por agente y tramo regulatorio para la SSPD, SIC y CREG
MP25 Después del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 089 de 2013, de manera agregada y por fuente y por productor calcular precio promedio simple y ponderado por cantidades de los contratos a 1 año, resultantes del proceso de negociación.
Horizonte de cálculo: Puntual en el momento de cálculo.
Los indicadores agregados por fuente y productor para el público general
MP26 Después del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 089 de 2013, por agente comprador y por tipo de demanda (e.g. residencial, GNV, térmica…) calcular precio promedio simple y ponderado por cantidades de los contratos a 1 año, resultantes del proceso de negociación.
Los indicadores por agente comprador y por tipo de demanda para la SSPD, SIC y CREG
MP27 Después del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 089 de 2013, de manera agregada y por fuente y por productor calcular precio promedio simple y ponderado por cantidades de los contratos a 5 años, resultantes del proceso de negociación.
Los indicadores agregado por fuente y por productor para el público general
MP28 Después del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 089 de 2013, por agente comprador y por tipo de demanda (e.g. residencial, GNV, térmica…) calcular precio promedio simple y ponderado por cantidades de los contratos a 5 años, resultantes del proceso de negociación.
MP29 Después del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 089 de 2013, de manera agregada y por fuente y por productor calcular precio promedio simple y ponderado por cantidades de los contratos a más de 5 años, resultantes del proceso de negociación.
MP30 Después del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 089 de 2013, por agente comprador y por tipo de demanda (e.g. residencial, GNV, térmica …) calcular precio promedio simple y ponderado por cantidades de los contratos a más de 5 años, resultantes del proceso de negociación.
MP31 Después del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 089 de 2013, por tipo de demanda (e.g. residencial, GNV, térmica …) calcular precio promedio simple y ponderado por cantidades de los contratos según cada una de las modalidades negociadas (e.g. firmes, firmeza condicionada y opciones) y el tiempo (e.g. 1, 5 o más años), resultantes del proceso de negociación.
Los indicadores por tipo de contrato y por tipo de demanda para el público general
MP32 Por contrato, gas contratado en el punto estándar de entrega al sistema nacional de transporte en relación con el gas contratado en el punto de salida.
Periodicidad de cálculo: mensual, para cada contrato
Horizonte de cálculo: Mes anterior al mes de cálculo.
Los indicadores por contrato para la SSPD, SIC y CREG
Artículo 2. Formulación de los indicadores. Dentro de los 10 días siguientes de la entrada en vigencia de la presente resolución, el gestor del mercado de gas natural deberá, mediante comunicación escrita dirigida a la CREG, proponer cómo va a realizar la estimación de cada indicador y qué plazo requiere en cada caso, teniendo en cuenta el tiempo máximo de cálculo y publicación que se señala en el artículo 3 de esta resolución.
Parágrafo 1. Mediante comunicación escrita al gestor del mercado de gas natural, la Dirección Ejecutiva de la CREG informará la manera del cálculo de los indicadores, con los ajustes que considerare pertinentes.
Parágrafo 2. Mediante circular CREG, se anunciará el cronograma de publicación de cada indicador, con los ajustes que la CREG considerare pertinentes.
Artículo 3. Aplicación. El gestor del mercado deberá publicar todos los resultados de los indicadores que se ordenan en el artículo 1 de esta Resolución a más tardar el undécimo día hábil del mes que inicie inmediatamente después de cumplirse 60 días calendario de la entrada en vigencia de esta resolución. Con este fin, el gestor del mercado de gas natural deberá implementar oportunamente las herramientas y procesos que permitan el cálculo de los indicadores señalados en el artículo 1 de esta resolución.
Parágrafo 1. Las herramientas y procesos que desarrolle el gestor del mercado de gas natural deberán contener la memoria de cálculo de cada uno de los indicadores.
Parágrafo 2. Para el cálculo adecuado de los indicadores, el gestor del mercado deberá determinar y publicar oportunamente los procedimientos, maneras, medios y plazos de reporte de la información. Los agentes del mercado deberán declarar esa información al gestor de acuerdo con tales procedimientos, maneras, medios y plazos de reporte.
Artículo 4. Divulgación. El gestor del mercado de gas natural divulgará en el BEC el cálculo de los indicadores destinados para el público general de acuerdo con el artículo 1 de la presente resolución.
Parágrafo 1. Con periodicidad mensual, el gestor del mercado de gas natural remitirá a la SSPD, la CREG y la SIC un boletín con los resultados de los indicadores que el artículo 1 de la presente resolución establece como de consulta restringida a esas entidades.
Parágrafo 2. Durante los primeros tres meses de cada año calendario, el gestor del mercado de gas natural deberá publicar un boletín que reporte de manera consolidada el resultado de los indicadores publicados en el BEC durante el año calendario anterior. Este boletín deberá estar disponible en el BEC.
Artículo 5. Vigencia. Esta resolución rige a partir de su publicación en el Diario Oficial y deroga las normas que le sean contrarias.
Firmas del proyecto,
Creg062-2016.docx Creg062-2016.pdf
D-029-16 INDICADORES DEL MERCADO PRIMARIO.pdf

References: resolución 
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 artículo 8
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Artículo 1
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Artículo 2
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Artículo 3

Artículo 4
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 artículo 333
 artículo 365
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 artículo 6
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Artículo 1
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 artículo 24
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Artículo 2
 artículo 3

Artículo 3
 artículo 1
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Artículo 4
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Artículo 5
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