Source: http://legal.legis.com.co/document.legis/resolucion-1-de-enero-11-de-2017?documento=legcol&contexto=legcol_cc5a1d39a47243c59eec08d850d1332d&vista=STD-PC
Timestamp: 2018-10-22 16:54:36
Document Index: 257735031

Matched Legal Cases: ['artículo 6', 'artículo 8', 'artículo 24', 'artículo 24', 'artículo 24', 'artículo 24', 'artículo 24', 'artículo 24', 'artículo 24', 'artículo 24', 'artículo 24', 'artículo 24', 'artículo 24', 'artículo 24', 'artículo 24', 'artículo 24', 'artículo 3', 'artículo 1', 'artículo 1', 'artículo 1', 'artículo 1']

﻿ RESOLUCIÓN 1 DE ENERO 11 DE 2017
RESOLUCIÓN 1 DE 11 DE ENERO DE 2017
CONTENIDO:MODIFICA LA RESOLUCIÓN 89 DE 2013, EN LO RELACIONADO CON LOS INDICADORES DEL MERCADO PRIMARIO DE GAS NATURAL.
TEMAS ESPECÍFICOS:MERCADO PRIMARIO, OFERTA PÚBLICA DE VALORES SIMULTÁNEA EN LOS MERCADOS PRIMARIO Y SECUNDARIO, COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS, GAS NATURAL, TRANSPORTE DEL GAS, PROVEEDOR DE GAS NATURAL, TRANSPORTE DE GAS COMBUSTIBLE
“Por la cual se adiciona un numeral al anexo 2 de la Resolución CREG 89 de 2013”
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,
Mediante la Resolución CREG 89 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 6º del artículo 6º servicios a cargo del gestor del mercado de la resolución en mención, se establece lo siguiente:
El anexo 2 de la Resolución CREG 89 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, asimismo, 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.
Según lo previsto en el artículo 8º del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo y teniendo en cuenta lo dispuesto por el Decreto 1078 de 2015, la regulación que mediante la presente resolución se adopta ha surtido el proceso de publicidad previo correspondiente, habiéndose puesto en consulta la Resolución CREG 62 de 2016 y recibido comentarios de diferentes agentes, cuyo análisis está contenido en el documento CREG D-001 del 2017 de fecha 11 de enero de 2017.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 756 de fecha 11 de enero de 2017, acordó por unanimidad expedir esta resolución,
ART. 1º—Adiciónese un numeral al anexo 2 de la Resolución CREG 89 de 2013. Adiciónense el numeral 7º al anexo 2º de la Resolución CREG 89 de 2013, así:
“7. Indicadores del mercado primario (MP).
No. Indicador Qué mide Visible para
MP1 PTDV
PP Antes del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 89 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya, calcular:
Producción total disponible para la venta (PTDV) en relación con el potencial de producción (PP), según las definiciones del Decreto 2100 de 2011 compilado por el Decreto 1073 de 2015.
Horizonte de cálculo: para todos los meses en donde haya declaración de las variables PP y PTDV. Los indicadores nacional y por fuente para el público general y los indicadores por productor para la SSPD, SIC y CREG.
MP2 PTDVF + CIDVF
PTDV + CIDV Antes del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 89 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya, calcular:
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 (CIDV), según las definiciones del Decreto 2100 de 2011 compilado por el Decreto 1073 de 2015 y la Resolución CREG 89 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya.
Horizonte de cálculo: para todos los meses en donde haya declaración de las variables PTDVF, CIDVF, PTDV y CIDV. Los indicadores nacional y por fuente para el público general y los indicadores por productor para la SSPD, SIC y CREG.
MP3 PTDVF
Producción total disponible para la venta en firme (PTDVF) con el potencial de producción (PP). Según definiciones del Decreto 2100 de 2011 compilado por el Decreto 1073 de 2015 y la Resolución CREG 89 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya.
Horizonte de cálculo: para todos los meses en donde haya declaración de las variables PTDVF y PP. Los indicadores nacional y por fuente para el público general y los indicadores por productor para la SSPD, SIC y CREG.
PTDV + CIDV 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 89 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya. 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.
Horizonte de cálculo: para todos los meses en donde haya oferta comprometida. Los indicadores nacional y por fuente para el público general y los indicadores por productor para la SSPD, SIC y CREG.
MP5 Oferta comprometida
PTDVF + CIDVF 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 89 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya. 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.
Este indicador debe calcularse de manera nacional (i.e. agregado) por fuente y por productor, considerando las declaraciones publicadas por el Ministerio de Minas y Energía.
MP6 Oferta comprometida
PP 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 89 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya. 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 Dda reg contratos firmes
Dda reg Después del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 89 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya, calcular la demanda regulada con contratos firmes (i.e. contratos firmados antes y después del proceso de negociación) en relación con la demanda regulada que atiende cada comercializador.
Este indicador debe calcularse de manera nacional (i.e. todos los comercializadores con demanda regulada) y para cada comercializador con demanda regulada.
Periodicidad de cálculo: anual después del proceso de negociación.
Horizonte de cálculo: para cada uno de los meses de los siguientes 12 meses. Los indicadores nacional para el público general y los indicadores por comercializador para la SSPD, SIC y CREG.
MP8 Dda reg contratos firmes
PTDVF - CIDVF Después del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 89 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya, calcular la demanda regulada con contratos firmes (i.e. contratos firmados antes y después del proceso de negociación) 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).
Horizonte de cálculo: para cada uno de los meses de los siguientes 12 meses. Los indicadores nacional y por fuente para el público general.
MP9 Gas contrato firme dda reg
Oferta comprometida Después del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 89 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya, calcular todo el gas natural contratado en firme por la demanda regulada en relación con la oferta comprometida en contratos firmes, contratos de suministro con firmeza condicionada y contrato de opción de compra de gas.
Horizonte de cálculo: para todos los meses en donde haya oferta comprometida. Los indicadores nacional y por fuente para el público general.
MP10 Gas contrato firme dda no reg
PTDVF + CIDVF Después del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 89 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya, calcular 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).
Estos indicadores deben calcularse de manera nacional (i.e. agregado), por fuente (i.e. Cusiana y Cupiagua), por productor (i.e. Ecopetrol) y por tipo de demanda (i.e. industrial).
MP11 Gas contrato firme dda no reg
Oferta comprometida Después del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 89 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya, calcular todo el gas natural contratado en firme por la demanda no regulada en relación con la oferta comprometida en contratos firmes, contratos de suministro con firmeza condicionada y contrato de opción de compra de gas.
Este indicador debe calcularse de manera nacional (i.e. agregado), por fuente (Cusiana y Cupiagua), por productor (i.e. Ecopetrol) y por tipo de demanda (i.e. industrial).
MP12 Dda reg contratos firmes
Dda reg total contratada Después del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 89 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya, 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 (incluye todas las modalidades).
Este indicador debe calcularse de manera nacional (i.e. agregado) y por comercializador.Periodicidad de cálculo: anual, después del proceso de negociación.
Horizonte de cálculo: para cada uno de los meses de los siguientes 12 meses. El indicador nacional para el público general y los indicadores por comercializador para la SSPD, SIC y CREG.
Dda no reg contratos firmes
Dda no reg total contratada Después del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 89 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya, calcular la demanda no regulada con contratos firmes (i.e. contratos firmados antes y después del proceso de negociación) en relación con el total contratado por la demanda no regulada (incluye todas las modalidades).
Este indicador debe calcularse de manera nacional (i.e. agregado) y por comercializador.
Horizonte de cálculo: para cada uno de los meses de los siguientes 12 meses. El indicador nacional para el público general y los indicadores de cada uno de los usuarios no regulados para la SSPD, SIC y CREG.
MP14 Contratos firmes para dda reg
Cap transporte contratada Después del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 89 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya, calcular todos los contratos firmes de suministro por fuente para la demanda regulada en relación con toda la capacidad de transporte contratada en contratos firmes.
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.
MP15 Contratos firmes para dda no reg
Cap transporte contratada Después del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 89 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya, calcular todos los contratos firmes de suministro por fuente para la demanda no regulada en relación con toda la capacidad de transporte contratada en contratos firmes.
Horizonte de cálculo: para cada uno de los meses de los siguientes 12 meses. Los indicadores para cada uno de los usuarios no regulados para la SSPD, SIC y CREG.
Toda cap comprometida
Cap del tramo 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.
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 la SSPD, SIC y CREG.
MP17 Mod contrato dds reg de gas
Dda reg en contratos de gas 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.
Horizonte de cálculo: para cada uno de los meses de los siguientes 12 meses. Los indicadores agregados para el público general y los indicadores para cada comercializador para la SSPD, SIC y CREG.
MP18 Mod contrato dda no reg de gas
Dda no reg en contratos de gas 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.
Horizonte de cálculo: para cada uno de los meses de los siguientes 12. Los indicadores agregados para el público general y los indicadores para cada comercializador para la SSPD, SIC y CREG.
MP19 Mod contrato dda reg cap T
Cap de tramo 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.
MP20 Mod contrato dda no reg cap T
Cap del tramo 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.
Horizonte de cálculo: para cada uno de los meses de los siguientes 12 meses. Los indicadores para cada usuario no regulado para la SSPD, SIC y CREG.
MP21 Contratos agente
Oferta comprometida Después del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 89 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya, por fuente y por productor, calcular qué agentes tienen los contratos, así: contratos que tiene cada agente en relación con la oferta comprometida.
Horizonte de cálculo: para todos los meses en donde se haya comprometido la oferta. Los indicadores por agente, fuente y por productor para la SSPD, SIC y CREG.
MP22 Contratos cap T agente
Cap del tramo Después del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 89 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya, 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.
Horizonte de cálculo: para cada uno de los meses de los siguientes 12 meses. Los indicadores por agente y tramo regulatorio para la SSPD, SIC y CREG.
MP23 Precio de los contratos Después del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 89 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya, por fuente, por productor, por modalidad contractual, de manera agregada (i.e. total nacional) y desagregada (i.e. por campo) y por tipo de demanda calcular precios promedios.
Horizonte de cálculo: Puntual en el momento de cálculo. Los indicadores agregados para el público general.
ART. 2º—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 la forma en que va a realizar la estimación de cada indicador y el plazo que requiere en cada caso, teniendo en cuenta el tiempo máximo de cálculo y publicación que se señala en el artículo 3º de esta resolución.
PAR. 1º—Mediante comunicación escrita al gestor del mercado de gas natural la Dirección Ejecutiva de la CREG dará su visto bueno a la propuesta del gestor. En caso de ser necesario la Dirección Ejecutiva de la CREG informará al gestor los ajustes necesarios a su propuesta.
PAR. 2º—Mediante circular CREG, se anunciará el cronograma de publicación de cada indicador.
ART. 3º—Aplicación. El gestor del mercado deberá publicar todos los resultados de los indicadores que se ordenan en el artículo 1º 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 1º de esta resolución.
PAR. 1º—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.
PAR. 2º—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.
ART. 4º—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 1º de la presente resolución.
PAR. 1º—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 1º de la presente resolución establece como de consulta restringida a esas entidades.
PAR. 2º—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.
Dada en Bogotá, D. C., a 11 de enero de 2017.