Source: http://legal.legis.com.co/document.legis/resolucion-72-de-junio-18-de-2018?documento=legcol&contexto=legcol_deb3cc706f0645dd8c06e0e979826074&vista=STD-PC
Timestamp: 2019-10-14 02:17:51
Document Index: 128914178

Matched Legal Cases: ['artículo 8', 'artículo 11', 'artículo 13', 'artículo 14', 'artículo 1', 'artículo 9', 'artículo 13', 'artículo 9', 'artículo 12', 'artículo 25', 'artículo 9', 'artículo 30', 'artículo 13', 'artículo 31', 'artículo 32', 'artículo 49', 'artículo 12', 'artículo 17', 'artículo 7', 'artículo 10', 'artículo 13', 'artículo 14', 'artículo 51', 'artículo 49', 'artículo 50', 'artículo 30', 'artículo 30', 'artículo 49', 'artículo 49', 'artículo 49', 'artículo 53']

﻿ RESOLUCIÓN 72 DE JUNIO 18 DE 2018
RESOLUCIÓN 72 DE 18 DE JUNIO DE 2018
CONTENIDO:ORDENA HACER PÚBLICO UN PROYECTO DE RESOLUCIÓN, POR LA CUAL SE AJUSTAN DISPOSICIONES DEL MERCADO MAYORISTA DE GAS NATURAL CONTENIDAS EN LA RESOLUCIÓN 114 DE 2017.
RESOLUCIÓN 72 DE 2018
“Por la cual se ordena hacer público un proyecto de resolución, por la cual se ajustan disposiciones del mercado mayorista de gas natural contenidas en la Resolución CREG 114 de 2017”.
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 número 2696 de 2004, el cual ha sido compilado por el Decreto número 1078 de 2015, 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 número 858 del 18 de junio de 2018, aprobó hacer público el proyecto de resolución, por la cual se ajustan disposiciones del mercado mayorista de gas natural contenidas en la Resolución CREG 114 de 2017.
ART. 1º—Hágase público el proyecto de resolución, por la cual se ajustan disposiciones del mercado mayorista de gas natural contenidas en la Resolución CREG 114 de 2017.
ART. 2º—Se invita a los agentes, usuarios, autoridades competentes, la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y la Superintendencia de Industria y Comercio, para que dentro de los quince (15) días calendario siguientes a la publicación de la presente resolución en la página web de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, remitan sus observaciones o sugerencias sobre el proyecto de resolución. Lo anterior, de conformidad con lo dispuesto en el Decreto número 1078 de 2015.
ART. 3º—Los interesados podrán dirigir al Director Ejecutivo de la Comisión de Regulación de Energía y Gas las observaciones y sugerencias a la siguiente dirección: avenida calle 116 número 7-15, Edificio Torre Cusezar, Interior 2, oficina 901, o al correo electrónico creg@creg.gov.co.
por la cual se ajustan disposiciones del mercado mayorista de gas natural contenidas en la Resolución CREG 114 de 2017.
El Decreto número 2100 de 2011 compilado por el Decreto número 1073 de 2015, en su artículo 11, dispone que la CREG establecerá 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.
En el artículo 13 del Decreto número 2100 de 2011 compilado por el Decreto número 1073 de 2015 se establecen los lineamientos para la expedición de los mecanismos y procedimientos de comercialización, determinándose que la CREG “deberá promover la competencia, propiciar la formación de precios eficientes a través de procesos que reflejen el costo de oportunidad del recurso, considerando las diferentes variables que inciden en su formación, así como mitigar los efectos de la concentración del mercado y generar información oportuna y suficiente para los agentes”.
El artículo 14 del Decreto número 2100 de 2011 compilado por el Decreto número 1073 de 2015 establece que “con el fin de propender por el equilibrio de las relaciones contractuales entre los Agentes Operacionales, la CREG establecerá los requisitos mínimos para cada una de las modalidades de contratos previstos en la regulación”. Así mismo, determina que los contratos de suministro y/o transporte, que a la fecha de expedición de dicho Decreto se encuentren en ejecución, no serán modificados por efectos de esta disposición, salvo que se prorrogue su vigencia, caso en el cual la prórroga deberá sujetarse a las condiciones mínimas que establezca la CREG.
El artículo 1º del Decreto número 1710 de 2013 establece que al expedir el reglamento de operación del mercado mayorista de gas natural la CREG podrá “(e)stablecer los lineamientos y las condiciones de participación en el mercado mayorista, las modalidades y requisitos mínimos de ofertas y contratos, los procedimientos y los demás aspectos que requieran los mecanismos de comercialización de gas natural y de su transporte en el mercado mayorista” y “(s)eñalar 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”.
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, toda vez que todas estas disposiciones se entienden incluidas en la presente resolución.
Con base en lo anteriormente manifestado y de acuerdo con los análisis realizados, los cuales más adelante serán objeto de desarrollo detallado en el presente documento, se observa que existen unos problemas en el desempeño del mercado secundario relacionados con una presunta información incompleta de todo lo que en el mismo se ejecuta, así como se dan unos altos costos en las transacciones, los cuales se originan en la rigidez de los contratos que en este momento se encuentran contemplados en la regulación.
Como posibles causas de los problemas detectados, se encuentran la forma como se vienen gestionando los desbalances operativos de gas natural por parte de los agentes, el diseño del mercado secundario y el nuevo diseño del mercado primario (la forma en que operan los contratos C1 y C2) y como último está la imposibilidad de contrastar la información operativa vs. la información comercial.
En consecuencia, se observa la necesidad de ajustar el manejo de información referente al volumen de cantidades de excedentes y faltantes derivadas del mercado primario, evitar que los agentes no acudan al mercado secundario y de esta forma contar con un mercado transparente, que refleje el estado de todas y cada una de las transacciones que en el mercado se realicen.
ART. 1º—Adiciónense los siguientes numerales al artículo 9º de la Resolución CREG 114 de 2017:
ART. 2º—Modifíquese el artículo 13 de la Resolución CREG 114 de 2017, el cual quedará así:
ART. 13.—Duración permisible para suspensiones del servicio. La máxima duración de las suspensiones del servicio por labores programadas para reparaciones técnicas o mantenimientos periódicos en las fuentes de suministro, en el SNT o en sistemas de distribución, que se podrá pactar en los contratos a que se refiere el artículo 9 de la presente resolución, con excepción de los contratos de contingencia y los contratos con interrupciones, no podrá ser superior a:
PAR. 1º—La CREG podrá reducir gradualmente las duraciones máximas señaladas en este artículo en la medida en que en el mercado mayorista haya las condiciones suficientes para reducir las duraciones permisibles para estas interrupciones y/o se viabilice la importación de gas natural. Dichas reducciones serán aplicables a los contratos que se suscriban con posterioridad a la adopción de esa medida.
PAR. 2º—No se considerará un evento eximente de responsabilidad la suspensión del servicio por labores programadas para reparaciones técnicas o mantenimientos periódicos en las fuentes de suministro, en el SNT o en sistemas de distribución, que excedan el menor tiempo entre aquel que adopte la CREG, de conformidad con el protocolo al que se hace referencia en el parágrafo 3º del artículo 12 de la presente resolución, y el establecido en el presente artículo. Lo anterior sin perjuicio de las demás normas que la CREG adopte en dicho protocolo.
ART. 3º—Modifíquese el artículo 25 de la Resolución CREG 114 de 2017, el cual quedará así:
La oferta de PTDVF o la oferta de CIDVF deberá ser igual o inferior al valor vigente de la PTDV o CIDV, según corresponda, aprobado por el Ministerio de Minas y Energía en cumplimiento del Decreto número 2100 de 2011 o aquel que lo modifique o sustituya.
En las negociaciones a las que se hace referencia en el presente artículo solo se podrán suscribir contratos de suministro firme CF95, firmeza condicionada y opción de compra, de que trata el numeral 1 del artículo 9, los cuales se sujetarán a lo dispuesto en los Capítulos I y II del título III de la presente resolución.
a) Los contratos de suministro destinados a atender demanda regulada deberán tener como fecha de inicio del suministro alguna de las dos siguientes fechas: el 1º de diciembre del año en que se realice la negociación directa o el 1 de diciembre del año siguiente al del año de la negociación. Como fecha de terminación del suministro deberá corresponder al 30 de noviembre del año que corresponda.
b) Los contratos de suministro destinados a atender demanda no regulada deberán tener como fecha de inicio del suministro alguna de las dos siguientes fechas:
i) cualquier momento del año comprendido entre el 1º de diciembre del año en que se realice la negociación directa y el 30 de junio del año inmediatamente siguiente o; ii) el 1 de diciembre del año siguiente al del año de la negociación. La fecha de terminación del suministro deberá corresponder al 30 de noviembre del año en que se cumpla el plazo del contrato.
ART. 4º—Modifíquese el artículo 30 de la Resolución CREG 114 de 2017 de la siguiente forma:
PAR. 1º—Los contratos del mercado secundario que estén en vigor a la entrada en vigencia de la presente resolución continuarán rigiendo hasta la fecha de terminación pactada en los mismos. Sin embargo, las partes no podrán prorrogar su vigencia.
PAR. 6º—La duración permisible para suspensiones del servicio por labores programadas para reparaciones técnicas o mantenimientos periódicos serán las acordadas por las partes del contrato, sin que se superen las duraciones establecidas en artículo 13 de esta resolución.
ART. 5º—Modifíquese el artículo 31 de la Resolución CREG 114 de 2017 de la siguiente forma:
ART. 31.—Duración de los contratos. Los contratos que se pacten en el mercado secundario podrán tener la duración que acuerden las partes, siempre y cuando la fecha del suministro inicie durante el año de gas en que se realizó el registro del contrato.
PAR.—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 la evidencia escrita de los contratos a los que se hace referencia en este artículo.
ART. 6º—Modifíquese el artículo 32 de la Resolución CREG 114 de 2017 de la siguiente forma:
ART. 32.—Puntos estándar de entrega y Puntos de formación de precios.
A. Puntos estándar de entrega. En los contratos de suministro de gas natural que se suscriban en el mercado secundario se deberá pactar el punto estándar de entrega, establecido en listado que adoptará la CREG en circular aparte.
B. Puntos de formación de precios: La CREG publicará en circular aparte los puntos de formación de precios y la forma en la que se calcularán. El gestor del mercado calculará y publicará, en el BEC, la estimación para cada punto de formación de precios a partir de los precios registrados en cada punto estándar de entrega.
PAR. 4º—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.
ART. 7º—Modifíquese el artículo 49 de la Resolución CREG 114 de 2017 de la siguiente forma:
B. Negociación de contratos con interrupciones a través de negociaciones directas: Con excepción de los usuarios no regulados, los vendedores y los compradores a los que hacen referencia los artículos 33 y 34 de esta resolución podrán negociar directamente contratos con interrupciones en cualquier momento del año mediante las siguientes reglas:
1. Duración: el contrato deberá tener una duración mínima de 1 mes y máxima de 12 meses. En cualquier caso, su ejecución deberá iniciar antes de la finalización del año de gas en que se realice el registro, comprendido entre el 1 de diciembre y el 30 de noviembre del año calendario siguiente.
2. Precio: las partes deberán pactar un precio máximo expresado en USD por MBTU. Este precio será único y no se actualizará durante el periodo de duración del contrato.
3. Cantidades: las partes deberán acordar las cantidades máximas del contrato 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 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 7 días calendario 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 USD/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.
PAR. 2º—De conformidad con lo establecido en el artículo 12 del Decreto número 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.
PAR. 3º—Los comercializadores de gas natural importado podrán negociar directamente con los generadores térmicos el suministro del gas natural, con destino a la atención de la demanda del sector térmico, 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 2º del artículo 7º, el parágrafo del artículo 10, el numeral 3 del artículo 13 y el numeral 3 del artículo 14 de la Resolución CREG 123 de 2017.
ii. Los contratos con interrupciones pactados entre el 15 de agosto de 2013 y la entrada en vigencia de la presente resolución.
PAR. 5º—Para los contratos de negociaciones bilaterales que inicien el primero de diciembre del siguiente año de gas, se deberán registrar entre el 20 y 23 de noviembre del año de gas vigente.
ART. 8º—Modifíquese el artículo 51 de la Resolución CREG 114 de 2017 de la siguiente forma:
ART. 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 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.
ART. 9º—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:
v. Punto de entrega de la energía al comprador. Se entenderá por punto de entrega el campo, punto de entrada al SNT o punto del SNT que corresponda al sitio de inicio o terminación de alguno de los tramos de gasoductos definidos para efectos tarifarios. Se deberá indicar el nombre de la fuente de suministro de la cual se contrató la cantidad de energía pactada en el contrato.
ART. 10.—Modifíquese el numeral 2.1 del anexo 2 de la Resolución CREG 114 de 2017, el cual quedará de la siguiente forma.
a) Información por recopilar para todas las modalidades señaladas en el artículo 30 de la presente resolución. De esta disposición se exceptúan los contratos con interrupciones a través de negociaciones directas.
i. Número del contrato.
iv. Modalidad de contrato, según lo dispuesto en el artículo 30 de esta resolución.
v. Punto de entrega. Corresponderá a un punto estándar de entrega. En el caso de los contratos con interrupciones se entenderá por punto de entrega el campo, punto de entrada al SNT o punto del SNT que corresponda al sitio de inicio o terminación de alguno de los tramos de gasoductos definidos para efectos tarifarios.
vii. Precio a la fecha de suscripción del contrato, expresado en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.
viii. Fecha de inicio de la obligación de entrega (día/mes/año). En el caso de los contratos intradiarios 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 intradiarios también se deberá declarar la hora de terminación.
b) Información por recopilar de los contratos con interrupciones a través de negociaciones directas
v. Precio máximo 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 2 del literal B del artículo 49 de la presente resolución.
vii. Fecha de inicio del contrato (día/mes/año).
viii. Fecha de terminación del contrato (día/mes/año).
ix La demás información que determine la CREG.
i. Número de contrato en ejecución.
ii. Cantidad total de gas en MBTU autorizada por el vendedor al comprador para el día de gas. La cantidad autorizada es aquella sobre la cual se realiza la facturación por parte del vendedor al comprador.
iii. Valor facturado por la cantidad total 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 máximo al que hace referencia el numeral 2 del literal B del artículo 49 de la presente resolución.
iv. Punto de entrega de las cantidades de gas autorizadas por el vendedor.
ART. 11.—Modifíquese el numeral 4.1 del anexo 2 de la Resolución CREG 114 de 2017, el cual quedará de la siguiente forma:
4.1. Recopilación de información operativa
i. Cantidad total de energía inyectada en cada punto de entrada al SNT y la cantidad total entregada a través de otros medios de transporte como gasoductos dedicados y gas natural comprimido, expresada en MBTU. Los comercializadores de gas importado y los productores-comercializadores de campos aislados 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.
i. Cantidad de energía recibida en cada punto de entrada o de transferencia del SNT, y cantidad de energía en gas consumida por estaciones de compresión operadas con gas natural y cantidad de energía eléctrica consumida por estaciones de compresión operadas con electricidad en cada uno de los tramos de gasoductos definidos por la CREG en las resoluciones de cargos, expresada en MBTU.
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 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 directa (i.e. punto con telemetría) o indirecta (i.e. punto sin telemetría). En caso de medición indirecta, la información reportada estará sujeta a verificación por parte del transportador durante los siguientes 30 días calendario.
En los casos señalados en el parágrafo 9º del artículo 53 de la presente resolución, el responsable de la cuenta de balance deberá reportar al gestor las cantidades tomadas en el punto de salida por cada remitente, de conformidad con la asignación de medición acordada.
d) Información sobre nominaciones de suministro de gas.
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 realizada en el día D-1, antes de las 12:00 horas del día de gas, por cada fuente de suministro y para cada una de sus contrapartes:
- Código contraparte
- Número de operación asignado por el gestor
- Nombre de los puntos de entrada donde se inyecta la energía al SNT. Estos puntos de entrada deberán corresponder a los puntos de entrada con código asignado por el gestor del mercado.
- Destino del gas contratado: Costa, interior, zona aislada en costa o interior
- Cantidad de energía a suministrar incluida en el programa de suministro de gas definitivo 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, gas natural vehicular comprimido 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 realizada en 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:
- Código contraparte.
- Número de operación asignado por el gestor.
- Hora en la cual el productor-comercializador o el comercializador de gas importado recibió la renominación.
- Destino del gas contratado: Costa, interior, zona aislada en costa o interior.
- Cantidad de energía a suministrar incluida en el programa de suministro de gas definitivo (dato final después de las renominaciones) para el día de gas 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, gas natural vehicular comprimido u otros.
i. Los transportadores deberán declarar al gestor del mercado la siguiente información de nominación para el día D+1, 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:
- Nombre del punto de entrada o de transferencia entre transportadores donde el transportador recibe el gas.
- Nombre del punto de salida o de transferencia entre transportadores donde el transportador entrega el gas.
- 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, gas natural vehicular comprimido u otros.
ii. Los transportadores 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, 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:
- Hora en la cual el transportador recibió la renominación.
- Cantidad de energía autorizada por el transportador al remitente incluida en el programa de transporte de gas definitivo (dato final después de la renominación) 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, gas natural vehicular comprimido u otros.
- Tipo de fuente de suministro: planta de importación de gas, campo de producción (menor, aislado, 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 (e. g. porque entrega gas a sistemas de transporte de gas natural comprimido) el nombre del punto de entrada será igual al nombre de la fuente.
ART. 12.—Adiciónense los numerales 8 y 9 al anexo 2 de la Resolución CREG 114 de 2017:
8. Indicadores del mercado secundario (MS)
9. Codificación de puntos en el SNT
a) Información que debe reportar el transportador:
i. Para cada punto de entrada y de salida del sistema de transporte, los transportadores deberán declarar al gestor del mercado, y cada vez que exista una modificación o actualización, la siguiente información para todos los tramos del SNT que corresponda:
- 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.
- Un diagrama donde se relacione la información anterior.
ii. Para cada (i) punto sobre el troncal o gasoducto principal del que se desprende un gasoducto ramal; (ii) 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) punto sobre sistema donde se ubica una estación de compresión; (iv) punto donde se presenta transferencia de custodia entre transportadores; el transportador declarará 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 de entrada y de salida del 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 el Anexo 2 de la presente resolución.