CREG - Concepto 6159 de 2026

CONCEPTO 6159 DE 2026

(julio 27) <Fuente: Archivo interno entidad emisora>

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG

Bogotá, D.C., Señora

XXXXXXX

Asunto: Respuesta al Radicado E2026007896.

Concepto Resolución CREG 102 024 de 2026

Respetada señora XXXXXX: En atención a su comunicación, en primera instancia debemos manifestar que, de acuerdo con lo dispuesto por la Ley 142 de 1994, a la CREG, aparte de las funciones genéricas que toda Comisión de Regulación tiene, se le asignaron la regulación económica de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible.

Por tal razón, es importante precisar que, en desarrollo de la función consultiva, la CREG no resuelve casos particulares o concretos, pues ello corresponde a las autoridades competentes mediante los procedimientos de rigor y, en tal virtud, tanto las preguntas como las respuestas deben darse o entenderse en forma genérica, de tal manera que puedan predicarse de cualquier asunto en circunstancias similares. Hecha esta precisión, a continuación, procederemos a dar respuesta a su solicitud, la cual se formula en los siguientes términos, advirtiendo que, al inicio de su comunicación, usted desarrolla una crítica respecto de uno de los aspectos contenidos en la Resolución CREG 102 024 de 2026 y, posteriormente, formula las respectivas peticiones de concepto: “Como es de su conocimiento, Ecopetrol S.A. ha venido implementando de manera oportuna las

disposiciones normativas aplicables a la comercialización de suministro de gas natural en el mercado primario, conforme a lo establecido en la Resolución CREG 102 015 de 2025, vigente desde el 1o de junio de 2025. Desde la fecha de entrada en vigencia de la resolución, Ecopetrol, en su calidad de productorcomercializador, ha comercializado cantidades entre los 22 y los 45 Gbtud en los ciclos de comercialización definidos por la CREG para cada Trimestre Estándar de Negociación (TEN). Aunque los mecanismos previstos en la resolución han permitido al mercado asegurar volúmenes de gas mediante contratos que garantizan firmeza en el corto y largo plazo, desde octubre de 2025 se identificó la necesidad de complementar los instrumentos de corto plazo, de manera que se facilite el acceso del mercado a oferta firme adicional en periodos dentro del TEN, agregando oferta disponible a la demanda esencial. Propuestas en este sentido fueron presentadas por Ecopetrol mediante comunicación con radicado CREG E2025015629 del 12 de noviembre de 2025.El pasado 15 de abril, la CREG expidió la Resolución CREG 102 024 de 2026, “Por la cual se modifica y adiciona la Resolución CREG 102 015 de 2025 y se establecen disposiciones transitorias en materia de comercialización y transporte de gas natural, con el fin de flexibilizar y promover una mayor eficiencia en la comercialización mayorista de suministro”. Esta resolución incorporó señales relevantes de flexibilización al: - (i) incluir una alternativa para la comercialización de cantidades adicionales dentro de un

mismo TEN, - (ii) habilitar la negociación de contratos con duración de hasta un día para los TEN 1 y 2; - (iii) crear una modalidad de contrato que mitiga el riesgo de pago para el vendedor de gas natural importado; - (iv) permitir la actualización mensual de los precios, reflejando adecuadamente la volatilidad de precios de los mercados internacionales; y - (v) establecer lineamientos transitorios para la articulación de la comercialización de capacidad de transporte en el corto plazo. Sea preciso indicar que con la expedición de la resolución entendemos que quedó sin vigencia el artículo 8 de la Resolución MME 40163 de 2026 1 que contemplaba disposiciones transitorias adecuadas para promover la comercialización de oferta de gas natural en el corto plazo. Sin perjuicio de lo positivo de las flexibilizaciones, como lo manifestamos durante el proceso en consulta, la señal de techo al precio prevista en el artículo 6 de la resolución no reconoce los costos a los cuales las cantidades adicionales pueden ofrecerse al mercado, y corresponde, vía un mecanismo de control, una intervención de precios del mercado que contrario a lograr la alineación de incentivos , resulta en: i) desincentivo a realizar esfuerzos para entregar oferta adicional en firme que pueda atender necesidades del mercado; ii) es contradictoria a lo mencionado por la comisión en los considerandos de la resolución frente a buscar “introducir mayor flexibilidad regulatoria con el fin de promover la ampliación de la oferta en el país”; iii) distorsiona las señales de formación de precio para la oferta actual de corto plazo y para la

demanda que adquiere el gas en diferentes momentos en los TEN. Es preciso recordar que la formación de precios actual responde a las condiciones de mercado. Desde 2022 la producción nacional de gas natural ha venido declinando de manera sustancial, por ejemplo, en la gráfica 1 se puede observar una disminución de 30% en los últimos 3 años, y así mismo, los costos de producir cada molécula han ido aumentando, lo que se refleja en el precio que percibe el consumidor final en el mercado primario. Gráfica 1. Promedio de producción nacional entregada en gasoductos vs precio promedio ponderado de fuentes nacionales en el mercado primarioTeniendo en cuenta lo anterior, el aumento en precios de los últimos años no obedece i) a comportamientos no competitivos, como lo expresa la Comisión en la parte considerativa, sino al declive sostenido de la producción y al aumento de los costos de extracción reflejando el costo marginal de la molécula; ii) ni a incentivos bajo información asimétrica en la medida en que como lo establece el Artículo 2.2.2.2.22. del Decreto 1073 de 2015, los agentes están obligados a reportar variaciones en su PTDV con sus respectivos soportes, información que es pública para todo el mercado. De otra parte, la Comisión al fijar estas “reglas de conducta” vía la intervención de precio considerando los umbrales de cantidades adicionales, está desincentivando la colocación de cantidades de gas que resulten de las variaciones operativas que podrían estar destinadas a atender demanda no cubierta como ocurre en la condición actual. Las cantidades adicionales

incluso pueden no necesariamente obedecer a variaciones operativas, sino a esfuerzos adicionales para atender momentos críticos, como por ejemplo el reciente mantenimiento de la planta de SPEC, cuyos costos fueron mayores a los precios de gas negociado en el trimestre, precisamente debido al esfuerzo operativo requerido para disponer de más gas y evitar desatención de la demanda durante dicho periodo. Por esto, diferimos específicamente de la posición indicada por la CREG frente a la definición del umbral del 80% de precio techo como criterio de proporcionalidad regulatoria, a título de mecanismo para “inducir la revelación de información mediante esquemas de precios que condicionan los ingresos a las decisiones del propio agente”, reiterando que el costo de la molécula adicional no es equivalente al precio promedio ponderado previsto por la CREG como precio de referencia; insistimos dicho costo no revela los costos marginales. Así mismo, los umbrales considerados por la CREG presentan una explicación teórica de su valoración, pero no una contextualización a las condiciones actuales de reducciones de las PTDVF (valor base para definir el respectivo umbral) ni de las “variaciones normales” de los volúmenes disponibles. En escenarios de baja PTDVF, las variaciones operativas pueden fácilmente superar el 10%, lo que no puede entenderse como una señal de “falta de disciplina” del proceso de oferta en los TEN, sino que insistimos, responde a una intención de entregar a la demanda cualquier opción de gas disponible. Ante las medidas establecidas por la CREG, el incentivo no se encuentra en ofertar el gas, por el contrario, se orientará a darle un mayor

beneficio en los procesos internos, restringiendo oferta que en la situación actual pudiera ser beneficiosa para la demanda. Adicionalmente, es preciso resaltar que la CREG extiende las reglas de limitación de precio a las cantidades liberadas de gas natural que ya se encontraban permitidas dentro de un mismoTEN sin ninguna restricción [2], castigando así también la liberación de los consumos propios de comercializadores-productores y la de eventos de fuera mayor, caso fortuito o causa extraña; previo a la modificación incurrida, la señal de la CREG permitió en el pasado entregar gas en firme el gas de dichas liberaciones. Reiteramos que la restricción de precio extendida por la CREG a lo previamente ya reglado resulta en un desincentivo a ofrecer cantidades excepcionales, pero adicionalmente en este caso carece de un sustento técnico que motive dicho cambio tanto en el documento que soporta los análisis como en la parte considerativa del acto administrativo, como tampoco hizo parte de la consulta previa contenida en el proyecto de resolución 702 020 de 2026. A lo anterior se suma, que las “variaciones normales” que la CREG considera como parte de su análisis pareciera no está contemplando aquellas que resultan de las liberaciones de gas asociadas a pérdida de continuidad en el suministro de alguna comunidad aislada, situaciones no programadas en infraestructura de importación y/o transporte, variaciones no programadas en los procesos de refinación, cuyas cantidades pueden ser mayores al 10% de la PTDVF del respectivo TEN, y que si bien surtirán el proceso de justificación previsto en el literal g) de

parágrafo 2 adicionado por la Resolución CREG 102 024 de 2026 al artículo 19 de la Resolución CREG 102 105 de 2025, cuando el precio limitado por la CREG no permita cubrir los costos de dicha transacción, dicho gas no podrá se suministrado a la demanda, en un momento de escasez como el actual. En conclusión, intervenir el precio para los volúmenes adicionales que puedan ser incluidos dentro de un TEN, distorsiona el mercado, desincentiva la contratación firme de corto plazo y los esfuerzos para atender demanda no cubierta, y tampoco elimina la escasez; por el contrario, la agrava. Por todo lo anterior, respetuosamente invitamos a la CREG a revisar y reconsiderar los efectos que la medida puede tener para la atención de la demanda en el corto plazo, así como su efecto en decisiones de inversión de largo plazo frente a los cambios en las reglas de comercialización del mercado. No obstante, con el objetivo de entender la aplicación del nuevo mecanismo propuesto por la Comisión, respetuosamente solicitamos a la Comisión emitir concepto sobre los aspectos que se consultan a continuación”. Comentario CREG Frente a las observaciones formuladas por Ecopetrol S.A, esta Comisión precisa que los fundamentos técnicos, económicos y regulatorios que sustentan la Resolución CREG 102 024 de 2026, incluida la señal económica prevista en su artículo 6, se encuentran desarrollados en el Documento CREG 902 209 de 2026, el cual constituye el soporte técnico y económico que acompañó la expedición del acto administrativo. Adicionalmente, en el marco del proceso

regulatorio, el proyecto de resolución surtió el trámite de abogacía de la competencia ante la Superintendencia de Industria y Comercio, de conformidad con el marco normativo aplicable. Entendemos que las manifestaciones de la empresa reflejan discrepancias respecto de los supuestos económicos considerados por la Comisión, los incentivos de mercado asociados a la comercialización de cantidades adicionales de gas natural y los efectos esperados de la medida regulatoria adoptada. Tales consideraciones fueron analizadas durante el proceso regulatorio y no afectan la presunción de legalidad, la vigencia ni la obligatoriedad de las disposiciones expedidas. La Comisión ratifica que la medida adoptada se enmarca en las facultades regulatorias previstasen la Ley 142 de 1994 para promover la prestación eficiente del servicio, propiciar condiciones adecuadas de competencia y adoptar las medidas regulatorias que resulten necesarias para el adecuado funcionamiento del mercado. En ese contexto, la señal económica prevista en el artículo 6 responde a los objetivos regulatorios que motivaron su expedición y forma parte integral del esquema adoptado mediante la Resolución CREG 102 024 de 2026. Esta Comisión toma nota de las observaciones presentadas por la empresa, y, sin perjuicio de lo anterior, continuará haciendo seguimiento a los efectos del mecanismo en el mercado, en el marco de sus funciones permanentes de monitoreo regulatorio. Lo anterior no afecta la vigencia, obligatoriedad ni aplicabilidad de las disposiciones. Pregunta 1.1 “1. Comercialización de gas para ejecución durante el TEN El artículo 6 de la Resolución CREG 102 024 de 2026 adiciona el parágrafo 2 al artículo 19 de la

Resolución CREG 102 015 de 2025, estableciendo un mecanismo para la comercialización y ejecución de cantidades adicionales de gas natural exclusivamente durante el TEN. Para su adecuada aplicación, presentamos las siguientes consideraciones y solicitudes de aclaración: 1.1 Declaración de cantidades adicionales En relación con la declaración de cantidades adicionales entendemos que: - Los vendedores del mercado primario pueden actualizar en cualquier momento del TEN la PTDVF ante el Gestor de Mercado de Gas Natural. - Esta declaración de cantidades adicionales debe explicarse suficientemente con base elementos técnicos y operativos. - Los contratos que se deriven del ofrecimiento y comercialización de estas cantidades adicionales solo podrán ser ejecutados dentro del TEN. - Cantidades adicionales para trimestres siguientes podrían sumarse en el respectivo ciclo de comercialización, sujeto a la temporalidad que establece la Resolución CREG 102 024 de 2026. - Para la comercialización de este gas de corto plazo también aplica la validación de cantidades con relación a la PTDV de la que tratan diferentes apartes el artículo 21 de la Resolución CREG 102 015 de 2025, esto es, que la PTDVF deba ser menor a la PTDV publicada por el Ministerio de Minas y Energía. Teniendo en cuenta lo anterior se consulta: a) Para la aplicación de lo previsto para la comercialización de corto plazo dentro de un mismo TEN, solo se puede ofrecer al mercado gas firme si el Ministerio publica la PTDV ajustada con las nuevas cantidades; en caso de que dicho proceso no se pueda cumplir en la oportunidad de la disponibilidad del gas adicional, dicho gas no podrá ser comercializado dado que los contratos

no podrán ser registrados y sería inaplicable la alternativa prevista por la CREG con la resolución en cuestión. En caso afirmativo, vemos con preocupación, este cuello de botella que, como hemos indicado, dificulta o incluso puede impedir la comercialización y materialización oportuna de contratos de suministro de gas firme de corto plazo.Reiteramos a la Comisión la solicitud respetuosa de que se prevea alguna alternativa regulatoria para eliminar este cuello de botella y/o realizase un trabajo conjunto con el equipo de MME para asegurar que no se materialice este efecto”. Respuesta De conformidad con las disposiciones regulatorias expedidas por la Comisión, y en concordancia con lo previsto en el Decreto 1073 de 2015, los valores declarados por los productores-comercializadores como Producción Total Disponible para la Venta en Firme (PTDVF) deben ser menores o iguales a los valores declarados como Producción Total Disponible para la Venta (PTDV). Lo anterior encuentra fundamento en los artículos 2.2.2.2.22 y 2.2.2.2.23 del Decreto 1073 de 2015, los cuales establecen lo siguiente: “ARTÍCULO 2.2.2.2.22. ACTUALIZACIÓN DE LA DECLARACIÓN DE PRODUCCIÓN. Todos los productores, los productores-comercializadores de gas natural y los comercializadores de gas importado obligados a declarar conforme a lo previsto en el presente decreto, deberán actualizar su declaración exponiendo y documentando las razones que la justifican, por variación

en la información disponible al momento de la declaración y/o inmediatamente se surta un procedimiento de comercialización, conforme a lo previsto en este Decreto. ARTÍCULO 2.2.2.2.23. MECANISMOS Y PROCEDIMIENTOS DE COMERCIALIZACIÓN DE LA PTDV Y DE LAS CIDV. La comercialización, total o parcial, de la PTDV y de las CIDV declaradas conforme a lo previsto en el artículo 2.2.2.2.22 del presente decreto para la atención de la demanda de gas natural para consumo interno, se deberá realizar siguiendo los mecanismos y procedimientos de comercialización que establecerá la CREG en concordancia con los lineamientos previstos en este Decreto”. En ese sentido, la PTDV corresponde a información asociada a la Declaración de Producción, cuya competencia recae en el Ministerio de Minas y Energía. Dicha información solo adquiere carácter oficial para efectos del mercado una vez el Ministerio publica el acto administrativo correspondiente con el anexo verificado de la declaración de producción. Por esta razón, los mecanismos y procedimientos de comercialización que desarrolla la Comisión toman como base de referencia la información oficial de la PTDV, a partir de la cual se determina la PTDVF que los agentes están dispuestos a ofrecer en el mercado. En consecuencia, la PTDVF no puede exceder la PTDV declarada, pues el artículo 2.2.2.2.23 del Decreto 1073 de 2015 dispone que la comercialización, total o parcial, debe recaer sobre la

PTDV y las CIDV declaradas conforme al artículo 2.2.2.2.22 del mismo decreto. Este criterio ha sido recogido de manera consistente en las diferentes resoluciones mediante las cuales la Comisión ha regulado el marco comercial del suministro de gas natural en el mercado mayorista. Desde la Resolución CREG 089 de 2013, la definición de PTDVF ha previsto que esta deberá ser igual o inferior a la PTDV, declarada conforme a lo señalado en el Decreto 2100 de 2011, compilado posteriormente en el Decreto 1073 de 2015, o la norma que lo modifique, adicione o sustituya. Esta misma regla se ha mantenido en las resoluciones CREG 114 de 2017, CREG 186 de 2020 y CREG 102 015 de 2025. Ahora bien, teniendo en cuenta que corresponde al Ministerio de Minas y Energía definir las reglas aplicables a la Declaración de Producción y a la PTDV, así como las reglasexcepcionales que puedan incidir en la activación de los mecanismos y procedimientos comerciales definidos por la CREG, la inquietud planteada se relaciona con un asunto de competencia de dicha entidad. En consecuencia, la Comisión dará traslado de su consulta al Ministerio de Minas y Energía, para que se pronuncie sobre el particular, especialmente respecto del alcance de lo previsto en el artículo 8 de la Resolución MME 40163 de 2026. Pregunta 1.2 “1.2 Definición de precio Al respecto observamos que: - Se regula el precio de negociación de los contratos de suministro de gas natural del mercado

primario para las transacciones de corto plazo a ejecutarse en el TEN. - El nivel de precio se determina con base en un Precio de Referencia (PRef) y la proporción de cantidades adicionales de PTDVF que declare el vendedor. - El Gestor realizará la verificación de las condiciones pactadas de precio con relación a las cantidades, duración, modalidad, entre otros. Teniendo en cuenta lo anterior se consulta: b) ¿Cuál es la referencia de PTDVF/CIDVF para definir el ? ¿En qué lapso de tiempo se calcula, es decir, promedio mensual o trimestral o periodo de reporte? c) Tomando como ejemplo cantidades adicionales de la Planta A del campo contrato

GBTUD TEN m1 m2 m3

PTDVF en TEN anteriores ya comercializadas 150 140 130

PTDVF TEN-1

100 95 90 Venta de PTDVF en TEN -1 90 90 90 Cantidades remantes de PTDVF declaradas en TEN-1 0 0 0 PTDVF adicional en TEN en tres momentos diferentes 2 20 5 - Momento 1: Declaración de 2 Gbtud para el primer mes y se considera el promedio mensual = 2 Gbtud / PTDVF - Si la PTDVF es la remanente vigente el valor sería 0 Gbtud - Si la PTDVF es la declarada en el TEN anterior sería 100 Gbtud - Si la PTDVF es la declarada acumulada para el TEN en curso el valor sería 250 Gbtud - Momento 2: Declaración de 20 Gbtud y se considera el promedio mensual= (2 Gbtud + 20 Gbtud) / PTDVF

• Si la PTDVF es la remanente vigente el valor sería 0 Gbtud - Si la PTDVF es la declarada en el TEN anterior promedio mes sería 97,5 Gbtud - Si la PTDVF es la declarada acumulada para el TEN en curso el valor sería 242,5 Gbtud - Momento 3: Declaración de 5 Gbtud y se considera el promedio mensual = (2 Gbtud + 20 Gbtud + 5 Gbtuf) / PTDVF - Si la PTDVF es la remanente vigente el valor sería 0 Gbtud - Si la PTDVF es la declarada en el TEN anterior promedio mes sería 95 Gbtud - Si la PTDVF es la declarada acumulada para el TEN en curso el valor sería 235 Gbtud En cada momento 1, 2 y 3 del ejemplo, ¿qué referencia temporal de PTDVF promedio se debe tomar? Agradecemos desarrollar el ejemplo en la manera en la que se debería aplicar la resolución, siendo específicos en las premisas para considerar el denominador del componente A y el Precio de Referencia. d) ¿En estas negociaciones se debe dar aplicación a lo establecido en el inciso ii del numeral 1 del artículo 22 de la Resolución CREG 102 015 de 2025 en referencia a que “las solicitudes de compra presentadas por cada comprador no podrán ser superior a la cantidad total declarada por ese mismo comprador al Gestor del Mercado, de acuerdo con lo establecido en el literal c. del artículo 21 de la presente resolución”? Lo anterior considerando que esta declaración no se realiza dentro del TEN”.

Respuestas En relación con las preguntas de los literales [1] b), c) y d), debe señalarse que el artículo 6 de la Resolución CREG 102 024 de 2026 no constituye una regla aislada, sino que su aplicación se hace en conjunto con las demás disposiciones de la Resolución CREG 102 015 de 2025,

Resolución CREG 102 024 de 2026 no constituye una regla aislada, sino que su aplicación se hace en conjunto con las demás disposiciones de la Resolución CREG 102 015 de 2025, incluyendo las reglas de declaración, negociación y asignación de la PTDVF y la CIDVF. Respuesta a los literales b) y c) En cuanto a la referencia de PTDVF/CIDVF para el cálculo de la variable , entendemos que esta consulta se refiere al denominador que aparece en la siguiente ecuación: En relación con el cálculo de la variable prevista en el artículo 6 de la Resolución CREG 102 024 de 2026, la referencia de PTDVF o CIDVF utilizada como denominador corresponde a la PTDVF o CIDVF declarada por el vendedor para el Trimestre Estándar de Negociación (TEN) respecto del cual se realiza la comercialización de cantidades adicionales. De conformidad con el artículo 21 de la Resolución CREG 102 015 de 2025, la declaración dePTDVF y CIDVF debe efectuarse con desagregación mensual. En consecuencia, para la aplicación de las disposiciones de la Resolución CREG 102 024 de 2026 cuando para un mismo TEN existan valores distintos para cada uno de los tres meses que lo conforman, el valor de referencia para el cálculo del A corresponde al promedio de las cantidades mensuales declaradas para dicho trimestre. Conforme al ejemplo planteado por la empresa, en el que el vendedor declaró para el TEN tres valores distintos de PTDVF (uno por cada mes del trimestre), el valor de referencia que debe utilizarse como denominador en el cálculo del

corresponde al promedio de los tres valores mensuales declarados para ese TEN. Esta interpretación se fundamenta en dos razones que se derivan del propio documento soporte de la Resolución CREG 102-024 de 2026 (Documento CREG-902-209): La primera es que el precio de referencia (PRef) definido en el esquema de señales económicas corresponde al precio promedio ponderado de la fuente en el TEN. Siendo el PRef una variable de naturaleza trimestral construida como promedio, resulta coherente que el denominador del siga la misma lógica, es decir, que refleje el comportamiento del vendedor a lo largo de todo el trimestre y no únicamente el valor del primer mes. La segunda es que usar exclusivamente el valor de uno de los meses como denominador introduciría una distorsión técnica injustificada al no reflejar la postura de venta de todo el TEN. Como regla general, el Precio de Referencia (PRef) como la PTDVF o CIDVF utilizada como denominador del son parámetros asociados al respectivo Trimestre Estándar de Negociación. Por ello, utilizar como referencia el promedio de las cantidades declaradas para ese mismo TEN mantiene la coherencia temporal entre las variables que integran la señal económica regulatoria. Esta regla a su vez, garantiza que los agentes conozcan ex ante las condiciones de aplicación del mecanismo y el rango de precios resultante de las cantidades adicionales que decidan comercializar. De esta manera se preservan la predictibilidad, la transparencia y la estabilidad de la señal regulatoria durante todo el trimestre. Dado que la declaración de PTDVF o CIDVF para el TEN se realiza de manera previa al inicio

del período de negociación y contiene la información correspondiente a los tres meses que conforman el trimestre, el promedio utilizado como denominador es un valor conocido desde el inicio del TEN tanto por el vendedor como por el Gestor del Mercado. En consecuencia, el cálculo del puede efectuarse de manera objetiva y uniforme para cada una de las declaraciones adicionales que se realicen durante el respectivo Trimestre Estándar de Negociación. En el ejemplo planteado por la empresa, entendemos que la PTDVF declarada para el TEN corresponde a 100, 95 y 90 GBTUD para los meses m1, m2 y m3, respectivamente. En consecuencia, el denominador aplicable al cálculo del es el promedio de dichos valores, esto es, 95 GBTUD. Por lo anterior, para los tres momentos descritos en la consulta, el valor de referencia utilizado como denominador permanece constante y corresponde a 95 GBTUD. El cálculo del se realiza sobre la base de las cantidades adicionales acumuladas declaradas dentro del TEN divididas por dicho valor de referencia.Para el ejemplo planteado por usted, al aplicar la regulación se obtienen los siguientes resultados: Momento Adicional Declarado Acumulado Denominador A Resultado 1 2 2 95 2/95= 2,1% Inferior al umbral del 10%, no se activa el ajuste por precio techo. El precio aplicable es el PRef 2 20 22 95 22/95=23,2% Se ubica en el tramo de control entre el 10% y el

50%. Pref x(1,05+(- 0,5x0,232)) Pref x(0,934) 3 5 27 95 27/95=28,4% Permanece en el tramo entre el 10% y el 50%. Pref x(1,05+(- 0,5x0,284)) Pref x(0,908) Como se observa, el cálculo del opera de manera objetiva, uniforme y acumulativa a lo largo del trimestre por cuanto cada nueva declaración adicional se suma a las anteriores en el numerador, mientras el denominador permanece fijo en el promedio de la PTDVF o CIDVF declarada al inicio del TEN. Esta estructura garantiza dos resultados simultáneos: que la señal de precio refleje el comportamiento agregado del vendedor durante todo el trimestre, y que las condiciones de aplicación del mecanismo sean conocidas y predecibles desde el primer día del TEN tanto para el vendedor como para el Gestor del Mercado. Respuesta a la pregunta d) La Resolución CREG 102-024 de 2026 no modificó las disposiciones relativas a las declaraciones de compra establecidas en el inciso ii del numeral 1 del artículo 22 de laResolución CREG 102-015 de 2025. En consecuencia, la restricción según la cual las solicitudes de compra presentadas por cada comprador no podrán ser superiores a la cantidad total declarada por ese mismo comprador al Gestor del Mercado, conforme al literal c del artículo 21 de la Resolución CREG 102-015 de 2025, continúa plenamente vigente y aplicable, incluso

en el contexto de las negociaciones extraordinarias intra-trimestrales que habilita la Resolución CREG 102-024 de 2026 en un TEN. Pregunta e)“2. Comercialización de gas adicional durante TEN para ejecución en los trimestres 1 y 2 siguientes El artículo 8 de la Resolución CREG 102 024 de 2026 adicionó el parágrafo 4 al artículo 21 de la Resolución CREG 102 015 de 2025 para establecer un mecanismo de incorporación de cantidades adicionales para la comercialización de los trimestres 1 y 2. Al respecto entendemos que: - Se abre una ventana de declaración de cantidades de PTDVF/CIDVF adicionales para ofrecer en el TEN en curso para ejecución en los trimestres 1 y 2 siguientes. - Las cantidades se deben actualizar entre el 10 y 24 día hábil del TEN. - Con esta actualización el Gestor publicará la actualización de oferta el 25 día hábil. - El Gestor de Mercado publicará el resultado del balance comercial el día 27 correspondiente a los dos (2) Trimestres Estándar de Ejecución siguientes para determinar si se dan periodos deficitarios.

Se consulta a la Comisión: e) ¿En estas negociaciones se debe dar aplicación a lo establecido en el inciso ii del numeral 1 del artículo 22 de la Resolución CREG 102 015 de 2025 en referencia a que las solicitudes de compra presentadas por cada comprador no podrán ser superiores a la cantidad total declarada por ese mismo comprador al Gestor del Mercado, de acuerdo con lo establecido en el literal c. del artículo 21 de la presente resolución”? Lo anterior considerando que esta declaración no se

realiza dentro del TEN. Respuesta a la pregunta e) Es aplicable el mismo razonamiento señalado en la respuesta a la pregunta d). La restricción prevista en el inciso ii del numeral 1 del artículo 22 de la Resolución CREG 102 015 de 2025 continúa vigente y resulta aplicable a las negociaciones realizadas al amparo del parágrafo 4 adicionado al artículo 21 por la Resolución CREG 102 024 de 2026. En consecuencia, las solicitudes de compra que presenten los compradores deberán observar el límite previsto en dicha disposición, tomando como referencia las cantidades requeridas para suministro oportunamente declaradas al Gestor del Mercado conforme al literal c) del artículo 21 de la Resolución CREG 102 015 de 2025. Lo anterior sin perjuicio de que, para efectos de