CREG - Resolución 0185 de 2020

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(septiembre 23) Diario Oficial No. 51.492 de 8 de noviembre de 2020 COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad de transporte en el mercado mayorista de gas natural Resumen de Notas de Vigencia Concordancias CREG Doctrina Concordante LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS En ejercicio de sus atribuciones constitucionales y legales, en especial lasconferidas por la Ley 142 de 1994 y los decretos 2253 de 1994, 1260 de 2013 y 1073 de 2015, y

CONSIDERANDO QUE: El inciso tercero del artículo 333 de la Constitución Política establece que “(e)l Estado, por mandato de la ley, impedirá que se obstruya o se restrinja la libertad económica y evitará o controlará cualquier abuso que personas o empresas hagan de su posición dominante en el mercado nacional”.

El artículo 365 de la Constitución Política establece, a su vez, que “(l)os servicios públicos son inherentes a la finalidad social del Estado. Es deber del Estado asegurar su prestación eficiente a todos los habitantes del territorio nacional”, que los mismos estarán sometidos al régimen jurídico que fije la ley, y que “(e)n todo caso, el Estado mantendrá la regulación, el control y la vigilancia de dichos servicios”. Los artículos 1, 2, 3 y 4 de la Ley 142 de 1994 establecen que los servicios públicos domiciliarios son esenciales, y que la intervención del Estado está encaminada, entre otros fines, a conseguir su prestación eficiente, asegurar su calidad, ampliar su cobertura, permitir la libre competencia y evitar el abuso de la posición dominante. Esto mediante diversos instrumentos expresados, entre otros, en las funciones y atribuciones asignadas a las entidades, en especial las regulaciones de las comisiones, relativas a diferentes materias como la gestión y obtención de recursos para la prestación de servicios, la fijación de metas de eficiencia, cobertura, calidad y su evaluación, la definición del régimen tarifario, la organización de sistemas de información, la neutralidad de la prestación de los servicios, entre otras. El numeral 14.18 del artículo 14, y el artículo 69, ambos de la Ley 142 de 1994, prevén, a cargo de las comisiones de regulación, la atribución de regular el servicio público respectivo con sujeción a la ley y a los

decretos reglamentarios como una función de intervención, sobre la base de lo que las normas superiores dispongan para asegurar que quienes presten los servicios públicos se sujeten a sus mandatos. Dicha atribución consiste en la facultad de dictar normas de carácter general o particular en los términos de la Constitución y la ley, para someter la conducta de las personas que presten los servicios públicos domiciliarios y sus actividades complementarias a las reglas, normas, principios y deberes establecidos por la ley y los reglamentos. El artículo 34 de la Ley 142 de 1994 dispone que “las empresas de servicios públicos, en todos sus actos y contratos, deben evitar privilegios y discriminaciones injustificadas, y abstenerse de toda práctica que tenga la capacidad, el propósito o el efecto de generar competencia desleal o de restringir en forma indebida la competencia”, estableciendo para el efecto, entre otras, qué prácticas son consideradas como restricción indebida a la competencia, dentro de las que se destaca la establecida en su numeral 34.6, que estipula como una de ellas, “el abuso de la posición dominante al que se refiere el artículo 133 de esta Ley, cualquiera que sea la otra parte contratante y en cualquier clase de contratos”. Según lo dispuesto en el artículo 73 de la Ley 142 de 1994, corresponde a las comisiones regular los monopolios en la prestación de los servicios públicos, cuando la competencia no sea, de hecho, posible y, en los demás casos, la de promover la competencia entre quienes prestan servicios públicos, para que las operaciones de los monopolistas o de los competidores sean económicamente eficientes, no impliquen abuso de posición dominante

y produzcan servicios de calidad. De acuerdo con lo establecido en el literal a) del numeral 74.1 del artículo 74 de la Ley 142 de 1994, es función de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, regular el ejercicio de las actividades de los sectores de energía y gas combustible para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente, propiciar la competencia en el sector de minas y energía, proponer la adopción de las medidas necesarias para impedir abusos de posición dominante, y buscar la liberación gradual de los mercados hacia la libre competencia. El literal b) del numeral 74.1 del artículo 74 de la Ley 142 de 1994 determina que corresponde a la CREG expedir regulaciones específicas para el uso eficiente del gas combustible por parte de los consumidores. De acuerdo con lo establecido en el literal c) del numeral 74.1 del artículo 74 de la Ley 142 de 1994, es función de la CREG establecer el reglamento de operación para regular el funcionamiento del mercado mayorista de gas combustible. La potestad normativa atribuida a las comisiones de regulación es una manifestación de la intervención del Estado en la economía expresada en la regulación, con la finalidad de corregir las fallas del mercado, delimitar la libertad de empresa, preservar la competencia económica, mejorar la prestación de los servicios públicos y proteger los derechos de los usuarios. La Ley 401 de 1997 dispuso, en el parágrafo 2 de su artículo 11, que “las competencias previstas en la Ley 142 de 1994 en lo relacionado con el servicio público domiciliario, comercial e industrial de gas combustible, sólo se predicarán en los casos en que el gas se utilice efectivamente como combustible y no como materia prima de

procesos industriales petroquímicas”. Mediante la Resolución CREG 071 de 1999, y otras que la han modificado y complementado, la CREG adoptó el reglamento único de transporte de gas natural, RUT. En el numeral 1.3 del RUT se establece que “(l)a iniciativa para la reforma del Reglamento también será de la Comisión si ésta estima que debe adecuarse a la evolución de la industria, que contraría las regulaciones generales sobre el servicio, que va en detrimento de mayor concurrencia entre oferentes y demandantes del suministro o del libre acceso y uso del servicio de transporte y otros servicios asociados”. En el numeral 2.2.1 del RUT se establecen disposiciones sobre asignación de capacidad primaria por parte del transportador. En particular se establece que “Si el Transportador llegare a recibir solicitudes firmes de servicio de transporte que superen la Capacidad Disponible Primaria, dicha Capacidad deberá asignarse mediante un proceso de Subasta. Tal Subasta deberá efectuarse dentro de los tres meses siguientes al recibo de dos o más solicitudes de transporte y se llevará a cabo de conformidad con los principios de eficiencia económica y neutralidad establecidos por la ley. Los términos y condiciones de la Subasta deberán ser aprobados previamente por la CREG y una vez aprobados deberán ser publicados en el Manual del Transportador”. El artículo 2.2.2.2.42 del Decreto 1073 de 2015, Decreto Único Reglamentario del Sector Administrativo de Minas y Energía, establece que, al expedir el reglamento de operación del mercado mayorista de gas natural, la CREG podrá “(e)stablecer los lineamientos y las condiciones de participación en el mercado mayorista, las

modalidades y requisitos mínimos de ofertas y contratos, los procedimientos y los demás aspectos que requieran los mecanismos de comercialización de gas natural y de su transporte en el mercado mayorista” y “(s)eñalar la información que será declarada por los participantes del mercado y establecer los mecanismos y procedimientos para obtener, organizar, revisar y divulgar dicha información en forma oportuna para el funcionamiento del mercado mayorista de gas natural”. Mediante la Resolución CREG 089 de 2013 la Comisión reglamentó aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, que hacen parte del reglamento de operación de gas natural. Mediante la Resolución CREG 114 de 2017 la Comisión ajustó algunos aspectos referentes a la comercialización del mercado mayorista de gas natural y compiló y derogó la Resolución CREG 089 de 2013 con todos sus ajustes y modificaciones. En la Resolución CREG 114 de 2017, o aquellas que lo modifiquen o complementen, se establecen aspectos referentes al gestor del mercado, como son los servicios a su cargo y lineamientos sobre la remuneración del gestor. En la Resolución CREG 114 de 2017 se establecen los procesos úselo o véndalo de largo y corto plazo para capacidad de transporte de gas natural. Mediante las resoluciones CREG 140 y 153 de 2017, 008 de 2018 y 021 de 2019, se modificó la Resolución CREG 114 de 2017. El mercado mayorista de gas natural previsto en la regulación es físico, de tal forma que su desarrollo depende de las gestiones que realizan los propios participantes de mercado. Mediante la Resolución CREG 107 de 2017, la Comisión adoptó los procedimientos que se deben seguir para

ejecutar proyectos del plan de abastecimiento de gas natural según los lineamientos establecidos en el Decreto 2345 de 2015 del Ministerio de Minas y Energía, que adiciona el Decreto 1073 de 2015 (Decreto Único Reglamentario del Sector Administrativo de Minas y Energía). En la Resolución CREG 107 de 2017 se introduce la definición de “Inversiones en proyectos prioritarios del plan de abastecimiento en un sistema de transporte, IPAT” en los siguientes términos: “Son los valores eficientes de proyectos prioritarios del plan de abastecimiento de gas natural que están embebidos en la infraestructura de un sistema de transporte existente. Para efectos regulatorios estos proyectos corresponden únicamente a gasoductos loops, estaciones de compresión y adecuaciones de la infraestructura de transporte de gas que contribuyan a garantizar la seguridad de abastecimiento y la confiabilidad del servicio de gas natural”. Mediante la Resolución CREG 090 de 2016 se ordenó hacer público un proyecto de resolución de carácter general, por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural. En dicha resolución, la Comisión estableció disposiciones transitorias relacionadas con la contratación de capacidad de transporte de gas natural. En la Resolución CREG 080 de 2019 se define un marco regulatorio general, en el que se establecen los lineamientos sobre los comportamientos esperados de los agentes que participan en la prestación del servicio. En este sentido, se dictan normas generales de comportamiento, concordantes con un buen funcionamiento del mercado, el libre acceso a los bienes esenciales, la transparencia, la neutralidad, la eficiencia, la libre

competencia, la gestión de los intereses de los usuarios y la no utilización abusiva de la posición dominante. En la actividad de transporte de gas natural, la Comisión regula la remuneración de los sistemas de transporte y aspectos relacionados con el acceso físico y la comercialización de la capacidad de transporte asociada a esos sistemas. La remuneración de los sistemas de transporte está sujeta a las metodologías de carácter general que adopta la Comisión para fijar cargos de transporte, como la prevista en la Resolución CREG 126 de 2010, vigente al momento de expedir la presente resolución. Los aspectos relacionados con el acceso físico se regulan en el RUT. Aspectos relacionados con la comercialización de la capacidad de transporte de gas natural se establecen en las resoluciones CREG 126 de 2010, 163 de 2014, 090 de 2016, y 107 y 114 de 2017. En el 2018, mediante la Resolución CREG 008 de 2018, se modificó el numeral 4.5.1.1 del RUT, derogando las disposiciones contenidas en el parágrafo 3 del artículo 53 de la Resolución CREG 114 de 2017, referentes al valor de la compensación por variaciones de salida en la actividad de transporte de gas natural. Análisis internos de la Comisión sugieren adoptar reglas asociadas a la comercialización de la capacidad de transporte en el mercado primario tendientes a: i) hacer más transparente los mecanismos de asignación de capacidad de transporte; ii) agilizar las asignaciones de capacidad de transporte cuando el total de solicitudes supere la capacidad disponible del sistema; y iii) fijar los mecanismos para asignar la capacidad de transporte resultante de la ejecución de proyectos del plan de abastecimiento de gas natural, lo cual incluye proyectos IPAT

y otros del plan de gas. En el mercado secundario de capacidad de transporte se observa la necesidad de ajustar reglas vigentes e introducir nuevas tendientes a: i) mejorar los procesos úselo o véndalo de largo y corto plazo para capacidad de transporte; ii) incentivar la asignación eficiente de capacidad de transporte entre los participantes del mercado secundario. De acuerdo con lo anterior, la Comisión, mediante la Resolución CREG 082 de 2019, sometió a consulta la propuesta regulatoria por la cual se establecen una serie de medidas en relación con la comercialización de la capacidad de transporte de gas natural, a efectos de que: i) se lleve a cabo su asignación de manera eficiente, a nivel de precios y cantidades; ii) se elimine la falta de transparencia en la información relacionada con la disponibilidad y acceso de la capacidad de transporte existente, como aquella que se deriven de expansiones a través de mecanismos de mercados o esquemas centralizados; iii) incorporando mecanismos de asignación más ágiles y eficientes que respondan a las necesidades del mercado. La anterior propuesta regulatoria incluyó: i) Disposiciones generales relacionadas con la comercialización de capacidad de transporte de gas natural; ii) aspectos comerciales del mercado primario de capacidad de transporte, que incluyen, modalidades de contratos y participantes en el mercado primario de capacidad de transporte, requisitos mínimos de los contratos de transporte, comercialización de capacidad disponible primaria, asignación de capacidad firme asociada a proyectos del Plan de Abastecimiento de Gas Natural – PAG, negociación de contratos de transporte con interrupciones; iii) Aspectos comerciales del mercado secundario de capacidad de transporte, que incluye, modalidades y requisitos mínimos de contratos y participantes en el mercado secundario,

mecanismos de comercialización de capacidad de transporte, negociaciones a través del Boletín Electrónico de Operaciones, procesos úselo o véndalo de capacidad de transporte, negociación de contratos de transporte con interrupciones; iv) así como otras disposiciones relacionadas con los nuevos servicios a cargo del gestor del mercado y el servicio de parqueo. Dentro de la anterior propuesta regulatoria también se establecieron disposiciones transitorias, relacionadas con el inicio de los contratos de transporte, las cuales quedaron vigentes mediante la Resolución CREG 146 de 2019, y cuyo período de transición venció el 30 de mayo de 2020. A continuación, se relacionan las empresas que presentaron comentarios ante la Comisión, con ocasión de la propuesta presentada mediante la Resolución CREG 082 de 2019. D # Radicado Comentario de: 1

□1 E-2019-009538 GNI GAS NATURAL INDUSTRIAL DE COLOMBIA S.A. E.S.P.

1 D

2 E-2019-009607 MC2 S.A.S. E.S.P.

1 D

3 E-2019-0009903 ISAGEN S.A. E.S.P.

1 D

4 E-2019-009922 DINAGAS S.A. E.S.P.

1

□5 E-2019-009972 MC2 S.A.S. E.S.P.

1 D

6 E-2019-009978 METROGAS DE COLOMBIA S.A. E.S.P.

1 D

7 E-2019-009981 ASOCIACION NACIONAL DE EMPRESAS GENERADORAS - ANDEG

1

8 E-2019-009991 ASOCIACION NACIONAL DE EMPRESAS DE SERVICIOS PUBLICOS

□

DOMICILIARIOS Y COMUNICACIONES – ANDESCO

1 D

9 E-2019-009993 EFIGAS S.A. E.S.P. 1 □10 E-2019-009997 EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P. - EEPP DE MEDELLIN

1 D

11 E-2019-009998 ORGANIZACIÓN TERPEL S.A.

1 D

12 E-2019-010000 ORGANIZACIÓN TERPEL S.A.

1 D

13 E-2019-010001 ASOCIACION COLOMBIANA DE GAS NATURAL - NATURGAS

1

□14 E-2019-010002 ASOCIACION COLOMBIANA DE PETROLEO

1 D

15 E-2019-010003 EMGESA S.A. E.S.P.

1 D

16 E-2019-010004 GASES DE OCCIDENTE S.A E.S.P.

1

□17 E-2019-010007 LLANOGAS S.A. E.S.P.

1 D

18 E-2019-010009 BMC BOLSA MERCANTIL DE COLOMBIA

1 D 19 E-2019-010010 SURTIDORA DE GAS DEL CARIBE S.A. E.S.P. - SURTIGAS S.A. E.S.P. 1 □20 E-2019-010013 TRANSPORTADORA DE GAS INTERNACIONAL S.A E.S.P. TGI S.A. E.S.P. 1 D

21 E-2019-010016 MANSAROVAR ENERGY

1 D

22 E-2019-010022 PROMIGAS S.A. E.S.P.

1

□23 E-2019-010023 ASOCIACION NACIONAL DE INDUSTRIALES - ANDI

1

24 E-2019-010025 ASOCIACION COLOMBIANA DE GRANDES CONSUMIDORES

□

INDUSTRIALES COMERCIALES – ASOENERGIA

1

□25 E-2019-010027 GRUPO VANTI

1

26 E-2019-010028 ASOCIACION COLOMBIANA DE GENERADORES DE ENERGÍA ELECTRICA

□

-ACOLGEN

1 D

27 E-2019-010031 HEMBERTH SUAREZ LOZANO

1

□28 E-2019-010035 CORPORACION EFINETICO

1

29 E-2019-010036 GENERADORA Y COMERCIALIZADORA DE ENERGÍA DEL CARIBE S.A.

□

E.S.P. - GECELCA S.A. E.S.P.

1

□30 E-2019-010038 EMPRESA COLOMBIANA DE PETROLEOS - ECOPETROL

1 D

31 E-2019-010039 EMPRESA COLOMBIANA DE PETROLEOS - ECOPETROL

1 D

32 E-2019-010040 FERRO COLOMBIA S.A.S.

1

□33 E-2019-010044 BMC BOLSA MERCANTIL DE COLOMBIA

1 D

34 E-2019-010055 POSTOBON S.A.

1 D

35 E-2019-010071 GRUPO VANTI 1 □36 E-2019-010075 TRANSPORTADORA DE GAS INTERNACIONAL S.A E.S.P. TGI S.A. E.S.P.

1 D

37 E-2019-010285 PROMIGAS S.A. E.S.P.

1 D

38 E-2019-010325 CRISTALERIA PELDAR S.A.

1

39 E-2019-010789 ASOCIACION NACIONAL DE EMPRESAS DE SERVICIOS PUBLICOS

□

DOMICILIARIOS Y COMUNICACIONES – ANDESCO

1 En el documento que acompaña esta resolución, se da respuesta al cuestionario de la SIC y a los comentarios recibidos a la propuesta regulatoria, así como se precisan los ajustes realizados a la versión propuesta en la Resolución CREG 082 de 2019. En cumplimiento de lo establecido en el Decreto compilatorio 1074 de 2015, la Comisión informó mediante comunicación S-2020-004273 a la Superintendencia de Industria y Comercio, SIC, sobre el proyecto de resolución “Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad de transporte en el mercado mayorista de gas natural”. Una vez revisada la comunicación con radicado E-2020-011594 allegado por parte de la Superintendencia de Industria y Comercio, SIC, se realizan las siguientes recomendaciones: (i) Enviar para revisión en sede de abogacía de la competencia el proyecto regulatorio al que hace mención el artículo 15 del Proyecto. En relación con esta recomendación, la Comisión enviará a la Superintendencia de Industria y Comercio el proyecto de resolución definitivo incluyendo los comentarios allegados a la propuesta (Resolución CREG 149 de 2020 por el cual se regula el mecanismo de asignación de la capacidad de transporte de gas cuando hay congestión contractual), y previo a la aprobación final de esta propuesta por parte de la CREG. (ii) Adoptar en el Proyecto mecanismos que mitiguen el efecto de transmisión del riesgo cambiario de la TRM hacia la tarifa final que pagan los usuarios de gas natural que se presenta en la liquidación del servicio de transporte para proyectos del PAG. Al respecto, nos permitimos aclarar que la recomendación emitida por la SIC no hace parte del alcance de esta

resolución. Sin embargo, la Comisión considerará su análisis en el marco de la Resolución CREG 107 de 2017 para determinar si es conducente este ajuste en dicha resolución. Es de anotar que ya se cuenta con un concepto sobre la incidencia en la competencia de dichas disposiciones. Vale la pena mencionar que la presente resolución considera que la liquidación y facturación de los contratos de comercialización de transporte asociados a los proyectos PAG tendrán en cuenta, entre otras, las modificaciones y sustituciones de la Resolución CREG 107 de 2017, la cual, en nuestro entendimiento, relaciona con el objeto de la recomendación de la SIC. (iii) Adoptar en el Proyecto los lineamientos generales que deberá observar el regulador de cara a la definición de los criterios de asignación de capacidad primaria en proyectos PAG, así como a los lineamientos para la fijación de los cargos máximos para estos proyectos. La recomendación de la SIC, entiende la CREG, se relaciona con la asignación de capacidad y precios máximos en escenarios de congestión. Al respecto, se aclara que con la Resolución CREG 149 de 2020 en consulta, los agentes del mercado ya tienen los lineamientos básicos y el mecanismo asociado para la asignación eficiente de la capacidad de transporte. Respecto a la definición de los precios máximos, se precisa que la Resolución CREG 149 de 2020 en consulta, define claramente estos cargos, asociándolos a los cargos regulados vigentes cuando se asigna a prorrata, o al valor resultante de la puja de los interesados en el caso del mercado no regulado. Tal como ya se mencionó en la respuesta a la recomendación i) de la SIC, el proyecto definitivo de la Resolución

CREG 149 de 2020 será enviado para el análisis correspondiente a la SIC. Adicionalmente a las precitadas recomendaciones por parte de la SIC, se considera conveniente precisar, una vez analizado el concepto de la SIC integralmente por parte de la Comisión, que la presente resolución no modifica los cargos derivados de la aplicación de la metodología de remuneración del transporte de gas natural vigente (Resolución CREG 126 de 2020), por lo tanto, no se debe considerar como una modificación tarifaria. La intervención en los precios de los contratos en el mercado secundario en la presente resolución es tal como se menciona en el concepto de la SIC “(...) esta Superintendencia comprende que la motivación de la CREG para el establecimiento de esta disposición es controlar la generación de incentivos en el mercado secundario. Actualmente el mercado de capacidad de transporte puede propiciar escenarios poco competitivos.”. Teniendo en cuenta lo anterior, el principal objetivo de la presente resolución es la de establecer reglas claras y transparentes para la comercialización de la capacidad de transporte de gas natural en Colombia. Para ello, considerando que en la actualidad rigen las disposiciones de la Resolución CREG 114 de 2017, tanto para suministro como transporte, esta Comisión concluyó que es necesario, para claridad del mercado, dividir las actividades aplicables a cada una, tomando como referencia las disposiciones hasta hoy vigentes de la Resolución CREG 114 de 2017 en dos disposiciones por separado. La presente resolución toma como referencia las disposiciones relacionadas con el transporte de gas natural contenidas en la Resolución CREG 114 de 2017, y las modifica o las subroga dependiendo del resultado del análisis conforme se ha explicado en los presentes considerandos. Por otra parte, la Comisión ha desarrollado en resolución aparte, la subrogación literal, sin

modificaciones, de las disposiciones relacionadas con la actividad de suministro de gas natural descritas en la Resolución CREG 114 de 2017, con todas sus modificaciones vigentes, la cual será objeto de conocimiento del mercado y público en general de manera simultánea con la presente resolución. De esta manera, se considera que se cumple con los principios de transparencia y claridad de la regulación para todos los interesados. Adicionalmente, la Comisión considera necesario y razonable incorporar una medida transitoria para la implementación y aplicación de las disposiciones descritas en la presente resolución. Para ello, se concederá un plazo razonable limitado en el tiempo, para que el gestor del mercado desarrolle e implemente las funciones que mediante la presente regulación se le asignan. Lo anterior quiere decir entonces que, hasta tanto las obligaciones asignadas al gestor del mercado no sean desarrolladas e implementadas, las disposiciones relacionadas con la comercialización de transporte descritas en la Resolución CREG 114 de 2017 o aquellas que la modifiquen o sustituyan, seguirán estando vigentes. La Comisión de Regulación de Energía y Gas aprobó el presente acto administrativo en la sesión CREG No. 1048 del 23 de septiembre de 2020.

RESUELVE:

TÍTULO I.

DISPOSICIONES GENERALES.

ARTÍCULO 1. OBJETO. Mediante la presente resolución se regulan aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, como parte del reglamento de operación de gas natural, relacionados con la comercialización de capacidad de transporte de gas natural. Esta resolución contiene el conjunto de disposiciones aplicables a las negociaciones de capacidad de transporte de gas natural que se realicen en el mercado primario y

en el mercado secundario. PARÁGRAFO 1. La presente resolución reemplaza las disposiciones relacionadas con la comercialización de capacidad de transporte establecidas en el RUT, en la Resolución CREG 163 de 2014 y en la Resolución CREG 114 de 2017, y sus modificaciones. ARTÍCULO 2. ÁMBITO DE APLICACIÓN. La presente resolución aplica a todos los participantes del mercado de gas natural. ARTÍCULO 3. DEFINICIONES. Para la interpretación y aplicación de la presente resolución se tendrán en cuenta las siguientes definiciones, además de las contenidas en la Ley 142 de 1994, los decretos del Gobierno Nacional y las resoluciones de la CREG.

Capacidad disponible primaria: Es aquella capacidad de que dispone el transportador y que, de acuerdo con los contratos suscritos, no está comprometida como capacidad firme. Se determinará de conformidad con lo señalado en el Artículo 4 de la presente resolución.

Capacidad disponible primaria asociada a transportador incumbente: Capacidad disponible primaria resultante de adicionar la capacidad disponible primaria del transportador incumbente y la capacidad disponible primaria generada por proyectos de IPAT construidos en el sistema del transportador incumbente, en la proporción correspondiente asociada a seguridad de abastecimiento, teniendo en cuenta las definiciones de la UPME en este aspecto. Capacidad disponible primaria asociada a proyectos del PAG: Capacidad disponible primaria generada por proyectos del PAG distintos a proyectos de IPAT. Contrato firme o que garantiza firmeza, CF: contrato escrito en el que un agente garantiza el servicio de una capacidad máxima de transporte, sin interrupciones, durante un período determinado, excepto en los días establecidos para mantenimiento y labores programadas. Esta modalidad de contrato requiere de respaldo físico.

Capacidad temporal, CTEMP: Es el máximo volumen de gas transportable en un día de gas que supera la CMMP, calculado diariamente por el transportador, en circunstancias excepcionales operativas que se requieran para aumentar la capacidad de los gasoductos tales como baja generación hidroeléctrica, alto despacho térmico de gas, entre otros, con modelos de dinámica de flujos de gas, utilizando los parámetros técnicos específicos del fluido y del gasoducto, así como las presiones de operación de entrada y de salida esperadas durante el trimestre. Esta capacidad, cuando se presente, debe ser declarada al gestor del mercado en forma diaria para su publicación en el BEC. Capacidad para estaciones de compresión, CCOMP: Es el máximo volumen de gas que se requiere transportar en un día de gas para atender los consumos de gas de estaciones de compresión dentro de un sistema de transporte, calculado por el transportador con modelos de dinámica de flujos de gas, utilizando los parámetros técnicos específicos del fluido y del gasoducto, así como las características técnicas de las estaciones de compresión.

Capacidad disponible secundaria: Es aquella capacidad firme que el remitente puede ceder o vender. La cesión podrá estar supeditada a la aprobación por parte del transportador correspondiente, siempre y cuando exista una justificación objetiva Capacidad de transporte de ampliación: Capacidad de transporte asociada a incrementos de capacidad del sistema nacional de transporte, que se identifica según el procedimiento del Artículo 18 de la presente resolución.

Capacidad firme: Capacidad de transporte de gas natural contratada mediante contratos firmes, contratos de transporte firme de capacidades trimestrales, contratos de transporte con firmeza condicionada, contratos de

opción de compra de transporte, y contratos de transporte de contingencia.

Capacidad interrumpible: Capacidad de transporte de gas natural contratada mediante contratos de transporte con interrupciones.

Comercialización: actividad consistente en la compra de gas natural y/o de capacidad de transporte en el mercado primario y/o en el mercado secundario y su venta con destino a otras operaciones en dichos mercados, o a los usuarios finales. En el caso de la venta a los usuarios finales también incluye la intermediación comercial de la distribución de gas natural.

Congestión contractual: Condición en la que el valor total de las solicitudes de capacidad firme durante un período en un tramo o grupo de gasoductos es mayor que la capacidad disponible primaria para el mismo período.

Concordancias Contrato de transporte firme de capacidades trimestrales, CCT: Contrato escrito en el que un agente garantiza el servicio de capacidad máxi