CREG - Resolución 1 de 2021

República de Colombia Ministerio de Minas y Energía COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS RESOLUCIÓN No. 001 DE 2021 ( 07 ENE. 2021 ] Por el cual se regula el mecanismo de asignación de la capacidad de transporte de gas cuando hay congestión contractual LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS En ejercicio de sus atribuciones constitucionales y legales, en especial las conferidas 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 naciona)”. 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 “(ejn 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 se

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Por el cual se regula el mecanismo de asignación de la capacidad de transporte de gas cuando hay congestión contractual 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 JN

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Por el cual se regula el mecanismo de asignación de la capacidad de transporte de gas cuando hay congestión contractual predicarán en los casos en que el gas se utilice efectivamente como combustible y no como materia prima de procesos industriales petroquímicos”. Mediante la Resolución CREG 071 de 1999, y otras que la han modificado y complementado, la CREG adoptó el reglamento único de transporte de gas natural, RUT. En el numeral 1.3 del RUT se establece que “(la iniciativa para la reforma del Reglamento también será de la Comisión si 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)jeñalar 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. 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, compilado por el Decreto 1073 de 2015 (Decreto Único Reglamentario del Sector Administrativo de Minas y Energía). A +

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Por el cual se regula el mecanismo de asignación de la capacidad de transporte de gas cuando hay congestión contractual 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”. 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, 090 de 2016, 107 y 114 de 2017. 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. Mediante la Resolución CREG 082 de 2019, la Comisión puso en consideración de los agentes y el mercado en general, una propuesta regulatoria que define nuevas reglas para la comercialización de la capacidad de transporte de gas natural, las cuales fueron definidas en la Resolución CREG 185 de 2020. En la Resolución CREG 185 de 2020, la Comisión definió las nuevas reglas de comercialización de la capacidad de transporte de gas natural e indicó que, mediante resolución aparte, se definirían las reglas de asignación de capacidad de transporte en casos de congestión contractual.

Teniendo en cuenta lo anterior, la Comisión, mediante la Resolución CREG 149 de 2020, puso en consideración de los agentes, entidades y público en general, la propuesta regulatoria por el cual se regula el mecanismo de asignación de la capacidad de transporte de gas cuando hay congestión contractual. En la siguiente tabla se muestran las empresas que hicieron comentarios a la propuesta que se consultó. JÁ Ñ

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Por el cual se regula el mecanismo de asignación de la capacidad de transporte de gas cuando hay congestión contractual

Radicado Comentario de:

E-2020-011129 Emgesa

E-2020-011132 Andeg

E-2020-011039 Isagen

E-2020-011094 Andesco

E-2020-011095 Tebsa

E-2020-011108 Acolgen

E-2020-011114 TGI

E-2020-011124 Naturgas

E-2020-011126 EPM

E-2020-011127 Gecelca Gestor del

E-2020-011133 Mercado

E-2020-011135 Vanti

E-2020-011138 Promigas

E-2020-011139 Ecopetrol E-2020-011210 Emgesa 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 mismo, se muestran los ajustes realizados a la versión propuesta en la Resolución CREG 149 de 2020.

En cumplimiento de lo establecido en el Decreto compilatorio 1074 de 2015 la Comisión informó mediante comunicación S-2020-006797 del 14 de diciembre de 2020 a la Superintendencia de Industria y Comercio, SIC, sobre el proyecto

de resolución. Una vez revisada la comunicación con radicado E-2020-016511 del 30 de diciembre de 2020, allegada por parte de la Superintendencia de Industria y Comercio, SIC, dicha entidad realiza las siguientes recomendaciones: e Explicar lo expuesto en el numeral (i) del artículo 9 del proyecto, en los mismos términos del numeral 8.1.10 titulado “Claridad sobre el proceso de repartición de los excedentes” del documento: “Asignación capacidad de gas natural en congestión. Análisis comentarios de la Resolución CREG 149 de 2020”. Frente a la anterior recomendación, esta Comisión considera que las reglas para determinar la repartición de los excedentes se definen en la presente resolución, y en el documento soporte quedan descritos los ejemplos de aplicación correspondientes. En consecuencia, no se considera necesario modificar el numeral i) del artículo 9 de la resolución. e Incluir explícitamente dentro del Proyecto, a qué tratamiento, previsto en la Resolución CREG 107 de 2017, hace referencia el regulador en el numeral (ii) del artículo 9. Teniendo en cuenta el comentario, la Comisión modificó el numeral ii) del artículo 9 de la presente resolución, describiendo el tratamiento para la repartición de excedentes cuando existan proyectos IPAT. q IA

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Por el cual se regula el mecanismo de asignación de la capacidad de transporte de gas cuando hay congestión contractual La presente propuesta regulatoria establece el mecanismo y las reglas de asignación que deberán seguirse en caso de congestión contractual. El

mecanismo contempla dos etapas para la asignación según el caso. En la primera etapa se asigna la capacidad disponible a la demanda regulada de manera directa según lo solicitado, o a prorrata de lo solicitado, si no alcanza. En la segunda etapa se asigna la capacidad disponible a la demanda no regulada de manera directa según lo solicitado, o con el esquema de subasta si no hay capacidad suficiente. También se incluyen en el mecanismo los proyectos del Plan de Abastecimiento de Gas. 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 de 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. 1073 del 7 de enero de 2021, respectivamente.

RESUELVE: Título I Disposiciones generales Artículo 1. Objeto. Mediante la presente resolución se regula el mecanismo de asignación de la capacidad de transporte de gas natural cuando en el mercado primario se presente en un trimestre estándar congestión contractual, conforme a lo previsto en la Resolución CREG 185 de 2020 o aquella que la modifique, sustituya o derogue.

Artículo 2. Casos de congestión contractual y mecanismos de asignación

de capacidad de transporte de gas natural. En el desarrollo de las disposiciones de asignación de capacidad de transporte previstas en los Artículos 15 y 19 de la Resolución CREG 185 de 2020, o aquella que la modifique, sustituya o derogue, cuando se presente en un trimestre estándar congestión contractual en uno o varios tramos, se activarán los siguientes mecanismos de asignación:

1. Primer caso: si la congestión se presenta en un tramo regulatorio que no tienen proyectos prioritarios del plan de abastecimiento de gas natural, IPAT, se seguirá el procedimiento establecido en el Artículo 4 de la presente resolución. li. Segundo caso: si la congestión se presenta en un tramo regulatorio en donde hay proyectos prioritarios del plan de abastecimiento de gas

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Por el cual se regula el mecanismo de asignación de la capacidad de transporte de gas cuando hay congestión contractual natural, IPAT, se seguirá el procedimiento establecido en el Artículo 5 de la presente resolución. 11i. Tercer caso: si la congestión se presenta en tramos regulatorios que tienen proyectos del plan de abastecimiento de gas natural (PAG), que no hacen parte de los IPAT, se seguirá el procedimiento establecido en el Artículo 6 de la presente resolución. Artículo 3. Declaración de los comercializadores. Cuando se presente congestión contractual en alguno de los trimestres estándar, los comercializadores deberán declarar al gestor del mercado de gas natural el tipo de usuario, regulado o no regulado, a ser atendido, y la cantidad de capacidad asociada, utilizando el medio y el formato que el gestor determine.

El gestor del mercado hará visible en el BEC esta información, previo a la utilización de los mecanismos de asignación establecidos en esta resolución. Parágrafo. Los comercializadores que acudan a los mecanismos de que trata esta resolución evitarán conductas que tengan por objeto o efecto la compra de capacidad para la demanda regulada con destino final la demanda no regulada. Artículo 4. Mecanismo de asignación en tramos regulatorios que no tienen proyectos prioritarios del plan de abastecimiento de gas natural, IPAT. Cuando en un trimestre estándar se presente congestión contractual en tramos regulatorios que no tienen proyectos prioritarios del plan de abastecimiento de gas natural, IPAT, el transportador seguirá el siguiente procedimiento:

1. Primer paso: verificación de la congestión e Si CDP¿< (DR¿+ DNR,¿) Entonces, se asigna de la CDP, la demanda regulada, DR;.

Donde: CDP;: Capacidad disponible primaria en el tramo t.

DR¿: Demanda regulada de capacidad en el tramo t. DNR¿: Demanda no regulada de capacidad en el tramo t. li. Segundo paso: Asignación a la demanda regulada e SiCDP, > DR; Entonces, se asigna la CDP; según lo solicitado por la DR;.

e Si CDP¿< DR;

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Por el cual se regula el mecanismo de asignación de la capacidad de transporte de gas cuando hay congestión contractual Entonces, se asigna la CDP, a prorrata de lo solicitado por la demanda regulada, DR;. tii. Tercer paso: Asignación a la demanda no regulada

Si todavía hay CDP;, disponible se asignará a la demanda no regulada: Si CDP, > DNR; Entonces, se asigna lo solicitado por la DNR.,. e Si CDP,< DNR, Entonces, el gestor del mercado realiza subasta entre los DNR.,. En el Anexo 1 se exponen las disposiciones que regirán la subasta cuando a ello hubiere lugar. Artículo 5. Mecanismo de asignación en tramos regulatorios que tienen proyectos prioritarios del plan de abastecimiento de gas natural, IPAT. Cuando en un trimestre estándar se presente congestión contractual en tramos regulatorios que tienen proyectos prioritarios del plan de abastecimiento de gas natural, IPAT, el transportador seguirá el siguiente procedimiento:

1. Primer paso: verificación de la congestión e Si CDP¿< (DR¿+DNR;¿) Entonces, se asigna de la CDP, la demanda regulada, DR..

Donde: CDP.¿: — Capacidad disponible primaria en el tramo t.

DR;: Demanda regulada de capacidad en el tramo t. DNR¿: Demanda no regulada en el tramo t. li. Segundo paso: Asignación de la CDP, a la demanda regulada e Si CDP, > DR; Entonces, se asigna lo solicitado por DR;. e Si CDP, < DR, Entonces, se asigna la CDP, a prorrata de la demanda regulada, DR, iii. Tercer paso: Asignación a la demanda no regulada Si todavía hay CDP; disponible para el usuario no regulado beneficiario de proyectos prioritarios del plan de abastecimiento de gas natural, IPAT: y $

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Por el cual se regula el mecanismo de asignación de la capacidad de transporte de gas cuando hay congestión contractual e SiCDP, > DNR', Entonces, se asigna según lo solicitado por la DNR',.

Donde: DNR';¿: Demanda no regulada beneficiaria de proyectos prioritarios del plan de abastecimiento de gas natural, IPAT. e SiCDP,<DNR', Entonces, el Gestor del Mercado de gas natural realiza subasta entre los

DNR'. En el Anexo 1 se exponen las disposiciones que regirán la subasta cuando a ello hubiere lugar. Finalizado este proceso, si todavía hay CDP;, disponible para atender toda la demanda distinta a la beneficiaria de proyectos prioritarios del plan de abastecimiento de gas natural, IPAT, el gestor del mercado la asignará a esa demanda. En caso de que la CDP; sea insuficiente, el gestor del mercado hará una subasta en los términos definidos en el Anexo 1 de esta resolución. Artículo 6. Mecanismo de asignación en tramos regulatorios que tienen proyectos del plan de abastecimiento de gas (PAG) que no hacen parte de los IPAT, y que se adjudican a través de los procesos de convocatoria de la UPME. Cuando en un trimestre estándar se presente congestión contractual en tramos regulatorios que tienen proyectos del plan de abastecimiento de gas (PAG) que no hacen parte de los IPAT, y que se adjudican a través de los procesos de convocatoria de la UPME, el gestor del mercado seguirá el siguiente procedimiento:

1. Primer paso: verificación de la congestión e Si CDP,< (DR¿+DNR;¿) Entonces, se asigna la CDP, a la demanda regulada, DR,.

Donde: CDP.¿: Capacidad disponible primaria en el tramo t.

DR: Demanda regulada de capacidad en el tramo t. DNR¿: Demanda no regulada en el tramo t. 1i. Segundo paso: Asignación de la CDP, a la demanda regulada

e Si CDP¿> DR;

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Por el cual se regula el mecanismo de asignación de la capacidad de transporte de gas cuando hay congestión contractual Entonces, se asigna lo solicitado por DR;. e Si CDP¿< DR; Entonces, se asigna la CDP, a prorrata de la demanda regulada, DR, 1ii. Tercer paso: Asignación a la demanda no regulada Si todavía hay CDP;, disponible para el usuario no regulado beneficiario de proyectos del plan de abastecimiento de gas (PAG) que no hacen parte de los IPAT: e SiCDP¿>DNR', Entonces, se asigna según lo solicitado por la DNR',.

Donde: DNR';: Demanda no regulada beneficiaria de proyectos del plan de abastecimiento de gas (PAG) que no hacen parte de los IPAT. e SiCDP,¿ < DNR'; Entonces, el Gestor del Mercado realiza la subasta entre los DNR'.

En el Anexo 1 se exponen las disposiciones que regirán la subasta cuando a ello hubiere lugar. Finalizado este proceso, si todavía hay CDP, disponible para atender toda la demanda distinta a la beneficiaria de proyectos prioritarios del plan de abastecimiento de gas natural, PAG, el gestor del mercado la asignará a esa demanda. En caso de que la CDP; sea insuficiente, el gestor del mercado hará

una subasta en los términos definidos en el Anexo 1 de esta resolución. Artículo 7. Criterios de la subasta para asignación de capacidad de transporte en casos de congestión contractual a cargo del Gestor del mercado. Cuando el gestor del mercado tenga a su cargo la realización de una subasta para asignación de capacidad de transporte en casos de congestión contractual conforme a las disposiciones de los artículos 4, 5 y 6 de la presente resolución, este deberá tener en cuenta los siguientes criterios de asignación con base en la declaración hecha por los agentes: a. La subasta se hará por rutas y luego por tramos con congestión contractual, tomando en cuenta los puntos de entrada y de salida declarados por los agentes. b. Para la definición de la subasta por ruta, el gestor deberá tener en cuenta si existe congestión contractual en los tramos regulatorios que conforman la ruta. ml +

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Por el cual se regula el mecanismo de asignación de la capacidad de transporte de gas cuando hay congestión contractual c. De las posibles rutas relacionadas con un mismo punto de entrada, conforme los literales anteriores, el gestor definirá (1) el tramo o los tramos que son comunes a las diferentes rutas, y (ii) el número de compradores interesados en adquirir capacidad en cada uno de los tramos. d. Cuando haya posibilidad de rutas, la asignación de capacidad se hará dando prioridad a los tramos comunes que tengan el mayor número de interesados. Si en los tramos comunes se presenta el mismo número de interesados, pero con capacidades disponibles diferentes, se tomará para la subasta la menor capacidad. En este caso, las capacidades no

asignadas, serán objeto de la segunda subasta por tramos. e. Una vez terminado el proceso indicado en los literales anteriores el gestor, según se necesite, hará una segunda ronda por tramos con todas las capacidades disponibles que aún queden. Parágrafo. A través del medio y formato que defina el gestor del mercado, los participantes en la subasta, esto es, los vendedores y los compradores, declararán la información que se requiera para la realización de la subasta. Artículo 8. Aplicación de cargos por los servicios de transporte asignados. Los transportadores harán la liquidación del servicio de transporte conforme a las disposiciones vigentes en las resoluciones CREG 126 de 2010 y CREG 123 de 2013, o aquellas que las modifiquen, sustituyan o deroguen, a los remitentes que resulten con asignaciones de capacidad de transporte de gas natural en los mecanismos descritos en los artículos 4, 5 y 6 de la presente resolución. En el caso de subastas, la liquidación mensual se hará con base en el precio de cierre de la subasta. Artículo 9. Distribución de los recursos excedentarios de la subasta. Los recursos excedentarios que resulten de la diferencia entre el precio de cierre de la subasta y el precio de reserva, cargo 100% fijo y 0% variable más el correspondiente cargo de AOM, por la correspondiente capacidad asignada en la subasta, se asignarán de la siguiente manera:

1. Si en la ruta o tramo con congestión no hay proyectos del plan de abastecimiento de gas natural, IPAT, el transportador, en el correspondiente mes de facturación, destinará los recursos excedentarios a disminuir el costo de la prestación del servicio de la capacidad de

transporte a prorrata de la capacidad contratada por cada remitente en la ruta o tramo en donde hubo congestión y se realizó la subasta. 1i. Si en la ruta o tramo con congestión hay proyectos del plan de abastecimiento de gas natural, IPAT, los recursos excedentarios se distribuirán a prorrata de las cantidades contractuales que tengan los beneficiarios que defina la UPME, en el correspondiente mes de facturación, teniendo en cuenta lo establecido en la regulación vigente. Parágrafo. Los comercializadores que reciban los recursos excedentarios de que trata el presente artículo, reflejarán esa situación en la facturación de los Au suarios que representa. 3o

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Por el cual se regula el mecanismo de asignación de la capacidad de transporte de gas cuando hay congestión contractual Artículo 10. Cronograma para la asignación de la capacidad cuando hay congestión contractual. La Dirección Ejecutiva de la CREG publicará mediante Circular las actividades y los plazos que se deberán tener en cuenta para la asignación de la capacidad en los casos de congestión contractual. Artículo 11. Transición: Todas las disposiciones de la presente resolución se aplicarán una vez el gestor del mercado de gas natural desarrolle e implemente lo que le corresponda, o a más tardar el 23 de febrero de 2021. Artículo 12. Vigencia. La presente resolución rige a partir de su publicación en el Diario Oficial.

PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE

JORGE ALBERTO VALENCIA MARÍN

Director Ejecutivo Ministro de Minas y Energía Presidente

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Por el cual se regula el mecanismo de asignación de la capacidad de transporte de gas cuando hay congestión contractual Anexo 1 Disposiciones que rigen la subasta

1. Objeto El presente anexo tiene por objeto establecer las disposiciones que regirán las subastas para la demanda no regulada.

2. Definiciones Administrador de las subastas: Gestor del Mercado de gas natural.

Auditor de las subastas: persona natural o jurídica, con reconocida experiencia en procesos de auditoría, contratada por el administrador de las subastas para auditar el desarrollo de las mismas.

Compradores en la subasta de capacidad de transporte: corresponden a los indicados en el artículo 8 de la Resolución CREG 185 de 2020 que requieren capacidad de transporte con destino la demanda no regulada.

Precios de adjudicación: son los precios, en la moneda vigente en la metodología de transporte de gas natural, que pagarán los compradores por la capacidad de transporte adjudicada a través de las subastas. Corresponden a los precios de cierre de las subastas.

Precio de reserva: precio mínimo, en la moneda vigente en la metodología de transporte de gas natural, al cual