Comisión de Regulación de Energía y Gas

RESOLUCIÓN 113 DE 2012 

(Octubre 8)

“Por la cual se ordena publicar un proyecto de resolución de carácter general, ‘por la cual se reglamentan los aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, que hacen parte del reglamento de operación de gas natural’”.

(Nota: Véase Resolución 136 de 2012 artículo 1° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

La Comisión de Regulación de Energía y Gas,

en ejercicio de sus facultades legales, en especial de las conferidas por la Ley 142 de 1994, y en desarrollo de los decretos 1524 y 2253 de 1994, y

CONSIDERANDO QUE:

Conforme a lo dispuesto por el artículo 9º del Decreto 2696 de 2004, concordante con el artículo 8º del Código de Procedimiento Administrativo de lo Contencioso Administrativo, la comisión debe hacer públicos en su página web los proyectos de resolución de carácter general que prevé adoptar.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, en su sesión 537 del 8 de octubre de 2012, aprobó hacer público el proyecto de resolución “por la cual se reglamentan los aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, que hacen parte del reglamento de operación de gas natural”.

RESUELVE:

ART. 1º—Hágase público el proyecto de resolución “por la cual se reglamentan los aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, que hacen parte del reglamento de operación de gas natural”.

ART. 2º—Se invita a los agentes, a los usuarios, a las autoridades locales municipales y departamentales competentes, a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y al CNO gas, para que remitan sus observaciones o sugerencias sobre la propuesta, dentro del mes siguiente a la publicación de la presente resolución en la página web de la Comisión de Regulación de Energía y Gas.

ART. 3º—Las observaciones y sugerencias sobre el proyecto deberán dirigirse a Germán Castro Ferreira, director ejecutivo de la comisión, a la siguientes dirección: avenida calle 116 Nº 7-15, edificio Torre Cusezar, interior I, oficina 901 o al correo electrónico creg@creg.gov.co.

ART. 4º—La presente resolución no deroga ni modifica disposiciones vigentes por tratarse de un acto de trámite.

Publíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D.C., a 8 de octubre de 2012.

(Nota: Véase Resolución 136 de 2012 artículo 1° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

Proyecto de resolución

“Por la cual se reglamentan los aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, que hacen parte del reglamento de operación de gas natural”.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas,

en ejercicio de sus facultades legales, en especial de las conferidas por la Ley 142 de 1994, y en desarrollo de los decretos 1524 y 2253 de 1994, y

CONSIDERANDO QUE:

El inciso 3º del artículo 333 de la Constitución Política establece que “(e)l 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”.

Según lo dispuesto en el artículo 73 de la Ley 142 de 1994, corresponde a las comisiones regular los monopolios en la prestación de los servicios públicos, cuando la competencia no sea, de hecho, posible y, en los demás casos, la de promover la competencia entre quienes prestan servicios públicos, para que las operaciones de los monopolistas o de los competidores sean económicamente eficientes, no impliquen abuso de posición dominante y produzcan servicios de calidad.

De acuerdo con lo establecido en el literal a) del artículo 74.1 de la Ley 142 de 1994, es función de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, regular el ejercicio de las actividades de los sectores de energía y gas combustible para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente, propiciar la competencia en el sector de minas y energía, proponer la adopción de las medidas necesarias para impedir abusos de posición dominante y buscar la liberación gradual de los mercados hacia la libre competencia.

De acuerdo con lo establecido en el literal c) del artículo 74.1 de la Ley 142 de 1994, es función de la CREG establecer el reglamento de operación para realizar el planeamiento y la coordinación de la operación del sistema interconectado nacional y para regular el funcionamiento del mercado mayorista de energía y gas combustible.

El artículo 34 de la Ley 142 de 1994 dispone que “las empresas de servicios públicos, en todos sus actos y contratos, deben evitar privilegios y discriminaciones injustificadas, y abstenerse de toda práctica que tenga la capacidad, el propósito o el efecto de generar competencia desleal o de restringir en forma indebida la competencia”, estableciendo para el efecto, entre otras, qué prácticas son consideradas como restricción indebida a la competencia, dentro de las que se destaca la establecida en su numeral 34.6, que estipula como una de ellas, “el abuso de la posición dominante al que se refiere el artículo 133 de esta ley, cualquiera que sea la otra parte contratante y en cualquier clase de contratos”.

El artículo 139 de la Ley 142 de 1994 establece que no es falla en la prestación del servicio la suspensión que haga la empresa para hacer reparaciones técnicas, mantenimientos periódicos y racionamientos por fuerza mayor, siempre que de ello se dé aviso amplio y oportuno.

La Ley 401 de 1997 dispuso en el parágrafo 2º de su artículo 11, que “las competencias previstas en la Ley 142 de 1994 en lo relacionado con el servicio público domiciliario, comercial e industrial de gas combustible, solo se predicarán en los casos en que el gas se utilice efectivamente como combustible y no como materia prima de procesos industriales petroquímicos”.

Por otra parte, de acuerdo con lo establecido en el artículo 978 del Código de Comercio, cuando la prestación de un servicio público está regulada por el gobierno, las condiciones de los contratos deberán sujetarse a los respectivos reglamentos.

El artículo 992 del Código de Comercio establece los eventos en los que el transportador puede exonerarse, total o parcialmente, de su responsabilidad por la inejecución o por la ejecución defectuosa o tardía de sus obligaciones.

Así mismo, el artículo 996 del mismo código establece que cuando el transporte se pacte en forma de suministro se aplicarán las reglas relativas al contrato de suministro, entre ellas el artículo 978 referido.

Según estudios efectuados por la CREG, y dada la concentración del mercado de suministro y transporte de gas natural, es necesario promover la competencia entre sus agentes, diseñando mecanismos que resulten en una mayor transparencia y liquidez de dicho mercado.

Del potencial de producción de gas natural, en junio de 2012, cerca del 48% está en Guajira y el 36% en Cusiana y Cupiagua. A nivel empresarial, el 61% le corresponde a un productor-comercializador y el 23% a otro.

Mediante la Resolución CREG 071 de 1999, y otras que la han modificado y complementado, la CREG adoptó el reglamento único de transporte de gas natural, RUT.

En el numeral 1.3 del RUT se establece que “La iniciativa para la reforma del reglamento también será de la comisión si esta estima que debe adecuarse a la evolución de la industria, que contraría las regulaciones generales sobre el servicio, que va en detrimento de mayor concurrencia entre oferentes y demandantes del suministro o del libre acceso y uso del servicio de transporte y otros servicios asociados”.

En el RUT se prevé la existencia del mercado secundario de suministro y de transporte de gas, el cual se basa en los sistemas de información implementados por cada transportador a través de los boletines electrónicos de operaciones, BEO.

El mercado secundario previsto en la regulación es físico y de carácter bilateral, de tal forma que su desarrollo depende de las gestiones que realizan los propios agentes que cuentan con excedentes y aquellos que tienen desbalances en sus compras.

Se considera que para un desarrollo óptimo del mercado secundario, en el cual se obtengan indicadores de mercado de corto y mediano plazo, se requiere: i) mejorar la disponibilidad de información; ii) mejorar la liquidez a través de la estandarización de los principales aspectos de los contratos transados; y iii) exigir que los participantes en este mercado sean agentes sometidos a la regulación.

Las plantas de generación de energía a base de gas están sujetas a la posibilidad de redespachos en el sector eléctrico, lo cual implica renominaciones, tanto de suministro como de transporte de gas natural durante el día de gas.

En el RUT se prevé que las variaciones de entrada y salida, causadas por los agentes, serán objeto de compensaciones.

Según algunos comentarios recibidos de manera informal, las ventas en el mercado primario de capacidad de transporte por parte del transportador y de cantidades de suministro de gas por parte del productor-comercializador, bajo la modalidad interrumpible, podrían estar reduciendo la liquidez del mercado secundario.

El Decreto 2100 de 2011, 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.

El artículo 12 del Decreto 2100 de 2011 establece las excepciones a los mecanismos y procedimientos de comercialización de la PTDV.

En el artículo 13 del Decreto 2100 de 2011 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 2100 de 2011 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.

En el artículo 20 del Decreto 2100 de 2011 se establece que, como parte de la política pública adoptada para el sector gas natural, la CREG evaluará la necesidad de implementar la prestación del servicio de gestión de la información operativa y comercial de dicho sector.

El artículo 21 del Decreto 2100 de 2011 determina que “cuando la CREG lo solicite, el CNOG expedirá los acuerdos y protocolos operativos que se requieran con el fin de establecer los procedimientos, definiciones y parámetros básicos que deben regir para: (i) la operación del SNT; (ii) la programación de mantenimientos y/o intervenciones a la infraestructura de suministro y transporte de gas natural, que impliquen suspensión o pongan en riesgo la continuidad del servicio público; y, (iii) la coordinación de los agentes que utilicen el SNT cuando se presenten insalvables restricciones en la oferta de gas natural o situaciones de grave emergencia transitorias y no transitorias o racionamiento programado de gas natural de que trata el Decreto 880 de 2007”. Y que “el CNOG por su propia iniciativa, podrá someter a consideración de la CREG los protocolos y acuerdos operativos que considere necesarios para lograr una operación segura, confiable y económica del SNT la CREG contará con noventa (90) días para pronunciarse y, si es pertinente, adoptarlo mediante acto administrativo”.

Según el parágrafo del artículo 22 del Decreto 2100 de 2011, la comercialización del gas importado con destino al servicio público domiciliario deberá someterse a las mismas disposiciones expedidas por la CREG para la actividad de comercialización del gas de producción nacional.

Mediante Resolución 54 de 2012, la CREG hizo público un proyecto de resolución de carácter general “Por la cual se establecen los criterios de confiabilidad, se fijan las reglas para la evaluación y la remuneración de los proyectos de inversión en confiabilidad del servicio público de gas natural”.

Mediante Resolución 97 de 2012 la CREG ordenó hacer público un proyecto de resolución de carácter general “Por la cual se libera el precio para el gas natural colocado en punto de entrada al sistema nacional de transporte”.

Se ha identificado la necesidad de introducir reformas al sector de gas en orden a incentivar el desarrollo de un mercado competitivo y transparente, así como promover un uso más eficiente de la infraestructura de suministro y transporte de gas.

De acuerdo con lo anterior, y con base en los análisis internos de la CREG, cuyos resultados están contenidos en el Documento CREG 62 de 2012, el comité de expertos de la CREG elaboró la presente propuesta regulatoria.

Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 537 del 8 de octubre de 2012, acordó expedir la presente resolución.

RESUELVE:

TÍTULO I

Disposiciones generales

ART. 1º—Objeto. Mediante esta resolución se regulan los aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, como parte del reglamento de operación de gas natural. Esta resolución contiene el conjunto de disposiciones aplicables a las transacciones en el mercado primario y en los mercados secundario y de corto plazo de suministro y de transporte de gas natural.

ART. 2º—Ámbito de aplicación. La presente resolución aplica a todos los participantes del mercado.

ART. 3º—Definiciones. Para la interpretación y aplicación de esta resolución se tendrán en cuenta las siguientes definiciones, además de las contenidas en la Ley 142 de 1994, los decretos del Gobierno Nacional y las resoluciones de la CREG.

Boletín electrónico central, BEC: página web en la que el gestor del mercado despliega información transaccional y operativa de libre acceso, y en la que participantes del mercado intercambian información para la compra y venta de gas natural y de capacidad de transporte de gas natural.

Capacidad disponible primaria: es aquella capacidad de que dispone el transportador y que de acuerdo con los contratos suscritos no está comprometida como capacidad firme. Cuando la capacidad garantizada mediante contratos de transporte con firmeza condicionada sea superior a la garantizada mediante contratos de opción de compra de transporte, se entenderá que la diferencia entre dichas capacidades es capacidad disponible primaria para contratos de opción de compra de transporte. Cuando sea inferior, se entenderá que la diferencia entre dichas capacidades es capacidad disponible primaria para contratos de transporte con firmeza condicionada.

Capacidad disponible secundaria: es aquella capacidad firme que el remitente no proyecte utilizar y que de acuerdo con los derechos otorgados por el contrato de transporte suscrito puede ceder o vender.

Capacidad firme: capacidad contratada mediante contratos firmes, contratos de transporte con firmeza condicionada o contratos de opción de compra de transporte.

Capacidad interrumpible: Capacidad contratada mediante contratos interrumpibles.

Comercialización: actividad consistente en la compra de gas natural y/o de capacidad de transporte en el mercado mayorista de gas natural y su venta con destino a otras operaciones en dicho mercado, o a los usuarios finales.

Comercializador: Participante del mercado que desarrolla la actividad de comercialización. Los comercializadores no podrán tener vinculación económica alguna con productores-comercializadores, con comercializadores de gas importado o con procesadores de gas en el SNT.

Comercializador de gas importado: agente importador de gas que vende el gas importado para la atención del servicio público domiciliario de gas combustible.

Comprador cesionario: persona jurídica con la cual un comprador primario ha celebrado un contrato de cesión de derechos de suministro de gas. Puede ser alguno de los participantes del mercado autorizado por la regulación para comprar gas natural en los mercados secundario y de corto plazo.

Comprador de corto plazo: persona jurídica con la cual un comprador primario, un comprador cesionario o un comprador secundario ha celebrado un contrato de venta de derechos de suministro de gas como resultado del proceso úselo o véndalo. Puede ser alguno de los participantes del mercado autorizado por la regulación para comprar gas natural en los mercados secundario y de corto plazo, que esté registrado en el BEC.

Comprador primario: persona jurídica con la cual un productor-comercializador, un comercializador de gas importado, o un procesador de gas en el SNT ha celebrado un contrato para el suministro de gas natural. Puede ser alguno de los participantes del mercado autorizado por la regulación para comprar gas natural en el mercado primario.

Comprador secundario: persona jurídica con la cual un comprador primario o un comprador cesionario ha celebrado un contrato de venta de derechos de suministro de gas. Puede ser alguno de los participantes del mercado autorizado por la regulación para comprar gas natural en los mercados secundario y de corto plazo.

Contrato firme o que garantiza firmeza: contrato escrito en el que un agente garantiza el servicio de suministro de una cantidad máxima de gas natural y/o de capacidad máxima de transporte, sin interrupciones, durante un periodo determinado, excepto en los días establecidos para el mantenimiento y las labores programadas. Esta modalidad de contrato requiere de respaldo físico.

Contrato interrumpible o que no garantiza firmeza: contrato escrito en el que las partes acuerdan no asumir compromiso de continuidad en la entrega, recibo o utilización de capacidad disponible en el suministro o transporte de gas natural. El servicio puede ser interrumpido por cualquiera de las partes, en cualquier momento y bajo cualquier circunstancia, dando aviso previo a la otra parte.

Contrato de opción de compra de gas, OCG: contrato escrito en el que un agente garantiza el suministro de una cantidad máxima de gas natural, sin interrupciones, cuando el precio del predespacho ideal del mercado mayorista de energía sea igual o superior al 95% del precio de escasez, entendido este último en los términos de la Resolución CREG 71 de 2006 o aquellas que la modifiquen o sustituyan. El comprador pagará una prima por el derecho a tomar hasta la cantidad máxima de gas, y un precio de suministro al momento de la entrega del gas nominado. Las cantidades nominadas deberán ser aceptadas por el vendedor al ejercicio de la opción. La prima se pagará mensualmente.

Contrato de opción de compra de transporte, OCT: contrato escrito en el que un agente garantiza la disponibilidad de una capacidad máxima de transporte, sin interrupciones, cuando el precio del predespacho ideal del mercado mayorista de energía sea igual o superior al 95% del precio de escasez, entendido este último en los términos de la Resolución CREG 071 de 2006 o aquellas que la modifiquen o sustituyan. El comprador pagará una prima por el derecho a disponer hasta de la capacidad máxima, y un precio de transporte al momento del transporte de la cantidad nominada. Las cantidades nominadas deberán ser aceptadas por el vendedor al ejercicio de la opción. La prima se pagará mensualmente.

Contrato de suministro con firmeza condicionada: contrato escrito en el que un agente garantiza el suministro de una cantidad máxima de gas natural, sin interrupciones, durante un periodo determinado, excepto cuando el precio del predespacho ideal del mercado mayorista de energía sea igual o superior al 95% del precio de escasez, entendido este último en los términos de la Resolución CREG 71 de 2006 o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

Contrato de transporte con firmeza condicionada: contrato escrito en el que un agente garantiza la disponibilidad de una capacidad máxima de transporte, sin interrupciones, durante un periodo determinado, excepto cuando el precio del predespacho ideal del mercado mayorista de energía sea igual o superior al 95% del precio de escasez, entendido este último en los términos de la Resolución CREG 071 de 2006 o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

Derechos de suministro de gas: es la cantidad de gas contratada que otorga al comprador titularidad sobre la misma.

Día de gas: día oficial de la República de Colombia que va desde las 00:00 hasta las 24:00 horas, durante el cual se efectúa el suministro y el transporte de gas.

Día D-1: día oficial de la República de Colombia que va desde las 00:00 hasta las 24:00 horas del día calendario anterior al día de gas.

Eventos de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña: eventos que de acuerdo con los artículos 64 del Código Civil y 992 del Código de Comercio eximen de la responsabilidad por incumplimiento parcial o total de obligaciones contractuales, si el mismo se deriva de ellos. Dichos eventos deben ser imprevistos, irresistibles y sin culpa de quien invoca la causa eximente de responsabilidad.

Eventos eximentes de responsabilidad: Eventos taxativamente establecidos en la presente resolución, distintos a los eventos de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña, que eximen de responsabilidad a los agentes por incumplimiento parcial o total de obligaciones contractuales, si este se deriva de ellos, por estar razonablemente fuera de control de la parte que lo alega pese a la oportuna diligencia y cuidado debidos por dicha parte para prevenir o impedir su acaecimiento o los efectos del mismo. Las interrupciones por mantenimientos o labores programadas se considerarán eventos eximentes de responsabilidad, de acuerdo con lo dispuesto en esta resolución.

Gestor del mercado: ente responsable de la prestación de los servicios de gestión del mercado primario y de los mercados secundario y de corto plazo, en los términos establecidos en esta resolución.

Infraestructura de regasificación: conjunto de instalaciones que permiten transformar el gas natural de estado líquido a estado gaseoso que incluyen, entre otras instalaciones complementarias, las requeridas para descargar, transportar, almacenar, procesar y tratar el gas natural importado.

Mercado mayorista de gas natural: es el mercado conformado por el mercado primario y los mercados secundario y de corto plazo.

Mercado minorista de gas natural: es el mercado donde ocurren las transacciones entre los comercializadores y los usuarios finales. Este mercado no hace parte del mercado mayorista de gas natural.

Mercado primario: es el mercado donde los productores-comercializadores de gas natural, los comercializadores de gas importado y los procesadores de gas en el SNT pueden vender gas natural. También es el mercado donde los transportadores de gas natural pueden realizar la venta de su capacidad de transporte.

Mercados secundario y de corto plazo: mercados donde los agentes con derechos de suministro de gas y los agentes con capacidad disponible secundaria pueden comercializar sus derechos contractuales. Los productores-comercializadores de gas natural y los transportadores podrán participar en estos mercados en los términos de esta resolución.

Participantes del mercado: personas jurídicas entre las cuales se dan las relaciones operativas y/o comerciales de compra, venta, cesión, suministro y/o transporte de gas natural, comenzando desde la producción y pasando por los sistemas de transporte hasta alcanzar el punto de salida de un usuario. Son participantes los productores-comercializadores, los comercializadores de gas importado, los procesadores de gas en el SNT, los transportadores, los distribuidores, los comercializadores y los almacenadores independientes.

Oferta de cantidades importadas disponibles para la venta en firme, oferta de CIDVF: Es la cantidad diaria promedio mes de gas natural, expresada en GBTUD, por punto de entrada al SNT o infraestructura de regasificación, que un comercializador de gas importado está dispuesto a ofrecer bajo las modalidades de contrato firme, contrato de suministro con firmeza condicionada y contrato de opción de compra de gas. Deberá ser igual o inferior a la cantidad importada disponible para la venta, CIDV, declarada al Ministerio de Minas y Energía según lo señalado en el Decreto 2100 de 2011.

Oferta de producción total disponible para la venta en firme, oferta de PTDVF: Es la cantidad diaria promedio mes de gas natural, expresada en GBTUD, por campo o punto de entrada al SNT, que un productor-comercializador o un procesador de gas en el SNT está dispuesto a ofrecer bajo las modalidades de contrato firme, contrato de suministro con firmeza condicionada y contrato de opción de compra de gas. Deberá ser igual o inferior a la producción total disponible para la venta, PTDV, declarada al Ministerio de Minas y Energía según lo señalado en el Decreto 2100 de 2011.

Procesador de gas en el SNT: participante del mercado que toma gas natural en un punto de salida del SNT dentro de las condiciones de calidad establecidas en el RUT, le extrae componentes e inyecta el gas natural residual al SNT dentro de las condiciones de calidad señaladas en el RUT. Los procesadores de gas en el SNT no podrán tener vinculación económica alguna con otros participantes del mercado.

Proceso úselo o véndalo: mecanismo por medio del cual se pone a disposición de los interesados el gas natural y/o la capacidad de transporte que hayan sido contratados en el mercado primario y no hayan sido nominados para el día de gas.

Producer price index, PPI: es el índice de precios al productor de los Estados Unidos de América, correspondiente a ‘finished goods’, reportado por la oficina de estadísticas laborales del departamento de trabajo de los Estados Unidos, serie ID: WPUSOP3000.

Productor-comercializador: es el productor de gas natural que vende gas en el mercado mayorista de gas natural y que puede comprar gas en los mercados secundario y de corto plazo. El productor-comercializador no podrá vender ni comprar gas natural en el mercado minorista de gas natural.

Promotor de mercado: participante del mercado, responsable de sostener transacciones de contratos firmes en los mercados secundario y de corto plazo, con el fin de estimular la liquidez de dichos mercados.

Puntos estándar de entrega: puntos del sistema nacional de transporte de gas, SNT, definidos para la entrega del gas transado en los mercados secundario y de corto plazo.

Reglamento de operación de gas natural: conjunto de principios, criterios y procedimientos establecidos para la coordinación de la planeación y operación del sector gas natural y para regular el funcionamiento del mercado mayorista de gas natural. El reglamento de operación comprende varios documentos que se organizarán conforme a los temas del funcionamiento del sector gas natural.

Reglamento único de transporte de gas natural, RUT: se refiere a la Resolución CREG 071 de 1999, sus modificaciones y adiciones.

Remitente: será el remitente primario, el remitente cesionario, el remitente secundario o el remitente de corto plazo, según sea el caso.

Remitente cesionario: persona jurídica con la cual un remitente primario ha celebrado un contrato de cesión de capacidad disponible secundaria. Puede ser alguno de los participantes del mercado autorizado por la regulación para comprar capacidad de transporte en los mercados secundario y de corto plazo.

Remitente de corto plazo: persona jurídica con la cual un remitente primario, un remitente cesionario o un remitente secundario ha celebrado un contrato de venta de capacidad disponible secundaria como resultado del proceso úselo o véndalo. Puede ser alguno de los participantes del mercado autorizado por la regulación para comprar capacidad de transporte en los mercados secundario y de corto plazo, que esté registrados [sic] en el BEC.

Remitente primario: persona jurídica con la cual un transportador ha celebrado un contrato para prestar el servicio de transporte de gas natural. Puede ser alguno de los participantes del mercado autorizado por la regulación para comprar capacidad de transporte en el mercado primario.

Remitente secundario: persona jurídica con la cual un remitente primario o un remitente cesionario ha celebrado un contrato de venta de capacidad disponible secundaria. Puede ser alguno de los participantes del mercado autorizado por la regulación para comprar capacidad de transporte en los mercados secundario y de corto plazo.

Responsable de la nominación de gas: será el comprador primario cuando este no haya cedido sus derechos contractuales; o el comprador cesionario cuando haya perfeccionado la cesión de derechos de suministro de gas.

Responsable de la nominación de transporte: será el remitente primario cuando este no haya cedido sus derechos contractuales; o el remitente cesionario cuando haya perfeccionado la cesión de capacidad contratada.

Spread: diferencia entre el precio de venta y el precio de compra de las ofertas que realizaría un promotor de mercado.

Titular: en el caso del suministro de gas natural, el titular de los derechos de suministro de gas será el último comprador en haber perfeccionado la compraventa o la cesión de tales derechos. En el caso del transporte, el titular de la capacidad contratada será el último remitente en haber perfeccionado la compraventa o la cesión de dicha capacidad.

Variaciones de entrada: valor absoluto de la diferencia entre la cantidad de energía confirmada y la cantidad de energía entregada en un punto de entrada para cada hora. En el caso de los distribuidores será el valor absoluto de la diferencia para un día.

Variaciones de salida: valor absoluto de la diferencia entre la cantidad de energía confirmada y la cantidad de energía tomada en un punto de salida para cada hora. En el caso de los distribuidores será el valor absoluto de la diferencia para un día.

ART. 4º—Siglas. Para efectos de la presente resolución se tendrán en cuenta las siguientes siglas:

ANH: Agencia Nacional de Hidrocarburos.

AOM: Administración, operación y mantenimiento.

BEC: Boletín electrónico central.

BEO: Boletín electrónico de operaciones.

BTU: British Thermal Unit.

CIDV: Cantidades importadas disponibles para la venta.

CIDVF: Cantidades importadas disponibles para la venta en firme.

CMMP: Capacidad máxima de mediano plazo.

CNOG: Consejo Nacional de Operación de Gas Natural.

COGB: Centro operacional de gas en Barrancabermeja.

CREG: Comisión de Regulación de Energía y Gas.

GBTU: Giga BTU, British Thermal Unit.

GBTUD: Giga BTU, British Thermal Unit, por día.

KPC: Mil pies cúbicos.

KPCD: Mil pies cúbicos por día.

MBTUD: Millón de BTU, British Thermal Unit, por día.

MBTU: Millón de BTU, British Thermal Unit.

OCG: Contrato de opción de compra de gas.

OCT: Contrato de opción de compra de transporte.

OEF: Obligaciones de energía firme.

OSC: Operador del servicio de confiabilidad de gas natural.

PPI: Producer Price Index.

PTDV: Producción total disponible para la venta.

PTDVF: Oferta de producción total disponible para la venta en firme.

RUT: Reglamento único de transporte de gas natural.

SNT: Sistema nacional de transporte de gas.

TÍTULO II

Gestor del mercado

ART. 5º—Servicios a cargo del gestor del mercado. El gestor del mercado será responsable de la prestación de los siguientes servicios:

1. Diseño, puesta en funcionamiento y administración del boletín electrónico central, BEC.

El gestor del mercado será responsable de diseñar, poner en funcionamiento y administrar el BEC, que deberá funcionar en su página web. A través del BEC el gestor del mercado prestará los servicios especificados en los numerales 2º y 4º del presente artículo. Así mismo, el gestor del mercado podrá hacer uso del BEC para prestar los servicios señalados en los numerales 3º y 5º del presente artículo.

2. Centralización de información transaccional y operativa.

El gestor del mercado deberá:

a) Recopilar, verificar, publicar y conservar la información sobre las transacciones realizadas en el mercado mayorista de gas natural que se detalla en el anexo 1 de esta resolución.

b) Recopilar, verificar, publicar y conservar la información sobre las transacciones realizadas en el mercado minorista de gas natural que se detalla en el anexo 1 de esta resolución.

c) Recopilar, verificar, publicar y conservar la información operativa del sector de gas natural que se detalla en el anexo 1 de esta resolución.

3. Gestión de las transacciones del mercado primario de gas natural que se realicen mediante subasta.

El gestor del mercado deberá realizar las subastas a que se refiere el artículo 22 de la presente resolución.

4. Gestión de transacciones de los mercados secundario y de corto plazo.

El gestor del mercado será responsable de facilitar las transacciones de los mercados secundarios y de corto plazo, para lo cual deberá llevar a cabo los procedimientos de que tratan los artículos 39, 41, 42, 43, y 46 de la presente resolución.

5. 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 identificar comportamientos de los agentes que puedan afectar, de manera negativa, la libre competencia.

PAR. 1º—La no declaración al gestor del mercado de la información señalada en el anexo 1 de esta resolución podrá ser considerada por la autoridad competente como una práctica restrictiva de la competencia o como competencia desleal. Igual consideración se podrá dar a la declaración reiterada de dicha información de manera inconsistente.

PAR. 2º—El gestor del mercado no tendrá competencia alguna para realizar investigaciones por posibles casos de ejercicio de poder de mercado, prácticas restrictivas de la competencia, competencia desleal o similares. Tampoco tendrá potestades para sancionar comportamientos de los participantes del mercado.

ART. 6º—Selección del gestor del mercado. Con la periodicidad que determine la CREG, esta adelantará un concurso público para seleccionar al gestor del mercado responsable de la prestación de los servicios establecidos en el artículo 5º de esta resolución. Dicho concurso estará sujeto a los principios de transparencia y selección objetiva y a todas las reglas definidas por la CREG.

ART. 7º—Remuneración del gestor del mercado. La remuneración de los servicios prestados por el gestor del mercado estará sujeta a un esquema de ingreso regulado. Dicho ingreso se determinará con base en el proceso de selección de que trata el artículo 6º de esta resolución.

El ingreso permitido al gestor del mercado será pagado por los comercializadores, quienes podrán recaudar tales ingresos de los usuarios finales.

TÍTULO III

Aspectos comerciales del mercado primario

CAPÍTULO I

Tipos de contratos de suministro y de transporte

ART. 8º—Contratos permitidos. En el mercado primario solo podrán pactarse las siguientes modalidades de contratos:

1. Contrato firme o que garantiza firmeza.

2. Contrato de suministro con firmeza condicionada.

3. Contrato de transporte con firmeza condicionada.

4. Contrato opción de compra de gas, OCG.

5. Contrato opción de compra de transporte, OCT.

PAR. 1º—Los contratos de suministro y de transporte de gas, 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, los agentes no podrán prorrogar su vigencia.

PAR. 2º—A partir de la vigencia de la presente resolución no podrán pactarse contratos “Take or Pay”, definidos en el artículo 2º de la Resolución CREG 70 de 2006, modificado por el artículo 4º de la Resolución CREG 118 de 2011 y por la Resolución 140 de 2011.

PAR. 3º—Cada contrato que se suscriba en el mercado primario solo podrá adoptar una de las modalidades contractuales establecidas en este artículo y no podrá contrariar, en forma alguna, la definición establecida en el artículo 3º de la presente resolución para la respectiva modalidad contractual. Dicha definición deberá ser reflejada en el objeto del contrato, así como en sus cláusulas, según su modalidad.

PAR. 4º—Durante la vigencia de los contratos señalados en este artículo, las obligaciones de dichos contratos se considerarán permanentes y por el 100% del producto o de la capacidad contratada. Asimismo, durante la vigencia de tales contratos, el comprador o remitente deberá pagar el 100% del valor pactado por el gas o la capacidad contratada.

PAR. 5º—Para efectos del cálculo de los cargos regulados de transporte de gas natural, la comisión podrá considerar que el perfil de la demanda esperada de capacidad asociada a los contratos de transporte con firmeza condicionada y a los de opción de compra de transporte, celebrados para la misma dirección de un tramo del sistema nacional de transporte, es constante durante la vigencia del contrato e igual al mayor valor entre la suma de las cantidades pactadas en los contratos de transporte con firmeza condicionada y la suma de las cantidades pactadas en los contratos de opción de compra de transporte. Si la celebración de estos contratos conlleva la ampliación de la infraestructura existente al momento de la entrada en vigencia de esta resolución, los valores eficientes de las inversiones y las demandas adicionales serán considerados en el cálculo de los cargos regulados de transporte.

Cuando se trate de contratos de opción de compra de transporte, celebrados con el propósito de cumplir las obligaciones de energía firme, OEF, de los generadores térmicos que se acojan a la opción de gas natural importado, de conformidad con lo establecido en el artículo 4º de la Resolución CREG 106 de 2011, la comisión podrá considerar que el perfil de demanda esperada de capacidad para efectos tarifarios es igual al perfil de demanda pactado en los respectivos contratos. Si la celebración de estos contratos conlleva la ampliación de la infraestructura existente al momento de la entrada en vigencia de esta resolución, los valores de las inversiones adicionales no serán considerados en el cálculo de los cargos regulados de transporte. La remuneración de dichas inversiones será pactada bilateralmente entre los transportadores y los generadores térmicos.

CAPÍTULO II

Requisitos de los contratos de suministro y de transporte

ART. 9º—Requisitos de los contratos firmes, de firmeza condicionada y opciones de compra. Los contratos referidos en el artículo 8º de la presente resolución deberán cumplir los requisitos que se establecen en el presente capítulo y los mismos deberán estar reflejados en su clausulado.

ART. 10.—Eventos de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña. En la ejecución de los contratos referidos en el artículo 8º de la presente resolución, ninguna de las partes será responsable frente a la otra por el incumplimiento de las obligaciones contraídas por ellas, incluyendo demoras, daños por pérdidas, reclamos o demandas de cualquier naturaleza, cuando dicho incumplimiento, parcial o total, se produzca por causas y circunstancias que se deban a un evento de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña, según lo definido por la ley colombiana.

La ocurrencia de un evento de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña no exonerará ni liberará a las partes, en ningún caso, del cumplimiento de las obligaciones causadas con anterioridad a la ocurrencia de los hechos a los que se refiere este artículo.

En el caso de que ocurra un evento de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña, se deberá proceder de la siguiente forma:

1. La parte afectada por el evento de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña dará aviso por escrito a la otra, dentro de los cinco (5) días calendario siguientes al acaecimiento del hecho, invocando las circunstancias constitutivas del evento de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña y toda la información necesaria para demostrar la ocurrencia del hecho, su irresistibilidad y sus efectos.

2. Una vez que la parte afectada por el evento de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña haya proporcionado la notificación por escrito respecto del hecho, se suspenderá el cumplimiento de la respectiva obligación a partir del acaecimiento del respectivo hecho, de entregar, aceptar la entrega o transportar gas natural, según corresponda, hasta el momento en que haya cesado la causa eximente de responsabilidad y superado el evento, y no se considerará que ninguna de las partes ha incumplido tales obligaciones frente a la otra durante dicho evento.

3. Si dentro de los diez (10) días hábiles siguientes al recibo del aviso o notificación, la parte no afectada no acepta por escrito la existencia de un evento de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña se procederá de acuerdo con los mecanismos de solución de controversias previstos en el respectivo contrato, sin perjuicio de suspender el cumplimiento de las obligaciones afectadas. Si la parte no afectada no manifiesta, dentro del plazo, el rechazo de la fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña, se entenderá que ha aceptado la existencia de la eximente de responsabilidad mientras duren los hechos constitutivos de la misma.

4. La parte que invoque la ocurrencia de un evento de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña deberá realizar sus mejores esfuerzos para subsanar la causa que dio lugar a su declaratoria, e informará por escrito a la otra parte, dentro de los tres (3) días calendario siguientes a la superación del evento, la fecha y hora en que fue superado y la reiniciación del cumplimiento de las obligaciones suspendidas.

PAR.—La obligación de los compradores y remitentes de pagar el valor correspondiente al gas contratado o a los cargos de transporte, según sea el caso, se suspenderá durante los eventos de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña.

ART. 11.—Eventos eximentes de responsabilidad. Por evento eximente de responsabilidad se entenderá lo establecido en el artículo 3º de la presente resolución.

En los contratos a que se refiere el artículo 8º de la presente resolución únicamente podrán ser pactados los siguientes eventos eximentes de responsabilidad:

1. La imposibilidad parcial o total para la operación y funcionamiento de las instalaciones o infraestructura para la producción, manejo, transporte, entrega o recibo del gas, así como de las conexiones o las instalaciones de cualquiera de las partes, por actos malintencionados de terceros ajenos al control y manejo directo de cualquiera de las partes y sin su culpa, como los ataques o sabotajes terroristas o guerrilleros o las alteraciones graves del orden público, entre otros, que directa o indirectamente contribuyan o resulten en la imposibilidad de alguna de las partes para cumplir con sus obligaciones.

2. Cesación ilegal de actividades, cuando esos actos contribuyan o resulten en la imposibilidad de cualquiera de las partes para cumplir con sus obligaciones.

3. Las suspensiones por labores programadas de reparaciones técnicas o mantenimientos periódicos, siempre que de ello se dé aviso amplio y oportuno. Las suspensiones por este concepto estarán sujetas a lo establecido en el artículo 12 de la presente resolución.

4. En los contratos de transporte, las salidas forzadas de la infraestructura de transporte que serán objeto de la regulación de confiabilidad. Las suspensiones por este concepto estarán sujetas a lo establecido en la propuesta de la Resolución CREG 54 de 2012.

5. Cuando por causas imputables al comprador el registro de que trata el literal b) del numeral 1.3 del anexo 1 no se haya realizado la no entrega del gas natural o la no prestación del servicio de transporte debido a la inexistencia del registro serán consideradas como eventos eximentes de responsabilidad del vendedor.

PAR. 1º—La obligación de los compradores y remitentes de pagar el valor correspondiente al gas contratado o a los cargos de transporte, según sea el caso, se suspenderá durante los eventos eximentes de responsabilidad.

PAR. 2º—Para los eventos señalados en los numerales 1º, 2º y 4º del presente artículo deberá seguirse el procedimiento establecido en el artículo 10 de la presente resolución.

PAR. 3º—Los productores-comercializadores, los comercializadores de gas importado, los procesadores de gas en el SNT y los transportadores informarán al CNO Gas y coordinarán con dicho organismo las suspensiones por labores programadas para reparaciones técnicas o mantenimientos periódicos, de acuerdo con el protocolo que el CNO Gas defina dentro de los dos meses siguientes a la entrada en vigencia de esta resolución.

Los compradores o remitentes informarán a los productores-comercializadores, comercializadores de gas importado, procesadores de gas en el SNT y transportadores las suspensiones por labores programadas para reparaciones técnicas o mantenimientos periódicos con una anticipación no inferior a un mes.

ART. 12.—Duración permisible para suspensiones del servicio. La máxima duración de las suspensiones por labores programadas para reparaciones técnicas o mantenimientos periódicos que se podrá pactar en los contratos a que se refiere el artículo 8º de esta resolución deberá ser la misma para cada una de las partes y, para cada una de ellas, no podrá ser superior a:

1. Cuatrocientas ochenta (480) horas continuas o discontinuas durante un año, en los contratos de suministro de gas natural.

2. Ciento veinte (120) horas continuas o discontinuas durante un año, en los contratos de transporte de gas natural.

PAR.—La CREG podrá reducir gradualmente las duraciones máximas señaladas en este artículo en la medida en que se viabilice la importación de gas natural.

ART. 13.—Incumplimiento. Para efectos regulatorios se considera que existe incumplimiento en los contratos referidos en el artículo 8º de la presente resolución, en los siguientes casos:

1. En los contratos firmes, de firmeza condicionada y opciones de compra para suministro de gas natural:

a) Por parte del vendedor, cuando este incumple su obligación de entregar la cantidad nominada, siempre y cuando sea igual o inferior a la cantidad de gas natural contratada por el comprador.

b) Por parte del comprador, cuando este incumple su obligación de pagar el gas contratado.

2. En los contratos firmes, de firmeza condicionada y opciones de compra para transporte de gas natural:

a) Por parte del transportador, cuando este incumple su obligación de recibir la cantidad nominada en el punto de entrada y de entregar la cantidad nominada en el punto de salida, siempre y cuando las cantidades nominadas sean iguales o inferiores a la capacidad contratada por el comprador.

b) Por parte del remitente, cuando este incumple su obligación de pagar el cargo de transporte acordado entre las partes.

ART. 14.—Compensaciones. En caso de que se presente alguno de los incumplimientos definidos en el artículo 12 de esta resolución, deberán pagarse únicamente las siguientes compensaciones:

1. En el caso de los contratos firmes, de firmeza condicionada y opciones de compra para suministro de gas natural:

a) Si el vendedor incumple su obligación de entregar gas al comprador, aquel reconocerá y pagará al comprador una suma equivalente a:

R113F1.PNG
 

Donde:

C: Valor de la compensación, expresada en pesos.

Pm: Precio del gas natural vigente para el mes m, según lo previsto en el contrato de suministro, expresado en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.

TRMm: Tasa de cambio certificada por la Superintendencia Financiera para el primer día calendario del mes m, expresada en pesos colombianos por dólar de los Estados Unidos de América.

G: Cantidad de gas dejada de entregar, expresada en MBTU.

CFIm: Sumatoria de los cargos fijos que remuneran los costos de inversión en transporte desde el punto de entrada del gas al SNT hasta el punto de salida del usuario. Se utilizarán los cargos vigentes para el mes m, tal que λf sea igual a 1, según lo previsto en los artículos 15 y 19 de la Resolución CREG 126 de 2010 o aquella que la modifique o complemente. Esta variable se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por KPCD-año.

CFAOMm: Sumatoria de los cargos fijos que remuneran los gastos de AOM en transporte desde el punto de entrada del gas al SNT hasta el punto de salida del usuario. Se utilizarán los cargos vigentes para el mes m, según lo previsto en los artículos 15 y 19 de la Resolución CREG 126 de 2010 o aquella que la modifique o complemente. Esta variable se expresará en pesos por kpcd-año.

T: Cantidad de gas dejada de entregar y de transportar, expresada en kpc.

PC: Poder calorífico del gas dejado de entregar, expresado en MBTU por kpc. Se utilizará el valor de poder calorífico reportado en el sistema único de información de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios para el mes m - 1.

V: Valor en pesos colombianos correspondiente a las compensaciones que por variaciones de entrada se causen al comprador, liquidado de acuerdo con el parágrafo 1º del artículo 45 de esta resolución.

En el evento en que el gas contratado tenga por objeto atender demanda regulada, y el incumplimiento resulte en la suspensión del servicio a usuarios regulados, el vendedor reconocerá y pagará al comprador una suma equivalente a las compensaciones que el comprador haya tenido que pagar, en aplicación de lo establecido en la Resolución CREG 100 de 2003, en especial su artículo 5º, o aquellas que la modifiquen o complementen.

Si el gas contratado tiene por objeto atender demanda regulada y el incumplimiento no conlleva la suspensión del servicio a usuarios regulados, el vendedor reconocerá y pagará al comprador una suma equivalente a la determinada con base en la ecuación establecida en este literal.

b) Si el comprador incumple su obligación de pagar el gas contratado, el vendedor podrá hacer efectivas las garantías que hayan sido pactadas en el contrato respectivo.

2. En el caso de los contratos firmes, de firmeza condicionada y opciones de compra para transporte de gas natural:

a) Si el transportador incumple su obligación de transportar gas natural, aquel reconocerá y pagará al remitente una suma equivalente a:

R113F2.PNG
 

Donde:

C: Valor de la compensación, expresada en pesos.

CFIm: Sumatoria de los cargos fijos que remuneran los costos de inversión en transporte desde el punto de entrada del gas al SNT hasta el punto de salida del usuario. Se utilizarán los cargos vigentes para el mes m, según lo previsto en el contrato de transporte. Esta variable se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por kpcd-año.

TRMm: Tasa de cambio certificada por la Superintendencia Financiera para el primer día calendario del mes m, expresada en pesos colombianos por dólar de los Estados Unidos de América.

CFAOMm: Sumatoria de los cargos fijos que remuneran los gastos de AOM en transporte, desde el punto de entrada del gas al SNT hasta el punto de salida del usuario. Se utilizarán los cargos vigentes para el mes m. Esta variable se expresará en pesos por kpcd-año.

T: Cantidad de gas dejada de transportar, expresada en kpc.

Pm: Precio del gas natural dejado de recibir, vigente para el mes m, expresado en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU. Se estimará como el precio promedio ponderado del gas que se inyecta en el punto de entrada al SNT previsto en el contrato.

G: Cantidad de gas dejada de recibir, expresada en MBTU.

PC: Poder calorífico del gas dejado de recibir, expresado en MBTU por kpc. Se utilizará el valor de poder calorífico reportado en el sistema único de información de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios para el mes m - 1.

V: Valor en pesos colombianos correspondiente a las compensaciones que por variaciones de entrada o de salida se causen al remitente, liquidado de acuerdo con el parágrafo 1º del artículo 45 de esta resolución.

En el evento en que la capacidad contratada tenga por objeto atender demanda regulada, y el incumplimiento resulte en la suspensión del servicio a usuarios regulados, el transportador reconocerá y pagará al remitente una suma equivalente a las compensaciones que el remitente haya tenido que pagar en aplicación de lo establecido en la Resolución CREG 100 de 2003, en especial su artículo 5º, o aquellas que la modifiquen o complementen.

Si la capacidad contratada tiene por objeto atender demanda regulada, y el incumplimiento no conlleve la suspensión del servicio a usuarios regulados, el transportador reconocerá y pagará al remitente una suma equivalente a la determinada con base en la ecuación establecida en este literal.

b) Si el remitente incumple su obligación de pagar los cargos de transporte pactados en el respectivo contrato, el transportador podrá hacer efectivas las garantías que hayan sido pactadas en el contrato respectivo.

PAR. 1º—Las sumas que resulten de aplicar el presente artículo deberán ser pagadas por la parte correspondiente a más tardar dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a su causación.

PAR. 2º—Solo procederán compensaciones o indemnizaciones adicionales en el caso de que el incumplimiento se deba al dolo o culpa grave del deudor de la respectiva obligación incumplida.

PAR. 3º—Lo establecido en el presente artículo no excluye la aplicación del artículo 992 del Código de Comercio para los contratos de transporte de gas natural.

PAR. 4º—La CREG determinará el momento a partir del cual las compensaciones, a las que se hace referencia en el literal a) del numeral 1º y en el literal a) del numeral 2º de este artículo, podrán ser calculadas con base en los precios de las transacciones realizadas en los mercados secundario y de corto plazo.

CAPÍTULO III

Participantes en el mercado primario

ART. 15.—Vendedores de gas natural. Los productores-comercializadores, los comercializadores de gas importado y los procesadores de gas en el SNT son los únicos participantes del mercado que podrán vender gas natural en el mercado primario. Los mecanismos de venta y las reglas de comercialización de gas natural por parte de estos agentes serán los establecidos en el capítulo IV del título III de la presente resolución.

ART. 16.—Compradores de gas natural. Quienes utilicen el gas natural como materia prima de procesos industriales petroquímicos, los procesadores de gas en el SNT, los comercializadores y las empresas de servicios públicos que tengan dentro de su objeto la comercialización serán los únicos posibles compradores de gas natural en el mercado primario. Los mecanismos de compra y las reglas de comercialización de gas natural por parte de estos agentes serán los establecidos en el capítulo IV del título III de la presente resolución.

ART. 17.—Vendedores de capacidad de transporte. Los transportadores son los únicos participantes del mercado que podrán vender capacidad de transporte de gas natural en el mercado primario. Las ventas de capacidad de transporte por parte de estos agentes se realizarán de acuerdo con las reglas establecidas en el capítulo V del título III de la presente resolución.

ART. 18.—Compradores de capacidad de transporte. Quienes utilicen el gas natural como materia prima de procesos industriales petroquímicos, los procesadores de gas en el SNT, los productores-comercializadores, los comercializadores de gas importado, los comercializadores y las empresas de servicios públicos que tengan dentro de su objeto la comercialización serán los únicos posibles compradores de capacidad de transporte en el mercado primario. Las compras de capacidad de transporte por parte de estos estarán sujetas a las reglas de comercialización establecidas en el capítulo V del título III de la presente resolución.

CAPÍTULO IV

Transacciones de gas natural

Tipos de transacciones. En el mercado primario solo se podrán realizar las transacciones señaladas en los artículos 19 y 22 de esta resolución.

ART. 19.—Negociaciones bilaterales. Los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en los artículos 15 y 16 de esta resolución únicamente podrán pactar bilateralmente la compraventa de gas natural en los casos señalados a continuación.

1. Los productores-comercializadores solo podrán comercializar gas natural mediante negociaciones bilaterales en los siguientes casos:

a) Cuando, según lo establecido en el parágrafo 2º del artículo 11 de la Ley 401 de 1997, el comprador lo destine al uso como materia prima de procesos industriales petroquímicos.

b) Cuando, de acuerdo con lo previsto en el artículo 11 de la Ley 401 de 1997, se destine a la extracción de combustibles líquidos por parte del procesador de gas en el SNT que lo compre.

c) Cuando, según lo establecido en el artículo 22 del Decreto 2100 de 2011, tenga como destino las exportaciones.

d) Cuando, de conformidad con lo establecido en el artículo 12 del Decreto 2100 de 2011, provenga de las siguientes fuentes de producción:

i) Yacimientos no convencionales.

ii) Campos menores.

iii) Campos que se encuentren en pruebas extensas o sobre los cuales no se haya declarado su comercialidad.

e) Cuando provenga de un campo aislado. Se debe entender como campo aislado aquel que no tiene conexión física, a través de gasoductos, con sistemas de transporte del SNT que tienen acceso físico, directamente o a través de otros sistemas de transporte, a los puntos de Ballena en el departamento de la Guajira y de Cusiana en el departamento de Casanare.

f) Cuando provenga de un nuevo campo de producción. Cuando un productor-comercializador prevea realizar inversiones para el desarrollo de un nuevo campo de producción de gas natural, de acuerdo con la definición del contrato de exploración y producción de hidrocarburos de la ANH. La producción asociada a ese nuevo campo y que se declare como oferta de PTDVF podrá negociarse bilateralmente durante el año siguiente a la declaratoria de comercialidad del nuevo campo, periodo durante el cual deberán celebrarse los contratos resultantes de dichas negociaciones. Una vez terminado ese periodo de tiempo solo se podrán realizar las negociaciones bilaterales de que trata este artículo.

g) Cuando se ofrezca mediante la modalidad de contrato de opción de compra de gas, siempre que la cantidad a transar no supere la cantidad vendida o por vender por el respectivo productor-comercializador mediante la modalidad de contrato de suministro con firmeza condicionada con destino a exportaciones.

2. Los comercializadores de gas importado podrán comercializar gas natural mediante negociaciones bilaterales en los siguientes casos:

a) Cuando, según lo establecido en el parágrafo 2º del artículo 11 de la Ley 401 de 1997, el comprador lo destine al uso como materia prima de procesos industriales petroquímicos.

b) Cuando, de acuerdo con lo previsto en el artículo 11 de la Ley 401 de 1997, se destine a la extracción de combustibles líquidos por parte del procesador de gas en el SNT que lo compre.

c) Cuando la transacción tenga como propósito cumplir las obligaciones de energía firme, OEF, de los generadores térmicos que se acogieron a la opción de gas natural importado, de conformidad con lo establecido en el artículo 4º de la Resolución CREG 106 de 2011, o aquel que lo modifique o sustituya.

En este caso la cantidad de gas negociado bilateralmente no podrá superar a la capacidad contratada por cada generador térmico con el operador del servicio de confiabilidad de gas natural, OSC, al que haga referencia la resolución definitiva resultado de la consulta realizada a través de la Resolución CREG 054 de 2012.

d) Cuando se destine a la atención de las situaciones contingentes de que trate la resolución definitiva de la consulta realizada a través de la Resolución CREG 054 de 2012.

3. Los procesadores de gas en el SNT podrán comercializar gas natural mediante negociaciones bilaterales en los siguientes casos:

a) Cuando, según lo establecido en el parágrafo 2º del artículo 11 de la Ley 401 de 1997, el comprador lo destine al uso como materia prima de procesos industriales petroquímicos.

b) Cuando, de acuerdo con lo previsto en el artículo 11 de la Ley 401 de 1997, se destine a la extracción de combustibles líquidos por parte del procesador de gas en el SNT que lo compre.

ART. 20.—Productos en las negociaciones bilaterales. En las negociaciones bilaterales a las que se hace referencia en el artículo 19 de esta resolución solo se podrán pactar contratos firmes, de firmeza condicionada y opciones de compra de gas, 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 de un año cualquiera.

PAR.—De esta disposición se exceptuarán los casos señalados en los literales a), b) y c) del numeral 1º, los literales a) y b) del numeral 2º, y los literales a) y b) del numeral 3º del artículo 19 de esta resolución. También se exceptuará el caso señalado en el numeral iii del literal d) del numeral 1º del artículo 19 de esta resolución. En estos casos las partes definirán las condiciones de los contratos que celebren.

ART. 21.—Condición de precio en las negociaciones bilaterales. El gas natural que se comercialice, mediante las negociaciones bilaterales de que trata el artículo 19 de esta resolución, se transará al precio que acuerden las partes.

ART. 22.—Subastas. En los casos no previstos en el artículo 19 de esta resolución, los productores-comercializadores, los comercializadores de gas importado y los procesadores de gas en el SNT comercializarán gas natural a través de subastas que se regirán por el reglamento establecido en el anexo 2 y por las disposiciones de los artículos 23 a 25 de esta resolución. Los compradores a los que se hace referencia en el artículo 16 podrán participar voluntariamente en estas subastas.

PAR.—En cualquiera de los casos señalados en el artículo 19 de esta resolución los productores-comercializadores, los comercializadores de gas importado y los procesadores de gas en el SNT podrán comercializar gas natural a través de las subastas a las que se refiere este artículo.

ART. 23.—Productos en las subastas. En la subasta se transarán bienes homogéneos y claramente especificados, según lo establecido en el anexo 2 de esta resolución.

Los vendedores a los que se hace referencia en el artículo 15 de esta resolución definirán la cantidad de gas natural que ofrecerán bajo cada modalidad contractual, de acuerdo con lo dispuesto en el anexo 2 de esta resolución. Con independencia de las modalidades contractuales ofrecidas por cada vendedor, la cantidad puesta a la venta bajo cada modalidad siempre deberá corresponder a un múltiplo entero de 100 MBTUD.

Quienes participen en la subasta como compradores, observando lo señalado en el artículo 16 de esta resolución, podrán manifestar su intención de compra por una cantidad que corresponda a un múltiplo entero de 100 MBTUD.

La duración de los contratos ofrecidos bajo cada modalidad deberá ser de un año o cinco años, así:

1. Contratos firmes, de firmeza condicionada y/u opciones de compra de gas para el periodo comprendido entre el 1º de diciembre del primer año para el que se comercializa gas y el 30 de noviembre del año calendario siguiente; y

2. Contratos firmes, de firmeza condicionada y/u opciones de compra de gas para el periodo comprendido entre el 1º de diciembre del primer año para el que se comercializa gas y el 30 de noviembre del quinto año calendario siguiente.

PAR. 1º—En la primera subasta que se realice tras la entrada en vigencia de esta resolución, los contratos ofrecidos bajo cada modalidad contractual tendrán como fecha de inicio el 1º de enero de 2014.

PAR. 2º—Los compradores que resulten con adjudicaciones de gas natural en la primera subasta que se realice tras la entrada en vigencia de esta resolución, podrán pactar con los productores-comercializadores con excedentes de gas, a los que se refiere el artículo 12 de la Resolución CREG 118 de 2011, la compraventa de tales excedentes hasta el 31 de diciembre de 2013. De acordarse dicha compraventa, la misma se dará bajo la modalidad contractual adjudicada al comprador, por una cantidad igual a la contratada por el comprador y al precio de cierre de la subasta para el producto correspondiente.

ART. 24.—Condición de precio de las subastas. Los vendedores y los compradores que participen en las subastas de que trata el artículo 22 de esta resolución celebrarán los contratos que se deriven de las subastas, a los precios de adjudicación que resulten de ellas. Dichos precios se indexarán con el PPI.

PAR.—Las partes que intervengan en los contratos que resulten de las subastas no podrán pactar modificaciones a los precios de los mismos. No podrán acordar modificaciones al precio inicial del contrato ni al indexador señalado en este artículo.

ART. 25.—Frecuencia de las subastas. Las subastas se realizarán una vez al año, con una anticipación no mayor a catorce meses a la fecha de inicio de los contratos de suministro a subastar. La dirección ejecutiva de la CREG, mediante circular, convocará la subasta y el administrador de la subasta deberá cumplir con lo dispuesto en el anexo 2 de esta resolución.

PAR.—Durante el año 2013 se realizarán dos subastas. Los productos que se transarán en la primera tendrán como fecha de inicio el 1º de enero de 2014. Los productos que se transarán en la segunda tendrán como fecha de inicio el 1º de diciembre de 2014.

ART. 26.—Comercialización del gas proveniente de las regalías. El comercializador del gas natural de propiedad del Estado y de las participaciones de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, comercializará dicho gas natural con sujeción a lo dispuesto en los artículos 19 y 22 de esta resolución. En esas transacciones participará como vendedor.

CAPÍTULO V

Transacciones de capacidad de transporte

ART. 27.—Negociaciones bilaterales. Los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en los artículos 17 y 18 de esta resolución podrán negociar bilateralmente la compraventa de capacidad de transporte en el mercado primario. Para el caso de los contratos firmes, o que garantizan firmeza, las partes se acogerán a lo previsto en el artículo 16 de la Resolución CREG 126 de 2010, modificado por la Resolución CREG 79 de 2011, y aquellas que lo modifiquen o sustituyan.

TÍTULO IV

Aspectos comerciales de los mercados secundario y de corto plazo

CAPÍTULO I

Tipos de contratos

ART. 28.—Contratos permitidos. En los mercados secundario y de corto plazo solo podrán transarse las siguientes modalidades contractuales de suministro y transporte:

1. Contrato firme o que garantiza firmeza.

2. Contrato interrumpible o que no garantiza firmeza.

3. Contrato de suministro con firmeza condicionada.

4. Contrato de transporte con firmeza condicionada.

5. Contrato opción de compra de gas, OCG.

6. Contrato opción de compra de transporte, OCT.

Estos contratos deberán cumplir con las condiciones establecidas en los artículos 10, 11, 12, 13, 14, 29 y 30 de esta resolución.

PAR. 1º—Los contratos del mercado secundario definido en el RUT, que estén vigentes a la entrada en vigencia de la presente resolución, continuarán rigiendo hasta la fecha de terminación pactada en los mismos. Sin embargo, no se podrá prorrogar su vigencia.

PAR. 2º—Todos los contratos de los mercados secundario y de corto plazo serán de entrega física y deberán estar respaldados con contratos de la misma modalidad o contratos firmes en su defecto, celebrados en el mercado primario.

PAR. 3º—Cada contrato que se suscriba en los mercados secundario y de corto plazo solo podrá adoptar una de las modalidades contractuales establecidas en este artículo y no podrá contrariar, en forma alguna, la definición establecida en el artículo 3º de la presente resolución para la respectiva modalidad contractual. Dicha definición deberá ser reflejada en el objeto del contrato, así como en sus cláusulas, según su modalidad.

PAR. 4º—Durante la vigencia de los contratos señalados en los numerales 1º, 3º, 4º, 5º y 6º de este artículo, las obligaciones de dichos contratos se considerarán permanentes y por el 100% del producto o de la capacidad contratada. Asimismo, durante la vigencia de tales contratos, el comprador o remitente deberá pagar el 100% del valor pactado por el gas o la capacidad contratada.

ART. 29.—Duración de los contratos. Los contratos que se pacten en los mercados secundario y de corto plazo solo podrán tener una de las siguientes duraciones:

1. Intradiario: contrato para el suministro o el transporte durante el día de gas. Este contrato deberá ser pactado durante el día de gas, con sujeción al proceso de renominación vigente.

2. Diario: contrato para el suministro o el transporte desde las 00:00 hasta las 24:00 horas del día de gas. Este contrato deberá ser pactado antes de las 14:00 horas del día D-1, con sujeción al proceso de nominación vigente.

3. Semanal: contrato para el suministro o el transporte desde las 00:00 del lunes hasta las 24:00 horas del domingo siguiente. Este contrato deberá ser pactado antes de las 14:00 horas del domingo anterior al lunes en que se inicia la entrega o transporte, con sujeción al proceso de nominación vigente.

4. Mensual: contrato para el suministro o el transporte desde las 00:00 del primer día calendario del mes hasta las 24:00 horas del último día calendario del mismo mes. Este contrato deberá ser pactado antes de las 14:00 horas del día calendario anterior al primer día calendario del mes en cuestión, con sujeción al proceso de nominación vigente.

5. Trimestral: contrato para el suministro o el transporte desde las 00:00 del primer día calendario del primer mes del trimestre hasta las 24:00 horas del último día calendario del tercer mes del mismo trimestre. Los trimestres corresponderán a los meses de diciembre a febrero, marzo a mayo, junio a agosto y septiembre a noviembre. Este contrato deberá ser pactado antes de las 14:00 horas del día calendario anterior al primer día calendario del primer mes del respectivo trimestre, con sujeción al proceso de nominación vigente.

6. Anual: contrato para el suministro o el transporte desde las 00:00 del 1º de diciembre del respectivo año hasta las 24:00 horas del 30 de noviembre del año siguiente. Este contrato deberá ser pactado antes de las 14:00 horas del 30 de noviembre del año en que se inicia la ejecución del contrato, con sujeción al proceso de nominación vigente.

7. Multianual: contrato para el suministro o el transporte desde las 00:00 del 1º de diciembre del primer año hasta las 24:00 horas del 30 de noviembre de algún año posterior. Este contrato deberá ser pactado antes de las 14:00 horas del 30 de noviembre del año en que se inicia la ejecución del contrato, con sujeción al proceso de nominación vigente.

ART. 30.—Puntos estándar de entrega. Los contratos de suministro de gas natural que se pacten en los mercados secundario y de corto plazo tendrán alguno de los siguientes puntos estándar de entrega:

1. Punto de entrada al sistema nacional de transporte, SNT, en Ballena.

2. Punto de entrada al sistema nacional de transporte, SNT, en Cusiana.

3. Punto de entrada al sistema nacional de transporte, SNT, en La Creciente.

4. Centro operacional de gas en Barrancabermeja, COGB.

PAR. 1º—Esta medida no cobijará a los contratos interrumpibles ofrecidos por los productores-comercializadores, los cuales podrán ser negociados con entrega en cualquier punto del SNT. Tampoco cobijará a los contratos ofrecidos a través de los procesos úselo o véndalo de que tratan los artículos 42 y 43 de esta resolución.

PAR. 2º—El vendedor deberá entregar el gas en el punto estándar de entrega donde lo ofreció, y deberá asumir los costos para transportar el gas hasta ese punto.

CAPÍTULO II

Participantes en los mercados secundario y de corto plazo

ART. 31.—Vendedores de gas natural. Los productores-comercializadores, los comercializadores de gas importado, los procesadores de gas en el SNT, los comercializadores y las empresas de servicios públicos que tengan dentro de su objeto la comercialización son los únicos participantes del mercado que podrán vender gas natural en los mercados secundario y de corto plazo. Los mecanismos de venta y las reglas de comercialización de gas natural por parte de estos agentes serán los establecidos en el capítulo III del título IV de la presente resolución.

ART. 32.—Compradores de gas natural. Los productores-comercializadores, los comercializadores de gas importado, los procesadores de gas en el SNT, los comercializadores y las empresas de servicios públicos que tengan dentro de su objeto la comercialización serán los únicos posibles compradores de gas natural en los mercados secundario y de corto plazo. Los mecanismos de compra y las reglas de comercialización de gas natural por parte de estos agentes serán los establecidos en el capítulo III del título IV de la presente resolución.

ART. 33.—Vendedores de capacidad de transporte. Los transportadores, los comercializadores y las empresas de servicios públicos que tengan dentro de su objeto la comercialización serán los únicos participantes del mercado que podrán vender capacidad de transporte de gas natural en los mercados secundario y de corto plazo. Las ventas de capacidad de transporte por parte de estos agentes se realizarán de acuerdo con las reglas establecidas en el capítulo III del título IV de la presente resolución.

ART. 34.—Compradores de capacidad de transporte. Los productores-comercializadores, los comercializadores y las empresas de servicios públicos que tengan dentro de su objeto la comercialización serán los únicos posibles compradores de capacidad de transporte en los mercados secundario y de corto plazo. Las compras de capacidad de transporte por parte de estos estarán sujetas a las reglas de comercialización establecidas en el capítulo III del título IV de la presente resolución.

CAPÍTULO III

Transacciones de gas natural y de capacidad de transporte

ART. 35.—Negociaciones bilaterales de gas natural. Los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en los artículos 31 y 32 de esta resolución podrán negociar bilateralmente la compraventa de gas natural en los mercados secundario y de corto plazo. En estas negociaciones solo se podrán pactar contratos sujetos a lo dispuesto en el capítulo I del título IV de la presente resolución. El gas natural que se comercialice mediante estas negociaciones bilaterales se transará al precio que acuerden las partes.

Los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en los artículos 31 y 32 de esta resolución, que estén registrados en el BEC según lo dispuesto por el artículo 41 de esta resolución, podrán realizar transacciones de compraventa de gas natural en los mercados secundario y de corto plazo de acuerdo con lo señalado en el artículo 39 de esta resolución.

PAR.—Los productores-comercializadores, los comercializadores de gas importado y los procesadores de gas en el SNT solo podrán participar como vendedores en los mercados secundario y de corto plazo con la celebración de contratos interrumpibles intradiarios, diarios y semanales. No podrán pactar contratos interrumpibles de más largo plazo. Tampoco podrán celebrar contratos firmes, contratos de suministro con firmeza condicionada, ni contratos de opción de compra de gas.

ART. 36.—Negociaciones bilaterales de capacidad de transporte. Los vendedores y los compradores, a los que se hace referencia en los artículos 33 y 34 de esta resolución, podrán negociar bilateralmente la compraventa de capacidad de transporte de gas natural en los mercados secundario y de corto plazo. En estas negociaciones solo se podrán pactar contratos sujetos a lo dispuesto en el capítulo I del título IV de la presente resolución. La capacidad de transporte que se comercialice mediante estas negociaciones bilaterales se transará al precio que acuerden las partes.

Los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en los artículos 33 y 34 de esta resolución, que estén registrados en el BEC según lo dispuesto por el artículo 41 de esta resolución, podrán realizar transacciones de compraventa de capacidad de transporte en los mercados secundario y de corto plazo de acuerdo con lo señalado en el artículo 39 de esta resolución.

PAR.—Los transportadores solo podrán participar como vendedores en los mercados secundario y de corto plazo con la celebración de contratos interrumpibles intradiarios, diarios y semanales. No podrán pactar contratos interrumpibles de más largo plazo. Tampoco podrán celebrar contratos firmes, contratos de transporte con firmeza condicionada, ni contratos de opción de compra de transporte.

ART. 37.—Contratación de las cantidades adjudicadas con el proceso úselo o véndalo. Los compradores a los que se hace referencia en los artículos 32 y 34 de esta resolución, que estén registrados en el BEC, podrán participar en los procesos úselo o véndalo detallados en los artículos 42 y 43 de la presente resolución.

CAPÍTULO IV

Boletín electrónico central

ART. 38.—Información transaccional y operativa. Como parte del servicio al que se hace referencia en el numeral 2º del artículo 5º de esta resolución, el gestor del mercado publicará a través del BEC la información agregada de las transacciones y de la operación que se detalla en los numerales 1º, 2º, 3º y 4º del anexo 1 de esta resolución. Cualquier persona podrá acceder a la información agregada por el gestor del mercado.

ART. 39.—Negociaciones bilaterales a través de BEC. Como parte del servicio al que se hace referencia en el numeral 4º del artículo 5º de esta resolución, el gestor del mercado pondrá la siguiente información a disposición de los agentes registrados en el BEC, según lo dispuesto por el artículo 41 de esta resolución:

1. Ofertas de venta de gas natural. Las ofertas deberán especificar la identidad del oferente, los datos de contacto del mismo, la cantidad ofrecida en MBTU, el punto estándar de entrega y el precio de venta en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.

2. Solicitudes de compra de gas natural. Las solicitudes deberán especificar la identidad del oferente, los datos de contacto del mismo, la cantidad requerida en MBTU, el punto estándar de entrega y el precio de compra en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.

3. Ofertas de venta de capacidad de transporte. Las ofertas deberán especificar la identidad del oferente, los datos de contacto del mismo, la capacidad ofrecida en KPCD, los tramos de gasoductos que conforman la ruta ofrecida y el precio de venta en dólares de los Estados Unidos de América por KPC.

4. Solicitudes de compra de capacidad de transporte. Las solicitudes deberán especificar la identidad del oferente, los datos de contacto del mismo, la capacidad requerida, los tramos de gasoducto que conforman la ruta requerida y el precio de compra en dólares de los Estados Unidos de América por KPC.

A partir de esta información, los vendedores y los compradores que estén registrados en el BEC, según lo dispuesto por el artículo 41 de esta resolución, realizarán las negociaciones bilaterales de su interés.

Será responsabilidad de estos agentes perfeccionar cada una de las transacciones que realicen en los mercados secundario y de corto plazo, con sujeción a lo dispuesto en el capítulo I del título IV de la presente resolución.

PAR. 1º—El gestor del mercado definirá el medio y el formato para la presentación de las ofertas de venta y de las solicitudes de compra a las que se hace referencia en este artículo.

PAR. 2º—Previo a la publicación de una oferta de venta presentada por comercializadores y por empresas de servicios públicos que tengan dentro de su objeto la comercialización, el gestor del mercado verificará que la oferta esté respaldada con contratos del mercado primario debidamente registrados. De no ser posible esta verificación, el gestor del mercado no publicará la oferta de venta.

ART. 40.—Negociaciones bilaterales a través de otras plataformas. La implementación del BEC no impedirá la participación en otras plataformas de iniciativa particular. No obstante, todas las transacciones deberán ser registradas ante el gestor del mercado para su validez y serán de dominio público para todos los agentes participantes registrados.

ART. 41.—Registro en el BEC. Los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en los artículos 31, 32, 33 y 34 de esta resolución podrán registrarse en el BEC para tener acceso a información sobre ofertas de venta y solicitudes de compra en los mercados secundario y de corto plazo. El registro también les permitirá presentar sus ofertas de venta y solicitudes de compra a través del BEC. Los agentes registrados, además, podrán participar como compradores en los procesos úselo o véndalo establecidos en los artículos 42 y 43 de esta resolución.

El registro en el BEC no conllevará el pago de cargo alguno y se realizará ante el gestor del mercado, a través del medio electrónico y los formatos que él defina.

La información que el gestor del mercado solicite a través de los formatos de registro en el BEC por lo menos le deberá permitir identificar si el agente que desea registrarse corresponde a uno de los vendedores o compradores a los que se hace referencia en los artículos 31, 32, 33 y 34 de esta resolución, y si quien adelanta el trámite está habilitado para representar a dicho vendedor o comprador.

ART. 42.—Proceso úselo o véndalo para gas natural. El gestor del mercado pondrá a disposición de los compradores a los que hace referencia el artículo 32 de esta resolución, que estén registrados en el BEC, el gas natural que haya sido contratado y no haya sido nominado para el día de gas. Para esto seguirá este procedimiento:

1. Reporte de la cantidad disponible. A más tardar a las 15:45 horas del día D-1, los productores-comercializadores, los comercializadores de gas importado y los procesadores de gas en el SNT le declararán al gestor del mercado la cantidad de gas natural contratada bajo las modalidades de contratos firmes y contratos de suministro con firmeza condicionada que no haya sido nominada para el día de gas, los puntos de entrega de dicho gas, y el nombre del titular de los derechos de suministro del gas no nominado. Esta declaración deberá presentarse de acuerdo con lo señalado en el anexo 3 de la presente resolución.

El no reporte de esta información o su reporte inoportuno podrá ser considerado por las autoridades competentes como una práctica restrictiva de la competencia.

Si en la cantidad reportada como disponible se encuentra gas natural contratado por generadores térmicos, el gestor del mercado le pedirá a dichos generadores que confirmen si el gas reportado, en efecto, debe ser ofrecido a través del proceso úselo o véndalo. La cantidad confirmada por los generadores será considerada parte del gas natural disponible. Si el gestor del mercado no recibe una respuesta de los generadores antes de las 15:55 horas, considerará que el gas contratado por ellos no está disponible para este proceso.

2. Publicación de la cantidad disponible. A más tardar a las 16:00 horas del día D-1, el gestor del mercado publicará la cantidad de gas disponible en cada punto del SNT.

3. Recibo de las solicitudes de compra. A más tardar a las 16:30 horas del día D-1, los compradores de que trata el artículo 32 de esta resolución, que se hayan registrado en el BEC y que estén interesados en contratar el gas ofrecido, enviarán sus solicitudes de compra al gestor del mercado. Estas solicitudes de compra deberán presentarse de conformidad con lo establecido en el anexo 3 de la presente resolución.

4. Subasta de la cantidad disponible. Entre las 16:30 y las 17:00 horas del día D-1, el gestor del mercado subastará la cantidad de gas disponible en cada punto del SNT. Habrá tantas subastas como puntos del SNT con gas disponible para subastar. El gas vendido será entregado en el punto del SNT para el cual se especificó cada una de las subastas. La subasta se realizará de conformidad con el reglamento del anexo 3 de la presente resolución.

5. Información de los resultados de la subasta. A más tardar a las 17:00 horas del día D-1, una vez finalizada la subasta, el gestor del mercado deberá informar a los vendedores adjudicatarios y a los compradores adjudicatarios las cantidades asignadas bajo el proceso. El gestor del mercado igualmente notificará dichas cantidades a los productores-comercializadores, los comercializadores de gas importado y los procesadores de gas en el SNT.

6. Perfeccionamiento de contratos. El vendedor adjudicatario y el respectivo comprador adjudicatario serán responsables de perfeccionar el contrato de compraventa de gas natural. Este será un contrato firme sujeto a lo dispuesto en el capítulo I del título IV de la presente resolución.

El vendedor adjudicatario podrá supeditar el perfeccionamiento del contrato y, por tanto, la nominación del gas a un acuerdo sobre los mecanismos para el cubrimiento del riesgo de cartera al que él se enfrenta. En todo caso, el vendedor adjudicatario siempre podrá exigir como garantía el mecanismo de prepago.

Si el comprador adjudicatario realiza el prepago del gas natural, adoptará la condición de comprador de corto plazo y como tal será el titular de los derechos de suministro de gas para el día de gas. En este evento el vendedor adjudicatario estará obligado a nominar el gas transado o solicitarla al responsable de la nominación del gas, según corresponda.

Para facilitar el funcionamiento del esquema prepago, el gestor del mercado fungirá como depositario del dinero en prepago.

7. Programación definitiva del suministro. A más tardar a las 18:50 horas del día D-1, el responsable de la nominación de gas confirmará al respectivo productor-comercializador, comercializador de gas importado o procesador de gas en el SNT la cantidad vendida a través del proceso definido en este artículo. Esta cantidad entrará al programa definitivo de suministro de gas que el productor-comercializador, el comercializador de gas importado o el procesador de gas en el SNT debe elaborar y enviar al responsable de la nominación de gas y al gestor del mercado a más tardar a las 19:50 horas.

A más tardar a las 20:00 horas, el responsable de la nominación de gas enviará al comprador de corto plazo el programa definitivo de suministro elaborado por el productor-comercializador, el comercializador de gas importado o el procesador de gas en el SNT.

PAR. 1º—El gestor del mercado definirá el medio y los formatos para el reporte de la información señalada en este artículo.

PAR. 2º—Con una periodicidad mensual, el gestor del mercado transferirá a los vendedores adjudicatarios el dinero recibido por concepto de prepago.

PAR. 3º—La CREG analizará la viabilidad y conveniencia de reemplazar los procesos definidos en este artículo y en el artículo 43 de esta resolución por un único proceso en el que se permita la compraventa de gas natural y de capacidad de transporte en una misma transacción.

ART. 43.—Proceso úselo o véndalo para capacidad de transporte. El gestor del mercado pondrá a disposición de los compradores a los que hace referencia el artículo 34 de esta resolución, que estén registrados en el BEC, la capacidad de transporte de gas natural que haya sido contratada y no haya sido nominada para el día de gas. Para esto seguirá este procedimiento:

1. Reporte de la capacidad disponible. A más tardar a las 16:40 horas del día D-1, los transportadores le declararán al gestor del mercado la capacidad de transporte de gas natural contratada bajo las modalidades de contratos firmes y contratos de transporte con firmeza condicionada que no haya sido nominada para el día de gas, las rutas disponibles, correspondientes al conjunto de tramos de gasoductos para los cuales no se haya presentado nominación, y el nombre del titular de la capacidad contratada no nominada. Esta declaración deberá presentarse de acuerdo con lo señalado en el anexo 3 de la presente resolución.

El no reporte de esta información o su reporte inoportuno podrá ser considerado por las autoridades competentes como una práctica restrictiva de la competencia.

Si en la capacidad reportada como disponible se encuentra capacidad contratada por generadores térmicos, el gestor del mercado le pedirá a dichos generadores que confirmen si la capacidad reportada, en efecto, debe ser ofrecida a través del proceso úselo o véndalo. La capacidad confirmada por los generadores será considerada parte de la capacidad disponible. Si el gestor del mercado no recibe una respuesta de los generadores antes de las 16:50 horas, considerará que la capacidad contratada por ellos no está disponible para este proceso.

2. Publicación de la capacidad disponible. A más tardar a las 16:55 horas del día D-1, el gestor del mercado publicará la capacidad de transporte disponible en cada ruta, entendida como cada conjunto de tramos de gasoductos para los cuales no se haya presentado nominación.

3. Recibo de las solicitudes de compra. A más tardar a las 17:25 horas del día D-1, los compradores de que trata el artículo 34 de esta resolución, que se hayan registrado en el BEC y que estén interesados en contratar la capacidad de transporte ofrecida, enviarán sus solicitudes de compra al gestor del mercado. Estas solicitudes de compra deberán presentarse de conformidad con lo establecido en el anexo 3 de la presente resolución.

4. Subasta de la capacidad disponible. Entre las 17:25 y las 17:55 horas del día D-1, el gestor del mercado subastará la capacidad de transporte disponible en cada ruta. Habrá tantas subastas como rutas con capacidad disponible para subastar. La subasta se realizará de conformidad con el reglamento del anexo 3 de la presente resolución.

5. Información de los resultados de la subasta. A más tardar a las 17:55 horas del día D-1, una vez finalizada la subasta, el gestor del mercado deberá informar a los vendedores adjudicatarios y a los compradores adjudicatarios las capacidades asignadas bajo el proceso. El gestor del mercado igualmente notificará dicha capacidad a los transportadores.

6. Perfeccionamiento de contratos. El vendedor adjudicatario y el respectivo comprador adjudicatario serán responsables de perfeccionar el contrato de compraventa de capacidad de transporte. Este será un contrato firme sujeto a lo dispuesto en el capítulo I del título IV de la presente resolución.

El vendedor adjudicatario podrá supeditar el perfeccionamiento del contrato y, por tanto, la nominación de la capacidad a un acuerdo sobre los mecanismos para el cubrimiento del riesgo de cartera al que él se enfrenta. En todo caso, el vendedor adjudicatario siempre podrá exigir como garantía el mecanismo de prepago.

Si el comprador adjudicatario realiza el prepago de la capacidad, adoptará la condición de remitente de corto plazo y como tal será el titular de la capacidad contratada para el día de gas. En este evento el vendedor adjudicatario estará obligado a nominar la capacidad transada o solicitarla al responsable de la nominación de transporte, según corresponda.

Para facilitar el funcionamiento del esquema prepago, el gestor del mercado fungirá como depositario del dinero en prepago.

7. Programación definitiva del transporte. A más tardar a las 18:50 horas del día D-1, el responsable de la nominación de transporte confirmará al respectivo transportador la capacidad vendida a través del proceso definido en este artículo. Esta capacidad entrará al programa definitivo de transporte de gas que el transportador debe elaborar y enviar al responsable de la nominación de transporte y al gestor del mercado a más tardar a las 20:20 horas.

A más tardar a las 20:30 horas, el responsable de la nominación de transporte enviará al remitente de corto plazo el programa definitivo de transporte elaborado por el transportador.

PAR. 1º—El gestor del mercado definirá el medio y los formatos para el reporte de la información señalada en este artículo.

PAR. 2º—Con una periodicidad mensual, el gestor del mercado transferirá a los vendedores adjudicatarios el dinero recibido por concepto de prepago.

PAR. 3º—La CREG analizará la viabilidad y conveniencia de reemplazar los procesos definidos en el artículo 42 de esta resolución y en este artículo por un único proceso en el que se permita la compraventa de gas natural y capacidad de transporte en una misma transacción.

ART. 44.—Consideraciones operativas que afectan el proceso úselo o véndalo.

1. En relación con las renominaciones de suministro durante el día de gas se seguirán las siguientes reglas, además de aquellas establecidas en el RUT:

a) Los productores-comercializadores, los comercializadores de gas importado y los procesadores de gas en el SNT no aceptarán renominaciones de suministro de gas que afecten las cantidades asignadas mediante el proceso úselo o véndalo para gas natural;

b) Los productores-comercializadores, los comercializadores de gas importado y los procesadores de gas en el SNT deberán aceptar las renominaciones que no afecten las cantidades asignadas mediante el proceso úselo o véndalo para gas natural;

c) Los adjudicatarios del proceso úselo o véndalo para gas natural podrán solicitar renominaciones al productor-comercializador a través de los responsables de la nominación de gas. En este caso los responsables de la nominación de gas le indicarán a los productores-comercializadores, los comercializadores de gas importado o los procesadores de gas en el SNT que la renominación la hacen a nombre del comprador de corto plazo;

d) Cuando los productores-comercializadores, los comercializadores de gas importado o los procesadores de gas en el SNT acepten una renominación deberán informar de inmediato al gestor del mercado, indicando el nombre del responsable de la nominación y del comprador de corto plazo; las cantidades involucradas en la renominación; y si se trata de un incremento o una disminución de la cantidad establecida en el programa definitivo de suministro de gas resultante del proceso de nominación.

2. En relación con las renominaciones de transporte durante el día de gas se seguirán las siguientes reglas, además de aquellas establecidas en el RUT:

a) Los transportadores no aceptarán renominaciones de capacidad de transporte de gas que afecten las cantidades asignadas mediante el proceso úselo o véndalo para capacidad de transporte;

b) Los transportadores deberán aceptar las renominaciones que no afecten las cantidades asignadas mediante el proceso úselo o véndalo para capacidad de transporte;

c) Los adjudicatarios del proceso úselo o véndalo para capacidad de transporte podrán solicitar renominaciones a los transportadores a través de los responsables de la nominación de transporte. En este caso los responsables de la nominación de transporte le indicarán a los transportadores que la renominación la hacen a nombre del remitente de corto plazo;

d) Cuando los transportadores acepten una renominación deberán informar de inmediato al gestor del mercado, indicando el nombre del responsable de la nominación de transporte y del remitente de corto plazo; la capacidad involucrada en la renominación; y si se trata de un incremento o una disminución de la capacidad establecida en el programa definitivo de transporte de gas resultante del proceso de nominación.

ART. 45.—Variaciones de entrada y salida. Las variaciones de entrada y de salida superiores al 5%, excepto aquellas generadas por eventos de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña, darán lugar a los pagos que se establecen a continuación:

1. Cuando por causas imputables al remitente la cantidad de energía confirmada por el transportador en el punto de entrada sea inferior a la cantidad de energía nominada al vendedor a que hace referencia el artículo 15 y entregada por este, el remitente deberá pagar al transportador el valor resultante de aplicar las disposiciones del parágrafo 1º de este artículo.

2. Cuando por causas imputables al remitente la cantidad de energía tomada en el punto de salida sea superior o inferior a la confirmada por el transportador en este punto, el remitente deberá pagar al transportador el valor resultante de aplicar las disposiciones del parágrafo 1º de este artículo.

3. Cuando por causas imputables al vendedor a que hace referencia el artículo 15, la cantidad de energía entregada por este en el punto de entrada sea superior a la cantidad de energía confirmada por él, el remitente deberá pagar al transportador el valor resultante de aplicar las disposiciones del parágrafo 1º de este artículo. En este evento el productor deberá pagar al remitente un valor igual al determinado según el parágrafo 1º de este artículo.

4. Cuando por causas imputables al vendedor a que hace referencia el artículo 15, la cantidad de energía entregada por este en el punto de entrada sea inferior a la cantidad de energía confirmada por él, el remitente deberá pagar al transportador el valor resultante de aplicar las disposiciones del parágrafo 1º de este artículo. En este evento el vendedor deberá pagar al remitente la compensación estipulada en el literal a) del numeral 1º del artículo 14 de esta resolución.

5. Cuando por causas imputables al transportador la cantidad de energía recibida por el transportador en el punto de entrada sea inferior a la cantidad de energía confirmada por el productor, el remitente deberá pagar al productor el valor resultante de aplicar las disposiciones del parágrafo 1º de este artículo. En este evento el transportador deberá pagar al remitente la compensación estipulada en el literal a) del numeral 2º del artículo 14 de esta resolución.

Estos pagos se liquidarán diariamente y se facturarán mensualmente, sin perjuicio del pago del gas que deba adquirir el transportador para cubrir desbalances y de los costos de transporte por variaciones que excedan la capacidad contratada por un remitente.

El participante del mercado que cause variaciones será responsable por los daños y perjuicios causados a terceros, en los términos que la ley y los respectivos contratos lo establezcan.

PAR. 1º—El valor de la compensación será el resultado de multiplicar la cantidad de energía de la variación por el máximo entre el precio obtenido del proceso úselo o véndalo para gas natural en el respectivo día de gas, y el precio promedio nacional de contratos firmes al que se hace referencia en el numeral iii del literal b) del numeral 1.3 del anexo 1.

PAR. 2º—De existir desbalances entre los compradores del mercado primario y los compradores de corto plazo o los remitentes de corto plazo, estos se acogerán a los acuerdos de balance que rijan entre los compradores del mercado primario y los vendedores de dicho mercado.

ART. 46.—Coordinación de largo plazo entre suministro y transporte. A fin de facilitar la coordinación en la contratación de largo plazo de suministro y transporte, el gestor del mercado pondrá la siguiente información a disposición de los compradores y vendedores a que se refieren los artículos 31, 32, 33 y 34 de esta resolución, que se hayan registrado en el BEC:

1. De los contratos de suministro vigentes de cada uno de los campos, indicando: titular, tipo de demanda, cantidad contratada por tipo de contrato, expresada en MBTUD, punto de entrada al SNT, fecha de inicio y fecha de terminación.

2. De los contratos de transporte vigentes en cada tramo del SNT, indicando: titular, tipo de demanda, capacidad contratada por tipo de contrato, expresada en KPCD, fecha de inicio y fecha de terminación.

Esta información será actualizada trimestralmente.

PAR.—El gestor del mercado será responsable de recopilar la información listada en el presente artículo y publicar el respectivo informe en el BEC dentro de los cinco (5) primeros días hábiles siguientes a la culminación de cada uno de los trimestres aquí definidos: diciembre a febrero, marzo a mayo, junio a agosto, septiembre a noviembre.

CAPÍTULO V

Promotor de mercado

ART. 47.—Promotor de mercado. La CREG podrá seleccionar a uno o varios productores-comercializadores o comercializadores para que adopten el rol de promotor de mercado. Cada promotor de mercado ofrecerá gas natural mediante contratos firmes y simultáneamente presentará solicitudes de compra de gas natural a través del mismo tipo de contratos, con el fin de estimular la liquidez de los mercados secundario y de corto plazo.

ART. 48.—Servicios del promotor de mercado. En caso de que la CREG decida adoptar la figura del promotor de mercado, este prestará los siguientes servicios:

1. A través del BEC, el promotor de mercado expresará permanentemente su disposición a vender y a comprar una cantidad fija de gas natural bajo la modalidad de contrato firme, para el siguiente día de gas. El promotor de mercado ofrecerá para la venta una cantidad de gas a un precio debidamente publicado, y simultáneamente presentará solicitudes de compra de gas a un precio más bajo.

La cantidad fija a transar será definida por la CREG. El Spread entre el precio de venta y el precio de compra estará sujeto a un tope máximo regulado por la CREG.

2. Si uno de los compradores a los que hace referencia el artículo 32 de esta resolución, que esté registrado en el BEC, acepta parcial o totalmente la oferta del promotor de mercado, este publicará una nueva oferta en el BEC, manteniendo así su disposición a vender. Así mismo, si uno de los vendedores a los que hace referencia el artículo 31 de esta resolución, que esté registrado en el BEC, le presenta una oferta al promotor de mercado, este la aceptará e inmediatamente publicará en el BEC una nueva solicitud de compra, manteniendo así su disposición a comprar.

3. Con el fin de que el promotor de mercado pueda gestionar sus necesidades de suministro, la CREG establecerá un límite diario de la cantidad neta a transar, de forma que la cantidad vendida menos la comprada no supere dicho límite.

4. El promotor de mercado solo podrá condicionar la aceptación de una solicitud de compra o de una oferta, a los límites de cantidades y precios a los que se refieren los numerales 1º y 3º de este artículo.

ART. 49.—Selección del promotor de mercado. En caso de que la CREG decida adoptar la figura de promotor de mercado, establecerá en resolución aparte los procedimientos que seguirá para la selección del promotor.

TÍTULO V

Modificaciones y derogatorias

ART. 50.—Modificaciones. La presente resolución modifica:

1. Las secciones 2.2.3, 4.4, 4.5.1.3 y 4.5.2.2 del RUT.

2. Modifíquese el primer inciso de la sección “4.6.2. Órdenes operacionales” del RUT, así:

“Cuando un sistema de transporte esté en estado de emergencia, el transportador podrá impartir órdenes operacionales a los agentes conectados a su sistema de transporte, entre las cuales podrá establecer restricciones temporales en el servicio, y tomar otras acciones necesarias para mantener la estabilidad del sistema. En los casos anteriores, el transportador deberá comunicarle al agente las acciones correctivas a tomar de manera inmediata. Si a juicio del transportador, el agente no toma las acciones correctivas o estas son insuficientes, el transportador podrá suspender el servicio hasta lograr la estabilidad de su sistema, sin perjuicio de las compensaciones establecidas en la regulación que expida la CREG, o las pactadas contractualmente”.

PAR.—Las modificaciones que mediante la presente resolución se hacen a definiciones contenidas en regulación anterior no aplicarán para los contratos que se encuentren en vigor a la entrada en vigencia de esta Resolución y que las hayan incluido.

ART. 51.—Derogatorias. La presente resolución deroga todas las disposiciones que le sean contrarias. En especial, las siguientes:

1. Los artículos 2º, 3º, 4º y 5º, el capítulo I y los artículos 15, 17, 18, 19 y 20 de la Resolución CREG 118 de 2011 y aquellas que la hayan modificado o aclarado.

2. Los artículos 1º a 19 y 21 a 25 de la Resolución CREG 95 de 2008.

3. Los artículos 1º, 2º, 3º, 4º, 5º y 6º de la Resolución 70 de 2006.

4. Los artículos 1º, 2º, 5º a 9º de la Resolución CREG 23 de 2000.

5. La definición de mercado secundario del artículo 1º de la Resolución 17 de 2000.

6. Las siguientes definiciones del RUT: capacidad disponible primaria, capacidad disponible secundaria, capacidad firme, capacidad interrumpible, capacidad liberada, comercialización de gas combustible, comercializador, derechos de suministro de gas, liberación de capacidad, mercado secundario, remitente, remitente reemplazante, variación de entrada y variación de salida.

7. Las secciones 2.5 y 4.7.1 del RUT.

8. La definición de productor-comercializador del artículo 1º de la Resolución CREG 23 de 2000.

9. Las siguientes definiciones del artículo 1º de la Resolución CREG 57 de 1996: comercialización de gas combustible, comercializador, mercado mayorista.

10. Las siguientes definiciones del artículo 1º de la Resolución CREG 57 de 1996: prima de disponibilidad, venta de gas natural por parte de productores, centro de despacho de gas.

11. Los artículos 10, 12, 22, 33, 76 y 77 de la Resolución CREG 57 de 1996.

Continúa vigente el artículo 20 de la Resolución CREG 95 de 2008.

PAR. 1º—Las derogatorias que mediante la presente resolución se hacen a definiciones contenidas en regulación anterior no aplicarán a los contratos que se encuentren en vigor a la entrada en vigencia de esta resolución y que las hayan incluido.

PAR. 2º—La Resolución CREG 118 de 2011 y aquellas que la modificaron o aclararon, estarán en vigor hasta que terminen los contratos suscritos en vigencia de estas.

ART. 52.—Vigencia. La presente resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial.

Publíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D.C., a 8 de octubre de 2012.

Anexo 1

Información transaccional y operativa

En desarrollo del servicio al que se hace referencia en el numeral 2º del artículo 5º de esta resolución, el gestor del mercado recopilará, verificará, publicará y conservará la información que se detalla a continuación:

1. Información transaccional del mercado primario.

1.1. Recopilación de información sobre la compraventa de gas natural en el mercado primario.

a) Información para recopilar.

El gestor del mercado llevará un registro de los contratos de compraventa de gas natural que se celebren en el mercado primario.

Los vendedores y los compradores de gas natural a que se hace referencia en los artículos 15 y 16 de esta resolución deberán registrar ante el gestor del mercado los contratos de compraventa de gas natural que celebren en el mercado primario. Para estos efectos, cada vendedor y cada comprador deberán declarar, por lo menos, la siguiente información de cada uno de sus contratos:

i) Número del contrato;

ii) Fecha del contrato;

iii) Nombre de cada una de las partes;

iv) Tipo de contrato, según lo dispuesto en el artículo 8º de esta resolución. Para aquellos contratos celebrados antes de la entrada en vigencia de esta resolución, se deberá declarar el tipo de contrato de acuerdo con la normatividad vigente al momento de celebrarlo;

v) Tipo de demanda: residencial, gas para compresores, industrial, petroquímica, refinería, gas natural vehicular comprimido, generación térmica o exportaciones. Los compradores que entreguen a usuario final no regulado deberán declarar el nombre del usuario, la ubicación o punto de salida del usuario en el SNT y la cantidad contratada con cada usuario. Cuando el comprador entregue a usuarios regulados deberá especificar la cantidad entregada y el mercado relevante en el que se consume esa cantidad;

vi) Punto de entrada al SNT;

vii) Cantidad de energía contratada, expresada en MBTUD;

viii) Precio a la fecha de inicio del contrato, expresado en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU;

ix) Indexador y forma de aplicación del indexador;

x) Fecha de inicio de la obligación de entrega (día/mes/año);

xi) Fecha de terminación de la obligación de entrega (día/mes/año);

xii) La demás información que determine el gestor del mercado.

El registro de los contratos y la actualización del mismo se realizarán a través del medio y del formato que defina el gestor del mercado.

Los vendedores y los compradores a que se hace referencia en los artículos 15 y 16 de esta resolución deberán actualizar el registro ante el gestor del mercado, en los eventos en que exista cesión, terminación anticipada o modificación del contrato de compraventa de gas natural.

El gestor del mercado podrá solicitar copia de los contratos referidos, caso en el cual los vendedores y los compradores a que se hace referencia en los artículos 15 y 16 de esta resolución estarán en la obligación de entregar tales copias al gestor del mercado.

La no declaración de la información aquí señalada podrá ser considerada por la autoridad competente como una práctica restrictiva de la competencia o como competencia desleal. Igual consideración se podrá dar a la declaración reiterada de dicha información de manera inconsistente.

1.2. Recopilación de información sobre la compraventa de capacidad de transporte en el mercado primario.

a) Información por recopilar.

El gestor del mercado llevará un registro de los contratos de compraventa de capacidad de transporte que se celebren en el mercado primario.

Los vendedores y los compradores de gas natural a que se hace referencia en los artículos 17 y 18 de esta resolución deberán registrar ante el gestor del mercado los contratos de compraventa de capacidad de transporte que celebren en el mercado primario. Para estos efectos, cada vendedor y cada comprador deberán declarar, por lo menos, la siguiente información de cada uno de sus contratos:

i) Número del contrato;

ii) Fecha del contrato;

iii) Nombre de cada una de las partes;

iv) Tipo de contrato, según lo dispuesto en el artículo 8º de esta resolución. Para aquellos contratos celebrados antes de la entrada en vigencia de esta resolución, se deberá declarar el tipo de contrato de acuerdo con la normatividad vigente al momento de su celebración;

v) Tipo de demanda: residencial, gas para compresores, industrial, petroquímica, refinería, gas natural vehicular comprimido o generación térmica;

vi) Tramos o grupos de gasoductos contratados, de acuerdo con lo definido para efectos tarifarios;

vii) Punto de salida;

viii) Sentido esperado del flujo físico del gas natural;

ix) Capacidad contratada, expresada en KPCD, para cada tramo o grupo de gasoductos;

x) Presión pactada en el contrato para el punto de salida, expresada en psig;

xi) Tarifas pactadas según la regulación vigente;

xii) Fecha de inicio de la prestación del servicio (día/mes/año);

xiii) Fecha de terminación de la prestación del servicio (día/mes/año);

xiv) La demás información que determine el gestor del mercado.

El registro de los contratos y la actualización del mismo se realizarán a través del medio y del formato que defina el gestor del mercado.

Los vendedores y los compradores a que se hace referencia en los artículos 17 y 18 de esta resolución deberán actualizar el registro ante el gestor del mercado, en los eventos en que exista cesión, terminación anticipada o modificación del contrato de compraventa de capacidad de transporte.

El gestor del mercado podrá solicitar copia de los contratos referidos, caso en el cual los vendedores y los compradores a que se hace referencia en los artículos 17 y 18 de esta resolución estarán en la obligación de entregar tales copias al gestor del mercado.

La no declaración de la información aquí señalada podrá ser considerada por la autoridad competente como una práctica restrictiva de la competencia o como competencia desleal. Igual consideración se podrá dar a la declaración reiterada de dicha información de manera inconsistente;

b) Otra información para recopilar.

El gestor del mercado también será responsable de recopilar la siguiente información, la cual le deberá ser declarada diariamente por los transportadores:

i) Capacidad contratada en firme, expresada en KPCD, para cada uno de los tramos o grupos de gasoductos definidos para efectos tarifarios;

ii) Capacidad disponible primaria, expresada en KPCD, para cada uno de los tramos o grupos de gasoductos definidos para efectos tarifarios;

iii) La demás información que determine el gestor del mercado.

La declaración de esta información se hará a partir del día calendario siguiente a la fecha en que el gestor del mercado defina el medio y el formato para su declaración.

1.3. Verificación de información, registro de contratos y publicación de información transaccional del mercado primario.

a) Verificación.

El gestor del mercado verificará la consistencia de la información transaccional declarada por los compradores y los vendedores del mercado primario. En particular, verificará que:

i) La información declarada por cada vendedor en atención a lo dispuesto en el literal a) del numeral 1.1 de este anexo coincida con la declarada por cada comprador en atención a lo dispuesto en el literal a) del numeral 1.1 de este anexo;

ii) La información declarada por cada vendedor en atención a lo dispuesto en el literal a) del numeral 1.2 de este anexo coincida con la declarada por cada comprador en atención a lo dispuesto en el literal a) del numeral 1.2 de este anexo;

iii) La suma de la capacidad de transporte contratada más la capacidad disponible primaria no supere la capacidad máxima de mediano plazo, CMMP, establecida en las resoluciones de los cargos regulados aprobados por la CREG, o la CMMP modificada según lo previsto en el parágrafo 1º del artículo 28 de la Resolución CREG 126 de 2010.

Para estos efectos el gestor del mercado deberá implementar medios electrónicos.

En caso de una discrepancia en la información declarada, el gestor del mercado deberá contactar a las partes para resolver la diferencia. Si al gestor del mercado no le es posible rectificar los valores con las partes que intervienen en el contrato, no deberá registrarlo ni tenerlo en cuenta para efectos de publicación. En este caso el gestor del mercado le informará esta situación a las partes involucradas;

b) Registro de contratos.

El registro de los contratos del mercado primario se iniciará a partir del día calendario siguiente a la fecha en que el gestor del mercado defina el medio y el formato para el registro.

El gestor del mercado registrará cada contrato del mercado primario una vez haya verificado que la información declarada por el comprador es consistente con la información declarada por el vendedor, según lo señalado en el literal a) de este numeral.

Para el caso de los contratos que se celebren con posterioridad a la fecha mencionada en el primer inciso de este literal, la declaración de la información señalada en literal a) del numeral 1.1 y en el literal a) del numeral 1.2 de este anexo se deberá realizar dentro de los tres días hábiles siguientes al perfeccionamiento del contrato. El gestor del mercado dispondrá de hasta tres días hábiles, contados a partir del recibo de la última de las declaraciones presentadas por las partes de cada contrato, para verificar la información, registrar el contrato cuando proceda y actualizar la lista de contratos registrados.

Para el caso de los contratos celebrados en el mercado primario antes de la fecha mencionada en el primer inciso de este literal, la declaración de la información señalada en el literal a) del numeral 1.1 y en el literal a) del numeral 1.2 de este anexo se deberá realizar dentro del mes siguiente a dicha fecha. El gestor del mercado dispondrá de dos meses, contados a partir de la fecha establecida en el primer inciso de este literal para verificar la información recibida oportunamente, registrar los contratos cuando proceda y actualizar la lista de contratos registrados. Una vez transcurridos los dos meses aquí señalados no se podrán aceptar nominaciones ni realizar entregas de gas natural correspondientes a los contratos vigentes que no estén debidamente registrados.

Los productores-comercializadores, los comercializadores de gas importado y los procesadores de gas en el SNT no podrán aceptar las nominaciones ni podrán entregar las cantidades correspondientes a contratos que no estén registrados ante el gestor del mercado. Así mismo, los transportadores no podrán aceptar las nominaciones ni podrán transportar las cantidades correspondientes a contratos que no estén registrados ante el gestor del mercado.

Para facilitar el cumplimiento de esta medida, a través del BEC el gestor del mercado pondrá a disposición de los productores-comercializadores, los comercializadores de gas importado, los procesadores de gas en el SNT y los transportadores, la lista de los contratos debidamente registrados;

c) Publicación.

El gestor del mercado publicará la siguiente información en el BEC, con la periodicidad indicada:

i) La cantidad total del gas natural transado mediante cada tipo de contrato y para cada punto de entrega. Esta información se actualizará cada vez que cambie la cantidad contratada en alguna de las modalidades contractuales definidas en el artículo 8º de esta resolución;

ii) El precio promedio al que se transó cada tipo de contrato de suministro, en cada punto de entrega. Esta información se actualizará cuando: i) cambie la cantidad contratada en alguna de las modalidades contractuales definidas en el artículo 8º de esta resolución; o ii) cambie el precio pactado en alguno de los contratos o haya lugar a indexación, según lo pactado en los contratos;

iii) El precio promedio nacional por tipo de contrato, calculado como el promedio ponderado por cantidades de los precios a que se refiere el numeral anterior. Este valor se actualizará con la frecuencia señalada en dicho numeral;

iv) La capacidad máxima de mediano plazo, CMMP, establecida en las resoluciones de los cargos regulados aprobados por la CREG, para cada uno de los tramos o grupos de gasoductos definidos para efectos tarifarios. Esta información se actualizará cuando: i) la CREG realice una nueva aprobación de cargos de transporte; o ii) cambie la capacidad máxima de mediano plazo, CMMP, de conformidad con lo establecido en el parágrafo 1º del artículo 28 de la Resolución CREG 126 de 2010;

v) La capacidad de transporte contratada para cada tipo de contrato y para cada tramo o grupo de gasoductos. Los tramos o grupos de gasoductos corresponderán a aquellos definidos para efectos tarifarios. Si en el respectivo tramo de gasoducto hay condición de contraflujo, se deberán especificar las cantidades contratadas, y el tipo de contrato para cada dirección contractual en el respectivo tramo. Esta información se actualizará cada vez que cambie la capacidad contratada en firme o interrumpible;

vi) Perfil de la capacidad disponible primaria para un horizonte de diez (10) años, expresada en KPCD, para cada tramo o grupo de gasoductos. Los tramos o grupos de gasoductos corresponderán a aquellos definidos para efectos tarifarios. Esta información se actualizará cuando: i) cambie la capacidad contratada en firme; o ii) cambie la capacidad máxima de mediano plazo, CMMP, de conformidad con lo establecido en el parágrafo 1º del artículo 28 de la Resolución CREG 126 de 2010.

2. Información transaccional de los mercados secundario y de corto plazo.

2.1. Recopilación de información sobre el suministro de gas natural en los mercados secundario y de corto plazo.

a) Información para recopilar.

El gestor del mercado llevará un registro de los contratos de suministro de gas natural que se celebren en los mercados secundario y de corto plazo.

Los vendedores y los compradores de gas natural a que se hace referencia en los artículos 31 y 32 de esta resolución deberán registrar ante el gestor del mercado los contratos de suministro de gas natural que celebren en los mercados secundario y de corto plazo. Para estos efectos, cada vendedor y cada comprador deberán declarar, por lo menos, la siguiente información de cada uno de sus contratos:

i) Número del contrato;

ii) Fecha del contrato;

iii) Nombre de cada una de las partes;

iv) Tipo de contrato, según lo dispuesto en el artículo 28 de esta resolución;

v) Tipo de demanda: residencial, gas para compresores, industrial, petroquímica, refinería, gas natural vehicular comprimido, generación térmica o exportaciones. Los vendedores y compradores que entreguen a usuario final no regulado deberán declarar el nombre del usuario, la ubicación o punto de salida del usuario en el SNT y la cantidad contratada con cada usuario. Cuando el vendedor y el comprador entreguen a usuarios regulados deberán especificar la cantidad entregada y el mercado relevante en el que se consume esa cantidad;

vi) Punto de entrega;

vii) Cantidad de energía contratada, expresada en MBTUD;

viii) Precio a la fecha de inicio del contrato, expresado en dólares de Estados Unidos de América por MBTU;

ix) Indexador y forma de aplicación del indexador, si aplica;

x) Fecha de inicio de la obligación de entrega (día/mes/año);

xi) Fecha de terminación de la obligación de entrega (día/mes/año);

xii) La demás información que determine el gestor del mercado.

El registro de los contratos y la actualización del mismo se realizarán a través del medio y del formato que defina el gestor del mercado.

Los vendedores y los compradores a que se hace referencia en los artículos 31 y 32 de esta resolución deberán actualizar el registro ante el gestor del mercado, en los eventos en que exista cesión, terminación anticipada o modificación del contrato de compraventa de gas natural.

El gestor del mercado podrá solicitar copia de los contratos referidos, caso en el cual los vendedores y los compradores a que se hace referencia en los artículos 31 y 32 de esta resolución estarán en la obligación de entregar tales copias al gestor del mercado.

La no declaración de la información aquí señalada podrá ser considerada por la autoridad competente como una práctica restrictiva de la competencia o como competencia desleal. Igual consideración se podrá dar a la declaración reiterada de dicha información de manera inconsistente.

2.2. Recopilación de información sobre la compraventa de capacidad de transporte en los mercados secundario y de corto plazo.

a) Información para recopilar.

El gestor del mercado llevará un registro de los contratos de compraventa de capacidad de transporte que se celebren en los mercados secundario y de corto plazo.

Los vendedores y los compradores de gas natural a que se hace referencia en los artículos 33 y 34 de esta resolución deberán registrar ante el gestor del mercado los contratos de compraventa de capacidad de transporte que celebren en los mercados secundario y de corto plazo. Para estos efectos, cada vendedor y cada comprador deberán declarar, por lo menos, la siguiente información de cada uno de sus contratos:

i) Número del contrato;

ii) Fecha del contrato;

iii) Nombre de cada una de las partes;

iv) Tipo de contrato, según lo dispuesto en el artículo 28 de esta resolución;

v) Tipo de demanda: residencial, gas para compresores, industrial, petroquímica, refinería, gas natural vehicular comprimido o generación térmica;

vi) Tramos o grupos de gasoductos contratados, de acuerdo con lo definido para efectos tarifarios;

vii) Capacidad contratada, expresada en KPCD, para cada tramo o grupo de gasoductos;

viii) Tarifas pactadas;

ix) Fecha de inicio de la prestación del servicio (día/mes/año);

x) Fecha de terminación de la prestación del servicio (día/mes/año);

xi) La demás información que determine el gestor del mercado.

Los vendedores y los compradores a que se hace referencia en los artículos 33 y 34 de esta resolución deberán actualizar el registro ante el gestor del mercado, en los eventos en que exista cesión, terminación anticipada o modificación del contrato de compraventa de capacidad de transporte.

El registro de los contratos y la actualización del mismo se realizarán a través del medio y del formato que defina el gestor del mercado.

El gestor del mercado podrá solicitar copia de los contratos referidos, caso en el cual los vendedores y los compradores a que se hace referencia en los artículos 33 y 34 de esta resolución estarán en la obligación de entregar tales copias al gestor del mercado.

La no declaración de la información aquí señalada podrá ser considerada por la autoridad competente como una práctica restrictiva de la competencia o como competencia desleal. Igual consideración se podrá dar a la declaración reiterada de dicha información de manera inconsistente.

2.3. Verificación de información, registro de contratos y publicación de información transaccional de los mercados secundario y de corto plazo.

El registro de los contratos celebrados en los mercados secundario y de corto plazo se iniciará a partir del día calendario siguiente a la fecha en que el gestor del mercado defina el medio y el formato para el registro.

Para el registro de dichos contratos y la publicación de información sobre los mismos, el gestor del mercado se sujetará a las siguientes disposiciones:

a) A más tardar a las 14:00 horas del día de gas, cada vendedor y cada comprador declararán ante el gestor del mercado la información de los contratos que haya celebrado en los mercados secundario y de corto plazo entre las 00:00 y las 12:00 horas del día de gas. Esta declaración se hará a través del medio y del formato que defina el gestor del mercado;

b) A las 15:00 horas del día de gas, el gestor del mercado publicará la siguiente información en el BEC:

i) La cantidad de gas natural transado en los mercados secundario y de corto plazo entre las 00:00 y las 12:00 horas del día de gas, para cada tipo de contrato y para cada punto de entrega;

ii) El precio promedio al que se celebraron contratos de compraventa de gas natural en los mercados secundario y de corto plazo entre las 00:00 y las 12:00 horas del día de gas, para cada tipo de contrato en cada punto de entrega;

iii) La capacidad de transporte transada en los mercados secundario y de corto plazo entre las 00:00 y las 12:00 horas del día de gas, para cada tipo de contrato y para cada tramo o grupo de gasoducto;

iv) El precio promedio al que se celebraron contratos de compraventa de capacidad de transporte en los mercados secundario y de corto plazo entre las 00:00 y las 12:00 horas del día de gas, para cada tipo de contrato en cada tramo o grupo de gasoducto.

El gestor del mercado no identificará las transacciones individuales en la información publicada.

Para la publicación de esta información el gestor del mercado no estará obligado a verificarla previamente;

c) A más tardar a las 8:00 horas del día calendario siguiente al día de gas, cada vendedor y cada comprador declararán ante el gestor del mercado la información de los contratos que haya celebrado en los mercados secundario y de corto plazo entre las 12:00 y las 24:00 horas del día de gas. Este registro se hará a través del medio y del formato que defina el gestor del mercado;

d) A las 9:00 horas del día calendario siguiente al día de gas, el gestor del mercado publicará la siguiente información en el BEC:

i) La cantidad de gas natural transado en los mercados secundario y de corto plazo durante el día de gas, para cada tipo de contrato y para cada punto de entrega;

ii) El precio promedio al que se celebraron contratos de compraventa de gas natural en los mercados secundario y de corto plazo durante el día de gas, para cada tipo de contrato en cada punto de entrega;

iii) Los precios mínimos y máximos de las transacciones de gas natural en los mercados secundario y de corto plazo durante el día de gas, para cada tipo de contrato y para cada punto de entrega, al igual que el número total de transacciones realizadas;

iv) La capacidad de transporte transada en los mercados secundario y de corto plazo durante el día de gas, para cada tipo de contrato y para cada tramo o grupo de gasoducto;

v) El precio promedio al que se celebraron contratos de compraventa de capacidad de transporte en los mercados secundario y de corto plazo durante el día de gas, para cada tipo de contrato en cada tramo o grupo de gasoducto;

vi) Los precios mínimos y máximos de las transacciones de capacidad de transporte en los mercados secundario y de corto plazo durante el día de gas, para cada tramo o grupo de gasoducto, al igual que el número total de transacciones realizadas;

vii) La cantidad de gas y la capacidad de transporte transadas el día de gas mediante el proceso úselo o véndalo de que tratan los artículos 42 y 43 de esta resolución;

viii) Los precios a los que se transó gas natural y capacidad de transporte el día de gas, mediante el proceso úselo o véndalo de que tratan los artículos 42 y 43 de esta resolución.

El gestor del mercado no identificará las transacciones individuales en la información publicada.

Para la publicación de esta información el gestor del mercado no estará obligado a verificarla previamente;

e) El gestor del mercado verificará la consistencia de la información transaccional declarada por los compradores y los vendedores, los mercados secundario y de corto plazo. En particular, verificará que:

i) La información declarada por cada vendedor, en atención a lo dispuesto en el literal a) del numeral 2.1 de este anexo, coincida con la declarada por cada comprador en atención a lo dispuesto en el literal a) del numeral 2.1 de este anexo;

ii) La información declarada por cada vendedor, en atención a lo dispuesto en el literal a) del numeral 2.2 de este anexo, coincida con la declarada por cada comprador, en atención a lo dispuesto en el literal a) del numeral 2.2 de este anexo.

Para estos efectos el gestor del mercado deberá implementar medios electrónicos.

En caso de discrepancias entre la información declarada, o cuando la información aparentemente sea incorrecta cuando se contrasta con información de otras transacciones realizadas en las últimas 24 horas, el gestor del mercado deberá contactar a las partes y resolver la diferencia dentro de las 24 horas siguientes a la declaración inicial.

Si la verificación conlleva a cambios en la información publicada por el gestor del mercado, este deberá publicar la información ajustada dentro de las 24 horas siguientes a la publicación del reporte inicial. Si al gestor del mercado no le es posible rectificar los valores con las partes que intervienen en el contrato, no deberá registrarlo ni tenerlo en cuenta para efectos de publicación. En este caso el gestor del mercado le informará esta situación a las partes involucradas;

f) El gestor del mercado registrará cada contrato de los mercados secundario y de corto plazo una vez haya verificado que la información declarada por el comprador es consistente con la información declarada por el vendedor, según lo señalado en el literal e) de este numeral.

3. Información transaccional del mercado minorista de gas natural.

3.1. Recopilación de información sobre transacciones en el mercado minorista.

a) Información para recopilar.

El gestor del mercado llevará un registro de los contratos de prestación de servicios públicos a usuarios no regulados, celebrados en el mercado minorista.

Los comercializadores y las empresas de servicios públicos que tengan dentro de su objeto la comercialización deberán registrar ante el gestor del mercado los contratos de prestación de servicios públicos a usuarios no regulados que celebren en el mercado minorista. Para estos efectos deberán declarar, por lo menos, la siguiente información de cada uno de sus contratos de prestación de servicios públicos:

i) Número del contrato;

ii) Fecha del contrato;

iii) Nombre de cada una de las partes;

iv) Tipo de contrato;

v) Tipo de demanda: gas para compresores, industrial, petroquímica, refinería, gas natural vehicular comprimido o generación térmica. Se deberá declarar el nombre del usuario, la ubicación o punto de salida del usuario en el SNT y la cantidad contratada con cada usuario;

vi) Punto de entrada al SNT, en el caso de los contratos de suministro;

vii) Tramos o grupos de gasoductos, punto de salida y sentido esperado del flujo físico del gas natural, en el caso de los contratos de transporte;

viii) Cantidad de energía contratada, expresada en MBTUD;

ix) Capacidad contratada, expresada en KPCD;

x) Precio para suministro a la fecha de inicio del contrato, expresado en dólares americanos por MBTU y/o tarifas pactadas de transporte;

xi) Indexador y forma de aplicación del indexador al precio del contrato;

xii) Fecha de inicio (día/mes/año);

xiii) Fecha de terminación (día/mes/año);

xiv) La demás información que determine el GM.

El registro de los contratos y la actualización del mismo se realizarán a través del medio y del formato que defina el gestor del mercado.

La terminación anticipada o la modificación del contrato de prestación de servicios públicos darán lugar a la actualización del registro ante el gestor del mercado.

El gestor del mercado podrá solicitar copia de los contratos referidos, caso en el cual los comercializadores y las empresas de servicios públicos que tengan dentro de su objeto la comercialización estarán en la obligación de entregar tales copias al gestor del mercado.

La no declaración de la información aquí señalada podrá ser considerada por la autoridad competente como una práctica restrictiva de la competencia o como competencia desleal. Igual consideración se podrá dar a la declaración reiterada de dicha información de manera inconsistente;

b) Información de los usuarios no regulados.

Los usuarios no regulados que estén dispuestos a declarar ante el gestor del mercado la información listada previamente, lo harán a través del medio y del formato que defina el gestor del mercado. Estos usuarios tendrán acceso a la información de ofertas de compra y de venta que se despliegue en el BEC, según lo dispuesto en el artículo 39 de esta resolución, durante el término del contrato de prestación de servicios públicos sobre el que hayan presentado la declaración.

3.2. Registro de contratos y publicación de información sobre transacciones en el mercado minorista.

El registro de los contratos del mercado minorista se iniciará a partir del día calendario siguiente a la fecha en que el gestor del mercado defina el medio y el formato para el registro. El registro se deberá realizar dentro de los tres días hábiles siguientes al perfeccionamiento del contrato.

Para el registro de dichos contratos y la publicación de información sobre los mismos, el gestor del mercado se sujetará a las siguientes disposiciones:

a) Registro de contratos y publicación de información declarada por los comercializadores y las empresas de servicios públicos que tengan dentro de su objeto la comercialización.

El gestor del mercado registrará los contratos del mercado minorista con base en la información declarada por los comercializadores y las empresas de servicios públicos que tengan dentro de su objeto la comercialización.

Con base en dicha información, el gestor del mercado publicará lo siguiente en el BEC, el quinto día hábil de cada mes:

i) El precio promedio al que se vendió gas natural a usuarios no regulados, por punto de entrega, durante el mes calendario anterior. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU;

ii) El precio mínimo y el precio máximo a los que se vendió gas natural a usuarios no regulados, por punto de entrega, durante el mes calendario anterior. Estos valores se expresarán en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU;

iii) La tarifa promedio a la que se vendió capacidad de transporte a usuarios no regulados, por tramo o grupo de gasoductos, durante el mes calendario anterior. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por KPC. Para los efectos de este cálculo, los componentes fijos de la tarifa se adicionarán a los componentes variables en su equivalente a dólares de los Estados Unidos de América por KPC;

iv) La tarifa mínima y la tarifa máxima a las que se vendió capacidad de transporte a usuarios no regulados, por tramo o grupo de gasoductos, durante el mes calendario anterior. Estos valores se expresarán en dólares de los Estados Unidos de América por KPC. Para los efectos de este cálculo, los componentes fijos de la tarifa se adicionarán a los componentes variables en su equivalente a dólares de los Estados Unidos de América por KPC;

b) Información declarada por los usuarios no regulados.

El gestor del mercado verificará la consistencia entre la información transaccional, declarada por los comercializadores y las empresas de servicios públicos, que tengan dentro de su objeto la comercialización y aquella declarada por los usuarios no regulados. Con base en la información consistente, el gestor del mercado publicará la siguiente información en el BEC, el quinto día hábil de cada mes:

i) El precio promedio al que se vendió gas natural a usuarios no regulados, por punto de entrega, durante el mes calendario anterior. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU;

ii) El precio mínimo y el precio máximo a los que se vendió gas natural a usuarios no regulados, por punto de entrega, durante el mes calendario anterior. Estos valores se expresarán en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU;

iii) La tarifa promedio a la que se vendió capacidad de transporte a usuarios no regulados, por tramo o grupo de gasoductos, durante el mes calendario anterior. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por KPC. Para los efectos de este cálculo, los componentes fijos de la tarifa se adicionarán a los componentes variables en su equivalente a dólares de los Estados Unidos de América por KPC;

iv) La tarifa mínima y la tarifa máxima a las que se vendió capacidad de transporte a usuarios no regulados, por tramo o grupo de gasoductos, durante el mes calendario anterior. Estos valores se expresarán en dólares de los Estados Unidos de América por KPC. Para los efectos de este cálculo, los componentes fijos de la tarifa se adicionarán a los componentes variables en su equivalente a dólares de los Estados Unidos de América por KPC.

4. Información operativa.

4.1. Recopilación de información operativa.

a) Suministro.

A más tardar a las 12:00 horas del día calendario siguiente al día de gas, los productores-comercializadores, los comercializadores de gas importado y los procesadores de gas en el SNT deberán declarar ante el gestor del mercado, por lo menos la siguiente información operativa del día de gas:

i) Cantidad de gas inyectada al SNT, expresada en MBTU por día, por punto de entrada;

ii) Cantidad de gas confirmada a cada cliente y en cada punto de entrada al SNT, expresada en MBTU por día;

iii) Cantidad de gas exportado, expresada en MBTU por día;

iv) La demás información que determine el gestor del mercado;

b) Transporte.

A más tardar a las 12:00 horas del día calendario siguiente al día de gas, los transportadores deberán declarar ante el gestor del mercado, por lo menos la siguiente información operativa del día de gas:

i) Cantidad de gas entregada por el remitente, en el punto de entrada del respectivo sistema de transporte, expresada en MBTU por día;

ii) Cantidad de gas que el remitente tomó en el punto de salida del respectivo sistema de transporte, expresada en MBTU por día;

iii) Cantidad de gas que el transportador autorizó transportar durante el día de gas, al respectivo, remitente, expresada en MBTU por día;

iv) El poder calorífico bruto real del gas entregado por el remitente en el punto de entrada del respectivo sistema de transporte, expresado en BTU por pie cúbico en condiciones estándar;

v) Cambios en la capacidad máxima de mediano plazo, CMMP, según lo definido en el parágrafo 1º del artículo 28 de la Resolución CREG 126 de 2010;

vi) La demás información que determine el gestor del mercado;

c) Indisponibilidades.

Los productores-comercializadores, los comercializadores de gas importado, los procesadores de gas en el SNT y los transportadores deberán informar al gestor del mercado cualquier no disponibilidad programada o no programada, así:

i) Dentro de los 30 minutos siguientes al evento que cause la indisponibilidad de suministro o transporte, en casos de no ser programada. En este caso el respectivo agente informará la cantidad de suministro o de capacidad de transporte que no estará disponible, expresada en MBTU por día;

ii) En el caso de ser eventos programados, lo harán de conformidad con lo dispuesto en el parágrafo 3º del artículo 11 de esta resolución;

d) Entregas a usuarios finales.

Los comercializadores y las empresas de servicios públicos que tengan dentro de su objeto la comercialización deberán declarar mensualmente al gestor del mercado, a través del medio y del formato que este defina, por lo menos la siguiente información operativa del mes anterior:

i) Cantidad de gas entregada a usuarios finales, desagregada por tipo de demanda (residencial, industrial, petroquímica, refinería, gas natural vehicular comprimido, plantas térmicas), expresada en MBTU. Los vendedores y compradores que entreguen a usuario final no regulado deberán declarar el nombre del usuario, la ubicación o punto de salida del usuario en el SNT y la cantidad entregada a cada usuario. Cuando el vendedor y el comprador entreguen a usuarios regulados deberán especificar la cantidad entregada y el mercado relevante en el que se consume esa cantidad;

e) Declaración de la información.

La declaración de la información señalada en los numerales 4.1, b), c) y d) de este anexo se realizará a través del medio y del formato que defina el gestor del mercado. Dicha declaración se hará a partir del día hábil siguiente a la fecha en que el gestor del mercado defina el medio y los formatos para la declaración de esta información.

La no declaración de la información aquí señalada podrá ser considerada por la autoridad competente como una práctica restrictiva de la competencia o como competencia desleal. Igual consideración se podrá dar a la declaración reiterada de dicha información de manera inconsistente.

4.2. Verificación y publicación de la información operativa.

a) Verificación.

El gestor del mercado verificará la consistencia de la información operativa declarada por las partes que intervienen en los contratos. En particular, comparará las cantidades de gas inyectadas al SNT, declaradas por los productores-comercializadores, los comercializadores de gas importado y los procesadores de gas en el SNT, con las cantidades de gas entregadas por los remitentes en el punto de entrada del respectivo sistema de transporte. Para estos efectos el gestor del mercado implementará medios electrónicos.

En caso de una discrepancia en la información declarada, el gestor del mercado deberá contactar a las partes para resolver las diferencias. Si al gestor del mercado no le es posible rectificar los valores con las partes que intervienen en el contrato, no deberá tener en cuenta el contrato para efectos de publicación e informará a las partes involucradas;

b) Publicación.

El gestor del mercado publicará la siguiente información en el BEC, con la periodicidad indicada:

i) Las cantidades totales diarias de gas natural inyectado al SNT, en cada punto de entrada, expresadas en MBTUD. Esta información se actualizará mensualmente dentro de los primeros cinco (5) días hábiles de cada mes y deberá mostrar el histórico de los últimos doce (12) meses por tipo de demanda (i.e. residencial, transporte o gas para compresores, industrial, petroquímica, gas natural vehicular comprimido y plantas de generación térmica) para las regiones costa e interior y para el total nacional;

ii) Las cantidades totales diarias del gas natural transportado por sistema de transporte, expresadas en MBTUD. Esta información se actualizará mensualmente dentro de los primeros cinco (5) días hábiles de cada mes y deberá mostrar el histórico de los últimos doce (12) meses por tipo de demanda (residencial, transporte o gas para compresores, industrial, petroquímica, gas natural vehicular comprimido, plantas de generación térmica) para cada sistema de transporte;

iii) Las cantidades totales diarias de gas entregadas por cada comercializador a usuarios finales desagregada por tipo de demanda (i.e. residencial, industrial, petroquímica, refinería y gas natural vehicular comprimido), expresada en MBTUD. Esta información se actualizará mensualmente y deberá mostrar el histórico de los últimos doce (12) meses;

iv) El agregado de las cantidades consumidas por tipo de demanda (i.e. residencial, industrial, petroquímica, refinería, plantas térmicas, gas natural vehicular comprimido y exportaciones) para las regiones costa e interior y para el total nacional. Esta información se actualizará mensualmente y deberá mostrar el histórico de los últimos doce (12) meses.

5. Balance de energía versus cantidades contratadas.

A partir de la información transaccional y operativa entregada por los participantes del mercado, y dentro de los primeros cinco días hábiles de cada mes, el gestor del mercado deberá realizar las siguientes actividades:

a) Balance de cantidades de energía puestas en el SNT y consumidas por usuarios finales;

b) Cruce de información del balance de energía con las cantidades contratadas.

En caso de encontrar discrepancias entre el balance de energía y las cantidades contratadas el gestor del mercado deberá solicitar las aclaraciones del caso a los participantes del mercado que corresponda. La no aclaración a satisfacción del gestor del mercado será considerada como comportamiento anticompetitivo en el mercado por parte de las autoridades del caso.

6. Conservación de la información.

El gestor del mercado deberá conservar toda la información que recopile. En desarrollo de esta labor deberá:

a) Conservar toda la información reportada a él durante su periodo de operación. Los datos deberán tener el correspondiente back-up por fuera de su aplicativo web;

b) Asegurar que todos los datos y registros se mantienen en un formato convencional para cualquier agente que eventualmente lo sustituya como gestor del mercado. El gestor del mercado deberá entregar esta información a quien la CREG se lo indique, de ser el caso;

c) Publicar cada trimestre la siguiente información histórica agregada del mercado primario, los mercados secundario y de corto plazo, y el mercado minorista:

i) Promedio de cantidades transadas diariamente, en MBTUD;

ii) Cantidades transadas durante el trimestre, en MBTU;

iii) Precios promedio durante el trimestre, en USD/MBTU;

iv) Número promedio de transacciones por día;

v) Número de transacciones durante el trimestre;

vi) Índices del mercado;

vii) Cualquier otra información relevante relacionada con sus actividades en el trimestre anterior;

d) Asegurar que la información histórica agregada esté disponible para ser descargada del BEC en un formato convencional, y de alta compatibilidad con diferentes plataformas informáticas.

Anexo 2

Reglamento de las subastas de gas natural

1. Objeto.

El presente reglamento tiene por objeto establecer las condiciones y procedimientos para las subastas de gas natural, según lo dispuesto por el artículo 22 de esta resolución.

2. Definiciones.

Administrador de la subasta: Persona natural o jurídica seleccionada por la CREG para organizar la subasta.

Auditor: Persona natural o jurídica contratada por el administrador de la subasta para auditar el desarrollo de la subasta.

Compradores habilitados: Compradores a los que hace referencia el artículo 16 de esta resolución, que presentan solicitudes de compra acompañadas de los mecanismos de cubrimiento correspondientes según lo señalado en la sección 5.5 de este Anexo.

Precio de cierre: Es el precio máximo establecido por el subastador para cada una de las rondas siguientes a la ronda 0.

Precio de inicio: Es el precio mínimo indicado por el subastador para cada una de las rondas siguientes a la ronda 0.

Precio de adjudicación: Corresponde al precio de cierre de la última ronda de la subasta. Es el precio o la prima que pagarán los compradores por el gas natural adjudicado a través de la subasta.

Prima de la opción: Corresponde al precio que se paga por el derecho a tomar hasta una cantidad determinada de gas natural, dentro del marco de un contrato de opción de compra de gas.

Producto: Bien homogéneo y claramente especificado, que es objeto de la subasta.

Ronda: Periodo de tiempo definido por el subastador durante el cual los compradores habilitados presentan sus decisiones de compra, de acuerdo con lo establecido en este reglamento.

Sistema de subasta: Corresponde a la plataforma tecnológica en la cual se desarrollará la subasta que se reglamenta en este anexo.

Subasta: Proceso dinámico de negociación, con reglas definidas para la formación de los precios y las asignaciones de los productos.

Subastador: Persona natural o jurídica que ejecuta la subasta. Puede ser el administrador de la subasta u otra persona que este contrate.

Vendedores habilitados: Vendedores a los que hace referencia el artículo 15 de esta resolución, que presentan ofertas acompañadas de los mecanismos de cubrimiento correspondientes según lo señalado en la sección 5.4 de este anexo.

3. Principios generales de la subasta.

La subasta se regirá por los siguientes principios:

a) Eficiencia: el desarrollo de la subasta conducirá a la formación de precios eficientes en cada uno de los productos;

b) Publicidad: se garantizará a través de los mecanismos dispuestos en la presente resolución;

c) Neutralidad: el diseño de la subasta y los reglamentos de la misma no permitirán, inducirán o adoptarán prácticas de discriminación indebida en contra de alguno de los participantes;

d) Simplicidad y transparencia: los mecanismos de la subasta serán claros, explícitos y constarán por escrito, de tal forma que puedan ser comprendidos sin duda ni ambigüedad;

e) Objetividad: los criterios de adjudicación serán claros, imparciales y neutrales.

4. Organización de la subasta.

4.1. Responsabilidades y deberes del administrador de la subasta.

Las responsabilidades y deberes del administrador de la subasta son las siguientes:

a) Establecer, operar y mantener el sistema de subasta, el cual deberá estar disponible a más tardar veinte (20) días calendario antes de la fecha programada para la realización de la subasta;

b) El administrador de la subasta deberá elaborar los reglamentos que considere necesarios para llevar a cabo las actividades encomendadas, los cuales deberán ser puestos a consideración de la CREG para su concepto de no objeción a más tardar cuarenta (40) días calendario antes de la realización de la subasta. En especial deberá establecer la estructura computacional y de comunicaciones requerida por los agentes y que sean necesarias para su acceso al sistema, así como los canales formales para su comunicación con el subastador;

c) Ofrecer e impartir la capacitación y asistencia necesaria en el manejo y operación del sistema de subasta a los compradores y vendedores a que hacen referencia los artículos 15 y 16 de esta resolución;

d) Emitir los certificados de capacitación a las personas que hayan recibido la capacitación y demuestren un adecuado manejo y operación del sistema de subasta;

e) Contratar el auditor de la subasta, proceso que debe estar finalizado por lo menos veinte (20) días calendario antes de la fecha programada para la realización de la subasta;

f) Si el administrador de la subasta no desempeña el papel de subastador, deberá contratarlo, proceso que deberá estar finalizado por lo menos veinte (20) días calendario antes de la fecha programada para la realización de la subasta;

g) Definir e indicar por lo menos veinte (20) días calendario antes de la fecha programada para la realización de la subasta, el instrumento fiduciario mediante el cual se administrarán los mecanismos de cubrimiento de participación, según lo indicado en la sección 5.12.1;

h) Establecer y hacer público los canales formales de comunicación entre los agentes, el administrador de la subasta y el subastador;

i) El administrador de la subasta deberá realizar una auditoría operativa y de sistemas para verificar el adecuado funcionamiento del sistema de subasta y certificar su correcta operación frente a las especificaciones técnicas, operativas y de seguridad, respecto del programa y de los equipos. Igualmente, deberá remitir el certificado de dicha auditoría a la CREG antes de la fecha de inicio de la subasta;

j) Quince (15) días calendario antes de la fecha programada para la realización de la subasta el administrador deberá realizar, directamente o a través de una empresa especializada, una auditoría de los sistemas computacionales y de comunicación requeridos por cada uno de los agentes para participar en las subastas. Los costos asociados a dichas auditorías serán asumidos por el administrador de la subasta;

k) Realizar auditorías operativas a los sistemas computacionales y de comunicaciones que destinen los compradores para participar en la subasta. El objetivo de las auditorías será verificar si los sistemas cumplen con los requisitos establecidos por el administrador para acceder en forma adecuada al sistema de subasta. Solo se podrá acceder desde equipos localizados en el territorio nacional;

l) El administrador de la subasta deberá elaborar un documento en el que se señale el nombre de los vendedores y de los compradores que están habilitados para participar en la subasta, según lo establecido en las secciones 5.4 y 5.5 de este anexo. Este documento será confidencial y solo lo conocerán las autoridades competentes. La fecha de elaboración será definida en el cronograma que para tales efectos expida la CREG;

m) El administrador entregará al representante legal de cada uno de los compradores habilitados para participar en la subasta, según lo establecido en la sección 5.5 de este anexo, una clave de acceso al sistema de subasta. El comprador habilitado será el único responsable por el uso que sus operadores, funcionarios o cualquier persona hagan de la clave de acceso y deberá velar porque la misma se mantenga y use bajo estricta reserva y seguridad. El administrador de la subasta podrá establecer el uso de firma digital que sustituya las claves de que trata el presente literal;

n) Reportar a las autoridades competentes las actuaciones irregulares que se presenten en el proceso de subasta, sin perjuicio de las funciones atribuidas al auditor;

o) Suspender la subasta cuando sea requerido por el auditor o el subastador de conformidad con las disposiciones contenidas en el presente reglamento;

p) Emitir los certificados en los que se indique a los vendedores y a los compradores el resultado de la subasta;

q) Conservar registros históricos, en medios electrónicos, de la totalidad de las operaciones realizadas durante el desarrollo de la subasta, de conformidad con las disposiciones legales vigentes en materia de conservación de documentos.

En desarrollo del servicio al que se hace referencia en el numeral 4º del artículo 5º de esta resolución, el gestor del mercado será el administrador de la subasta. Hasta tanto se inicie la prestación de servicios por parte del gestor del mercado, la CREG contratará a quien hará las veces de administrador de la subasta.

4.2. Responsabilidades y deberes del auditor de la subasta.

El auditor de la subasta será una persona natural o jurídica con reconocida experiencia en procesos de auditoría, quien tendrá a su cargo las siguientes responsabilidades y deberes:

a) Verificar la correcta aplicación de la regulación vigente para el desarrollo de la subasta;

b) Verificar que las comunicaciones entre los compradores habilitados y el administrador de la subasta se realicen única y exclusivamente mediante los canales formales de comunicación establecidos por este último;

c) Verificar que durante la subasta se sigan expresamente los pasos y reglas establecidos en este reglamento;

d) Solicitar al administrador la suspensión de la subasta cuando considere que no se está dando cumplimiento a las disposiciones contenidas en la regulación vigente;

e) Remitir a la CREG, dentro de los cinco (5) días siguientes a la finalización de la subasta, un informe en el cual se establezca, sin ambigüedades, si se dio cumplimiento o no de la regulación vigente aplicable a dicho proceso.

Para los casos en los cuales el auditor establezca que en la subasta respectiva no se dio cumplimiento a la normatividad vigente, el proceso adelantado no producirá efectos, y se programará la subasta de nuevo, sin perjuicio de las acciones penales y/o civiles y las actuaciones administrativas a que haya lugar contra las personas que hayan incumplido la normatividad vigente.

4.3. Responsabilidades y deberes del subastador.

El subastador será una persona natural o jurídica con reconocida experiencia internacional en la materia, quien tendrá a su cargo las siguientes responsabilidades y deberes:

a) En la ronda 0 anunciará la oferta de cada producto, en los términos de la sección 5.6 de este anexo;

b) Al finalizar cada ronda, el subastador anunciará: i) el exceso de demanda de cada producto; ii) el precio de inicio de cada producto en la siguiente ronda; iii) el precio de cierre de cada producto en la siguiente ronda; y iv) el tiempo de duración de la siguiente ronda. Lo anterior en los términos de la sección 5.7 de este anexo;

c) Declarar el cierre de la subasta e informar el precio de adjudicación de la misma (para cada uno de los productos).

Para cada uno de los productos, el subastador pondrá en conocimiento de todos los agentes, única y exclusivamente la información señalada en esta sección.

4.4. Obligaciones de los compradores habilitados en relación con el uso del sistema de subasta.

Los agentes habilitados para participar en la subasta deberán:

a) Tener a su disposición la estructura operativa y el equipo computacional y de comunicaciones apropiado de acuerdo con las especificaciones operativas y técnicas establecidas por el administrador de la subasta;

b) Utilizar u operar el sistema de subasta única y exclusivamente a través del personal debidamente capacitado para el efecto por el administrador de la subasta, que haya recibido el respectivo certificado de capacitación emitido por este;

c) Acreditar ante el administrador de la subasta el cumplimiento de las obligaciones a que se refieren los literales a) y b) de esta sección, previamente al inicio de la subasta, mediante una declaración suscrita por el representante legal del agente debidamente facultado;

d) Permitir al administrador de la subasta la realización de las auditorías a los sistemas computacionales y de comunicaciones utilizados por el agente para su participación en la subasta;

e) Mantener las claves de acceso al sistema de subasta bajo su exclusiva responsabilidad y estrictos estándares de seguridad y confidencialidad;

f) Abstenerse de realizar actos de competencia desleal, contrarios a la libre competencia o contrarios a la legislación o a la regulación vigente o que afecten la transparencia del proceso o la adecuada formación de precios;

g) Informar de manera inmediata al administrador cualquier error o falla del sistema de subasta.

4.5. Sistema de subasta.

La plataforma tecnológica deberá cumplir con los siguientes requisitos mínimos:

a) Debe ser una plataforma basada en protocolos de Internet, que permita el acceso a cada uno de los agentes habilitados para participar en la subasta desde el sitio en el territorio nacional donde estos dispongan de la infraestructura de computación y comunicaciones necesarias para tal fin;

b) Las bases de datos y servidores del sistema de subasta deberán permanecer en el sitio que para tal fin establezca el administrador;

c) Debe garantizar la autenticación de los usuarios que acceden al sistema;

d) Debe cumplir las exigencias establecidas en la legislación que rige en materia de comercio electrónico;

e) Debe tener un sistema de manejo de información confidencial;

f) Debe incluir sistemas de respaldo que garanticen la operación continua durante el proceso de subasta;

g) Debe estar provista de una aplicación especial que le permita al subastador obtener la información requerida para conducir la subasta;

h) El sistema de subasta deberá estar dotado de un registro de todos los procesos realizados en él, incluyendo el registro de ingreso de cada uno de los usuarios;

i) El administrador de la subasta no será responsable por la suspensión o interrupción de los servicios, ni por las deficiencias mecánicas, electrónicas o de software que se observen en la prestación del servicio, derivadas de las limitaciones tecnológicas propias del sistema computacional, ni por cualquier otro hecho que escape al control del administrador, como caso fortuito o fuerza mayor. No obstante, es obligación del administrador contar con los sistemas de respaldo que considere necesarios para el correcto funcionamiento del sistema;

j) Aquellos agentes cuyos sistemas computacionales o de comunicaciones no cumplan con los requisitos establecidos solo podrán participar en la subasta haciendo uso de las estaciones de trabajo habilitadas para tal fin por el administrador de la subasta.

4.6. Mecanismos de contingencia.

Cuando el sistema de subasta se suspenda por las causas señaladas a continuación, se procederá como se indica para cada una de ellas.

a) Suspensión por fallas técnicas durante el transcurso de una ronda

Si el sistema de subasta interrumpe su operación por fallas técnicas durante el transcurso de una ronda, afectando total o parcialmente el servicio se procederá como sigue:

Una vez restablecida la operación del sistema de subasta, si a criterio del subastador existe tiempo suficiente durante el mismo día hábil para realizar de nuevo la ronda, el administrador procederá a informarlo. Esta ronda tendrá las mismas condiciones de precio de inicio, precio de cierre y duración vigentes de la ronda en la cual se suspendió el servicio del sistema de subasta. Antes de iniciar de nuevo la ronda el sistema deberá eliminar la totalidad de las ofertas realizadas durante la ronda en la cual se presentó la suspensión.

Una vez restablecida la operación del sistema de subasta, si a criterio del subastador no existe tiempo suficiente para realizar nuevamente la ronda, el administrador procederá a informarlo, y la operación del sistema se suspenderá hasta el día hábil siguiente. La nueva ronda tendrá las mismas condiciones de precio de inicio, precio de cierre y duración de la ronda en la cual se suspendió el servicio del sistema de subasta. Antes de iniciar de nuevo la ronda el sistema deberá eliminar la totalidad de las ofertas realizadas durante la ronda en la cual se presentó la suspensión;

b) Suspensión parcial de la operación del sistema de subasta

Se entenderá como suspensión parcial de la operación del sistema de subasta la falla asociada a las estaciones de trabajo de cualquiera de los agentes o de sus sistemas de comunicación.

Cuando se presente la suspensión parcial de la operación del sistema de subasta el agente cuya estación de trabajo o sistema de información falló deberá remitir, de acuerdo con la vía alterna establecida por el administrador de la subasta, las demandas de cada uno de los productos, cumpliendo con la reglamentación vigente. Dichas demandas serán ingresadas al sistema de subasta conforme los procedimientos establecidos por el administrador.

5. Procedimiento de la subasta

5.1. Tipo de subasta.

Subasta simultánea de reloj ascendente.

5.2. Productos.

Los productos, Tf,d, que se transarán en la subasta tendrán los siguientes atributos:

a) Tipo de contrato, T: de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 23 de esta resolución, en la subasta solo se transarán los siguientes tipos de contratos:

i) Contrato firme, CF;

ii) Contrato de suministro con firmeza condicionada, CFC;

iii) Contrato de opción de compra de gas, OCG;

b) Fuente, f: en cada producto se deberá especificar el campo o punto de entrada al SNT en que se entregará el gas natural;

c) Duración, d: será de uno (1) o cinco (5) años, así:

i) Contrato de un (1) año o contrato para el año t: la fecha de inicio será el 1º de diciembre del primer año para el que se comercializa gas, y la fecha de terminación será el 30 de noviembre del año calendario siguiente;

ii) Contrato de cinco (5) años o contrato para los años t a t + 4: la fecha de inicio será el 1º de diciembre del primer año para el que se comercializa gas, y la fecha de terminación será el 30 de noviembre del quinto año calendario siguiente.

Lo anterior, considerando en todo caso la transición prevista en el parágrafo 1º del artículo 23 de esta resolución.

5.3. Tamaño de los productos.

Según lo dispuesto por el artículo 23 de esta resolución, la cantidad de gas natural ofrecida por cada vendedor, bajo cada tipo de contrato, T, corresponderá a un múltiplo entero de 100 MBTUD. Los compradores podrán demandar cualquier cantidad de gas natural.

5.4. Participación de los vendedores.

A más tardar cuatro (4) días hábiles antes de la subasta, cada uno de los vendedores a los que hace referencia el artículo 15 de esta resolución declarará ante el administrador de la subasta la oferta de PTDVF u oferta de CIDVF, según sea el caso. Para estos efectos le presentará al administrador de la subasta la información señalada en la tabla 1, a través del medio y del formato que aquel defina.

Esta declaración deberá estar acompañada de los mecanismos de cubrimiento de que trata la sección 5.12.1 de este anexo, caso en el cual el administrador de la subasta considerará que es un vendedor habilitado para participar en la subasta.

Tabla 1

Declaración de la oferta de PTDVF u oferta CIDVF

AñoPTDVF o CIDVF
T + iOTf,s,t+i

Donde:

OTf,s,t+i: Cantidad de gas natural de la fuente f que será ofrecida en la subasta por parte del vendedor s para el año t+i. Este valor se expresará en MBTUD.

f: Campo o punto de entrada al SNT para el que se hace la declaración.

s: Productor-comercializador, comercializador de gas importado o procesador de gas en el SNT que hace la declaración.

t + i: Año al cual corresponde la oferta. La variable i tomará los valores de 0 a 4.

Al momento de declarar la oferta de PTDVF o la oferta de CIDVF, el vendedor deberá presentar su oferta al administrador de la subasta. En la oferta deberá especificar la cantidad de gas natural que ofrecerá mediante cada producto y el precio de reserva de cada producto, para lo cual deberá aportar la información establecida en la tabla 2. Esto lo hará a través del medio y del formato que defina el administrador de la subasta.

Tabla 2

Oferta de gas natural

Producto Cantidad (MBTUD) Precio de reserva (US$/MBTUD)
Tf,s,dOTf,s,dPRTf,s,d

Donde:

OTf,s,d: Cantidad de gas natural de la fuente f que será ofrecida en la subasta por parte del vendedor s a través de contratos T con duración d. Este valor se expresará en MBTUD.

PRTf,s,d: Precio de reserva del gas natural de la fuente f que será ofrecido en la subasta por parte del vendedor s a través de contratos T con duración d. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.

d: Duración del contrato. Será de uno (1) o cinco (5) años.

En el caso de los contratos OCG, la variable PROCGf,s,d corresponderá al precio de reserva para la prima de la opción.

La declaración de la oferta de PTDVF o la oferta de CIDVF y la oferta estarán sujetas a las siguientes condiciones, las cuales deberán ser verificadas por el administrador de la subasta:

a) La oferta de PTDVF o la oferta de CIDVF deberá ser igual o inferior al valor de la PTDV o CIDV, según corresponda, que el vendedor haya declarado al Ministerio de Minas y Energía en cumplimiento del Decreto 2100 de 2011 o aquel que lo modifique o complemente;

b) La oferta de PTDVF o la oferta de CIDVF declarada para el año t deberá ser igual al gas natural ofrecido a través de los diferentes productos con duración de uno (1) y cinco (5) años, así:

R113F3.PNG
 

c) La oferta de PTDVF o la oferta de CIDVF declarada para los años t + 1 a t + 4 deberá ser igual al gas natural ofrecido a través de los diferentes productos con duración de cinco (5) años, así:

R113F4.PNG
 

En el evento en que una oferta no se ajuste a lo aquí dispuesto, el administrador de la subasta lo pondrá en conocimiento del vendedor respectivo, quien dispondrá de doce (12) horas para la corrección correspondiente. Si pasado este plazo no se recibe la oferta debidamente ajustada, el administrador de la subasta entenderá que el vendedor no participará en la subasta.

5.5. Declaración de interés de los compradores.

A más tardar cuatro (4) días hábiles antes de la subasta, cada uno de los compradores, a los que hace referencia el artículo 16 de esta resolución, declarará al administrador de la subasta cuál de las siguientes dos combinaciones de productos desea adquirir: (CF, CFC) o (CF, OCG).

En los anteriores términos, en la subasta habrá dos grupos de compradores:

a) Tipo A: compradores que pueden comprar CF y CFC, pero no OCG;

b) Tipo B: compradores que pueden comprar CF y OCG, pero no CFC.

En la misma fecha, cada uno de los compradores deberá declarar ante el administrador de la subasta la máxima cantidad de gas natural que está dispuesto a comprar a través de la combinación de productos por la que manifestó interés. Para estos efectos le presentará al administrador de la subasta la información señalada en la tabla 3.

Tabla 3

Declaración de la demanda máxima

Año Demanda máxima
t + iDTb,t+i

Donde:

DTb,t+i: Máxima cantidad de gas natural que será demandada en la subasta por parte del comprador b para el año t + i. Este valor se expresará en MBTUD.

b: Comprador al que hace referencia el artículo 16 de esta resolución y que hace la declaración.

t + i: Año al cual corresponde la demanda. La variable i tomará los valores de 0 a 4.

Esta declaración deberá estar acompañada de los mecanismos de cubrimiento de que trata la sección 5.12.1 de este anexo, caso en el cual el administrador de la subasta considerará que es un comprador habilitado para participar en la subasta.

El administrador de la subasta verificará que la demanda máxima declarada por el comprador sea igual o inferior a la cantidad cubierta mediante los mecanismos señalados en el inciso anterior. En el evento en que una declaración de demanda máxima no se ajuste a lo aquí dispuesto, el administrador de la subasta lo pondrá en conocimiento del comprador respectivo, quien dispondrá de doce (12) horas para la corrección correspondiente. Si pasado este plazo no se recibe la declaración debidamente ajustada, el administrador de la subasta entenderá que el comprador no participará en la subasta.

La información señalada en esta sección deberá ser presentada a través del medio y de los formatos que defina el administrador de la subasta.

5.6. Ronda 0.

La subasta se iniciará con la ronda 0, en la cual tendrán lugar los siguientes eventos:

a) El subastador hará pública la oferta agregada de cada uno de los productos ofrecidos, en los términos de la tabla 4.

Tabla 4

Oferta agregada del producto Tf,d

R113F5.PNG
 

Donde:

OTf,d,p: Cantidad de gas natural de la fuente f ofrecida en la subasta por parte de todos los vendedores habilitados a través de contratos T con duración d, cuando el precio de la subasta sea igual a p. Este valor se expresará en MBTUD.

PTf,d: Precio del producto Tf,d durante la subasta. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.

OTf,s,d: Cantidad de gas natural de la fuente f ofrecida en la subasta por parte del vendedor habilitado s a través de contratos T con duración d. Este valor se expresará en MBTUD.

PRTf,s,d: Precio de reserva del gas natural de la fuente f que será ofrecido en la subasta por parte del vendedor habilitado s a través de contratos T con duración d. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.

Siendo s1 el vendedor habilitado con el menor precio de reserva, PRTf,s1,d, y sn el vendedor habilitado con el mayor precio de reserva, PRTf,sn,d.

b) El subastador anunciará el precio de inicio de cada producto, que corresponderá al menor precio de reserva al que se haya ofrecido el producto correspondiente. Esto es PRTf,s1,d en los términos de la tabla 4;

c) Durante las dos horas siguientes a la publicación de la información a que hacen referencia los literales a) y b) de esta sección, cada comprador habilitado le informará al subastador su demanda de cada producto, para lo cual deberá aportar la información establecida en la tabla 5. Esto lo hará a través del medio y del formato que defina el subastador.

Tabla 5

Demanda de gas natural en la ronda 0

R113F6.PNG
 

Donde:

R113F7.PNG
Cantidad de gas natural de la fuente f solicitada en la ronda 0 por parte del comprador habilitado b a través de contratos T con duración d. Este valor se expresará en MBTUD.
f:Campo o punto de entrada al SNT para el que se presenta la demanda.
b:Comprador habilitado que hace la declaración.
d:Duración del contrato. Será de uno (1) o cinco (5) años.

La demanda declarada por cada comprador habilitado estará sujeta a las siguientes condiciones, las cuales deberán ser verificadas por el subastador:

i) Los compradores habilitados del tipo A solo podrán solicitar gas natural a través de CF y CFC;

ii) Los compradores habilitados del tipo B solo podrán solicitar gas natural a través de CF y OCG.

iii) El gas demandado por el comprador habilitado b, a través de los diferentes productos con duración de uno (1) y cinco (5) años, deberá ser igual o inferior a la máxima cantidad de gas demandada por dicho comprador habilitado para el año t, así:

R113F8.PNG
 

iv) El gas demandado por el comprador habilitado b, a través de los diferentes productos con duración de cinco (5) años, deberá ser igual o inferior a la máxima cantidad de gas demandada por dicho comprador habilitado para los años t a t + 4, así:

R113F9.PNG
 

En el evento en que una declaración de demanda no se ajuste a lo aquí dispuesto, el subastador entenderá que el comprador habilitado no continuará participando en la subasta;

d) Si el subastador encuentra que para cada producto ofrecido la oferta es igual o superior a la demanda por el mismo, la subasta terminará en la ronda 0.
En este caso, a cada comprador habilitado b se le adjudicará la cantidad de cada producto que él demandó,
R113F91.PNG

al respectivo precio de inicio, PRTf,s1,d.
Para estos efectos el subastador dará cumplimiento a lo dispuesto en las secciones 5.10 y 5.11 de este anexo.

Si la demanda de uno o más productos es superior a la cantidad ofrecida, la subasta continuará. En este caso, el subastador continuará la subasta, dando aplicación a lo señalado en las secciones 5.7 a 5.11 de este anexo.

5.7. Información al final de cada ronda.

Al final de cada ronda de la subasta, el subastador hará pública la siguiente información para cada producto:

a) Exceso de demanda al final de la ronda, el cual se determinará así:

R113F92.PNG
 

Donde:

R113F93.PNG
Cantidad de gas natural de la fuente f solicitada en la ronda r por parte del comprador habilitado b, a través de contratos T con duración d. Este valor se expresará en MBTUD.
OTf,d,p:Cantidad de gas natural de la fuente f ofrecida en la subasta por parte de todos los vendedores habilitados, a través de contratos T con duración d, cuando el precio de la subasta sea igual a p. Este valor se expresará en MBTUD.
r:Número de la ronda de la subasta.

b) Precio de inicio de la siguiente ronda,
R113F94.PNG
 
c) Precio de cierre de la siguiente ronda,
R113F95.PNG
 
d) Duración de la siguiente ronda.  

5.8. Reglas de actividad.

Las demandas presentadas por los compradores habilitados, a partir de la ronda 1, estarán sujetas a las siguientes reglas de actividad:

a) Regla de actividad de los compradores habilitados del tipo A: la demanda total de cada uno de estos compradores deberá mantenerse o reducirse en la medida en que avanza la subasta, así:

R113F96.PNG
 

b) Regla de actividad de los compradores habilitados del tipo B: la demanda total de cada uno de estos compradores deberá mantenerse o reducirse en la medida en que avanza la subasta, así:

R113F97.PNG
 

c) Regla de exceso de oferta: la demanda de un producto por parte de los compradores habilitados no se podrá reducir de una ronda a otra en una cantidad tal que se genere un exceso de oferta, así:

R113F98.PNG
 

La demanda se acotará de la siguiente manera:

R113F99.PNG
 

Donde:

R113F991.PNG
Mínima cantidad de gas natural de la fuente f que se podrá solicitar en la ronda r + 1 por parte del comprador habilitado b a través de contratos T con duración d. Este valor se expresará en MBTUD.

5.9. Regla de terminación de la subasta.

La subasta se terminará en la ronda n cuando para ninguno de los productos se presente exceso
de demanda. A cada comprador habilitado b se le adjudicará la cantidad de cada producto que
demandó en dicha ronda,
R113F992.PNG

al precio de la subasta,
R113F993.PNG

 

5.10. Regla de racionamiento.

Si para el producto Tf,d se presenta exceso de oferta desde la ronda 0 hasta la ronda final, a cada vendedor habilitado que ofrezca dicho producto se le racionará una cantidad tal que se elimine el exceso de oferta, así:

R113F994.PNG
 

Donde:

R113F995.PNG
Máxima cantidad de gas natural de la fuente f que será vendida por parte del vendedor habilitado s a través de contratos T con duración d. Este valor se expresará en MBTUD

5.11. Regla de minimización de contratos.

Tras la terminación de la subasta, el subastador definirá las partes de los contratos, buscando minimizar el número de contratos. Para estos efectos:

a) El subastador hará una lista de los vendedores habilitados del producto Tf,d, dejando en el primer lugar a aquel que ofreció la mayor cantidad del producto y en el último lugar al que ofreció la menor cantidad;

b) El subastador hará una lista de los compradores habilitados del producto Tf,d, dejando en el primer lugar a aquel al que se le asignó la mayor cantidad del producto y en el último lugar al que se le asignó la menor cantidad;

c) Con base en estas listas, el subastador determinará las partes de los contratos. El primer comprador habilitado de la lista celebrará un contrato con el primer vendedor habilitado de la lista. Los siguientes compradores habilitados en la lista celebrarán contratos con los vendedores habilitados con las mayores cantidades residuales del producto Tf,d. Si a un comprador habilitado se le asignó una cantidad mayor del respectivo vendedor habilitado, el subastador determinará sus contrapartes buscando minimizar el número de contratos.

5.12. Mecanismos de cubrimiento.

Dentro de los quince (15) días hábiles siguientes a la expedición de esta resolución, los productores-comercializadores definirán las reglas relativas a los mecanismos de cubrimiento a los que se refieren las secciones 5.4 y 5.5 de este anexo. Si transcurrido el plazo indicado, los productores-comercializadores no han definido tales reglas, la CREG las definirá en resolución aparte.

Las reglas a las que se refiere esta sección son las siguientes:

5.12.1. De participación.

a) Mecanismos admisibles de cubrimiento para participar en la subasta;

b) Determinación del valor de la cobertura para participar en la subasta.

Los mecanismos admisibles de participación en la subasta cubrirán: i) en el caso de los compradores, que en la fecha de la subasta en efecto participen; y ii) en el caso de los vendedores y de los compradores, que para las asignaciones que resulten de la subasta presenten las correspondientes garantías de cumplimiento.

En el caso de los mecanismos de cubrimiento para participar en la subasta, como ninguno de los participantes conoce quién será su contraparte, el administrador de la subasta deberá definir e indicar a los participantes un instrumento fiduciario que funja como depositario de los mecanismos de cubrimiento que se definan.

En caso de que el administrador de la subasta, por el incumplimiento de alguno de los participantes, dé la instrucción al instrumento fiduciario para que realice el mecanismo de cubrimiento definido, deberá ser claro que los beneficiarios serán exclusivamente las partes afectadas.

5.12.2. De cumplimiento.

a) Mecanismos admisibles de cubrimiento para el cumplimiento de las asignaciones que resulten en la subasta;

b) Determinación del valor de la cobertura para el cumplimiento de las asignaciones que resulten en la subasta.

6. Política de información.

6.1. Antes de la subasta.

Tipo Descripción Responsable Fecha
Mecanismo de participación cuando haya una suspensión parcial de la subastaDe conformidad con el literal b) de la sección 4.6 de este anexo, el administrador de la subasta deberá indicar los procedimientos alternos que podrán utilizar los compradores cuando se presente alguna falla en la estación de trabajo del participante.Administrador de la subastaFecha indicada en el cronograma que expida la CREG
Divulgación de la PTDV por parte del Ministerio de Minas y EnergíaCorresponde a la publicación del acto administrativo de acuerdo con el Decreto 2100 de 2011Ministerio de Minas y Energía31 de marzo de cada año o cuando lo determine el ministerio
Declaración de la oferta de PTDVF y de la oferta de CIDVF, y presentación de ofertasDe acuerdo con lo señalado en la sección 5.4 de este anexo, corresponde a la declaración de las cantidades de gas que los vendedores ofrecerán en la subasta y sus correspondientes precios de reserva.
El administrador de la subasta mantendrá esta información de manera confidencial hasta la ronda 0.
Vendedores y administrador de la subastaFecha indicada en el cronograma que expida la CREG
Declaración de interés de los compradoresSegún lo establecido en la sección 5.5 de este anexo, corresponde a la declaración del tipo de productos que demandarían los compradores, las máximas cantidades de gas que podrían adquirir en la subasta, y la presentación de los respectivos mecanismos de cubrimiento.
El administrador de la subasta mantendrá esta información de manera confidencial hasta la ronda 0.
Compradores y administrador de la subastaFecha indicada en el cronograma que expida la CREG
Informe agentes habilitadosDocumento elaborado por el administrador de la subasta señalando los vendedores habilitados y los compradores habilitados para participar en la subasta.
Este documento será confidencial y solo lo conocerán el subastador y las entidades competentes (CREG y SSPD).
Administrador de la subastaFecha indicada en el cronograma que expida la CREG
Precio del gas para el gas que se transe en la modalidad contractual OCGEl administrador de la subasta indicará el precio del gas que se ofrecerá a través de la subasta en la modalidad OCG para uno (1) y cinco (5) años.
El precio corresponderá al promedio simple de los precios observados en el mercado durante los doce (12) meses anteriores a la fecha en la que la CREG mediante resolución convoca la subasta.
Administrador de la subastaFecha indicada en el cronograma que expida la CREG

6.2. Durante la subasta.

Tipo Descripción Responsable Fecha
Oferta agregada y cantidades demandadas en la ronda 0De conformidad con la sección 5.6 de este anexo, en la ronda 0 el subastador hará pública la oferta agregada de cada producto y el precio de inicio de cada uno de los productos.
Por su parte, los compradores habilitados le presentarán al subastador sus demandas de cada uno de los productos.
Subastador y compradoresFecha de la subasta
Información que se indicará en cada una de las rondas y para cada uno de los productosDe acuerdo con lo establecido en la sección 5.7 de este anexo, al final de cada ronda y para cada uno de los productos, el subastador informará: i) el exceso de demanda; ii) el precio de inicio de la siguiente ronda; iii) el precio de cierre de la siguiente ronda; y iv) la duración de la siguiente ronda.SubastadorFecha de la subasta
Finalización de la subastaDe acuerdo con lo señalado en el literal c) de la sección 5.6 y en la sección 5.9 de este anexo, el subastador informará sobre la terminación de la subasta cuando encuentre que para ningún producto se presenta exceso de oferta al finalizar una ronda.SubastadorFecha de la subasta

6.3. Después de la subasta.

Tipo Descripción Responsable Fecha
Publicación de los resultados de la subastaPublicación de: i) el precio de adjudicación de cada uno de los productos y ii) las asignaciones de cada uno de los productos.Subastador5 días hábiles después de la finalización de la subasta
Expedición de los certificados de asignación de cada uno de los productos.Certificado expedido por el subastador en el que se indica a los vendedores y los compradores el resultado de la asignación.Subastador5 días hábiles después de la finalización de la subasta

Anexo 3

Reglamento de las subastas úselo o véndalo

1. Objeto.

El presente reglamento tiene por objeto establecer las condiciones y procedimientos para las subastas de que tratan los artículos 42 y 43 de esta resolución.

2. Definiciones.

Para la interpretación y aplicación de este reglamento se tendrán en cuenta las siguientes definiciones, además de las contenidas en la Ley 142 de 1994, los decretos del Gobierno Nacional y las resoluciones de la CREG:

Auditor: Persona natural o jurídica elegida por el gestor del mercado para auditar el desarrollo de las subastas del proceso úselo o véndalo.

Producto: Bien homogéneo y claramente especificado, que es objeto de las subastas del proceso úselo o véndalo.

Sistema de subasta: Corresponde a la plataforma tecnológica en la cual se desarrollarán las subastas del proceso úselo o véndalo.

Subasta del proceso úselo o véndalo: Proceso de compraventa de cantidades de gas natural o de capacidad de transporte, con reglas definidas para la formación del precio y la asignación de cantidades.

3. Principios generales de las subastas del proceso úselo o véndalo.

Las subastas del proceso úselo o véndalo se regirán por los siguientes principios:

a) Eficiencia: el diseño de las subastas del proceso úselo o véndalo y el reglamento de las mismas llevarán a optimizar el uso del gas natural y de la capacidad de transporte disponibles, a precios eficientes;

b) Publicidad: se garantizará a través de los mecanismos dispuestos en la presente resolución;

c) Neutralidad: el diseño de las subastas del proceso úselo o véndalo y el reglamento de las mismas no permitirán, inducirán o adoptarán prácticas de discriminación indebida en contra de alguno de los participantes;

d) Simplicidad y transparencia: los mecanismos de las subastas del proceso úselo o véndalo serán claros, explícitos y constarán por escrito, de tal forma que puedan ser comprendidos sin duda ni ambigüedad;

e) Objetividad: los criterios de adjudicación serán claros, imparciales y neutrales.

4. Organización de las subastas del proceso úselo o véndalo.

4.1. Responsabilidades y deberes del gestor del mercado.

El gestor del mercado tendrá las siguientes responsabilidades y deberes:

a) Establecer, operar y mantener el sistema de subasta;

b) Ofrecer e impartir la capacitación y asistencia necesaria en el manejo y operación del sistema de subasta;

c) Contratar al auditor de las subastas;

d) Establecer y hacer públicos los canales formales de comunicación entre él y los compradores a los que hacen referencia los artículos 32 y 34 de esta resolución;

e) Elaborar los reglamentos que considere necesarios para llevar a cabo las actividades encomendadas, los cuales deberán ser puestos a consideración de la CREG para su concepto de no objeción. En especial deberá establecer la estructura computacional y de comunicaciones requerida por los agentes y que sean necesarias para su acceso al sistema;

f) Establecer el medio y el formato para que los productores-comercializadores, los comercializadores de gas importado y los procesadores de gas en el SNT declaren las cantidades de gas natural contratadas bajo las modalidades de contratos firmes y de contratos de suministro con firmeza condicionada que no fueron nominadas para el siguiente día de gas;

g) Establecer el medio y el formato para que los transportadores declaren las capacidades de transporte contratadas bajo las modalidades de contratos firmes y de contratos de suministro con firmeza condicionada que no fueron nominadas para el siguiente día de gas;

h) Ejecutar las subastas del proceso úselo o véndalo de conformidad con lo dispuesto en los artículos 43 y 44 de esta resolución y en las secciones 5 y 6 de este anexo;

i) Reportar a las autoridades competentes las actuaciones irregulares que se presenten en las subastas del proceso úselo o véndalo, sin perjuicio de las funciones atribuidas al auditor;

j) Conservar registros históricos de la totalidad de operaciones realizadas en desarrollo de las subastas del proceso úselo o véndalo, de conformidad con las disposiciones legales vigentes en materia de conservación de documentos.

4.2. Responsabilidades y deberes del auditor de la subasta.

El auditor de la subasta será una persona natural o jurídica con reconocida experiencia en procesos de auditoría, quien tendrá a su cargo las siguientes responsabilidades y deberes:

a) Verificar la correcta aplicación de la regulación vigente para el desarrollo de las subastas del proceso úselo o véndalo;

b) Verificar que durante las subastas del proceso úselo o véndalo se sigan expresamente los pasos y reglas establecidos en este anexo;

c) Verificar que las comunicaciones entre los compradores y el gestor del mercado se realicen única y exclusivamente mediante los canales formales de comunicación establecidos por este último;

d) Solicitar al gestor del mercado la suspensión de las subastas del proceso úselo o véndalo cuando considere que no se está dando cumplimiento a las disposiciones contenidas en la regulación vigente;

e) Remitir a la CREG, dentro de los cinco (5) días siguientes a la finalización de las subastas del proceso úselo o véndalo, un informe en el cual se establezca, sin ambigüedades, si se dio cumplimiento o no de la regulación vigente aplicable a dicho proceso.

El auditor auditará en forma aleatoria las subastas del proceso úselo o véndalo que se realicen durante veinte (20) días no consecutivos de un año calendario.

4.3. Obligaciones de los agentes participantes en relación con el uso del sistema de subasta.

Los compradores de que tratan los artículos 32 y 34 de esta resolución, que se hayan registrado en el BEC y que estén interesados en contratar el gas o la capacidad disponibles, deberán:

a) Tener a su disposición la estructura operativa y el equipo computacional y de comunicaciones apropiado, de acuerdo con las especificaciones operativas y técnicas establecidas por el gestor del mercado;

b) Mantener las claves de acceso al sistema de subasta bajo su exclusiva responsabilidad y estrictos estándares de seguridad y confidencialidad;

c) Utilizar u operar el sistema de subasta única y exclusivamente a través del personal debidamente capacitado para el efecto;

d) Abstenerse de realizar actos de competencia desleal, contrarios a la libre competencia o contrarios a la legislación o a la regulación vigente o que afecten la transparencia del proceso o la adecuada formación de precios;

e) Informar de manera inmediata al gestor del mercado cualquier error o falla del sistema de subasta.

4.4. Sistema de subasta.

La plataforma tecnológica deberá cumplir con los siguientes requisitos mínimos:

a) Debe ser una plataforma basada en protocolos de Internet, que permita el acceso a cada uno de los compradores para participar en las subastas del proceso úselo o véndalo desde el sitio en el territorio nacional donde estos dispongan de la infraestructura de computación y comunicaciones necesarias para tal fin;

b) Debe garantizar la autenticación de los usuarios que acceden al sistema;

c) Debe cumplir las exigencias establecidas en la legislación que rige en materia de comercio electrónico;

d) Debe tener un sistema de manejo de información confidencial;

e) Debe incluir sistemas de respaldo que garanticen la operación continua durante las subastas del proceso úselo o véndalo;

f) Debe estar provista de una aplicación especial que le permita al gestor del mercado obtener la información requerida para conducir las subastas del proceso úselo o véndalo;

g) El sistema de subasta deberá estar dotado de un registro de todos los procesos realizados en él, incluyendo el registro de ingreso de cada uno de los usuarios.

4.5. Mecanismos de contingencia.

Cuando el sistema de subasta se suspenda por las causas señaladas a continuación, se procederá como se indica para cada una de ellas.

a) Suspensión por fallas técnicas durante el transcurso de las subastas del proceso úselo o véndalo.

Si el sistema de subasta interrumpe su operación por fallas técnicas durante el transcurso de una subasta, afectando total o parcialmente el servicio se procederá como sigue:

Una vez restablecida la operación del sistema de subasta, si a criterio del subastador existe tiempo suficiente para realizar las subastas del proceso úselo o véndalo, el administrador procederá a informarlo. Antes de iniciar nuevamente la subasta el sistema deberá eliminar la totalidad de las solicitudes de compra previamente recibidas.

Una vez restablecida la operación del sistema de subasta, si a criterio del gestor del mercado no existe tiempo suficiente para realizar las subastas del proceso úselo o véndalo, procederá a informarlo. En este caso no se realizarán los procesos úselo o véndalo para el día de gas;

b) Suspensión parcial de la operación del sistema de subasta

Se entenderá como suspensión parcial de la operación del sistema de subasta la falla asociada a las estaciones de trabajo de cualquiera de los compradores o de sus sistemas de comunicación.

Cuando se presente la suspensión parcial de la operación del sistema de subasta, el comprador cuya estación de trabajo o sistema de información falló deberá remitir, de acuerdo con la vía alterna establecida por el gestor del mercado, las demandas de cada uno de los productos, cumpliendo con la reglamentación vigente. Dichas demandas serán ingresadas al sistema de subasta conforme los procedimientos establecidos por el gestor del mercado.

5. Procedimiento de la subasta del proceso úselo o véndalo para gas natural.

5.1. Tipo de subasta.

Subasta de sobre cerrado.

5.2. Productos.

Los productos que se transarán en la subasta tendrán los siguientes atributos:

a) Contratos firmes: de acuerdo con lo dispuesto en el numeral 1º del artículo 42 de esta resolución, en la subasta solo se transará gas natural de contratos que tengan la misma naturaleza de los contratos firmes previstos en el artículo 28 de esta resolución;

b) Contratos diarios: serán contratos diarios, en los términos del numeral 2º del artículo 29 de esta resolución;

c) Punto de entrega, e: en cada producto se deberá especificar el campo o punto de entrada al SNT en que se transará el gas natural.

5.3. Reporte de la cantidad disponible.

De conformidad con lo dispuesto en el numeral 1º del artículo 42 de esta resolución, a más tardar a las 15:45 horas del día D-1, los productores-comercializadores, los comercializadores de gas importado y los procesadores de gas en el SNT le declararán al gestor del mercado la cantidad de gas natural disponible para ser ofrecida a través del proceso úselo o véndalo, el punto de entrega de dicho gas, y el nombre del titular de los derechos correspondientes. Para estos efectos le presentarán la información señalada en la tabla 6, a través del medio y del formato que defina el gestor del mercado.

Tabla 6

Declaración de cantidades disponibles

Punto de entregaTitularCantidad disponible
eSQOe,s

Donde:

QOe,s: Cantidad de gas natural disponible con entrega en e y cuyo titular es s. Este valor se expresará en MBTUD.

e: Campo o punto de entrada al SNT en el que estará disponible el gas natural.

s: Nombre del titular de los derechos de suministro del gas disponible.

5.4. Publicación de la cantidad disponible.

Según lo previsto en el numeral 2º del artículo 42 de esta resolución, a más tardar a las 16:00 horas del día D-1, el gestor del mercado hará pública la oferta agregada de gas natural en cada punto de entrega, QOe, en los términos de la tabla 7.

Tabla 7

Oferta agregada

R113F996.PNG
 

Donde:

QOe,t: Cantidad de gas natural con entrega en e y cuyo titular es un generador térmico, t, que manifestó no estar dispuesto a ofrecer el gas o no dio respuesta a la solicitud de confirmación a que se refiere el tercer inciso del numeral 1º del artículo 42 de esta resolución. Este valor se expresará en MBTUD.

5.5. Recibo de las solicitudes de compra.

De acuerdo con lo establecido en el numeral 3º del artículo 42 de esta resolución, a más tardar a las 16:30 horas del día D-1, los compradores de que trata el artículo 32 de esta resolución, que se hayan registrado en el BEC y que estén interesados en contratar el gas disponible, enviarán sus solicitudes de compra al gestor del mercado. Para estos efectos le presentarán cinco (5) puntos de su curva de demanda, según lo señalado en la tabla 8, a través del medio y del formato que defina el gestor del mercado.

Tabla 8

Demanda del comprador b

Preferencia Cantidad demandadaPrecio
iQD(pi)e,bpie,b

Donde:

QD(pi)e,b: Cantidad de gas natural con entrega en e demandada por el comprador b al precio pi, según su preferencia i. Este valor se expresará en MBTUD.

Pie,b: Precio que el comprador b está dispuesto a pagar por la cantidad QD(pi)e,b, según su preferencia i. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTUD.

i: Número de la preferencia del comprador b. La variable i tomará los valores de 1 a 5.

La cantidad QD(pi)e,b deberá ser un múltiplo entero de 1 MBTUD, y será igual o inferior a la oferta agregada, QOe. Por su parte, el precio pi deberá ser superior o igual a cero y no podrá tener más de una cifra decimal. De acuerdo con lo anterior, el precio de reserva de la subasta será igual a cero (0). Las ofertas que no cumplan con las condiciones indicadas se entenderán como no presentadas.

5.6. Subasta.

El gestor del mercado realizará la subasta entre las 16:30 y las 17:00 horas del día D-1, según lo establecido en el numeral 4º del artículo 42 de esta resolución. Para estos efectos, llevará a cabo las siguientes acciones:

a) Realizará tantas subastas como puntos de entrega haya;

b) Con base en las solicitudes de compra, determinará la demanda agregada de gas natural, QDe, por cada punto de entrega e, en los términos de la tabla 9.

Tabla 9

Demanda para el punto de entrada e

R113F997.PNG
 

Siendo pe,1 la menor disposición a pagar por el gas con punto de entrega e, y pe,n la máxima disposición a pagar por dicho gas.

c) Establecerá el resultado de la subasta mediante la superposición de la curva de oferta agregada, QOe, y de la curva de demanda agregada, QDe, así:

i) El punto de corte de las dos curvas (Q*, p*), corresponderá a la cantidad total adjudicada, Q*, y el precio de adjudicación, p*.

ii) Si las curvas no se cortan porque la oferta agregada, QOe, es superior a la cantidad Σb QD (pe ≥ pe,1)e,b, la cantidad total adjudicada será Q* Σb QD (pe ≥ pe,1)e,b, y el precio de adjudicación será p* = pe,1.

d) Determinará los compradores adjudicatarios y las correspondientes cantidades adjudicadas, así:

i) Si la cantidad solicitada al precio de adjudicación es igual a la oferta agregada, QOe, a cada comprador se le adjudicará para la compra la cantidad que demandó a dicho precio, QD (pe ≥ p*)e,b;

ii) Si la cantidad solicitada al precio de adjudicación es superior a la oferta agregada, QOe, a los compradores con la menor disposición a pagar, pe = p*, se les adjudicará la siguiente cantidad para la compra:

R113F998.PNG
 

A los demás compradores se les adjudicará para la compra la cantidad QD (pe ≥ p*)e,b.

e) Determinará los titulares adjudicatarios y las correspondientes cantidades adjudicadas, así:

i) Si la oferta agregada, QOe, es igual a la cantidad solicitada al precio de adjudicación, a cada titular se le adjudicará para la venta la cantidad disponible, QOe,s;

ii) Si la oferta agregada, QOe, es superior a la cantidad solicitada al precio de adjudicación, se le adjudicará para la venta primero al titular con mayor cantidad disponible, luego al titular con la segunda mayor cantidad disponible y así sucesivamente hasta que la cantidad adjudicada sea Q*=Σb QD (pe ≥ pe,1)e,b. En este caso, al último titular se le adjudicará para la venta una cantidad inferior a la disponible, QOe,s;

f) Determinará las partes de las negociaciones bilaterales, buscando minimizar el número de contratos posibles. Para estos efectos:

i) El gestor del mercado hará una lista de los titulares adjudicatarios, dejando en el primer lugar a aquel con la mayor cantidad adjudicada para la venta y en el último lugar a aquel con la menor;

ii) El gestor del mercado hará una lista de los compradores adjudicatarios, dejando en el primer lugar a aquel con la mayor cantidad adjudicada para la compra y en el último lugar a aquel con la menor;

iii) Con base en estas listas, el gestor del mercado determinará las partes de las negociaciones bilaterales. El primer comprador de la lista podrá celebrar un contrato con el primer titular de la lista. Los siguientes compradores en la lista podrán celebrar contratos con los titulares con las mayores adjudicaciones residuales. Si a un comprador se le adjudicó una cantidad mayor del respectivo titular, el gestor del mercado determinará sus contrapartes buscando minimizar el número de contratos.

5.7. Información de los resultados de la subasta.

De acuerdo con lo establecido en el numeral 5º del artículo 42 de esta resolución, el gestor del mercado informará los resultados de la subasta a más tardar a las 17:00 horas del día D-1.

6. Procedimiento de la subasta del proceso úselo o véndalo para capacidad de transporte.

6.1. Tipo de subasta.

Subasta de sobre cerrado

6.2. Productos.

Los productos que se transarán en la subasta tendrán los siguientes atributos:

a) Contratos firmes: de acuerdo con lo dispuesto en el numeral 1º del artículo 43 de esta resolución, en la subasta solo se transará capacidad de transporte de contratos que tengan la misma naturaleza de los contratos firmes previstos en el artículo 28 de esta resolución;

b) Contratos diarios: serán contratos diarios, en los términos del numeral 2º del artículo 29 de esta resolución;

c) Ruta, r: En cada producto se deberá especificar la ruta objeto de las transacciones.

6.3. Reporte de la capacidad disponible.

De conformidad con lo dispuesto en el numeral 1º del artículo 43 de esta resolución, a más tardar a las 16:40 horas del día D-1, los transportadores le declararán al gestor del mercado la capacidad de transporte de gas natural disponible para ser ofrecida a través del proceso úselo o véndalo, la ruta disponible, y el nombre del titular de los derechos correspondientes. Para estos efectos le presentarán la información señalada en la tabla 10, a través del medio y del formato que defina el gestor del mercado.

Tabla 10

Declaración de capacidad disponible

RutaTitularCapacidad disponiblePorción de la inversión pagada con cargo fijo, λf
rsQOr,s 

Donde:

QOr,s: Capacidad de transporte disponible en la ruta r y cuyo titular es s. Este valor se expresará en KPCD.

r: Ruta con capacidad de transporte disponible.

s: Nombre del titular de la capacidad disponible secundaria.

λf: Porción de los costos de inversión que se remunera con cargos fijos regulados, en los términos del numeral 15.1 de la Resolución CREG 126 de 2010, o aquel que lo modifique o complemente.

6.4. Publicación de la cantidad disponible.

Según lo previsto en el numeral 2º del artículo 43 de esta resolución, a más tardar a las 16:55 horas del día D-1, el gestor del mercado hará pública la oferta agregada de capacidad de transporte de cada punto de entrega, QOr, en los términos de la tabla 11.

Tabla 11

Oferta agregada

R113F999.PNG
 

Donde:

QOr,t: Capacidad de transporte de la ruta r y cuyo titular es un generador térmico, t, que manifestó no estar dispuesto a ofrecer la capacidad o no dio respuesta a la solicitud de confirmación a que se refiere el tercer inciso del numeral 1º del artículo 43 de esta resolución. Este valor se expresará en KPCD.

6.5. Recibo de las solicitudes de compra.

De acuerdo con lo establecido en el numeral 3º del artículo 43 de esta resolución, a más tardar a las 17:25 horas del día D-1, los compradores de que trata el artículo 34 de esta resolución, que se hayan registrado en el BEC y que estén interesados en contratar la capacidad disponible, enviarán sus solicitudes de compra al gestor del mercado. Para estos efectos le presentarán cinco (5) puntos de su curva de demanda, según lo señalado en la tabla 12, a través del medio y del formato que defina el gestor del mercado.

Tabla 12

Demanda del comprador b

Preferencia Cantidad demandadaPrecio
iQD(pi)r,bpir,b

Donde:

QD(pi)r,b: Capacidad de transporte de la ruta r demandada por el comprador b al precio pi, según su preferencia i. Este valor se expresará en KPCD.

pie,b: Precio que el comprador b está dispuesto a pagar por la capacidad QD(pi)r,b, según su preferencia i. Este valor se expresará en términos porcentuales y corresponderá a un porcentaje del cargo fijo que remunera las inversiones de la ruta objeto de la transacción. Se entenderá que el comprador b está dispuesto a pagar la totalidad de los cargos variables que remuneran las inversiones de la ruta objeto de la transacción, y que el titular está dispuesto a pagar la totalidad del cargo fijo que remunera los gastos de AOM de dicha ruta.

i: Número de la preferencia del comprador b. La variable i tomará los valores de 1 a 5.

La capacidad QD(pi)r,b, deberá ser un múltiplo entero de 1 KPCD, y será igual o inferior a la oferta agregada, QOr. Por su parte, el precio pi deberá ser superior o igual a cero por ciento y no podrá tener cifras decimales. Las ofertas que no cumplan con las condiciones indicadas se entenderán como no presentadas.

6.6. Subasta.

El gestor del mercado realizará la subasta entre las 17:25 y las 17:55 horas del día D-1, según lo establecido en el numeral 4º del artículo 43 de esta resolución. Para estos efectos, llevará a cabo las siguientes acciones:

a) Realizará tantas subastas como rutas haya;

b) Con base en las solicitudes de compra, determinará la demanda agregada de capacidad, QDr, por cada ruta r, en los términos de la tabla 13.

Tabla 13

Demanda para la ruta r

R113F9991.PNG
 

Siendo pr,1 la menor disposición a pagar por la capacidad de la ruta r, y pr,n la máxima disposición a pagar por dicha capacidad;

c) Establecerá el resultado de la subasta mediante la superposición de la curva de oferta agregada, QOr, y de la curva de demanda agregada, QDr, así:

i) El punto de corte de las dos curvas (Q*, p*) corresponderá a la capacidad total adjudicada, Q*, y el precio de adjudicación, p*;

ii) Si las curvas no se cortan porque la oferta agregada, QOr, es superior a la capacidad Σb QD(pr≥ pr,1)r,b, la capacidad total adjudicada será Σb QD(pr ≥ pr,1)r,b, y el precio de adjudicación será pr,1;

d) Determinará los compradores adjudicatarios y las correspondientes capacidades adjudicadas, así:

i) Si la capacidad solicitada al precio de adjudicación es igual a la oferta agregada, QOr, a cada comprador se le adjudicará para la compra la capacidad que demandó a dicho precio, QD(pr ≥ p*)r,b.

ii) Si la capacidad solicitada al precio de adjudicación es superior a la oferta agregada, QOr, a los compradores con la menor disposición a pagar, pr = p*, se les adjudicará la siguiente capacidad para la compra:

R113F9992.PNG
 

A los demás compradores se les adjudicará para la compra la capacidad QD(pr ≥ p*)r,b.

e) Determinará los titulares adjudicatarios y las correspondientes capacidades adjudicadas, así:

i) Si la oferta agregada, QOr, es igual a la capacidad solicitada al precio de adjudicación, a cada titular se le adjudicará para la venta la capacidad disponible, QOr,s;

ii) Si la oferta agregada, QOr, es superior a la capacidad solicitada al precio de adjudicación, se le adjudicará para la venta primero al titular con mayor porción de los costos de inversión remunerada mediante cargo fijo regulado, λf, luego al titular con la segunda mayor porción y así sucesivamente hasta que la capacidad adjudicada sea Q* = Σb QD(pr ≥ pr,1)r,b. En este caso, al último titular se le adjudicará para la venta una capacidad inferior a la disponible, QOr,s.

f) Determinará las partes de las negociaciones bilaterales, buscando minimizar el número de contratos posibles. Para estos efectos:

i) El gestor del mercado hará una lista de los titulares adjudicatarios, dejando en el primer lugar a aquel con la mayor porción de los costos de inversión remunerada mediante cargo fijo regulado, λf, y en el último lugar a aquel con la menor;

ii) El gestor del mercado hará una lista de los compradores adjudicatarios, dejando en el primer lugar a aquel con la mayor cantidad adjudicada para la compra y en el último lugar a aquel con la menor;

iii) Con base en estas listas, el gestor del mercado determinará las partes de las negociaciones bilaterales. El primer comprador de la lista podrá celebrar un contrato con el primer titular de la lista. Los siguientes compradores en la lista podrán celebrar contratos con los titulares con las mayores adjudicaciones residuales. Si a un comprador se le adjudicó una cantidad mayor del respectivo titular, el gestor del mercado determinará sus contrapartes buscando minimizar el número de contratos.

6.7. Información de los resultados de la subasta.

De acuerdo con lo establecido en el numeral 5º del artículo 43 de esta resolución, el gestor del mercado informará los resultados de la subasta a más tardar a las 17:55 horas del día D-1.

7. Política de información.

7.1. Antes de las subastas del proceso úselo o véndalo.

Tipo Descripción Responsable Fecha
Mecanismo de participación cuando haya una suspensión parcial de las subastas del proceso úselo o véndaloDe conformidad con el literal b) de la sección 4.6 de este anexo, el gestor del mercado deberá indicar los procedimientos alternos que podrán utilizar los compradores cuando se presente alguna falla en la estación de trabajo del participante.Gestor del mercadoFecha indicada en el cronograma que expida la CREG
Declaración del gas natural disponibleDe acuerdo con lo señalado en la sección 5.3 de este anexo, corresponde a la declaración de las cantidades disponibles de gas natural.Productores-comercializadores, comercializadores de gas importado, procesadores de gas en el SNTDía D-1
Publicación del gas natural disponibleSegún lo señalado en la sección 5.4 de este anexo, corresponde a la publicación de la oferta agregada de gas natural.Gestor del mercadoDía D-1
Declaración de la capacidad de transporte disponibleDe acuerdo con lo señalado en la sección 6.3 de este anexo, corresponde a la declaración de la capacidad de transporte disponible.TransportadoresDía D-1
Publicación de la capacidad disponibleSegún lo señalado en la sección 6.4 de este anexo, corresponde a la publicación de la oferta agregada de capacidad de transporte.Gestor del mercadoDía D-1

7.2. Durante las subastas del proceso úselo o véndalo.

Tipo Descripción Responsable Fecha
Presentación de solicitudes de compra de gas naturalDe acuerdo con lo dispuesto en la sección 5.5 de este anexo, corresponde a la presentación de las solicitudes de compra de gas natural.Compradores de que trata el artículo 33 de esta resolución, que se hayan registrado en el BECDía D-1
Presentación de solicitudes de compra de capacidad de transporteDe acuerdo con lo dispuesto en la sección 6.5 de este anexo, corresponde a la presentación de las solicitudes de compra de capacidad de transporte.Compradores de que trata el artículo 35 de esta resolución, que se hayan registrado en el BECDía D-1

7.3. Después de las subastas del proceso úselo o véndalo.

Tipo Descripción Responsable Fecha
Publicación de los resultados de la subasta del proceso úselo o véndalo para gas naturalDe acuerdo con lo establecido en la sección 5.7 de este anexo, se informarán los resultados de las subastas, así:
• Publicación de: i) la cantidad total adjudicada; y ii) el precio de adjudicación.
• A cada comprador adjudicatario se le informará: i) la cantidad adjudicada; y ii) el nombre y los datos de contacto del titular adjudicatario con el que podrá perfeccionar el contrato bilateral.
• A cada titular adjudicatario se le informará: i) la cantidad adjudicada; y ii) el nombre y los datos de contacto del comprador adjudicatario con el que podrá perfeccionar el contrato bilateral.
Gestor del mercadoDía D-1
Publicación de los resultados de la subasta del proceso úselo o véndalo para capacidad de transporteDe acuerdo con lo establecido en la sección 6.7 de este anexo, se informarán los resultados de la subastas, así:
• Publicación de: i) la capacidad total adjudicada; y ii) el precio de adjudicación.
• A cada comprador adjudicatario se le informará: i) la cantidad adjudicada; ii) el nombre y los datos de contacto del titular adjudicatario con el que podrá perfeccionar el contrato bilateral; y iii) la porción de los costos de inversión remunerada mediante cargo variable regulado.
• A cada titular adjudicatario le informará: i) la capacidad adjudicada; y ii) el nombre y los datos de contacto del comprador adjudicatario con el que podrá perfeccionar el contrato bilateral.
Gestor del mercadoDía D-1
Programación definitiva de suministroEl responsable de la nominación le enviará al comprador de corto plazo el programa definitivo de suministro para el día de gas, elaborado por el productor-comercializador, el comercializador de gas importado o el procesador de gas en el SNT.Responsable de la nominaciónDía D-1
Programación definitiva de transporteEl responsable de la nominación le enviará al comprador de corto plazo el programa definitivo de transporte para el día de gas, elaborado por el transportadorResponsable de la nominaciónDía D-1

 

(Nota: Véase Resolución 136 de 2012 artículo 1° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)