RESOLUCIÓN 95 DE SEPTIEMBRE 4 DE 2008

 

RESOLUCIÓN 95 DE 2008

(Septiembre 4)

“Por la cual se establece el procedimiento de comercialización de gas natural de que trata el Decreto 2687 de 2008”.

(Nota: Véase Resolución 118 de 2011 artículo 1° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

La Comisión de Regulación de Energía y Gas,

en ejercicio de sus atribuciones legales, en especial las conferidas por la Ley 142 de 1994 y la Ley 401 de 1997, y en desarrollo de los decretos 1524 y 2253 de 1994, y

CONSIDERANDO:

Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas tiene la función de regular los monopolios en la prestación del servicio público domiciliario de gas, cuando la competencia no sea, de hecho, posible; y, en los demás casos, la de promover la competencia entre quienes presten servicios públicos, para que las operaciones de los monopolistas o de los competidores sean económicamente eficientes, no impliquen abuso de la posición dominante, y produzcan servicios de calidad, tal como lo prevé la Ley 142 de 1994;

Que la actividad de comercialización de gas natural desde la producción es una actividad complementaria del servicio público domiciliario de gas combustible, en la forma definida por el artículo 14, numeral 28, de la Ley 142 de 1994;

Que la Ley 401 de 1997, artículo 11, dispuso que con el propósito de asegurar una prestación eficiente del servicio público de gas combustible que se transporte por red física a todos los usuarios del territorio nacional, las actividades distintas a la exploración, explotación y procesamiento, se regirán por las disposiciones contenidas en la Ley 142 de 1994;

Que el artículo 22 de la Resolución CREG-057 de 1996 establece que los productores de gas natural deberán ofrecer en venta todo su gas ateniéndose a procesos transparentes, de acuerdo con la metodología que consideren más conveniente;

Que el artículo 23 de la Resolución CREG 057 de 1996, establece que cuando el productor requiera gas natural para su propio consumo o para destinarlo a atender las necesidades de personas vinculadas económicamente a él, deberá adquirirlo o disponer de su propia producción de gas a precios de mercado. Para ello deberá competir en los diferentes puntos de entrega, dentro de condiciones de mercado con otros potenciales compradores, si es del caso haciendo oferta sobre su propio gas;

Que según lo establecido en el artículo 978 del Código de Comercio, cuando la prestación de un servicio público está regulada por el gobierno, el precio y las condiciones de los contratos deberán sujetarse a los respectivos reglamentos;

Que mediante Resolución CREG 070 de 2006, se derogaron algunas disposiciones de la Resolución CREG 023 de 2000 y se dictaron otras disposiciones para la contratación de suministro de gas natural;

Que el artículo 3º de la Resolución CREG 093 de 2006 estableció que los socios de un campo productor o de un contrato deberán comercializar independientemente el gas natural producido conjuntamente, con el objeto de promover un ambiente competitivo en el mercado de gas natural;

Que para efectos de analizar la expedición de una autorización para comercialización conjunta de gas natural, se debe considerar los siguientes criterios contenidos en el artículo 3º de la Resolución CREG 093 de 2006:

1. Que la producción de gas natural proveniente de un campo productor o de un contrato de explotación, en conjunto con las reservas probadas y la capacidad de producción existente al momento de la solicitud, sea necesaria para garantizar la seguridad en el suministro.

2. Que a los interesados no les es posible definir o modificar unilateralmente las condiciones de precios en el mercado.

3. Que la comercialización independiente de la producción de gas natural en un proyecto, no hace factible la ejecución de las inversiones requeridas para desarrollar las reservas de un campo;

Que al realizar la comercialización de la producción de gas natural a través de mecanismos de mercado transparentes y neutrales como son las subastas, se promueve un ambiente competitivo en el mercado y en ese sentido, es oportuno emitir disposiciones complementarias a la Resolución CREG 093 de 2006;

Que mediante la Circular CREG 037 de 2007, se publicó para consulta el documento CREG 046 de 2007, “análisis de la situación de abastecimiento interno de gas natural en el corto, mediano y largo plazo”, con el fin de presentar las acciones de tipo regulatorio para contribuir a la seguridad del suministro de gas natural en el corto y mediano plazo;

Que en el proceso de consulta del documento CREG 046 de 2006, se recibieron comentarios de: Abocol, TGI S.A. ESP, Electrocosta-Electricaribe, EEPPM ESP, CND-XM, Chevron, Naturgas, Termoemcali, Gecelca S.A. ESP, Andesco, Gas Natural S.A. ESP, Isagen ESP, UPME, Acolgen, BP, Dinagas S.A. ESP, ANDI;

Que en el proceso de consulta se reiteró la necesidad de efectuar ajustes a los procedimientos de adquisición de gas establecidos en la regulación vigente en los términos planteados en el documento CREG-046 de 2007;

Que adicionalmente a lo planteado en el documento mencionado, algunos agentes han presentado propuestas orientadas a otorgar mayor autonomía a las partes involucradas en la contratación de suministro de gas para disponer de mayores volúmenes de gas y en la gestión de los riesgos derivados de dichas transacciones;

Que luego de analizar las propuestas formuladas se considera que las mismas permiten ofrecer nuevas opciones comerciales a la demanda y aprovechar mejor la infraestructura de producción y transporte de gas disponible;

Que mediante la Resolución CREG 104 de 2007 aprobada por la comisión en la sesión 353 de 2007 se hizo pública la propuesta de regulación para adicionar las disposiciones de las resoluciones CREG 070 y 114 de 2006 con base en los análisis contenidos en el documento CREG 089 de 2007;

Que en el proceso de consulta se recibieron comentarios de Empresas Públicas de Medellín (E-2008-00352); Chevron (E-2008-00366); Frontier Economics Limited (E-2008-00435); BP Exploration Company (Colombia) Ltd (E-2008-00438); Meriléctrica S.A. & Cía. SCA ESP (E-2008-00450); ECOPETROL (E-2008-00452); Isagen S.A. ESP (E-2008-00467); Edgar Francisco París Santamaría (E-2008-00471); Dinagás S.A. ESP (E-2008-00472); Fendipetróleo (E-2008-00475); Gas Natural S.A. ESP (E-2008-00476); Termoemcali I SCA ESP (E-2008-00478); Grupo de Térmicos (E-2008-00479); Gases de Occidente S.A. ESP (E-2008-00480); Gases del Caribe S.A. ESP (E-2008-00481); Gecelca S.A. ESP (E-2008-00482); Andesco (E-2008-00527);

Que en los meses de enero y abril de 2008, el Ministerio de Minas y Energía publicó para discusión con los agentes de la industria un proyecto de decreto mediante el cual se establecieron los instrumentos para asegurar el abastecimiento nacional de gas natural y se dictaron otras disposiciones;

Que con la expedición del Decreto 2687 de 2008, se hace necesario revisar el contenido de las resoluciones CREG-057 de 1996, CREG-070 de 2006, CREG 093 de 2006 y lo propuesto en la Resolución CREG 104 de 2007;

Que el Decreto 2687 de 2008 obliga a los productores y productores-comercializadores a declarar información relativa a las reservas; el potencial de producción de sus campos; la producción disponible para ofertar en firme; y la producción disponible para ofertar interrumpible;

Que el Decreto 2687 de 2008 les permite a los productores considerar como producción comprometida y el potencial de producción de gas natural, las cantidades que requieran para la operación de los campos;

Que el artículo 6º del Decreto 2687 de 2008, otorgó un plazo de 30 días hábiles contados a partir de su expedición, para que la CREG establezca el procedimiento de comercialización de la producción disponible para ofertar en firme declarada por los productores y productores-comercializadores al Ministerio de Minas y Energía;

Que el artículo 6º del Decreto 2687 de 2008 establece que el procedimiento de comercialización que diseñe la CREG deberá: i) permitir la formación de un precio que considere las diferentes variables que inciden en la formación del costo de oportunidad del gas natural, y ii) contener mecanismos que aseguren, prioritariamente el suministro en firme de gas natural con destino al consumo de los usuarios residenciales y pequeños usuarios comerciales inmersos en la red de distribución, reconociendo en todo caso, el costo de oportunidad del gas natural;

Que el artículo 8º del Decreto 2687 de 2008 establece el orden que deben aplicar los productores comercializadores de los campos con precios regulados para asignar la producción disponible para ofertar en firme de dichos campos, declarada al Ministerio de Minas y Energía;

Que desde la fecha de vigencia de la Resolución CREG 070 de 2006 se han realizado diferentes subastas de venta de gas natural, las cuales han sido utilizadas como referencia para las disposiciones contenidas en la presente resolución;

Que en el Documento CREG-065 de 2008 se encuentran los análisis que soportan la expedición de la Resolución CREG 088 de 2008;

Que la CREG ha considerado necesario emitir disposiciones complementarias a las resoluciones CREG 070 y 114 de 2006;

Que en el proceso de discusión de la presente resolución, la CREG contrató al profesor Peter Cramton quien comentó el contenido de la Resolución CREG 088 de 2008 en lo relativo a las subastas;

Que mediante Resolución CREG 075 de 2008 la CREG modificó el artículo 37 de la Resolución CREG 0011 de 2003;

Que en la Resolución CREG 088 de 2008, artículo 14, se establecía que la participación en la subasta de los agentes que atienden directamente usuarios residenciales y pequeños usuarios comerciales inmersos en la red de distribución no implicaba ofertar por la adquisición del producto, pues esta demanda era tomadora de precios. En la presente resolución estos comercializadores que presenten solicitudes de compra para atender la demanda antes mencionada deben ofertar en la subasta;

Que en el proceso de consulta se recibieron comentarios de Chevron Petroleum Company (E-2008-007520); ANDI (E-2008-007519); Isagen (E-2008-007515); Pacific Rubiales Energy (E-2008-007514); TGI S.A. ESP (E-2008-007513); Gas Natural S.A. ESP (E-2008-007493); Gases de Occidente S.A. ESP (E-2008-007530); Energía Eficiente S.A. ESP (E-2008-007529); Surtigás S.A. ESP (E-2008-007528); Mansarovar Energy Colombia Ltd (E-2008-007526); Ministerio de Minas y Energía (E-2008-007477); Empresas Públicas de Medellín ESP (E-2008-007473); Gas Natural de Centro S.A. ESP (E-2008-007471); Gecelca S.A. ESP (E-2008-007466); Dinagás S.A. ESP (E-2008-007426); Termocandelaria (E-2008-007302); Alcanos de Colombia (E-2008-007539); Gases del Caribe S.A. ESP (E-2008-007540); Gases del Quindío S.A. ESP (E-2008-007543); Gas del Risaralda S.A. ESP (E-2008-007544); Ecopetrol (E-2008-007545); BP Exploration Company (Colombia) Ltd (E-2008-007580); Colinversiones; Andesco (E-2008-007585) y Emgesa;

Que en el documento CREG-069 de 2008 se encuentran los análisis y las respuestas a los comentarios recibidos durante el proceso de consulta, que soportan las disposiciones de la presente resolución;

Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 386 del día 4 de septiembre de 2008, acordó expedir la presente resolución,

RESUELVE:

ART. 1º—(Derogado).* 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.

Cantidades disponibles restantes: Corresponden a las cantidades remanentes de gas natural de los campos con precios máximos regulados, que resultan una vez se aplique el procedimiento de asignación establecido en los numerales 1º a 4º del artículo 8º del Decreto 2687 de 2008, esto es las mencionadas por el numeral 5º de la citada norma.

Comprador externo: Persona que adquiere gas natural para la atención de demanda ubicada por fuera del territorio nacional.

Oferta: Corresponde a la cantidad de gas natural que cada uno de los participantes está dispuesto a comprar dentro del ejercicio de la subasta.

Ofertar: Acción de enviar al subastador una oferta válida.

Ganador: Corresponde al participante (s) que ofertó en la ronda con la cual se termina la subasta.

Participantes: Son las personas que han manifestado explícitamente su interés en participar en una subasta, y que cumplen con los requisitos mínimos establecidos en el reglamento de la subasta.

Pequeño usuario comercial: Es un usuario conectado a una red de distribución que consume hasta cien mil pies cúbicos diarios (100.000 pcd) de gas natural para el desarrollo de actividades comerciales.

Periodo de precalificación: Periodo de tiempo que transcurre entre la fecha de publicación del reglamento de la subasta y el día de su realización.

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

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

Producción disponible para ofertar en firme de un productor de gas natural, PDOF: Corresponde a la producción disponible para ofertar en firme presentada por los productores y los productores-comercializadores de gas natural al Ministerio de Minas y Energía, de conformidad con la definición del Decreto 2687 de 2008, o aquellos que lo modifiquen, complementen o sustituyan.

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

Reglamento de la subasta: Reglamento diseñado por el productor-comercializador que rige la subasta, y que en todo caso debe estructurarse de conformidad con las reglas estipuladas en la presente resolución, el Decreto 2687 de 2008 o aquellos que lo modifiquen, complementen o sustituyan, y demás normatividad aplicable.

Ronda: Periodo de tiempo durante el cual cada uno de los participantes en la subasta para adjudicación de la producción disponible para ofertar en firme de un productor de gas natural, envía su oferta al productor-comercializador.

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 en firme. Este documento deberá ser remitido en los plazos que para tal fin establezca el productor-comercializador.

Subasta: Para los propósitos de la presente resolución, la subasta es un proceso estructurado y dinámico de compra-venta de gas natural con reglas definidas para la formación del precio y adjudicación transparente de la producción disponible para ofertar en firme de gas natural, desarrollada con base en lo dispuesto en la presente resolución o aquellas que la modifiquen, complementen o sustituyan.

Subasta ascendente: Subasta abierta de precio ascendente, que inicia a partir del precio de inicio y termina cuando el número de unidades demandadas iguala las unidades ofrecidas para la venta.

Subastador: Es quien ejecuta la subasta.

(Nota: Véase Resolución 118 de 2011 artículo 21° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

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

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

ART. 2º—(Derogado).* Objeto de aplicación. Esta resolución tiene como objeto establecer el procedimiento de comercialización de gas natural de que trata el Decreto 2687 de 2008 y aplica a todas las personas que intervengan en la realización de transacciones comerciales de compraventa de gas natural, sean bilaterales o por medio de subastas. Esta resolución también aplica para: i) el gas natural de propiedad del Estado proveniente de regalías y de las participaciones de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, en la propiedad del recurso en los contratos de exploración y explotación de hidrocarburos; y ii) el tercero mencionado en el parágrafo 1º del artículo 4º del Decreto 2687 de 2008.

(Nota: Véase Resolución 118 de 2011 artículo 21° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

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

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

CAPÍTULO I

Procedimientos para comercialización de la producción disponible para ofertar en firme (PDOF) de gas natural de campos con precios libres

ART. 3º—(Derogado).* Ámbito de aplicación. El presente capítulo es aplicable para la comercialización de la producción disponible para ofertar en firme (PDOF) proveniente de los campos con precios libres.

PAR. 1º—El procedimiento del presente capítulo será aplicable para la PDOF declarada de conformidad con el artículo 9º del Decreto 2687 de 2008.

PAR. 2º—La PDOF declarada de conformidad con el artículo 10 del Decreto 2687 de 2008, se comercializará con la regulación vigente al momento de expedir la presente resolución.

(Nota: Véase Resolución 118 de 2011 artículo 21° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

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

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

ART. 4º—(Derogado).* Selección del procedimiento de comercialización. Los productores-comercializadores de gas natural deberán aplicar el siguiente procedimiento para comercializar la producción disponible para ofertar en firme (PDOF) declarada al Ministerio de Minas y Energía.

1. Divulgación de la PDOF: Corresponde a la publicación del acto administrativo del Ministerio de Minas y Energía, dispuesto en el parágrafo del artículo 9º del Decreto 2687 de 2008.

2. Presentación de solicitudes de compra: Los productores-comercializadores proporcionarán un plazo de diez (10) días hábiles, contados a partir de la divulgación de la PDOF, para recibir las solicitudes de compra de los posibles interesados.

3. Solicitudes compra: Deberán contener como mínimo lo siguiente: i) la identificación del comprador (si es nacional o si es un comprador externo), ii) la estimación y la destinación (residencial y pequeños usuarios comerciales, industrial, petroquímico, gas natural vehicular, generación eléctrica, oficial) de las cantidades requeridas.

En caso de tratarse de un comercializador puro, este no podrá representar ni vender el gas natural adquirido a comercializadores que atiendan mercado regulado.

Podrán presentarse solicitudes de compra conjuntas entre dos o más agentes. En caso de resultar ganadores en el proceso de subasta, se podrán suscribir entre los compradores contratos de suministro con firmeza condicionada.

4. Determinación del procedimiento de comercialización: El productor-comercializador realizará la comparación entre la PDOF y las solicitudes de compra recibidas al vencimiento del respectivo plazo. El resultado de este ejercicio deberá ser publicado en la página de Internet del productor-comercializador para conocimiento público, a más tardar cinco (5) días hábiles después de vencido el plazo para la presentación de solicitudes de compra, y con base en él optará por uno de los siguientes procedimientos:

4.1. Si las solicitudes de compra recibidas superan la producción disponible para ofertar en firme, la PDOF deberá comercializarse hasta su agotamiento a través de una subasta, siguiendo lo establecido en el capítulo III de la presente resolución.

4.2. Si las solicitudes de compra recibidas no superan la producción disponible para ofertar en firme, la PDOF 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, presentando al menos dos ofertas para la venta de las cantidades de energía requeridas por los compradores, de la siguiente manera:

i) Suministro de las cantidades solicitadas por el interesado bajo la modalidad contractual pague lo contratado o “take or pay”;

ii) Suministro de las cantidades solicitadas por el interesado bajo la modalidad contractual opción de compra de gas, OCG, indicando el valor de la prima y el precio de ejercicio al que se facturarán los consumos;

iii) Suministro de las cantidades solicitadas por el interesado bajo la modalidad contractual de suministro con firmeza condicionada.

(Nota: Véase Resolución 118 de 2011 artículo 21° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

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

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

CAPÍTULO II

Comercialización del gas natural proveniente de campos con precios máximos regulados

ART. 5º—(Derogado).* Ámbito de aplicación. El presente capítulo regula lo dispuesto en el artículo 8º del Decreto 2687 de 2008, o aquellos que lo modifiquen, complementen o sustituyan.

(Nota: Véase Resolución 118 de 2011 artículo 21° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

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

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

ART. 6º—(Derogado).* Comercialización de la producción disponible para ofertar en firme de campos con precios regulados. La producción disponible para ofertar en firme (PDOF) de los campos con precios máximos regulados, de que tratan los numerales 1º al 4º del artículo 8º del Decreto 2687 de 2008 o aquellos que lo modifiquen, complementen o sustituyan, deberá ofrecerse para su comercialización bajo un contrato pague lo contratado o “take or pay” con un porcentaje de ToP determinado.

PAR.—La asignación de las cantidades de gas natural de que tratan los numerales 1º al 4º del artículo 8º del Decreto 2687 de 2008 o aquellos que lo modifiquen, complementen o sustituyan, deberá realizarse dentro de los plazos que establezca el Ministerio de Minas y Energía.

(Nota: Véase Resolución 118 de 2011 artículo 21° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

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

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

ART. 7º—(Derogado).* Comercialización de las cantidades disponibles restantes de los campos con precios máximos regulados. El procedimiento para la comercialización de las cantidades disponibles restantes, de que trata el numeral 5º del artículo 8º del Decreto 2687 de 2008 o aquellos que lo modifiquen, complementen o sustituyan, será el siguiente:

1. El productor-comercializador deberá publicar las cantidades disponibles restantes, en un diario de amplia circulación nacional y en su página de Internet para conocimiento público, y otorgará un plazo de diez (10) días hábiles, contados a partir de la publicación, para recibir las solicitudes de compra de los posibles interesados.

2. Las solicitudes de compra deberán contener como mínimo lo siguiente: i) la identificación del comprador (si es nacional o si es un comprador externo), ii) la estimación y la destinación (industrial, petroquímico, gas natural vehicular, generación eléctrica, oficial) de las cantidades requeridas. En caso de tratarse de un comercializador puro, este no podrá representar ni vender el gas natural adquirido a comercializadores que atiendan mercado regulado.

3. El productor-comercializador realizará la comparación entre las cantidades disponibles restantes y las solicitudes de compra recibidas al vencimiento del respectivo plazo. El resultado de este ejercicio deberá ser publicado en la página de Internet del productor-comercializador para conocimiento público, a más tardar cinco (5) días hábiles después de vencido el plazo de recepción de solicitudes de compra, y con base en él optará por uno de los siguientes procedimientos:

3.1. Si las solicitudes de compra recibidas superan las cantidades disponibles restantes, el productor-comercializador podrá, en primera instancia, ofrecer a los interesados las cantidades disponibles restantes bajo contratos de suministro con firmeza condicionada a través de negociaciones bilaterales.

Si aplicando lo anterior, no se atienden la totalidad de las solicitudes de compra y estas superan las cantidades remanentes, el productor-comercializador deberá adjudicarlas a prorrata en función de las solicitudes de compra. Si las solicitudes de compra no superan las cantidades remanentes, el productor-comercializador podrá llevar a cabo negociaciones bilaterales.

3.2. Si las solicitudes de compra recibidas no superan las cantidades disponibles restantes, la comercialización podrá realizarla a través de negociaciones bilaterales, para lo cual el productor-comercializador deberá dar respuesta a cada una de las solicitudes de compra recibidas, presentando al menos dos ofertas para la venta de las cantidades de energía requeridas por los compradores, de la siguiente manera:

i) Suministro de las cantidades solicitadas por el interesado bajo la modalidad contractual pague lo contratado o “take or pay”;

ii) Suministro de las cantidades solicitadas por el interesado bajo la modalidad contractual opción de compra de gas, OCG, indicando el valor de la prima y el precio de ejercicio al que se facturarán los consumos.

(Nota: Véase Resolución 118 de 2011 artículo 21° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

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

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

ART. 8º—(Derogado).* Régimen de precios. El régimen de precios aplicable para el procedimiento de comercialización de que trata el presente capítulo, es el dispuesto en la Resolución CREG 119 de 2005, o aquellas que la complementen, modifiquen o sustituyan.

(Nota: Véase Resolución 118 de 2011 artículo 21° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

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

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

ART. 9º—(Derogado).* Divulgación de los resultados de los procesos de asignación y comercialización. Concluidas las etapas descritas en el presente capítulo, los productores-comercializadores divulgarán los resultados de la asignación y comercialización por agente y sector de consumo, dentro de los diez (10) días hábiles siguientes a la adjudicación de la PDOF.

(Nota: Véase Resolución 118 de 2011 artículo 21° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

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

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

CAPÍTULO III

Guías para el desarrollo de subastas para la comercialización de la producción disponible para ofertar en firme (PDOF) de campos con precios libres

ART. 10.—(Derogado).* 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:

• Publicidad: La divulgación de la PDOF, el reglamento de la subasta y los resultados de la misma, deberán efectuarse a través de los medios que permitan que sea conocida por todos los interesados.

• 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.

• Simplicidad y transparencia: Las reglas de actividad y todos los procedimientos de la subasta deberán ser claros, explícitos y constar por escrito de tal forma que puedan ser comprendidos sin duda ni ambigüedad.

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

(Nota: Véase Resolución 118 de 2011 artículo 21° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

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

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

ART. 11.—(Derogado).* Reglamento de la subasta. Los productores-comercializadores elaborarán y publicarán el reglamento de la subasta a más tardar diez (10) días hábiles después de publicado el balance entre la PDOF y las solicitudes de compra. El reglamento de la subasta deberá contener como mínimo los siguientes elementos:

i) Cronograma: Deberá definirse un cronograma para la realización de la subasta, considerando entre otros plazos, los siguientes:

— Un periodo de precalificación de por lo menos un (1) mes contabilizado a partir de la publicación del reglamento de la subasta.

— Un periodo de por lo menos una (1) semana para absolver las inquietudes de los potenciales participantes;

ii) 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 en firme y en todo caso considerando como máximo la PODF declarada al Ministerio de Minas y Energía. Se deberá indicar como mínimo:

— La cantidad mínima de compra o el tamaño de los lotes, que deberá ser de hasta 2 GBTUD o el que se adopte en el contrato estándar.

— La duración de las entregas.

— Las condiciones de pago y entrega, tales como el porcentaje de “take or pay”, la cantidad mínima de consumo, y las garantías exigidas, entre otras.

— El punto de entrega.

— La fecha de inicio de las entregas.

— La calidad del gas natural.

— El mecanismo de actualización de los precios.

El diseño del producto deberá privilegiar la continuidad del suministro en el tiempo, para lo cual se deberán establecer bloques horizontales de cantidades de gas natural en firme;

iii) Curva de oferta: El productor-comercializador definirá libremente la curva de oferta indicando las cantidades ofrecidas y los respectivos precios para cada uno de los productos que serán subastados;

iv) Tipo de subasta: La adjudicación de la producción disponible para ofertar en firme de gas natural, se llevará a cabo mediante una subasta ascendente de múltiples unidades de acuerdo al tamaño del lote establecido. El diseño de la subasta deberá evitar segmentación injustificada del mercado;

v) Reglas de actividad: Deberán definirse las reglas de participación en la subasta, indicando al menos lo siguiente:

— La manera como deben presentarse las ofertas, esto es, si será en forma remota vía Internet o presencial.

— La duración de cada una de las rondas de la subasta, el cual no podrá ser inferior a veinte (20) minutos.

— Las variaciones mínimas de precio y/o de cantidades admitidas entre las diferentes rondas. 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.

— La cantidad mínima y máxima que cada participante puede comprar.

— Los criterios de desempate;

vi) Regla de formación del precio: Será una subasta uniforme, en la cual, el precio de adjudicación será el precio que corresponde al punto en el que se cruzan la curva de demanda y la curva de oferta;

vii) Precio de inicio: El precio de inició se podrá definir libremente;

viii) Garantías: 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:

— La participación en la subasta y el cumplimiento de todos los términos.

— La suscripción del respectivo contrato en caso de resultar adjudicado.

PAR. 1º—Las subastas que se adelanten en cumplimiento de lo establecido en el presente artículo, 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.

PAR. 2º—El cronograma de realización de la subasta y de entrada en vigencia de las obligaciones derivadas de la misma debe procurar que los requerimientos de transporte permitan el mayor número de participantes en la misma.

*(Nota: Modificado por la Resolución 147 de 2009 artículo 1º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

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

(Nota: Véase Resolución 118 de 2011 artículo 21° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

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

ART. 12.—(Derogado).* 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) El precio de inicio de cada ronda;

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

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

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

(Nota: Véase Resolución 118 de 2011 artículo 21° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

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

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

ART. 13.—(Derogado).* Subastador único. Los productores que tengan PDOF para subastar seleccionarán de común acuerdo un subastador único el cual se informará a la CREG el primer día hábil del mes de marzo. Vencido este plazo, en caso de no informarse o de no existir acuerdo, la CREG seleccionará el subastador.

PAR.—El subastador no podrá tener vinculación económica con los agentes operacionales en los términos del artículo 1º del Decreto 2687 de 2008.

(Nota: Modificado por la Resolución 45 de 2009 artículo 1° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

*(Nota: Derogado por la Resolución 118 de 2011 artículo 21° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

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

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

ART. 14.—(Derogado).* Participación de los compradores externos en las subastas. La participación de los compradores externos en las subastas estará sujeta a las siguientes condiciones:

1. Los productores-comercializadores solamente podrán tener en cuenta las solicitudes de compra de los compradores externos recibidas dentro de los mismos plazos definidos de conformidad con el capítulo I de la presente resolución.

2. Los compradores externos que participen en las subastas deberán reunir los mismos requisitos de participación exigidos por los productores-comercializadores en el respectivo reglamento de la subasta para los demás agentes que atienden demanda interna.

3. Los compradores externos ofertarán por el gas natural objeto de las subastas en igualdad de condiciones que los demás agentes.

4. Si después de finalizada la subasta, quedaran agentes en Colombia que habiendo participado en el proceso no resultaren ganadores, estos últimos tendrán la opción de acceder al gas natural que se le adjudicaría a los compradores externos ganadores siempre y cuando acepten igualar el precio de adjudicación de la subasta. Esta opción se dará a los agentes en Colombia en el orden en que redujeron sus cantidades demandadas (el primero que puede ejercer la opción será el último que redujo su cantidad demandada en la subasta). En todo caso, el precio de adjudicación no se modificará.

(Nota: Derogado por la Resolución 118 de 2011 artículo 21° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

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

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

ART. 15.—(Derogado).* Consumo de gas natural por productores. Si el productor requiere cantidades de la PDOF para su propio consumo deberá excluirlas y publicarlas con anterioridad a la definición de los productos a subastar.

*(Nota: Derogado por la Resolución 118 de 2011 artículo 21° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

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

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

ART. 16.—(Modificado).* Cronograma para las subastas. Para la comercialización del gas natural correspondiente a la declaración de producción, de que trata el artículo 9º del Decreto 2687 de 2008, los plazos aplicables al desarrollo del procedimiento para comercialización de la PDOF de gas natural de los campos con precios libres, serán los siguientes:

• Plazo para presentación de solicitudes de compra: Diez (10) días hábiles contados a partir de la fecha de divulgación de la PDOF.

• Plazo para publicación del resultado de la comparación entre la PDOF y las solicitudes de compra: Cinco (5) días hábiles contados a partir del vencimiento del plazo para presentación de solicitudes compra.

• Plazo para publicación del reglamento de la subasta: Diez (10) días hábiles contados a partir del vencimiento del plazo para presentación de las solicitudes compra.

• Periodo de precalificación: Veinte (20) días hábiles.

• Fecha de realización de las subastas: Primer día hábil de mayo de cada año.

(Nota: Modificado por la Resolución 45 de 2009 artículo 2° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

*(Nota: Modificado por la Resolución 147 de 2009 artículo 2° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Véase Resolución 118 de 2011 artículo 21° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

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

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

ART. 17.—(Derogado).* Subasta única. El subastador designado para el efecto agregará las curvas de oferta definidas por cada uno de los productores y productores-comercializadores y realizará una subasta única en la cual se ofrecerán los diferentes productos disponibles.

(Nota: Modificado por la Resolución 147 de 2009 artículo 3° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

*(Nota: Derogado por la Resolución 118 de 2011 artículo 21° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

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

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

CAPÍTULO IV

Respaldo físico y otras disposiciones

ART. 18.—(Derogado).* Atención de solicitudes de suministro interrumpible. La asignación y comercialización del gas natural en la modalidad interrumpible será libre. No obstante el productor-comercializador deberá publicar las cantidades totales comercializadas en dicha modalidad contractual y las condiciones generales del servicio prestado.

(Nota: Véase Resolución 118 de 2011 artículo 21° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

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

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

ART. 19.—(Derogado).* Contratación de suministro en firme. Los contratos que pacten servicios de suministro en firme, deberán ser respaldados físicamente. Este respaldo implica que el vendedor deberá disponer de las reservas y la capacidad de producción suficientes para cumplir el contrato desde el momento en que se inicien las entregas de gas natural, hasta que finalicen las obligaciones, de conformidad con los términos pactados en el contrato.

PAR. 1º—El respaldo físico de que trata este artículo podrá complementarse con una o varias de las siguientes alternativas: i) gas proveniente de otros campos; ii) importaciones; iii) almacenamiento; o iv) cualquier alternativa tecnológica que permita al vendedor ofrecer la firmeza pactada en el respectivo contrato.

PAR. 2º—En caso de que el contrato pacte un suministro proveniente de importaciones de gas natural, el vendedor deberá disponer y demostrar en caso que así se requiera, el acceso a la infraestructura de importación, como son las interconexiones internacionales de gas natural; los terminales de regasificación, o en general aquella infraestructura que será utilizada para realizar las entregas de gas natural a los compradores nacionales, de acuerdo a las condiciones pactadas contractualmente.

PAR. 3º—Lo dispuesto en este artículo es aplicable a todos los comercializadores de gas natural, incluyendo aquellos que no tienen producción propia.

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

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

ART. 20.—Modificar el artículo 2º de la Resolución CREG 093 de 2006, el cual quedará así:

“ART. 2º—Régimen de la comercialización de la producción. A partir de la vigencia de la presente resolución, los socios de un campo productor o de un contrato deberán comercializar independientemente el gas natural producido conjuntamente. Excepcionalmente, la CREG podrá autorizar la comercialización conjunta con base en los criterios señalados en el artículo 3º de la presente resolución.

PAR.—Se exceptúa de autorización cuando la comercialización del gas natural se realice a través de subastas originadas en vendedores”.

ART. 21.—(Derogado).* Contratación de suministro con firmeza condicionada. El vendedor podrá ofrecer gas natural en firme con destino a los agentes, donde las entregas están condicionadas al precio de bolsa de electricidad de la siguiente manera: i) se interrumpe en condiciones críticas; y ii) se entrega en condiciones críticas en los términos de la Resolución CREG 071 de 2006 o aquellas que la modifiquen, complementen o sustituyan. Los interesados en recibir el gas en estas condiciones pactarán con el vendedor los mecanismos para establecer el cumplimiento de la condición mencionada.

(Nota: Véase Resolución 118 de 2011 artículo 21° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

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

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

ART. 22.—(Derogado).* Compensaciones. Los contratos que pacten servicios de suministro en firme suscritos a partir de la vigencia de la presente resolución, y que sean destinados para la atención de usuarios regulados deberán pactar como mínimo las compensaciones de que trata la Resolución CREG 100 de 2003.

PAR.—Para los demás compradores las compensaciones podrán ser pactadas en forma bilateral entre las partes.

(Nota: Véase Resolución 118 de 2011 artículo 21° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

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

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

ART. 23.—(Derogado).* Reporte de información. Los productores-comercializadores y comercializadores deberán reportar por escrito la información de cantidades comprometidas en contratos que pacten servicios de suministro en firme, teniendo en cuenta el formato del anexo.

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

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

ART. 24.—(Derogado).* Disposiciones adicionales. Para efectos del cumplimiento de la presente resolución se deberá tener en cuenta lo siguiente:

1. Los productores-comercializadores y comercializadores deberán reportar a la CREG la información indicada en el artículo anterior, dentro del mes siguiente a la expedición de la presente resolución.

2. A partir de la expedición de la presente resolución, cada vez que se suscriban contratos que pacten servicios de suministro en firme, el productor-comercializador y el comercializador deberán reportar a la CREG la información indicada en los formatos del anexo.

3. El productor-comercializador y el comercializador también deberá reportar a la CREG la información requerida en esta resolución, cada vez que se efectúe una modificación contractual que implique una actualización de la información.

4. Los productores-comercializadores y los comercializadores deberán reportar a la CREG dentro del mes siguiente a la suscripción o modificación del contrato, la información señalada en la presente resolución.

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

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

ART. 25.—(Derogado).* Contenido mínimo de los contratos de en firme. El Consejo Nacional de Operación de Gas, CON, en un plazo de tres (3) meses contabilizados a partir de la expedición de la presente resolución propondrá a la Comisión de Regulación de Energía y Gas el contenido mínimo que deben tener los contratos que regulen el suministro de gas en firme. Vencido este plazo si el CNO-GAS no cumple con lo ordenado por este artículo, la CREG podrá definir el contenido contractual sin considerar propuestas extemporáneas.

*(Nota: Derogado por la Resolución 118 de 2011 artículo 21° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

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

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

ART. 26.—Derogaciones. La presente resolución deroga las disposiciones que le sean contrarias.

ART. 27.—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 4 de septiembre de 2008.

ANEXO

Formato de reporte de contrato de suministro en firme de gas natural

 

 

(Nota: Véase Resolución 118 de 2011 artículo 1° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)