Source: http://legal.legis.com.co/document.legis/resolucion-168-de-2011?documento=legcol&contexto=legcol_b378b65581b501b2e0430a01015101b2&vista=STD-PC
Timestamp: 2018-12-17 01:09:37
Document Index: 288985506

Matched Legal Cases: ['artículo 2', 'artículo 11', 'artículo 31', 'artículo 32', 'artículo 32', 'artículo 9', 'artículo 11', 'artículo 11', 'artículo 32', 'artículo 32', 'artículo 9', 'artículo 11', 'artículo 9', 'artículo 2', 'artículo 4', 'artículo 7', 'artículo 11', 'artículo 32']

RESOLUCIÓN 168 DE 24 DE NOVIEMBRE DE 2011
CONTENIDO:COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS. PRECISA LA APLICACIÓN DE LA RESOLUCIÓN 118 DE 2011, EN LO RELACIONADO CON LA PREASIGNACIÓN, ASIGNACIÓN Y PUBLICACIÓN DE LOS RESULTADOS DE LA COMERCIALIZACIÓN DE LA OFERTA DE PTDVF PROVENIENTE DE CAMPOS DE PRODUCCIÓN DE GAS CON PRECIO MÁXIMO REGULADO.
RESOLUCIÓN 168 DE 2011
“Por la cual se precisa la aplicación de algunas disposiciones de la Resolución CREG 118 de 2011, se ordena preasignar nuevamente la oferta de PTDVF de campos o puntos de entrada al SNT con precio regulado y se dictan otras disposiciones”.
El Gobierno Nacional expidió en junio de 2011 el Decreto 2100 “por el cual se establecen mecanismos para promover el aseguramiento del abastecimiento nacional de gas natural y se dictan otras disposiciones”. Este estableció en su artículo 2º las definiciones de potencial de producción de gas natural de un campo determinado - PP, Producción comprometida de un productor - PC, Producción total disponible para la venta - PTDV, estableciéndose que “el PP de un campo corresponde a la suma de la PC, la PTDV y el gas natural de propiedad del Estado”.
El artículo 11 del Decreto 2100 de 2011 determinó que “los productores y los productores-comercializadores de gas natural declararán al MME o a quien este determine y con base en toda la información disponible al momento de calcularla (i) la PTDV; (ii) la PC debidamente discriminada conforme a lo indicado en los artículos 2º y 8º del presente decreto. Así mismo, el productor que sea el operador del campo declarará: (i) el PP de cada campo, y (ii) el porcentaje de participación de los productores y el Estado en la producción de hidrocarburos de dicho campo o de aquellos de explotación integrada”.
La misma disposición del Decreto 2100 de 2011 determinó en su parágrafo 1º que “Toda la información declarada al MME o a quien este determine conforme a lo previsto en el presente decreto será analizada, ajustada, consolidada y publicada por el MME mediante acto administrativo, dentro de los quince (15) días siguientes a la fecha máxima de recibo de la misma y solo podrá ser modificada cuando las circunstancias así lo ameriten. El MME verificará que la PP sea equivalente a la suma de: (i) PTDV de cada productor de gas de dicho campo; (ii) la PC de cada productor de gas de dicho campo; y (iii) las cantidades de gas natural de propiedad del Estado y participaciones de la ANH. Cuando el PP difiera de dicha suma, el MME ajustará la diferencia en la PDTV de cada productor en proporción a su participación en la producción de hidrocarburos en dicho campo”.
El Decreto 2100 de 2011 determinó en su artículo 31 que desde la fecha de su expedición y hasta el 31 de diciembre de 2011 se aplicará el procedimiento de comercialización establecido en la Resolución CREG 95 de 2008, modificada por las resoluciones CREG 45 y 147 de 2009, para efectos de la comercialización del gas de campos con precios libres, el cual deberá ser ajustado por la CREG dentro de los quince (15) días siguientes a la expedición del decreto.
El artículo 32 del Decreto 2100 de 2011 establece que los productores-comercializadores de los campos con precios máximos regulados deberán ofrecer para la venta, en la fecha y términos que establezca el Ministerio de Minas y Energía o quien este designe, las cantidades a contratar bajo la modalidad firme de la PTDV de dichos campos y asignarla conforme al orden allí establecido.
El Ministerio de Minas y Energía expidió la Resolución 181014 de fecha 20 de junio de 2011, mediante la cual se designó a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, para que determine la fecha y términos en que los productores y productores-comercializadores de los campos con precios máximos regulados, ofrezcan para la venta las cantidades a contratar bajo la modalidad firme de la PTDV de dichos campos y asignarla de acuerdo con el orden de prioridad establecido en el artículo 32 del Decreto 2100 de 2011.
La CREG expidió la Resolución CREG-118 de 2011, “por la cual se ajusta la Resolución CREG 095 de 2008, modificada por las resoluciones CREG 045 y 147 de 2009, conforme a lo establecido en el Decreto 2100 de 2011, y se dictan otras disposiciones”, la cual fue modificada por las resoluciones CREG 134 y 140 de 2011 y precisada mediante Resolución CREG 162 de 2011.
La Resolución CREG 118 de 2011 definió oferta de producción total disponible para la venta en firme - Oferta de PTDVF, así: “Es la cantidad de gas por campo o punto de entrada al SNT, respecto a la PTDV declarada, que un productor-comercializador está dispuesto a ofrecer bajo la modalidad contractual en firme”.
El numeral 6 del artículo 9º de la Resolución CREG 118 de 2011 determina que “Cuando haya más de un productor-comercializador por campo o punto de entrada al SNT, las solicitudes de compra deberán ser dirigidas a uno solo de ellos”.
El artículo 11 de la Resolución CREG 118 de 2011 estableció los lineamientos para la preasignación, asignación y publicación de los resultados de la comercialización de la oferta de PTDVF proveniente de campos de producción con precio máximo regulado.
El numeral 1 del artículo 11 de la Resolución CREG 118 de 2011 estableció que los productores-comercializadores deberán preasignar la oferta de PTDVF para todas las solicitudes de compra, según lo establecido en el artículo 32 del Decreto 2100 de 2011.
El numeral 2 del mismo artículo del citado acto administrativo, modificado por la Resolución CREG 140 de 2011, dispuso que “al día siguiente del recibo de la renuncia de derechos, el productor-comercializador realizará la asignación de la oferta de PTDVF, de acuerdo con las renuncias realizadas por los agentes y conforme a lo establecido en el artículo 32 del Decreto 2100 de 2011”.
En el proceso de seguimiento de la aplicación de los mecanismos de comercialización establecidos mediante Resolución CREG 118 de 2011 por parte de la comisión, se evi­denció que conforme a lo indicado en el numeral 6 del artículo 9º de la Resolución CREG 118 de 2011, las solicitudes de compra fueron dirigidas a uno solo de los productores-comercializadores (Ecopetrol). Así mismo, este mismo productor-comercializador procedió a preasignar su oferta de PTDVF, quedando sin preasignar la oferta de PTDVF del otro productor-comercializador (Chevron-ANH), con lo cual se evidencia un mal entendimiento de lo dispuesto en los artículos 1º y 11 de la Resolución CREG 118 de 2011, ya que la preasignación debió hacerse respecto de toda la oferta de PTDVF de los campos o puntos de entrada al SNT con precios regulados.
Teniendo en cuenta lo anteriormente expuesto, se hace necesario precisar la aplicación de la Resolución CREG 118 de 2011, en especial de su artículo 11, y ordenar a los productores-comercializadores de los campos o puntos de entrada al SNT con precio regulado que preasignen nuevamente toda la oferta de PTDVF en forma conjunta, de manera que la misma contemple toda la oferta de PTDVF de dichos campos o puntos de entrada al SNT. En la misma forma deberá procederse cuando haya renuncias de derechos y se deba proceder a una nueva preasignación.
Así mismo, del seguimiento efectuado a las distintas actividades desarrolladas hasta la fecha dentro del cronograma previsto para la comercialización de gas natural de los campos o puntos de entrada al SNT con precio regulado, se observa que podría quedar demanda interna sin atender en dichos campos o puntos de entrada al SNT, por lo cual se considera conveniente establecer una alternativa en relación con la asignación de los contratos de opción de compra de gas —OCG— asociados a exportaciones.
De conformidad con lo establecido en el parágrafo del artículo 9º del Decreto 2696 de 2004 y el numeral 3 del artículo 2º de la Resolución CREG 097 de 2004, la comisión decidió por unanimidad no someter la presente resolución a las disposiciones sobre publicidad de proyectos de regulación previstas en el citado decreto, debido a la existencia de razones de conveniencia general y de oportunidad, expuestas en los considerandos anteriores, requiriéndose efectuar las precisiones antes anotadas para el correcto desarrollo de los mecanismos de comercialización establecidos en la Resolución CREG 118 de 2011, de manera inmediata, teniendo en cuenta el cronograma dispuesto para la comercialización del gas natural.
Conforme al numeral 2 del artículo 4º del Decreto 2897 de 2010 no se requiere la remisión del presente acto administrativo a la Superintendencia de Industria y Comercio para los efectos establecidos en el artículo 7º de la Ley 1340 de 2009.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas aprobó la presente resolución en la sesión 506 de fecha 24 de noviembre de 2011.
ART. 1º—En relación con lo dispuesto en el artículo 11 de la Resolución CREG 118 de 2011 y aquellas que lo hayan modificado o aclarado, se precisa que:
a) Los productores-comercializadores de los campos o puntos de entrada al SNT con precio regulado deben preasignar conjuntamente toda la oferta de PTDVF de dichos campos o puntos de entrada al SNT, de manera que la misma contemple toda la oferta de PTDVF de dichos campos o puntos de entrada al SNT.
Para efectos de lo anterior, se ordena a los mencionados agentes preasignar nuevamente la oferta de PTDVF de manera conjunta, dentro de los tres (3) días siguientes a la entrada en vigencia del presente acto administrativo;
b) En caso de que ocurran renuncias de derechos, deberá preasignarse conjuntamente toda la oferta de PTDVF de los campos o puntos de entrada al SNT con precio regulado, conforme al orden establecido en el artículo 32 del Decreto 2100 de 2011;
c) Los contratos de opción de compra de gas —OCG—, asociados a exportaciones, podrán ser considerados como equivalentes a oferta de contratos Take or Pay para la demanda nacional; en este caso, para mantener las cantidades de oferta de PTDVF solo se considerará una de estas modalidades. Los productores comercializadores de los campos o puntos de entrada al SNT con precio regulado podrán considerar para la preasignación y asignación de la oferta de PTDVF, primero la modalidad de contratos Take or Pay equivalentes a opciones de compra de gas asociados a exportaciones, en caso de quedar excedentes estos se asignarán como OCG. Para efectos dar cumplimiento a lo establecido en el Decreto 2100 de 2011 en relación con el potencial de producción de gas natural - PP, se considerarán primero los contratos Take or Pay y luego los contratos OCG asociados a exportaciones, asignados.