Source: http://apolo.creg.gov.co/Publicac.nsf/1c09d18d2d5ffb5b05256eee00709c02/cee8e53336f83712052583a700555b20?OpenDocument
Timestamp: 2019-11-14 16:27:45
Document Index: 357227735

Matched Legal Cases: ['artículo 11', 'Artículo 8', 'artículo 9', 'artículo 8', 'Artículo 7', 'Artículo 1', 'artículo 3', 'Artículo 2', 'artículo 9', 'Artículo 3', 'artículo 23', 'Artículo 23', 'Artículo 22', 'Artículo 9', 'Artículo 22', 'Artículo 4', 'artículo 25', 'Artículo 9', 'Artículo 5', 'artículo 30', 'Artículo 13', 'Artículo 6', 'artículo 31', 'Artículo 31', 'Artículo 7', 'artículo 32', 'Artículo 32', 'Artículo 49', 'Artículo 49', 'Artículo 8', 'artículo 49', 'artículo 12', 'Artículo 17', 'artículo 7', 'artículo 10', 'artículo 13', 'artículo 14', 'Artículo 9', 'artículo 51', 'Artículo 51', 'Artículo 49', 'Artículo 50', 'Artículo 10', 'Artículo 11', 'artículo 49', 'artículo 49', 'artículo 49', 'Artículo 12', 'artículo 53', 'Artículo 13', 'Artículo 14', 'Artículo 15', 'Artículo 16', 'Artículo 17']

Publicación Diario Oficial No.: 50.875, el día:22/February/2019
Publicada en la WEB CREG el: 20/February/2019
( 12 FEB. 2019 )
De acuerdo con lo dispuesto en los artículo 11 y siguientes del Decreto 2100 de 2011 compilado por el Decreto 1073 de 2015, corresponde a la CREG, definir los mecanismos que permitan a quienes atiendan la demanda esencial tener acceso a los contratos de suministro y/o transporte de gas natural, establecer los mecanismos y procedimientos de comercialización de la producción total disponible para la venta, PTDV, y de las cantidades importadas disponibles para la venta, CIDV, conforme a los lineamientos establecidos en dicha norma, establecer los lineamientos para la expedición de los mecanismos y procedimientos de comercialización, incluidas sus formas contractuales.
El Decreto 1710 de 2013, compilado por el Decreto 1073 de 2015, establece que al expedir el reglamento de operación del mercado mayorista de gas natural la CREG podrá establecer los lineamientos y las condiciones de participación en el mercado mayorista, las modalidades y requisitos mínimos de ofertas y contratos, señalar la información que será declarada por los participantes del mercado y establecer los mecanismos y procedimientos para obtener, organizar, revisar y divulgar dicha información en forma oportuna para el funcionamiento del mercado mayorista de gas natural, así como los procedimientos y los demás aspectos que requieran los mecanismos de comercialización de gas natural y de su transporte en el mercado mayorista
Con base en lo anterior la CREG adoptó la Resolución CREG 089 de 2013 “Por la cual se reglamentan aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, que hacen parte del reglamento de operación de gas natural”.
Con posterioridad y mediante la expedición de la Resolución CREG 114 de 2017 se compiló y derogó la Resolución CREG 089 de 2013 y sus modificaciones con el fin de facilitar su aplicación y consulta por parte de todos los interesados que hacen parte del sector de gas natural en Colombia.
Con base en los análisis internos de la CREG, la Comisión, dando cumplimiento a lo dispuesto en el Artículo 8 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo y al reglamento interno de la CREG contenido en la Resolución CREG 039 de 2017, ordenó hacer público un proyecto de resolución de carácter general que por la cual se ajustan disposiciones del mercado mayorista de gas natural contenidas en la Resolución CREG 114 de 2017, mediante la Resolución CREG 072 de 2018, junto con el Documento CREG-056 de 2018, la cual fue sometida a consulta por un periodo de 15 días calendario a partir de su publicación en la página web de la Comisión.
En el proceso de consulta mediante la Resolución CREG 072 de 2018 se propusieron los siguientes aspectos:
1)	Flexibilizar la duración, la fecha de inicio y la fecha de terminación de los contratos firmes bilaterales del mercado secundario.
2)	Incorporar un contrato con interrupciones para negociar de manera bilateral en el mercado secundario.
3)	Incorporar el contrato de transporte con firmeza condicionada en el mercado secundario.
4)	Flexibilizar la fecha de inicio de contratos de largo plazo negociados bilateralmente en el mercado primario.
5)	Incorporar los contratos de suministro con firmeza condicionada y opción de compra de gas en el mercado primario de suministro de gas.
6)	Declarar al gestor del mercado información operativa y contractual del contrato con interrupciones negociado bilateralmente, información de nominaciones y renominaciones e información para unificar puntos en el sistema nacional de transporte de gas.
7)	Establecer una regla general para determinar puntos estándar de entrega de gas en el mercado secundario y puntos de formación de precios en este mercado.
8)	Fijar indicadores del mercado primario y secundario.
9)	Ajustar las reglas sobre duración permisible para suspensiones del servicio por mantenimientos programado.
Como resultado del proceso de consulta se recibieron comentarios de diversos participantes del mercado e interesados en la regulación. Dentro de los análisis de esos comentarios y de la regulación misma se observó la necesidad de dejar en estudio los temas relacionados con los indicadores del mercado primario y secundario y con el ajuste en las reglas sobre duración permisible para suspensiones del servicio por mantenimientos programados, consultados mediante la Resolución CREG 072 de 2018, los cuales serán objeto de posteriores análisis. Las respuestas a los comentarios relacionados con los temas incluidos en la parte resolutiva de la presente resolución están contenidas en el Documento CREG No.013 de febrero 12 de 2019, el cual es parte integrante de la presente resolución.
Según lo previsto en el artículo 9 del Decreto 2696 de 2004, compilado por el Decreto 1078 de 2015, concordante con el artículo 8 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo, la regulación que mediante la presente resolución se adopta ha surtido el proceso de publicidad previo correspondiente, garantizándose de esta manera la participación de todos los agentes del sector y demás interesados.
Mediante comunicación con radicado S-2019-001288 de febrero 1 de 2019, se envió respuesta por parte de la Superintendencia de Industria y Comercio. Las observaciones que se presentaron fueron las siguientes:
Al respecto y de acuerdo con lo dispuesto en el Artículo 7 de la Ley 1340 de 2009, nos permitimos dar respuesta a cada uno de ellos así:
Frente a la recomendación de que tanto la demanda no regulada como la regulada puedan iniciar contratos de suministro en el 1 de diciembre y el 30 de junio del año siguiente o el 1 de diciembre del año siguiente, observamos lo siguiente:
·	Para el mercado regulado la restricción existe y su conveniencia ya fue objeto de pronunciamiento por parte de la SIC. Por lo tanto, no es una restricción adicional.
·	Sin perjuicio del análisis que originó la restricción de fechas de inicio de contrato, para el caso del mercado no regulado, la Comisión considera pertinente la flexibilizar la incorporación de la medida en la regulación, toda vez que las variaciones en los consumos de los usuarios de ese mercado pueden ser muy altas por diversas razones, situación que no se presenta para la demanda regulada. Por lo tanto, nos apartamos en este sentido del concepto proferido por la SIC.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas aprobó el presente acto administrativo en la Sesión No. 903 del 12 de febrero de 2019.
Artículo 1. Adiciónese la siguiente definición al artículo 3 de la Resolución CREG 114 de 2017:
Artículo 2. Adiciónense los siguientes contratos en el artículo 9 de la Resolución CREG 114 de 2017:
Artículo 3. Modifíquese el artículo 23 de la Resolución CREG 114 de 2017, el cual quedará así:
Artículo 23. Contratos objeto de las negociaciones directas en cualquier momento del año. En las negociaciones directas a las que se hace referencia en el Artículo 22 de esta Resolución sólo se podrán pactar contratos de suministro a los que se hace referencia en los numerales 1, 2, 3, 7, 8, 11 y 12 del Artículo 9, los cuales se sujetarán a lo dispuesto en los capítulos I y II del título III de la presente Resolución. Los contratos celebrados tendrán la duración que acuerden las partes, pero deberán tener como fecha de terminación el 30 de noviembre del año que éstas acuerden.
Parágrafo. De esta disposición se exceptúan los casos señalados en el numeral i del literal a) del numeral 1, en el literal b) del numeral 1 y en el literal a) del numeral 2 del Artículo 22 de esta Resolución. En estos casos las partes definirán las condiciones de los contratos que celebren.
Artículo 4. Modifíquese el artículo 25 de la Resolución CREG 114 de 2017, el cual quedará así:
En las negociaciones a las que se hace referencia en el presente artículo sólo se podrán suscribir contratos de suministro firme CF95, firmeza condicionada y opción de compra, de que tratan los numerales 1, 11 y 12 del Artículo 9, los cuales se sujetarán a lo dispuesto en los capítulos I y II del título III de la presente Resolución.
Artículo 5. Modifíquese el artículo 30 de la Resolución CREG 114 de 2017 el cual quedará así:
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 13 de esta Resolución.
Artículo 6. Modifíquese el artículo 31 de la Resolución CREG 114 de 2017 el cual quedará así::
Artículo 31. Duración de los contratos. Los contratos para el servicio de suministro de gas que se pacten en el mercado secundario tendrán la duración que acuerden las partes, siempre y cuando la fecha del servicio de suministro inicie durante el año de gas en que se realizó el registro del correspondiente contrato.
Parágrafo 1. Para efectos de la declaración de la información de que trata el numeral 2 del Anexo 2 de esta Resolución los vendedores y los compradores del mercado secundario deberán disponer de los contratos a los que se hace referencia en este artículo, los cuales deberán constar por escrito.
Parágrafo 2. Los contratos para el servicio de transporte de gas que se pacten en el mercado secundario tendrán la duración que acuerden las partes, siempre y cuando la fecha del servicio de transporte inicie durante el año de gas en que se realizó el registro del correspondiente contrato.
Artículo 7. Modifíquese el artículo 32 de la Resolución CREG 114 de 2017 de la siguiente forma:
Artículo 32. Puntos estándar de entrega e indicadores de formación de precios.
A.	Puntos estándar de entrega. En los contratos de suministro de gas natural que se suscriban en el mercado secundario, distintos de los contratos con interrupciones negociados como se establece en el literal B del Artículo 49 de la presente Resolución, se deberá pactar el punto estándar de entrega, establecido en listado que adoptará la CREG en circular de la Dirección Ejecutiva.
B.	Indicadores de formación de precios: Mediante circular la Dirección Ejecutiva de la CREG definirá el conjunto de puntos estándar de entrega que se utilizarán para cada indicador. Asimismo, se definirá la metodología que se debe utilizar para el cálculo de los indicadores.
Parágrafo 4. En caso de que el gas no sea inyectado al SNT, se deberá reportar como punto estándar de entrega el código de la División Político-administrativa, Divipola vigente, publicado en la página web del Departamento Nacional de Estadística, DANE, del centro poblado en el que el vendedor entregue el gas; si el vendedor entrega el gas en boca de pozo el punto estándar de entrega será el campo.
Parágrafo 5. En la ejecución de los contratos con interrupciones negociados bilateralmente, como se establece en el literal c) del numeral 4 del literal B del Artículo 49 de la presente Resolución, las partes definirán los puntos estándar de entrega, los cuales deberán corresponder a los puntos estándar listados en la circular que la CREG publique para estos efectos.
Artículo 8. Modifíquese el artículo 49 de la Resolución CREG 114 de 2017 el cual quedará así:
2.	Precio: las partes deberán pactar un precio único expresado en dólares americanos por MBTU y no se actualizará durante el plazo de duración del contrato.
3.	Cantidades: las partes deberán acordar la cantidad máxima contratada en MBTUD.
c)	Durante el día D+1 las partes determinarán las cantidades de gas en MBTU autorizadas por el vendedor durante el día de gas y liquidarán el valor total por punto estándar de entrega de esas cantidades, en dólares americanos. La cantidad autorizada es aquella sobre la cual se realiza la facturación por parte del vendedor al comprador.
a)	Información del contrato: las partes deberán reportar al gestor del mercado la información de los contratos según lo dispuesto en el Anexo 2 de la presente Resolución. Este contrato deberá estar registrado ante el gestor del mercado antes del día de inicio de ejecución.
b)	Información de ejecución del contrato: a más tardar el día D+1 las partes deberán declarar al gestor del mercado las cantidades en MBTU autorizadas por el vendedor, el punto de entrega, el precio unitario expresado en dólares americanos por MBTU determinado a partir de la información del literal c) del numeral 4 del literal B del presente artículo y el tipo de demanda atendida. La cantidad autorizada es aquella sobre la cual se realiza la facturación por parte del vendedor al comprador.
Parágrafo 2. De conformidad con lo establecido en el parágrafo del artículo 12 del Decreto 2100 de 2011, o aquel que lo modifique complemente o sustituya, los vendedores a los que se hace referencia en el Artículo 17 de esta Resolución podrán negociar directamente el suministro del gas natural que provenga de campos que se encuentren en pruebas extensas o sobre los cuales no se haya declarado su comercialidad, de campos menores o de yacimientos no convencionales mediante la modalidad de contratos con interrupciones, sin sujetarse a lo dispuesto en el Anexo 9 de esta Resolución.
Parágrafo 3. Los Comercializadores de gas importado podrán negociar directamente con los generadores térmicos el suministro del gas natural, con destino a la atención de la demanda de generadores termoeléctricos, mediante la modalidad de contratos con interrupciones. Estos contratos tendrán duración mensual. Solamente en este caso los comercializadores de gas natural importado no estarán obligados a dar aplicación a lo dispuesto en el Anexo 9 de esta Resolución.
i.	El parágrafo 2 del artículo 7, el parágrafo del artículo 10, el numeral 3 del artículo 13 y el numeral 3 del artículo 14 de la Resolución CREG 123 de 2013 y;
Parágrafo 5. Los contratos con interrupciones negociados a través de negociaciones directas que inicien el primero de diciembre del siguiente año de gas se deberán registrar entre el 20 y el 25 de noviembre del año de gas vigente.
Artículo 9. Modifíquese el artículo 51 de la Resolución CREG 114 de 2017, el cual quedará así:
Artículo 51. Contratos con interrupciones. Los contratos de suministro con interrupciones y los contratos de transporte con interrupciones que resulten de aplicar los mecanismos de comercialización establecidos en el literal A del Artículo 49 y en el Artículo 50 de esta Resolución deberán tener duración mensual, con vigencia desde las 00:00 horas del primer día calendario del mes hasta las 24:00 horas del último día calendario del mismo mes.
Artículo 10. Modifíquese el numeral v del literal a del numeral 1.1 del anexo 2 de la Resolución CREG 114 de 2017 de la siguiente forma:
Artículo 11. Modifíquese el numeral 2.1 del anexo 2 de la Resolución CREG 114 de 2017, el cual quedará así:
2.1.	Recopilación de información sobre el suministro de gas natural en el mercado secundario.
a)	Información contractual
viii.	Fecha de inicio de la obligación de entrega (día/mes/año). En el caso de los contratos con duración menor a veinticuatro horas durante el día de gas también se deberá declarar la hora de inicio.
ix.	Fecha de terminación de la obligación de entrega (día/mes/año). En el caso de los contratos con duración menor a veinticuatro horas durante el día de gas también se deberá declarar la hora de terminación.
b)	Información sobre contratos con interrupciones pactados a través de negociaciones directas
v.	Precio único pactado en el contrato, expresado en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU, como se establece en el numeral 2 del literal B del artículo 49 de la presente Resolución.
vi.	Cantidad máxima pactada en el contrato expresada en MBTUD, como se establece en el numeral 3 del literal B del artículo 49 de la presente Resolución.
iii.	Valor facturado por la cantidad de gas autorizada para el día de gas, expresado en dólares de los Estados Unidos de América. En ningún momento el precio unitario acordado para el día de gas, podrá superar el precio único al que hace referencia el numeral 2 del literal B del artículo 49 de la presente Resolución.
Artículo 12. Modifíquese el numeral 4.1 del anexo 2 de la Resolución CREG 114 de 2017, el cual quedará de la siguiente forma:
ii.	Cantidad de energía a suministrar en cada punto de entrada al SNT, expresad en MBTU, de acuerdo con la nominación realizada para el día de gas.
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 calendario. En la rectificación de la medición con telemetría se debe especificar la falla que justifica el ajuste de la información.
En los casos señalados en el parágrafo 9 del artículo 53 de la presente resolución, el transportador deberá reportar al gestor las cantidades tomadas en el punto de salida por cada remitente, de conformidad con la asignación de medición acordada entre ellos.
i.	Los productores-comercializadores y los comercializadores de gas importado deberán declarar al gestor del mercado la siguiente información de nominación para el día de gas, antes de las 12:00 horas del día de gas, por cada fuente de suministro y para cada una de sus contrapartes:
-	Cantidad de energía a suministrar incluida en el programa de suministro de gas definitivo, esto es el dato final después de renominaciones, expresada en MBTU, 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.
ii.	Los productores-comercializadores y los comercializadores de gas importado 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, por cada campo de producción y para cada una de sus contrapartes:
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:
-	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 u otros y demanda regulada la cual deberá ser desagregada en residencial, comercial, industrial, gas para transportadores, petroquímica u otros.
-	Cantidad de energía autorizada por el transportador al remitente incluida en el programa de transporte de gas definitivo, esto es el final después de renominacione, 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.
-	Tipo de fuente de suministro: planta de importación de gas, campo de producción especificando si se trata de un menor, aislado, en pruebas extensas, yacimiento no convencional, nuevo campo y otros.
-	Nombre del punto de entrada: punto de entrada donde se inyecta el gas al SNT que corresponda al nombre y código asignado por el gestor del mercado. En caso de que el punto de entrada esté sobre un sistema de distribución se deberá indicar el nombre del mercado relevante y del municipio donde está ubicado el punto de entrada. Si se trata de una fuente que no tiene conexión al SNT o a un sistema de distribución, como podría ser el caso de entrega de gas a sistemas de transporte de gas natural comprimido, el nombre del punto de entrada será igual al nombre de la fuente.
Artículo 13. Adiciónese el numeral 8 al anexo 2 de la Resolución CREG 114 de 2017 así:
8.	Unificación de puntos en el SNT
a)	Información que debe declara el transportador:
-	Ubicación, indicando el código de la División Político-administrativa, Divipola vigente, publicado en la página web del Departamento Nacional de Estadística, DANE, del centro poblado.
-	Tramo o grupo de gasoductos sobre el cual está ubicado el punto de salida o de entrada, de acuerdo con aquellos tramos o grupos de gasoducto definidos en las resoluciones de cargos regulados aprobados por la CREG.
ii.	Para (i) cada punto sobre el troncal o gasoducto principal del que se desprende un gasoducto ramal; (ii) cada punto sobre el sistema de transporte donde termina un tramo de gasoducto, definido en las resoluciones de cargos regulados aprobados por la CREG, e inicia el siguiente tramo; (iii) cada punto sobre sistema donde se ubica una estación de compresión; (iv) cada punto donde se presenta transferencia de custodia entre transportadores; el transportador declarará al gestor del mercado la siguiente información:
-	Ubicación, indicando el código de la División Político-administrativa, Divipola vigente, publicado en la página web del Departamento Nacional de Estadística, DANE del centro poblado. Tramo o grupo de gasoductos asociado, de acuerdo con aquellos definidos en las resoluciones de cargos regulados aprobados por la CREG.
-	En el caso de puntos de transferencia de custodia, se deberá declarar el nombre del transportador a quien le transfiere la custodia del gas en ese punto.
b)	Unificación de puntos sobre el SNT
c)	Una vez el gestor del mercado publique la codificación en el BEC, la misma deberá ser utilizada en el registro de información de que trata este Anexo.
Artículo 14. Declaración de información sobre nominaciones. Los productores-comercializadores, los comercializadores de gas importado y los transportadores tendrán hasta tres meses, contados a partir de la entrada en vigencia de la presente resolución, para declarar al gestor del mercado, por primera vez, la información de que tratan los literales d) y e) del numeral 4.1 del anexo 2 de la Resolución CREG 114 de 2017, adicionados mediante la presente resolución.
Artículo 15. Declaración de información para unificar puntos del SNT. Los transportadores tendrán hasta tres meses, contados a partir de la entrada en vigencia de la presente resolución, para declarar al gestor del mercado, por primera vez, la información de que trata el numeral 8 del anexo 2 de la Resolución CREG 114 de 2017, adicionado mediante la presente resolución.
Parágrafo. Una vez los transportadores declaren por primera vez la información al gestor del mercado, el gestor dispondrá de un mes para dar cumplimiento a lo estipulado en el literal b) del numeral 8 del anexo 2 de la Resolución CREG 114 de 2017. Cada vez que exista una modificación o actualización a esta información por parte de los transportadores, el gestor hará la respectiva actualización y publicación en el BEC.
Artículo 16. Reportes a la CREG a cargo del gestor. En cualquier momento la Comisión podrá requerir al gestor del mercado el reporte y análisis de información sobre el desempeño del mercado mayorista de gas natural.
Artículo 17. Transición. Los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en los artículos 17 y 18 de la Resolución CREG 114 de 2017 podrán pactar directamente el suministro de gas, a partir de la entrada en vigencia de la presente resolución y hasta el 30 de junio de 2019, mediante contratos de suministro con firmeza condicionada y contratos de opción de compra de gas de cualquier duración que no pase del 30 de noviembre de 2019.
Creg021-2019.docx Creg021-2019.pdf
D-013-19 AJUSTE REGLAS APLICABLES AL MERCADO DE COMERCIALIZACIÓN MAYORISTA DE GAS NATURAL.pdf