Comisión de Regulación de Energía y Gas

RESOLUCIÓN 118 DE 2011

(Agosto 25)

“Por la cual se ajusta la Resolución CREG 95 de 2008, modificada por las resoluciones CREG 45 y 147 de 2009, conforme a lo establecido en el Decreto 2100 de 2011, y se dictan otras disposiciones”.

(Nota: Derogada por la Resolución 114 de 2017 artículo 55 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Derogada por la Resolución 89 de 2013 artículo 56 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 las leyes 142 y 143 de 1994 y en desarrollo de los decretos 1524 y 2253 de 1994, y 2696 de 2004,

CONSIDERANDO QUE:

Mediante la Resolución CREG-095 de 2008, se estableció el procedimiento de comercialización de gas natural de que trata el Decreto 2687 de 2008.

Mediante la Resolución CREG-045 de 2009, se hicieron modificaciones al cronograma definido en la Resolución CREG-095 de 2008.

Mediante Resolución CREG-147 de 2009, se modificaron los plazos establecidos en la Resolución CREG-045 de 2009.

El Gobierno Nacional expidió el Decreto 2100 de 2011 “por el cual se establecen mecanismos para promover el aseguramiento del abastecimiento nacional de gas natural y se dictan otras disposiciones”.

El Decreto 2100 de 2011 determinó en su artículo 31 que desde la fecha de su expedición y hasta el 31 de diciembre de 2011 se aplicará el procedimiento de comercialización establecido en la Resolución CREG 95 de 2008, modificada por las Resoluciones CREG 45 y 147 de 2009, para efectos de la comercialización del gas de campos con precios libres, el cual deberá ser ajustado por la CREG dentro de los quince (15) días siguientes a la expedición del decreto.

El Ministerio de Minas y Energía expidió la Resolución 181014 de fecha 20 de junio de 2011 “por la cual se efectúa una designación a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG”, mediante la que se designa a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, para que determine la fecha y términos en que los productores y productores comercializadores de los campos con precios máximos regulados, ofrezcan para la venta las cantidades a contratar bajo la modalidad firme de la PTDV de dichos campos y asignarla de acuerdo con el orden de prioridad establecido en el artículo 32 del Decreto 2100 de 2011.

Según lo dispone el artículo 73 de la Ley 142 de 1994, las comisiones de regulación tienen la facultad selectiva de pedir información amplia, exacta, veraz y oportuna a quienes prestan los servicios públicos a los que esta ley se refiere, inclusive si sus tarifas no están sometidas a regulación.

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.

Con base en los análisis internos de la CREG cuyos resultados están contenidos en el documento CREG-067 de 2011, la comisión elaboró la propuesta regulatoria contenida en la Resolución CREG 81 de 2011.

Conforme al Decreto 2696 de 2004, la CREG publicó para comentarios la Resolución CREG 81 de 2004.

Durante el período de consulta se recibieron comentarios de las siguientes empresas y gremios: Naturgas (E-2011-6371); ACP (E-2011-006578); ANDI (E-2011-006585); Andesco (E-2011-6599); Acolgen (E-2011-006595); Andeg (E-2011-006598); Cosenit (E-2011-006569); Dinagas (E-2011-006422); Gas Meridional (E-2011-006602); Ecopetrol (E-2011-006590); Gas Natural Fenosa (E-2011-006579); TGI (E-2011-006577); Gazel (E-2011-006594); Isagen (E-2011-006547); EPM (E-2011-006589); CHEC (E-2011-006597); Madigas (E-2011-006566); Gecelca (E-2011-006596); Colinversiones (E-2011-006603). Extemporáneamente se recibieron comunicaciones del CNO Eléctrico y de Concentra.

Conforme a los análisis efectuados, se evidenció la necesidad de realizar ajustes a los artículos 2º y 3º de la Resolución CREG 70 de 2006.

Mediante comunicación CREG S-2011-003503 la CREG solicitó al CNO Gas analizar la posibilidad de desarrollar la página de internet requerida para los fines de la presente resolución.

El CNO Gas, mediante comunicación CREG E-2011-007612 de fecha 10 de agosto de 2010 respondió a la CREG manifestando que aprobó atender la solicitud formulada.

La presente propuesta regulatoria fue remitida a la Superintendencia de Industria y Comercio mediante comunicación CREG E-2011-003592 de fecha 3 de agosto de 2011, para la emisión del concepto previo de que trata el Decreto 2897 de 2010, reglamentario de la Ley 1340 de 2009. La Superintendencia de Industria y Comercio no emitió concepto dentro del término establecido en el literal a) del numeral 2º del artículo 10 del Decreto 2897 de 2010.

El documento CREG 93 de 2011 contiene la respuesta a los comentarios recibidos durante el período de consulta.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, discutió la presente resolución en las sesiones 493 de fecha 29 de julio de 2011 y 496 de fecha 23 de agosto de 2011 y la aprobó en su sesión 497 de fecha 25 de agosto de 2011.

RESUELVE:

ART. 1º—Objeto. Esta resolución tiene como objeto ajustar el procedimiento de comercialización establecido en la Resolución CREG 95 de 2008, modificada por las resoluciones 45 y 147 de 2009 conforme a los lineamientos establecidos en el Decreto 2100 de 2011 y la Resolución 181014 de 2011 del Ministerio de Minas y Energía, y aplica a todos los agentes que intervengan en la realización de transacciones comerciales de compraventa de gas natural.

(Nota: Derogada por la Resolución 89 de 2013 artículo 56 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Derogada por la Resolución 114 de 2017 artículo 55 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ART. 2º—Definiciones. Para la interpretación y aplicación de esta resolución se tendrán en cuenta las siguientes definiciones, además de las contenidas en las leyes 142 y 143 de 1994, en los decretos del Ministerio de Minas y Energía y en las resoluciones vigentes de la CREG.

Oferta de producción total disponible para la venta en firme - Oferta de PTDVF: Es la cantidad de gas por campo o punto de entrada al SNT, respecto a la PTDV declarada, que un productor-comercializador está dispuesto a ofrecer bajo modalidad contractual en firme.

Solicitud de compra: Documento suscrito por el representante legal de un comprador, con el cual se manifiesta al productor-comercializador el interés de adquirir una cantidad de gas natural bajo una de las modalidades de contrato firme. Este documento deberá ser remitido en los plazos definidos en la presente resolución.

(Nota: Derogada por la Resolución 89 de 2013 artículo 56 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Derogada por la Resolución 114 de 2017 artículo 55 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ART. 3º—Contratos de suministro con firmeza condicionada. Contratos de suministro en firme mediante los que el vendedor comercializa el suministro de una misma cantidad de gas natural a dos o más agentes compradores y en el que la entrega de las cantidades a cada parte se hará de acuerdo con los criterios definidos en el contrato, sin que en total la cantidad entregada sobrepase la cantidad contratada en un mismo día. Los contratos de firmeza condicionada pueden incluir el suministro de gas natural comprometido en exportaciones o con otros agentes participantes en el mercado.

PAR. 1º—Para efectos del procedimiento de comercialización establecido en la presente resolución, los agentes compradores en un contrato de suministro con firmeza condicionada de gas natural, deberán realizar solicitudes de compra de contratos “Take or Pay”. Para tal efecto, uno solo de los agentes compradores presentará la solicitud de compra, pero deberá identificar a todos los agentes compradores que integran la solicitud. El agente comprador que presenta la solicitud de compra suscribirá el contrato “Take or Pay” con los productores-comercializadores, para lo cual deberá presentar al productor-comercializador las instrucciones que contengan las condiciones de entrega del gas durante su vigencia.

PAR. 2º—Se entenderá que los productores-comercializadores tienen un contrato de firmeza condicionada, cuando acuerden que las cantidades a suministrar en un contrato de opción de compra de gas con algún agente comprador nacional, provienen de la interrupción de un contrato de exportación de gas.

(Nota: Derogada por la Resolución 89 de 2013 artículo 56 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Derogada por la Resolución 114 de 2017 artículo 55 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ART. 4º—Modificar la definición de contrato pague lo contratado o “Take or Pay” contenida en el artículo 2º de la Resolución CREG 70 de 2006, la cual quedará así:

“Contrato pague lo contratado o “Take or Pay”. Contrato bilateral, escrito y a término, en el cual el comprador se compromete a pagar un porcentaje (% de ToP) del gas contratado, independientemente de que este sea consumido. El vendedor se compromete a tener a disposición del comprador el 100% de la cantidad contratada.

El precio del gas por todo concepto que se establezca para esta modalidad contractual, deberá estar relacionado de manera inversa al porcentaje de Take or Pay (% de ToP), o cantidad de gas que se comprometa, independiente del consumo. En esta modalidad contractual se ofrece un servicio de suministro en firme o que garantiza firmeza.

El comprador tendrá el derecho a utilizar el gas pagado y no tomado, durante los doce (12) meses siguientes al pago del gas no tomado, en el punto de entrega definido contractualmente. Para el efecto, el vendedor podrá cubrir la obligación de entrega con gas propio o con gas proveniente de terceros, asumiendo en todo caso el costo del transporte adicional que se requiera.

PAR. 1º—Las obligaciones de tomar o pagar el gas por parte del comprador, en un contrato “Take or Pay”, se liquidarán sobre una base mensual de cantidades promedio diarias.

PAR. 2º—En la modalidad contractual pague lo contratado o Take or Pay con suministro proveniente de campos cuyo precio en boca de pozo se encuentre regulado, el precio acordado deberá ser menor o igual que el precio máximo regulado de que trata la Resolución CREG 119 de 2005 o aquellas que la sustituyan, modifiquen o aclaren.

PAR. 3º—Los productores-comercializadores podrán comercializar las cantidades de gas comprometidas en el contrato Take or Pay que no hayan sido nominadas para el siguiente día de gas por el agente comprador, mediante contratos de suministro en la modalidad interrumpible, siempre y cuando, estas no superen las cantidades resultantes de aplicar la siguiente relación:

 

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Donde:

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: Cantidades disponibles para la comercialización de gas mediante la modalidad interrumpible por parte del productor-comercializador para el día t.

%ToP: Porcentaje de Take or Pay pactado en el contrato de suministro en firme.

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: Cantidad de gas pactada en el contrato de suministro en firme.

En todo caso, si el comprador hace una renominación durante el día de gas que requiera el suministro de

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, el productor-comercializador no queda exonerado del cumplimiento del contrato de suministro en firme por el 100% de la cantidad contratada.

(Nota: Véase Resolución 140 de 2011 artículo 1° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Derogada por la Resolución 89 de 2013 artículo 56 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Derogada por la Resolución 114 de 2017 artículo 55 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ART. 5º—Modifíquese el artículo 3º de la Resolución CREG 70 de 2006, el cual quedará así:

“ART. 3º—Contrato de opción de compra de gas - OCG. Contrato en firme, bilateral, escrito y a término, en el cual el comprador paga una prima por el derecho a tomar hasta una cantidad en firme de gas y un precio de suministro al momento de la entrega del gas nominado, y cuyos valores serán acordados libremente. Las condiciones para el ejercicio de la opción serán acordadas libremente entre las partes, así como las cantidades de gas nominadas y que deben ser aceptadas por el vendedor al ejercicio de la opción. La prima es un valor que se pagará en los términos acordados entre las partes (anual, semestral, trimestral o mensualmente). El vendedor debe garantizar la entrega de gas hasta por el 100% de la cantidad contratada.

PAR. 1º—Cuando deba aplicarse el mecanismo de comercialización establecido en el numeral 7.1 del artículo 9º de la presente resolución y se ofrezca como producto un contrato OCG, la prima o el precio de suministro se determinarán previamente, dependiendo de cuál sea la variable económica de asignación del gas en la subasta.

PAR. 2º—El precio de suministro para el gas natural producido en los campos con precio regulado podrá superar, en esta modalidad contractual, los precios establecidos en la Resolución CREG 119 de 2005 o aquellas que la sustituyan, modifiquen o aclaren.

PAR. 3º—Sin perjuicio del cumplimiento de las obligaciones derivadas de los contratos de opción de compra de gas-OCG, los productores-comercializadores podrán comercializar las cantidades de gas comprometidas en estos, mediante contratos de firmeza condicionada o contratos de suministro en la modalidad interrumpible.

PAR. 4º—En caso de que las cantidades de gas comprometidas en un contrato OCG provengan de gas comprometido en un contrato de exportación, esta condición deberá ser explícita en el contrato OCG”.

(Nota: Derogada por la Resolución 89 de 2013 artículo 56 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Derogada por la Resolución 114 de 2017 artículo 55 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

CAPÍTULO I

Comercialización de la oferta de producción total disponible para la venta en firme (oferta de PTDVF) de gas natural

ART. 6º—Ámbito de aplicación. El presente capítulo aplica a la comercialización de la oferta de producción total disponible para la venta en firme - oferta de PTDVF mediante contratos de suministro bajo la modalidad firme proveniente de campos convencionales de gas natural con capacidad de producción superior a 30 MPCD y régimen de libertad vigilada o regulada de precios.

(Nota: Derogada por la Resolución 89 de 2013 artículo 56 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Derogada por la Resolución 114 de 2017 artículo 55 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ART. 7º—(Modificado).* Período de comercialización. Corresponde al período comprendido entre el día siguiente a la expedición del acto administrativo de que trata el parágrafo 1º del artículo 9º del Decreto 2100 de 2011, por parte del Ministerio de Minas y Energía y por espacio de 79 días.

Solo durante el período de comercialización definido en el presente artículo, los productores-comercializadores venderán su oferta de PTDVF que atiendan únicamente solicitudes de compra para el período comprendido entre el primero de enero de 2012 y el 31 de diciembre de 2013. En todo caso, los excedentes podrán ser comercializados según lo dispuesto en el artículo 12 de la presente resolución.

(Nota: Modificado por la Resolución 134 de 2011 artículo 1° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

*(Nota: Modificado por la Resolución 140 de 2011 artículo 2° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Derogada por la Resolución 89 de 2013 artículo 56 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Derogada por la Resolución 114 de 2017 artículo 55 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ART. 8º—Comercialización de la oferta de producción total disponible para la venta en firme (oferta de PTDVF) proveniente de campos de producción o puntos de entrada al SNT con precios máximos regulados. Los productores-comercializadores de los campos con precios máximos regulados deberán asignar la oferta de PTDVF de acuerdo con el orden establecido en el artículo 32 del Decreto 2100 de 2011.

En todo caso, para efectos de implementación del mecanismo de comercialización de que trata el presente capítulo, los productores-comercializadores deberán dar cumplimiento a las fases definidas en los numerales 1º, 2º, 4º, 5º y 6º del artículo 9º y a lo contenido en el artículo 13 de la presente resolución.

PAR. 1º—Las cantidades presentadas en las solicitudes de compra de los distribuidores comercializadores-DC para la atención de la demanda regulada, será como máximo el valor de los consumos del último año, de acuerdo con la información disponible en el sistema único de información de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, actualizada con una tasa de crecimiento calculada a partir de las relaciones que a continuación se presentan:

Para definir las cantidades a ser presentadas en las solicitudes de compra, se podrá utilizar la máxima tasa de crecimiento de la demanda doméstica por región, para cada uno de los años de proyección. Para efecto de lo anterior se considerarán las siguientes relaciones:

 

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Donde:

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: Demanda de gas natural para la atención de la demanda regulada por DC, para el año t.

CONSUMODRDC: Cantidades de gas natural consumidas por la demanda regulada, en MBTUD, atendido por DC: Durante el año t-1 de acuerdo a la información disponible en el sistema único de información de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.

%TCt: Tasa de crecimiento de la demanda doméstica proyectada por la UPME, que resulta de aplicar la función máxima (max( )) a las tasas de crecimiento mensual

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en el año t para la región r.

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: Corresponde a la demanda doméstica proyectada por la UPME para el año t, mes m, de la región r.

T: Corresponde a los años 2012 y 2013.

m: Corresponde a los 12 meses del año.

r: Corresponde a la región de la costa o del interior, dependiendo donde estén ubicados los usuarios.

DC: Corresponde al distribuidor comercializador.

PAR. 2º—Todos los contratos de suministro en firme que suscriban los productores-comercializadores del gas natural proveniente de campos con precios máximos regulados deberán contener lo dispuesto en los numerales “i” a “x” del literal a), del numeral 3º del Anexo 1 de la presente resolución.

PAR. 3º—En caso de tratarse de un comercializador, este no podrá representar ni vender, el gas natural por este adquirido, a distribuidores comercializadores que atiendan mercado regulado con quienes tengan vinculación económica.

(Nota: Derogada por la Resolución 89 de 2013 artículo 56 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Derogada por la Resolución 114 de 2017 artículo 55 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ART. 9º—Mecanismos para la comercialización de la oferta de producción disponible para la venta en firme (oferta de PTDVF) proveniente de campos de producción o punto de entrada al SNT con precio libre. Los productores-comercializadores de gas natural comercializarán la oferta de PTDVF siguiendo los mecanismos que a continuación se describen:

1. Declaración de los productores: Los productores-comercializadores deberán declarar la PTDV al Ministerio de Minas y Energía, de conformidad con lo establecido en el parágrafo 2º del artículo 9º del Decreto 2100 de 2011.

2. Divulgación de la PTDV: Corresponde a la publicación del acto administrativo por parte del Ministerio de Minas y Energía, de acuerdo con lo dispuesto en el parágrafo 1º del artículo 9º del Decreto 2100 de 2011.

3. Implementación página internet: A partir de la entrada en vigencia de la presente resolución y dentro de los cuarenta y cinco (45) días siguientes, el Consejo Nacional de Operación de Gas - CNO Gas, pondrá en funcionamiento la página de internet de que trata el artículo 13 de la presente resolución.

4. Presentación de la oferta de PTDVF: Dentro de los tres (3) días siguientes al vencimiento del plazo de implementación de la página de internet de que trata el numeral anterior, cada productor-comercializador de gas natural publicará la oferta de PTDVF, para el año 2012 y 2013, que está dispuesto a vender. Para tal fin utilizará el mecanismo de publicación de información definido en el artículo 13 de la presente resolución.

La oferta de PTDVF de cada uno de los productores-comercializadores agrupados en un punto de entrada al sistema nacional de transporte-SNT, deberá discriminarse por cada una de las modalidades contractuales vigentes, según la valoración del riesgo de cada productor-comercializador. En todo caso, la suma de las cantidades ofertadas por la totalidad de productores-comercializadores de cada campo o punto de entrada al SNT no podrá ser superior a la oferta de PTDVF y esta tampoco podrá ser superior a la PTDV. Además de las anteriores condiciones, los productores-comercializadores de los campos de gas natural con precio máximo regulado deberán en todo caso respetar la asignación establecida en el artículo 32 del Decreto 2100 de 2011.

5. (Modificado).* Presentación de la oferta del gas natural del Estado proveniente de regalías y de las participaciones de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH: Dentro de los tres (3) días siguientes a la divulgación de la PTDV, el comercializador del gas natural de propiedad del Estado y de las participaciones de la ANH ofertará para cada año dentro del marco de proyección, la oferta de PTDVF declarada del gas natural de propiedad del Estado que está dispuesto a ofrecer, siguiendo las mismas condiciones establecidas en el numeral anterior.

*(Nota: Modificado por la Resolución 134 de 2011 artículo 2° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

6. (Modificado).* Presentación de solicitudes de compra: Los productores-comercializadores proporcionarán un plazo de tres (3) días, contados a partir de la presentación de la oferta de PTDVF, para recibir las solicitudes de compra de los posibles interesados, las cuales deberán seguir el Formato 2 del Anexo 2 de la presente resolución. Las solicitudes de compra presentadas se entienden como una expectativa de compra. Una vez presentadas las solicitudes de compra, los agentes que las presenten solo podrán mantener o disminuir las cantidades solicitadas en cada modalidad contractual a lo largo del período de comercialización definido en el artículo 7º de la presente resolución. Las solicitudes de compra deberán ser publicadas por el productor-comercializador de acuerdo con lo definido en el artículo 13 de la presente resolución. Cuando haya más de un productor-comercializador por campo o punto de entrada al SNT, las solicitudes de compra deberán ser dirigidas a uno solo de ellos.

*(Nota: Modificado por la Resolución 140 de 2011 artículo 3° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

7. Determinación de la forma de comercialización: Al tercer día siguiente al recibo de las solicitudes de compra, el productor-comercializador presentará la siguiente comparación:

7.1. Si la suma por modalidad contractual en cada uno de los puntos de entrada al SNT de las solicitudes de compra recibidas supera para cualquier año del período de comercialización la oferta de PDTVF por la correspondiente modalidad contractual, dichas cantidades deberán comercializarse a través de una subasta, siguiendo las guías establecidas en el Anexo 1 de la presente resolución.

7.2. Si la suma por modalidad contractual en cada uno de los puntos de entrada al SNT de las solicitudes de compra recibidas no supera la oferta de PDTVF por la correspondiente modalidad contractual, la oferta de PTDVF podrá comercializarse a través de negociaciones bilaterales, para lo cual el productor-comercializador deberá dar respuesta a cada una de las solicitudes de compra recibidas. Para efectos de los contratos que se suscriban como consecuencia de este mecanismo de comercialización, los agentes podrán definir libremente los períodos de suministro efectivo, siempre y cuando se mantengan dentro del período de atención establecido en el artículo 7º de la presente resolución.

PAR. 1º—(Modificado).* Los productores-comercializadores que oferten gas en un mismo punto de entrada al SNT deberán realizar en forma conjunta la comparación dispuesta en el numeral 7º del presente artículo, agregando sus ofertas y las solicitudes de compra recibidas por punto de entrada al SNT y por producto. En caso que deban realizar la comercialización de oferta de PTDVF mediante la subasta establecida en el numeral 7.1 de este artículo, esta deberá ser realizada conjuntamente por punto de entrada al SNT y por tipo contractual. En caso de que puedan realizar negociación bilateral, cada productor-comercializador realizará dichas negociaciones con los agentes correspondientes conforme las solicitudes de compra recibidas.

*(Nota: Modificado el parágrafo 1° por la Resolución 140 de 2011 artículo 4° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

PAR. 2º—En todo caso, bien sea que la comercialización se dé a través de subasta o mediante negociación bilateral, los contratos que se celebren deberán contener lo dispuesto en los literales i a x, del literal a), del numeral 3 del Anexo 1 de la presente resolución.

PAR. 3º—En caso de tratarse de un comercializador, este no podrá representar ni vender, el gas natural por este adquirido, a distribuidores comercializadores que atiendan mercado regulado con quienes tenga vinculación económica.

PAR. 4º—(Modificado).* El resultado de la comparación establecida en el numeral 7º de este artículo deberá ser publicado en la página de internet de que trata el artículo 13 de la presente resolución para conocimiento público, al día siguiente del vencimiento del plazo para la presentación de las solicitudes de compra.

*(Nota: Modificado el parágrafo 4° por la Resolución 134 de 2011 artículo 3° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Derogada por la Resolución 89 de 2013 artículo 56 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Derogada por la Resolución 114 de 2017 artículo 55 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ART. 10.—Cronograma de los mecanismos de comercialización de gas natural proveniente de campos de producción con precio libre. Los plazos aplicables al desarrollo de los mecanismos para la comercialización de la oferta de PTDVF de gas natural de campos con precios libres serán los siguientes:

1. Período de negociación bilateral: Si como resultado de la comparación definida en el numeral 7º del artículo 9º, se comercializa el gas mediante negociación bilateral, el productor-comercializador y los agentes que hayan presentado solicitudes de compra, dispondrán de veinticinco (25) días para ejercer el derecho de expectativa de compra y suscribir los contratos de suministro. Este período se contará a partir de la publicación de la comparación de que trata el numeral 7º del artículo 9º de la presente resolución.

2. Plazo para publicación del reglamento de la subasta para comentarios: se publicará con la oferta de PTDVF, en la página de internet establecida para tal fin y para tal efecto no será necesaria la inclusión del precio de inicio.

3. Período de precalificación y realización de la subasta: La actividad de precalificación de la subasta se deberá realizar en un lapso de veinticuatro (24) días, siguientes a la publicación de la comparación de que trata el numeral 7º del artículo 9º de la presente resolución por parte de los productores-comercializadores. Las subastas se deberán realizar a partir de las diez de la mañana (10:00 a.m.) del día siguiente a la finalización de la actividad de precalificación.

3.1. Período de consulta del reglamento de la subasta: Los productores-comercializadores someterán a consultas y comentarios de los agentes el reglamento de subasta durante los tres (3) días siguientes a la publicación de la oferta de PTDVF.

3.2. Respuesta a los comentarios y preguntas al reglamento de la subasta: Los productores-comercializadores deberán responder a las preguntas y comentarios realizados por los participantes, y publicarlas en conjunto con el resultado de la comparación de que trata el numeral 7º del artículo 9º de la presente resolución.

4. Publicación de los resultados del mecanismo de comercialización de la oferta de PTDVF proveniente de campos de producción con precio libre: Una vez surtidos los procesos de negociación bilateral o subasta por los productores-comercializadores, estos deberán publicar los resultados en la página de internet de que trata el numeral 1º del artículo 13 de la presente resolución, siguiendo el formato 4B del Anexo 2 de la presente resolución.

PAR. 1º—Si cuando como resultado de la aplicación del numeral 7º del artículo 9º de la presente resolución las empresas participantes en la producción de un campo con precio libre no publican el reglamento de la subasta en el vencimiento definido, solo podrán comercializar la oferta de PTDVF al precio máximo regulado definido en el numeral 1º, del artículo 3º de la Resolución CREG 23 de 2000 o aquellas que la hayan modificado o sustituido y seguirán lo definido en el artículo 32 del Decreto 2100 para su asignación.

PAR. 2º— (Nota: Adicionado por la Resolución 140 de 2011 artículo 5° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Derogada por la Resolución 89 de 2013 artículo 56 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Derogada por la Resolución 114 de 2017 artículo 55 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ART. 11.—Preasignación, asignación y publicación de los resultados de la comercialización de la oferta de PTDVF proveniente de campos de producción con precio máximo regulado.

1. Preasignación de la oferta de PTDVF: Los productores-comercializadores deberán preasignar la oferta de PTDVF para todas las solicitudes de compra, según lo establecido en el artículo 32 del Decreto 2100 de 2011 y publicarlas de acuerdo con lo indicado en el numeral 2º del artículo 13 de la presente resolución. Lo anterior indica que podrá haber preasignaciones equivalentes a cero para alguna o algunas de las solicitudes de compra correspondiente a alguno o algunos de los órdenes de asignación establecidos en el citado artículo.

2. (Modificado).* Asignación: Al día siguiente de haberse concluido los procesos de comercialización de la oferta de PTDVF de los campos de producción o puntos de entrada al SNT con precio libre, los agentes con expectativas de compra de la oferta de PTDVF de campos con precio máximo regulado, podrán, por voluntad propia, renunciar a dicho derecho o de lo contrario ejercerlo mediante el perfeccionamiento de contratos según el orden definido en el artículo 32 del Decreto 2100 de 2011.

Para efecto de la asignación de la oferta de PTDVF asociada a contratos de opción de compra de gas - OCG de campos de producción con precio máximo regulado, los productores-comercializadores podrán desarrollar subastas para la determinación de la prima o precio de suministro, siempre y cuando estas se realicen al día siguiente de la asignación de los campos o punto de entrada al SNT con precio regulado.

*(Nota: Modificado por la Resolución 140 de 2011 artículo 6° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

3. Publicación: Al día siguiente de haberse concluido el proceso de asignación, los productores-comercializadores publicarán los resultados en la página de internet definida para tal propósito en la presente resolución.

PAR. 1º—Se podrá ejercer el derecho a la expectativa de compra, mediante el perfeccionamiento del respectivo contrato, siempre y cuando la solicitud de compra esté incluida en la preasignación de la oferta de PTDVF.

PAR. 2º—Las expectativas de compra que estén incluidas en la preasignación de la oferta de PTDVF solo podrán ejercerse por el agente que las solicitó. En todo caso, el agente en cualquier momento podrá renunciar a su expectativa de compra durante el período de comercialización.

PAR. 3º—Para hacer efectiva la renuncia al derecho, se deberá enviar una comunicación escrita y con base en esta se dejará constancia en la página de internet de que trata el artículo 13 de la presente resolución. En caso de que ocurran renuncias al derecho de compra, se asignará el gas a quien siga en derecho según el orden de preasignación publicado, teniendo en cuenta lo establecido en el parágrafo 4º del presente artículo.

PAR. 4º—Cuando la oferta de PTDVF sea insuficiente para atender las solicitudes de compra de determinado nivel de prioridad se deberá preasignar y/o asignar a prorrata dentro del correspondiente nivel de prioridad, según el orden establecido en el artículo 32 del Decreto 2100 de 2011. Para la aplicación de lo aquí dispuesto se tendrán en cuenta las renuncias que puedan ocurrir conforme a lo establecido en el parágrafo 3º del presente artículo.

PAR. 5º—En caso de presentarse solicitudes de compra de cantidades bajo la modalidad “Take or Pay” que deriven en contratos de firmeza condicionada conforme a lo establecido en el parágrafo 1º del artículo 3º de la presente resolución, se hará la asignación conforme al orden que le corresponda al agente que efectuó la solicitud de compra.

PAR. 6º—Los contratos de firmeza condicionada que se desprendan de contratos de opción de compra de gas se deberán asignar conforme a lo establecido en el artículo 32 del Decreto 2100 de 2011.

(Nota: Aclarado por la Resolución 168 de 2011 artículo 1° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Derogada por la Resolución 89 de 2013 artículo 56 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Derogada por la Resolución 114 de 2017 artículo 55 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ART. 12.—Comercialización de los excedentes de gas resultantes de los mecanismos de comercialización. Los productores-comercializadores podrán comercializar libremente y en cualquier fecha los excedentes de gas resultantes, siempre y cuando el mecanismo de comercialización de la oferta de PTDVF haya sido, conforme a la comparación establecida en el numeral 7º del artículo 9º de la presente resolución, la negociación bilateral. En todo caso, la suscripción de nuevos contratos deberá enmarcarse dentro del período de atención de suministro comprendido entre el 1º de enero de 2012 y el 31 de diciembre de 2013 y los contratos deberán publicarse en la página de internet establecida en la presente resolución, utilizando los formatos del Anexo 2.

(Nota: Derogada por la Resolución 89 de 2013 artículo 56 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Derogada por la Resolución 114 de 2017 artículo 55 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ART. 13.—Política de información. Durante el desarrollo de los mecanismos de comercialización de la oferta de PTDVF, los Agentes deberán publicar la siguiente información en la página de internet que para los propósitos establecidos en la presente resolución implementará el CNO Gas:

1. Para campos o puntos de entrada al SNT con precio libre:

a) La oferta de PTDVF de acuerdo con el Formato 1 del Anexo 2 de la presente resolución;

b) Las solicitudes de compra de acuerdo con el Formato 2 del Anexo 2 de la presente resolución;

c) El balance diario de acuerdo con el Formato 3 del Anexo 2 de la presente resolución;

d) El resultado final de los mecanismos de comercialización, negociación bilateral y subasta, de acuerdo con el Formato 4B del Anexo 2 de la presente resolución.

2. Para efectos de la comercialización de la oferta de PTDVF de campos o puntos de entrada al SNT con precios máximos regulados, se deberá publicar la siguiente información:

a) Al día siguiente del recibo de las solicitudes de compra, los productores-comercializadores, deberán realizar una preasignación de la oferta de PDTVF de acuerdo con lo establecido en el artículo 11 de la presente resolución;

b) La preasignación será publicada en la página de internet de que trata el numeral 1º del presente artículo, utilizando el Formato 4A del Anexo 2 de la presente resolución;

c) El resultado final de los mecanismos de comercialización se deberá publicar de acuerdo con el Formato 4B del Anexo 2 de la presente resolución.

PAR. 1º—La información del balance diario deberá actualizarse en tiempo real en la página de internet, así:

1. Puntos de entrada al SNT de campos con precio libre: de acuerdo con los contratos que se perfeccionen durante el período de comercialización cuando el mecanismo de comercialización resultante sea la negociación bilateral.

2. Puntos de entrada al SNT de campos con precio regulado: de acuerdo al ejercicio del derecho que le confirió la expectativa de compra o la renuncia del mismo, en la preasignación de la oferta de PTDVF.

3. Cuando se perfeccionen contratos asociados a los excedentes de gas de que trata el artículo 12 de la presente resolución.

PAR. 2º—En la implementación de la página de internet, el CNO Gas deberá observar los estándares definidos en el W3C del world wide web Consortium, por su nombre en inglés, para efectos del diseño, estructuración y funcionamiento de la página de internet. Además deberá implementar un sistema de balanceo de carga con clustering o de cloud computing o computación en la nube.

PAR. 3º—Para efectos de facilitar el acceso a la información correspondiente a los numerales 1º y 2º del presente artículo, en la implementación de la página de internet, el CNO Gas deberá habilitar los instrumentos que faciliten su consulta pública, su almacenamiento y demás actividades que permitan el cumplimiento de lo dispuesto en la presente resolución durante el período de comercialización definido en el artículo 7º de la presente resolución y hasta el 31 de diciembre de 2013.

PAR. 4º—La página de internet funcionará mínimo entre las 8:00 a.m. y las 5:00 p.m.

(Nota: Véase Resolución 162 de 2011 artículo 1° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Derogada por la Resolución 114 de 2017 artículo 55 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ART. 14.—A partir de la publicación de los resultados de la comercialización de la oferta de PTDVF y hasta el 31 de diciembre de 2013, los agentes compradores, podrán efectuar cesiones recíprocas de derechos de suministro del gas adquirido, entre diferentes puntos de entrada al SNT. Las obligaciones inicialmente adquiridas se mantendrán en cabeza del agente comprador. En todo caso, no serán objeto de negociación o modificación las condiciones acordadas inicialmente entre el productor-comercializador y el agente comprador.

PAR.—Concluido lo anterior, el productor-comercializador deberá publicar en la página de internet establecida en el artículo 13 de la presente resolución los resultados que se deriven de esta actividad, siguiendo el Formato 6 del Anexo 2 de la presente resolución.

(Nota: Derogada por la Resolución 89 de 2013 artículo 56 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Derogada por la Resolución 114 de 2017 artículo 55 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

CAPÍTULO II

Otras disposiciones

ART. 15.—Atención de solicitudes de suministro interrumpible. La asignación y comercialización del gas natural en la modalidad interrumpible será libre. Para el efecto, los productores-comercializadores podrán celebrar contratos de suministro en la modalidad interrumpible para atender solicitudes de compra durante el período comprendido entre el 1º de enero de 2012 y el 31 de diciembre de 2013. En todo caso, el productor-comercializador deberá publicar en la página de internet establecida en el artículo 13 de la presente resolución la información relativa a los contratos que se suscriban bajo esta modalidad, siguiendo el Formato 5 del Anexo 2 de la presente resolución.

PAR.—Los contratos de suministro bajo la modalidad interrumpible provenientes de campos o puntos de entrada al SNT con precios máximos regulados serán comercializados como máximo a dicho precio.

(Nota: Derogada por la Resolución 89 de 2013 artículo 56 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Derogada por la Resolución 114 de 2017 artículo 55 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ART. 16.—Continuidad en la prestación del servicio. Los agentes que atiendan demanda esencial participantes en los mecanismos de comercialización establecidos en la presente resolución, deberán asegurar la contratación del suministro que garantice la continuidad en la prestación del servicio.

(Nota: Derogada por la Resolución 89 de 2013 artículo 56 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Derogada por la Resolución 114 de 2017 artículo 55 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ART. 17.—Conforme a lo establecido en el Decreto 2100 de 2011, los agentes que sean adjudicatarios de la oferta de PTDVF para la atención de la demanda para consumo interno de gas natural, no podrán suscribir compromisos de suministro con destino a la exportación.

(Nota: Derogada por la Resolución 89 de 2013 artículo 56 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Derogada por la Resolución 114 de 2017 artículo 55 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ART. 18.—Los productores-comercializadores podrán asumir compromisos de exportación de gas natural conforme a lo previsto en el Decreto 2100 de 2011 y sin sujeción a lo dispuesto en esta resolución.

(Nota: Derogada por la Resolución 89 de 2013 artículo 56 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Derogada por la Resolución 114 de 2017 artículo 55 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ART. 19.—Información de contratos de transporte. Los transportadores deberán publicar en la página de internet establecida en el artículo 13 de la presente resolución, la información relacionada con todos los contratos de transporte que tengan vigentes, de acuerdo con el Formato 7 del Anexo 2 de la presente resolución, a más tardar el día de la publicación de la oferta de PTDVF y mantenerla actualizada hasta el 31 de diciembre de 2013.

(Nota: Derogada por la Resolución 89 de 2013 artículo 56 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Derogada por la Resolución 114 de 2017 artículo 55 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ART. 20.—Compensaciones. En los contratos de suministro para la atención de la demanda regulada se aplicará lo dispuesto en el numeral x del literal a del numeral 3º del Anexo 1 de la presente resolución. La CREG en resolución aparte hará las modificaciones correspondientes en la Resolución CREG 100 de 2003.

(Nota: Derogada por la Resolución 89 de 2013 artículo 56 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Derogada por la Resolución 114 de 2017 artículo 55 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ART. 21.—Modificaciones y derogaciones. La presente resolución modifica: (i) los artículos 2º y 3º de la Resolución CREG 70 de 2006, (ii) los artículos 1º a 12, 16, 18, 21 y 22 de la Resolución CREG 95 de 2008, y deroga: (i) el artículo 7º de la Resolución CREG 23 de 2000, (ii) el numeral 1º del artículo 3º de la Resolución CREG 114 de 2006; (iii) los artículos 13, 14, 15, 17 y 25 de la Resolución CREG 95 de 2008, (iv) el artículo 1º de la Resolución CREG 45 de 2009, (v) el artículo 3º de la Resolución 147 de 2009, y vi) todas las disposiciones que le sean contrarias.

Continúan vigentes los artículos 20, 23 y 24 de la Resolución CREG 95 de 2008.

(Nota: Derogada por la Resolución 89 de 2013 artículo 56 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Derogada por la Resolución 114 de 2017 artículo 55 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ART. 22.—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 25 de agosto de 2011.

(Nota: Derogada por la Resolución 89 de 2013 artículo 56 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Derogada por la Resolución 114 de 2017 artículo 55 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ANEXO 1

Guías para el desarrollo de subastas para la comercialización de la oferta de la producción total disponible para la venta (oferta de PTDVF) de campos con precios libres

1. Definiciones.

Oferta: Corresponde a la cantidad de gas natural que cada uno de los participantes presentó en las solicitudes de compra.

Ofertar: Acción de enviar al subastador una oferta válida.

Participantes: Son las personas que presentaron solicitudes de compra, y que cumplen con los requisitos mínimos establecidos en el reglamento de la subasta.

Precio de inicio: Es el precio de apertura de la primera ronda de una subasta.

Precio de adjudicación: Corresponde al precio o a la prima que pagan las ofertas ganadoras por el gas natural adjudicado a través de una subasta.

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

2. Principios generales de la subasta.

Las subastas que realicen los productores-comercializadores de conformidad con lo establecido en la presente resolución deberán regirse por los siguientes principios:

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

b) Neutralidad: El diseño de la subasta y los reglamentos de la misma no podrán permitir, inducir o adoptar prácticas de discriminación indebida en contra de alguno de los participantes;

c) Simplicidad y transparencia: Los mecanismos de la subasta deberán ser claros, explícitos y constar por escrito de tal forma que puedan ser comprendidos sin duda ni ambigüedad;

d) Objetividad: Los criterios de adjudicación deberán ser claros, imparciales y neutrales.

3. Reglamento de la subasta.

El reglamento de la subasta deberá contener como mínimo los siguientes elementos:

a) Producto: El productor-comercializador deberá definir en forma precisa el (los) producto(s) a ofrecer a partir de sus propias valoraciones de riesgo y con base en sus pronósticos de disponibilidad de gas natural, considerando en todo caso la oferta de PTDVF publicada.

Los productos deberán indicar como mínimo:

i) La cantidad de compra o el tamaño de los lotes, que deberá ser de hasta 1 GBTUD;

ii) La duración de las entregas: El diseño del (los) producto(s) deberá privilegiar la continuidad del suministro en el tiempo;

iii) Las condiciones de pago y entrega;

iv) Las garantías de pago: Estas corresponderán como máximo a setenta días de facturación de acuerdo a la asignación resultante en la subasta;

v) Las condiciones contractuales:

• Contratos pague lo contratado: Definición del porcentaje de “Take or Pay”;

• Firmeza condicionada: Criterios para el suministro de gas a cada uno de los compradores;

• Opción de compra: De acuerdo a lo establecido en el artículo 5º de la presente resolución;

vi) El punto de entrada al SNT;

vii) La fecha de inicio de las entregas. Cuando el gas se comercialice mediante negociación bilateral, la fecha de inicio de las entregas podrá ser definida libremente entre las partes, pero en todo caso la fecha de finalización de las entregas será el 31 de diciembre de 2013. Cuando el gas se comercialice mediante subasta, la fecha de inicio de entrega deberá observar lo dispuesto en el literal d) del numeral 3º del presente anexo;

viii) La calidad del gas natural acorde al RUT;

ix) El mecanismo de actualización de los precios: El índice de actualización será el definido en el numeral 1º, del artículo 3º de la Resolución CREG 23 de 2000 o aquellas que la hayan modificado, aclarado o sustituido, y la actualización se realizará en las fechas en que se actualizan los precios de gas de campos con precio regulado;

x) Valoración de la compensación por producto firme no entregado, que será equivalente a una vez y media (1.5) el precio del producto;

b) Garantías exigidas: Se podrá exigir a los interesados en participar en la subasta una garantía de seriedad, hasta por el 10% de la cantidad mínima de compra, que cubra lo siguiente:

i) La participación en la subasta y el cumplimiento de todos los términos;

ii) La suscripción del respectivo contrato en caso de resultar adjudicado;

c) Curva de oferta: El productor-comercializador definirá libremente la oferta de PTDVF;

d) Tipo de subasta: La adjudicación de la oferta de producción disponible para la venta en firme de gas natural-oferta de PTDVF, se llevará a cabo mediante una subasta simultánea ascendente de productos, que podrán ser o no sustitutos, por punto de entrada al SNT. Para el diseño y estructuración de la subasta los productores-comercializadores deberán considerar lo siguiente:

i) Los productos son sustitutos si tienen la misma fecha de inicio de entrega de gas. Para el diseño de dichos productos sustitutos se tendrán en cuenta las siguientes condiciones:

• Las cantidades de la oferta de PTDVF no comprometidas a 1º de enero de 2012, se comercializarán como productos sustitutos con una misma fecha de inicio.

• Las cantidades de oferta de PTDVF comprometidas con fecha posterior al 1º de enero de 2012, podrán ser comercializadas como productos sustitutos con una misma fecha de inicio de entrega, cuando estas, de conformidad con los contratos vigentes, se liberen durante el período comprendido entre el 1º de febrero de 2012 y el 31 de diciembre de 2013;

ii) Reglas de actividad: Una vez el participante manifiesta la cantidad con la cual participa en la subasta no podrá incrementarla, pero podrá mantenerla o reducirla a medida que el precio se incrementa;

iii) Regla de formación del precio: Será una subasta uniforme, en la cual el precio de adjudicación de cada producto, en cada punto de entrega, será el precio que corresponde al punto en el que se cruzan la curva de demanda y la curva de oferta. Para asegurar la convergencia de la subasta, se deberán hacer explícitos los criterios de desempate;

e) Precio de inicio: El precio de inicio será definido libremente por los productores-comercializadores.

Las subastas que se adelanten en cumplimiento de lo establecido en el presente anexo, deberán contar con las respectivas garantías de seriedad de parte de los productores-comercializadores hasta por el 10% de la cantidad mínima de compra. Los beneficiarios de dichas garantías, en caso de ejecutarse, serán todos los participantes que hubiesen entregado las garantías de seriedad al productor-comercializador.

4. Políticas de divulgación de información.

El reglamento de la subasta deberá incluir las políticas de divulgación de la información que se produzca antes, durante y después de su realización. En todo caso, deberá divulgarse al menos la siguiente información:

i) La cantidad mínima y máxima que cada participante puede comprar;

ii) La manera como deben presentarse las ofertas, esto es, si será en forma remota vía internet o presencial;

iii) La duración de cada una de las rondas de la subasta;

iv) El precio de inicio de cada ronda;

v) Las variaciones mínimas de precio y/o de cantidades admitidas entre las diferentes rondas;

vi) La menor y la mayor oferta al final de cada ronda;

vii) El exceso de demanda al final de cada ronda;

viii) El precio de adjudicación al final de la subasta y los participantes que resultaron adjudicados.

ANEXO 2

Formato 1

Oferta de PTDVF

Oferta de PTDV
Punto de Entrada al SNTVendedorModalidad Contractual20122013
   GBTUDGBTUD

Donde:

Punto de entrada al SNT: Corresponde al punto de inyección de gas proveniente de un campo de gas natural.

Vendedor: Corresponde a la empresa o cada una de las empresas que tienen derechos de exploración y producción de un campo de gas natural y que es inyectado en el mismo punto de entrada al SNT.

Modalidad contractual: Corresponde al tipo de contrato en firme: Contrato Take or Pay, contrato de firmeza condicionada u opción de compra de gas (OCG).

RES118CREGFORA.JPG
: Es la cantidad correspondiente a la oferta de PTDVF, por modalidad contractual, para los años 2012 y 2013.

Formato 2

Solicitudes de compra

Solicitudes de compra
Punto de entrada al SNTCompradorModalidad contractual¿Contrato vigente?Tipo demanda20122013
     
RES118CREGFOR3.JPG

GBTUD
RES118CREGFOR3a.JPG

GBTUD

 

Donde:

Punto de entrada al SNT: Corresponde al punto de inyección de gas proveniente de un campo de gas natural.

Comprador: Corresponde al nombre del agente que presenta la solicitud de compra.

Modalidad contractual: Corresponde al tipo de contrato en firme: Contrato Take or Pay, contrato de firmeza condicionada u opción de compra de gas (OCG).

¿Contrato vigente?: Aplica a las solicitudes de compra en puntos de entrada al SNT a los cuales les aplica precios máximos regulados. La respuesta debe ser sí o no, dependiendo si existe un contrato vigente de suministro de gas natural.

RES118CREGFOR3ab.JPG
: Es la cantidad demandada, por modalidad contractual, para los años 2012 y 2013.

Formato 3

Balance diario

Balance diario
Punto de entrada al SNTModalidad contractual20122013
  
RES118CREGFOR4a.JPG

GBTUD
RES118CREGFOR4b.JPG

GBTUD

 

Donde:

Punto de entrada al SNT: Corresponde al punto de inyección de gas proveniente de un campo de gas natural.

Modalidad contractual: Corresponde al tipo de contrato en firme: Contrato Take or Pay, contrato de firmeza condicionada u opción de compra de gas (OCG).

Donde

RES118CREGFOR5.JPG
son las solicitudes de compra efectivamente atendidas mediante contratos de suministro firme o de firmeza condicionada.

Formato 4A

Resultado de preasignación

Potencial compradorTipo demanda¿Contrato vigente?Modalidad contractual% ToPCantidad
(GBTUD)
      

Donde:

Comprador: Corresponde al nombre del agente que presenta la solicitud de compra.

Tipo demanda: Corresponde a: Transporte (compresores), regulada, industrial, gas natural vehicular comprimido, plantas de generación térmica, exportaciones;

¿Contrato vigente?: La respuesta debe ser Sí o No, dependiendo si existe un contrato vigente de suministro de gas natural.

Modalidad contractual: Corresponde al tipo de contrato en firme: Contrato Take or Pay, contrato de firmeza condicionada u opción de compra de gas (OCG).

% ToP: Corresponde al porcentaje de Take or Pay, cuando aplique.

Formato 4B

Resultado del proceso de comercialización

Resultado del proceso de comercialización
Punto de entrada al SNTTipo demandaModalidad contractual% ToPCantidad
(GBTUD)
Precio
(US$/MBTU)
      

Donde:

Punto de entrada al SNT: Corresponde al punto de inyección de gas proveniente de un campo de gas natural.

Tipo de demanda, corresponde a: Regulada, transporte (compresores), industrial, gas natural vehicular comprimido, plantas de generación térmica, exportaciones.

Modalidad contractual: Corresponde al tipo de contrato en firme: Contrato Take or Pay, contrato de firmeza condicionada u opción de compra de gas (OCG).

% ToP: Corresponde al porcentaje de Take or Pay, cuando aplique.

Precio corresponde a: US$/MBTU cuando sean contratos Take or Pay o de firmeza condicionada. Para los contratos OCG, se deberá publicar el valor de la prima y el precio de suministro (Prima/Precio suministro). Cuando el mecanismo de comercialización de gas natural sea la negociación bilateral y los contratos resultantes tengan como propósito la atención de diferentes tipos de demanda, el precio que se publicará en el Formato 4B, será el resultado de aplicar el promedio de los precios indicados en el contrato, ponderado por cantidades.

Se deberá publicar la información de cada uno de los contratos perfeccionados entre los agentes vendedores y compradores durante el procedimiento de comercialización.

Formato 5

Contratos de suministro interrumpible

Contratos de suministro interrumpible
Punto de entrada al SNTTipo demandaCantidad
(GBTUD)
Precio
(US$/MBTU)
    

 

Punto de entrada al SNT: Corresponde al punto de inyección de gas proveniente de un campo de gas natural.

Tipo de demanda, corresponde a: Regulada, transporte (compresores), industrial, gas natural vehicular comprimido, plantas de generación térmica, exportaciones.

Formato 6

Cesión recíproca de derechos de suministro

Cesión recíproca de contratos de suministro
Punto de entrada al SNT 1Comprador 1Punto de entrada al SNT 2Comprador 2Cantidad (GBTUD)
     

 

Donde:

Comprador 1: Es el agente que cede los derechos de suministro en el punto de entrada al SNT 1 al comprador 2 y, recibe los derechos de suministro en el punto de entrada al SNT 2 por parte del comprador 1.

Comprador 2: Es el agente que cede los derechos de suministro en el punto de entrada al SNT 2 al comprador 1 y, recibe los derechos de suministro en el punto de entrada al SNT 1 por parte del comprador 2.

Para efectos de identificación del comprador 1 y el comprador 2, se identificará según el tipo de actividad que realice: Transportador, distribuidor-comercializador, comercializador, generador, industrial, GNVC.

FORMATO 7

(Nota: Modificado por la Resolución 140 de 2011 artículo 7° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

Formato información contratos de transporte

Transportador:
RemitenteCapacidad contratada firme (KPCD)Tramos contratadosFecha inicio (DD-MM-YY)Fecha terminación (DD-MM-YY)Tipo demanda
      

Donde:

Remitente: Corresponde al nombre del agente con quien tiene un contrato de transporte en firme de gas natural.

Tramos contratados: Corresponde a los tramos incluidos en el contrato de transporte del remitente.

(Nota: Modificado por la Resolución 140 de 2011 artículo 7° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Derogada por la Resolución 114 de 2017 artículo 55 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)