CREG - Resolución 10224 de 2026 - Documento CREG 902 209 2026

MEDIDAS PARA FLEXIBILIZAR Y PROMOVER

MAYOR EFICIENCIA EN LA COMERCIALIZACIÓN

MAYORISTA DE GAS NATURAL

DOCUMENTO CREG-902 209

09 DE ABRIL DE 2026

CIRCULACIÓN:

MIEMBROS DE LA COMISIÓN DE

REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GASSesión No.1449

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TABLA DE CONTENIDO

1. ANTECEDENTES E INFORMACION GENERAL..............................................................3

2. ANÁLISIS DE IMPACTO NORMATIVO.........................................................................5 2.1 Definición del problema..........................................................................................6 2.2 Causas......................................................................................................................8 2.3 Consecuencias.......................................................................................................10 2.4 Objetivos................................................................................................................12

3. CONSULTA RESOLUCIÓN CREG 702 – 020 DE 2025..................................................12

4. RESUMEN DE LOS PRINCIPALES AJUSTES QUE SE HICIERON A LA PROPUESTA QUE SE CONSULTÓ...............................................................................................................16

5. INDICADORES DE SEGUIMIENTO.............................................................................23

6. ANEXOS....................................................................................................................24 6.1 ANALISIS SIC DE ABOGACIA DE LA COMPETENCIA....................................................24 6.2 RESPUESTAS INDIVIDUALES A LOS COMENTARIOS...................................................56Sesión No.1449

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COMERCIALIZACIÓN MAYORISTA DE GAS NATURAL

1. ANTECEDENTES E INFORMACION GENERAL Las disposiciones que rigen el mercado mayorista de suministro gas natural en Colombia, entendido como el conjunto de transacciones de compraventa de gas natural en los mercados primario y secundario, se encuentran principalmente en la Resolución CREG 102 015 de 2025, cuya aplicación inició a partir del 1º de junio de ese mismo año. Se indica en la resolución que las transacciones se deben realizar con sujeción al reglamento de operación de gas natural y que los compradores que van al mercado mayorista adquieren moléculas para la atención del servicio público de gas combustible.

El mercado primario de suministro es el mercado en donde los productorescomercializadores de gas natural y los comercializadores de gas importado ofrecen en venta el gas natural con destino al servicio público de gas combustible. El mercado secundario de suministro es el mercado en donde los comercializadores y los usuarios no regulados, que han adquirido suministro de volúmenes de gas, bien sea en el mercado primario o derechos de suministro de gas en el mercado secundario, pueden ofrecer en venta tales volúmenes. La Resolución CREG 102 015 de 2025 diseñó un proceso ordenado para la asignación del suministro de gas natural, estructurado a partir de Trimestres Estándar. Para efectos de dicha resolución, los Trimestres Estándar se definen como los siguientes

períodos de cada año de gas: diciembre a febrero, marzo a mayo, junio a agosto y septiembre a noviembre. Adicionalmente, la resolución distingue entre dos conceptos asociados a los Trimestres Estándar: Trimestre Estándar de Ejecución (TEE): corresponde al Trimestre Estándar durante el cual se cumple el compromiso de entrega del gas natural objeto del contrato.Sesión No.1449

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Documento DOCUMENTO CREG Fecha última revisión: 27/02/2026 Página: 4 Trimestre Estándar de Negociación (TEN): corresponde al Trimestre Estándar durante el cual se realiza la entrega de información al Gestor del Mercado, la ejecución de los mecanismos de comercialización y el registro de los contratos resultantes ante dicho Gestor. El primer Trimestre Estándar de Negociación correspondió al primer Trimestre Estándar completo que inició con posterioridad a la entrada en vigencia de la Resolución CREG 102 015 de 2025. Junio, julio y agosto de 2025. Durante cada Trimestre Estándar de Negociación se llevan a cabo las negociaciones del gas natural correspondiente a los Trimestres Estándar futuros. El proceso se desarrolla de manera secuencial, comenzando con las negociaciones de largo plazo y continuando con las de corto plazo. Las negociaciones de largo plazo corresponden al suministro de gas natural para el Trimestre Estándar que se encuentra tres (3) o más trimestres después del Trimestre

Estándar de Negociación. Estas negociaciones se realizan entre el día hábil 11 y el día hábil 25 del respectivo Trimestre Estándar de Negociación. Posteriormente, se realizan las negociaciones de corto plazo, que corresponden al suministro de gas natural para los dos (2) Trimestres Estándar siguientes al Trimestre Estándar de Negociación, denominados TEE1 y TEE2. Estas negociaciones se llevan a cabo entre el día hábil 29 y el día hábil 50 del Trimestre Estándar de Negociación. En este contexto, algunas empresas y gremios han planteado a la CREG la posibilidad de poner a disposición del mercado volúmenes adicionales de gas natural. La CREG entiende que dicha posibilidad implica una actualización de los valores de la PTDVF o la CIDVF, tanto dentro de un mismo Trimestre Estándar de Negociación como para los Trimestres Estándar de Ejecución TEE1 y TEE2. Producto de los planteamientos recibidos y de los análisis que hizo la CREG, mediante la Resolución CREG 702 020 de 2025 se sometió a consulta un proyecto regulatorio para permitir la (i) comercialización de gas natural intra – trimestral dentro de los trimestres estándar de negociación, y, (ii) comercialización de gas natural en el corto plazo con posturas de oferta adicionales antes del inicio de las negociaciones de corto plazo.Sesión No.1449

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Documento DOCUMENTO CREG Fecha última revisión: 27/02/2026 Página: 5 Adicionalmente, en la mencionada Resolución se aprovechó la oportunidad para incorporar otros ajustes regulatorios, tales como: (i) permitir que la periodicidad mínima

Documento DOCUMENTO CREG Fecha última revisión: 27/02/2026 Página: 5 Adicionalmente, en la mencionada Resolución se aprovechó la oportunidad para incorporar otros ajustes regulatorios, tales como: (i) permitir que la periodicidad mínima de indexación pasara de trimestral a mensual; (ii) introducir una nueva modalidad contractual CF100; y (iii) habilitar la celebración de contratos con periodicidad diaria. En la Sesión 1444 de la CREG, celebrada el 9 de marzo de 2026, se aprobó remitir a la Superintendencia de Industria y Comercio (SIC) el proyecto de resolución, con los ajustes que se consideraron pertinentes tras el proceso de consulta, para efectos del concepto de abogacía de la competencia. En la sección 6.1 de este documento se presenta el diligenciamiento del cuestionario exigido por la SIC, copia de la comunicación mediante la cual esta entidad remitió su concepto a la CREG, y el análisis que la Comisión realizó al respecto.

2. ANÁLISIS DE IMPACTO NORMATIVO1

En esta sección se identifican el problema, sus causas y sus consecuencias. Adicionalmente, partiendo de la conclusión de que se requiere una intervención sobre las disposiciones regulatorias vigentes, se presentan los objetivos que se pretenden alcanzar con los ajustes a la regulación. En el contexto actual del mercado de gas natural en Colombia se observa una situación de estrechez en la oferta disponible para la atención de la demanda, asociada a la declinación natural de algunos campos de producción, la incertidumbre sobre la

incorporación de nuevas fuentes de suministro y la creciente necesidad de diversificar las fuentes de abastecimiento del sistema. Con el fin de dar mayor flexibilidad al mercado y mejorar la eficiencia en los procesos de comercialización mayorista de gas natural, se expidió la Resolución CREG 102 015 de 2025, la cual entró en vigencia el 1 de junio de 2025. En el transcurso de su aplicación se evidenció la necesidad de facilitar la incorporación oportuna de volúmenes adicionales al mercado y fortalecer las señales económicas que 1 Esta sección es similar a la que está en el Documento CREG 902-182 de diciembre 19 de 2025, con algunos ajustes que se encontraron pertinentes, después del análisis de los comentarios recibidos.Sesión No.1449

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Documento DOCUMENTO CREG Fecha última revisión: 27/02/2026 Página: 6 incentivan la contratación en firme. Producto de esta situación, se expidió la Resolución CREG 702–020 de 2025, la cual se sometió a consulta. Se recibieron alrededor de 140 comentarios, los cuales fueron analizados y producto de ello, se concluyó la necesidad de realizar ajustes a la regulación. Considerando que en el mercado se presenta una situación de estrechez, la Comisión se mantiene atenta a identificar oportunidades de mejora adicionales que contribuyan al

adecuado funcionamiento y a la eficiencia del mercado mayorista de suministro y transporte de gas natural. Para la Comisión, así como para el sector y los demás participantes del mercado mayorista de gas natural, resulta fundamental contar con información transparente, oportuna y de calidad, evitando que existan agentes con privilegios en el acceso a la información. 2.1 Definición del problema En los literales siguientes se identifican diversas situaciones que evidencian oportunidades de ajuste en algunas disposiciones de la Resolución CREG 102 015 de 2025, particularmente en lo relacionado con el proceso de asignación de gas natural mediante modalidades firmes. Estas situaciones dieron lugar a la formulación del proyecto regulatorio que fue sometido a consulta pública mediante la Resolución CREG 702–020 de 2025. a) Conforme al procedimiento previsto para los Trimestres Estándar de Negociación, al inicio de cada trimestre los vendedores a los que se refiere el artículo 16 declaran la oferta de gas natural, a través de los productos PTDVF y CIDVF, correspondiente a las cantidades de gas natural que están dispuestos a vender para los respectivos Trimestres Estándar de Ejecución. En el análisis realizado por la Comisión se identificaron las siguientes dos oportunidades de ajuste que se incorporaron en el proyecto que se consultó.Sesión No.1449

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La primera situación corresponde a los casos en los cuales, dentro de un mismo Trimestre Estándar de Negociación, existen vendedores que cuentan con la posibilidad técnica de declarar cantidades adicionales de gas natural para dicho trimestre. La segunda situación se presenta cuando, una vez realizada la declaración de la oferta, existen vendedores que, para las negociaciones de corto plazo correspondientes a los Trimestres Estándar de Ejecución 1 y 2 siguientes al Trimestre Estándar de Negociación, cuentan con la posibilidad técnica de declarar cantidades adicionales de gas natural. La Comisión entiende que las situaciones descritas obedecen a razones técnicas propias de la operación de los campos de producción, tales como actualizaciones en la información disponible, ajustes operativos o mejoras en las proyecciones de producción, que se conocen con posterioridad a la declaración inicial de la oferta. Resulta necesario precisar que el espacio regulatorio que se consultó tiene un alcance estrictamente instrumental y está orientado exclusivamente a corregir restricciones de carácter técnico que, en ciertos casos, impiden a los vendedores revelar la totalidad del gas disponible al inicio del Trimestre Estándar de Negociación. La flexibilización que se consultó y la que se propone adoptar como definitiva no puede entenderse como la oportunidad de abrir espacios que faciliten la retención deliberada de oferta, la generación de escasez artificial o la manipulación de señales de precio con el propósito de obtener rentas indebidas. b) A partir de la publicación del documento de análisis de impacto normativo mediante la Circular CREG 195 de 2025, la Comisión recibió diversos comentarios

relacionados con las modalidades contractuales que se estarían suscribiendo para las diferentes iniciativas de infraestructura de regasificación. En particular, se señaló que en la regulación vigente del mercado primario no contempla la modalidad CF100, la cual corresponde precisamente a la modalidad de mayor interés para dichas iniciativas de infraestructura de regasificación.Sesión No.1449

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Documento DOCUMENTO CREG Fecha última revisión: 27/02/2026 Página: 8 c) En el análisis del funcionamiento del mercado en el corto plazo, la Comisión identificó situaciones relacionadas con la contratación diaria de gas natural que no se encuentran actualmente previstas en la regulación vigente. d) En relación con la indexación, la regulación vigente establece un mecanismo libre, pero con una exigencia de aplicación en periodos trimestrales. Si bien la Comisión, en particular para el caso del gas natural importado, no ha identificado que dicha exigencia constituya una barrera para la suscripción de contratos de largo plazo, en el análisis realizado se identifica una oportunidad relacionada con la periodicidad de la indexación, respecto de la cual se considera pertinente recibir comentarios por parte de la demanda. 2.2 Causas En los literales siguientes se identifican las causas de las problemáticas identificadas en la sección 2.1 de este documento. a) Algunos productores–comercializadores de gas natural han manifestado que enfrentan situaciones técnicas y operativas en los campos de producción

(actualizaciones de información, ajustes operativos o mejoras en las proyecciones de producción) que les impiden declarar la totalidad del gas disponible el primer día hábil de cada Trimestre Estándar de Negociación, aun cuando cuentan con la capacidad técnica para hacerlo dentro del mismo trimestre. b) La regulación vigente del mercado primario no contempla expresamente la modalidad contractual CF100, la cual ha sido identificada por los agentes del mercado como la modalidad de mayor interés para la estructuración y viabilidad de las iniciativas de infraestructura de regasificación, generando un desalineamiento entre la regulación y las necesidades contractuales de estos proyectos.Sesión No.1449

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Documento DOCUMENTO CREG Fecha última revisión: 27/02/2026 Página: 9 c) La regulación actual no prevé ciertas situaciones asociadas a la contratación diaria de gas natural en el corto plazo, lo que limita la capacidad de los agentes para gestionar eficientemente variaciones operativas y comerciales que se presentan en horizontes diarios. d) La regulación vigente establece un mecanismo de indexación libre, pero con aplicación obligatoria en periodos trimestrales, lo cual, si bien no ha sido identificado como una barrera para la contratación de largo plazo —especialmente para el gas natural importado—, sí evidencia una limitación en términos de flexibilidad contractual, cuya pertinencia requiere ser evaluada a la luz de las

necesidades de la demanda. e) Finalmente, si bien este asunto no fue objeto de consulta en la Resolución CREG 702–020 de 2025, en el análisis de los comentarios recibidos se identificó una oportunidad de ajuste en las disposiciones relacionadas con la contratación de capacidad de transporte de gas natural bajo la modalidad con interrupciones. Lo anterior obedece, en primer lugar, a que las periodicidades de negociación y de ejecución de esta modalidad en el transporte difieren de las aplicables al suministro, lo que genera desalineaciones temporales entre ambos mercados. En segundo lugar, en un contexto de incertidumbre respecto a la localización efectiva de las moléculas de gas natural, se observa un incentivo económico para que los compradores aseguren preventivamente tramos de capacidad bajo modalidad interrumpible. El efecto de esta dinámica es que dichos tramos permanecen contratados bajo esta modalidad, y cuando los contratos no son efectivamente ejercidos se genera una congestión de carácter comercial —no física— que restringe la disponibilidad aparente de capacidad y distorsiona las señales eficientes de asignación.Sesión No.1449

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Documento DOCUMENTO CREG Fecha última revisión: 27/02/2026 Página: 10 2.3 Consecuencias En los literales siguientes se identifican las consecuencias de las problemáticas identificadas en la sección 2.1 de este documento.

a) La imposibilidad de declarar cantidades adicionales de gas natural dentro del mismo Trimestre Estándar de Negociación, o para los Trimestres Estándar de Ejecución 1 y 2 siguientes, reduce la eficiencia en la asignación del gas disponible, limita la liquidez del mercado y puede conducir a resultados subóptimos en términos de señal de precios y cobertura de la demanda. Adicionalmente, se ha identificado que algunos campos menores o aislados, dadas sus condiciones técnicas y operativas, enfrentan dificultades para ajustarse al esquema temporal definido para los Trimestres Estándar de Negociación, lo que los ha llevado a optar por modalidades contractuales con interrupciones. En este contexto, la flexibilización regulatoria —particularmente la posibilidad de ofrecer gas en forma intra-trimestral— puede constituir una oportunidad para que estos productores comercialicen sus volúmenes bajo modalidades firmes, ampliando la oferta efectiva del mercado y fortaleciendo las condiciones de competencia. b) La ausencia de la modalidad CF100 en la regulación del mercado primario genera incertidumbre regulatoria y contractual, lo cual puede afectar la estructuración financiera de los proyectos de regasificación y, en consecuencia, retrasar o desincentivar inversiones estratégicas para la seguridad de abastecimiento del sistema. c) La falta de disposiciones regulatorias para determinadas situaciones de contratación diaria en el corto plazo dificulta la gestión eficiente de desbalances operativos, incrementa los costos de transacción y puede afectar la continuidad y confiabilidad del suministro de gas natural.Sesión No.1449

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confiabilidad del suministro de gas natural.Sesión No.1449

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Documento DOCUMENTO CREG Fecha última revisión: 27/02/2026 Página: 11 d) La exigencia de una periodicidad trimestral en la indexación limita la capacidad de los agentes para adaptar los contratos a las condiciones del mercado, lo que puede reducir el atractivo de ciertos esquemas contractuales y restringir la innovación en los mecanismos de comercialización, particularmente en contextos de alta volatilidad de precios. e) La eficacia de las disposiciones sometidas a consulta mediante la Resolución CREG 702–020 de 2025 también se fortalece si se pueden introducir señales en los mecanismos de negociación de los contratos de capacidad de transporte en modalidad con interrupciones, particularmente en lo relacionado con la simetría entre los períodos de negociación y de ejecución de dichos contratos. Hoy en suministro son mes a mes y en transporte es de un trimestre a otro trimestre. Adicionalmente, se identifica una oportunidad de ajuste consistente en incorporar una característica a los contratos con interrupciones, de tal forma que, cuando un comprador solicite capacidad en modalidad firme y no exista capacidad disponible primaria, pueda hacerse uso de la capacidad previamente contratada bajo modalidad interrumpible. Como se desarrollará más adelante en este documento, el primer ajuste

identificado puede implementarse mediante la presente resolución, en atención a los comentarios recibidos durante el proceso de consulta. El segundo ajuste, si bien también surge del análisis de los comentarios formulados, implica una modificación a la definición regulatoria de los contratos con interrupciones. En consecuencia, y dado su alcance normativo, la Comisión evaluará su incorporación en el marco de un proyecto regulatorio independiente, mediante el cual se consultará la posible modificación de la Resolución CREG 185 de 2020.Sesión No.1449

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Documento DOCUMENTO CREG Fecha última revisión: 27/02/2026 Página: 12 2.4 Objetivos Dada la situación de estrechez que enfrenta el mercado de gas natural, la Comisión mantiene un monitoreo permanente del proceso de comercialización. Los aspectos identificados en las secciones anteriores evidencian oportunidades de mejora a la regulación vigente, orientadas a incrementar la eficiencia en los procesos de negociación y asignación del gas natural, facilitar la incorporación oportuna de volúmenes adicionales al mercado y fortalecer las señales económicas que incentiven la contratación en firme. . En este contexto, el objetivo de los ajustes propuestas es dotar al marco regulatorio de herramientas que otorguen mayor flexibilidad al funcionamiento del mercado, permitiendo a los agentes adaptarse de manera más eficiente a la coyuntura actual del sector.

3. CONSULTA RESOLUCIÓN CREG 702 – 020 DE 2025

La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) publicó el Proyecto de Resolución 702 020 de 2025 el 16 de enero de 2026, para recibir comentarios entre el 17 de enero de 2026 y el 30 de enero de 2026. Durante este período se recibieron comentarios de diversas entidades, tanto en formato de archivo como en formato Excel. En el presente documento, los comentarios se transcriben en el ANEXO tal como fueron recibidos. En el caso de los comentarios remitidos en formato PDF sin versión en Excel, se extrajeron los apartes de cada comunicación que se consideran representativos de un comentario específico. En algunos casos, las empresas agruparon varios planteamientos dentro de un mismo comentario respecto de un artículo de la propuesta; sin embargo, cuando fue posible identificar observaciones independientes dentro de un mismo texto, estas se separaron para efectos de su análisis. A continuación, se presenta el nombre de cada empresa y el número del radicado de entrada que se registró en la CREG: No Persona jurídica Radicado

1 ECOPETROL SA E2026002048Sesión No.1449

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Documento DOCUMENTO CREG Fecha última revisión: 27/02/2026 Página: 13 No Persona jurídica Radicado

2 NATURGAS E2026001998

3 TGI SA ESP E2026002007

4 GASES DEL CARIBE SA ESP E2026002013

5 GASES DEL ORIENTE SA ESP E2026002019

6 EPM ESP E2026002025

7 ENERGY TRANSITIONS SAS ESP E2026002028

8 ACOLGEN E2026002029

9 ANDESCO E2026002030

10 PETROMIL SA ESP E2026002032

6 EPM ESP E2026002025

7 ENERGY TRANSITIONS SAS ESP E2026002028

8 ACOLGEN E2026002029

9 ANDESCO E2026002030

10 PETROMIL SA ESP E2026002032

11 ALCANOS DE COLOMBIA SA ESP E2026002034

12 SURTIGAS SA ESP E2026002044

13 VANTI SA ESP E2026001959

14 MC2 SA ESP E2026001818

15 TEBSA SA ESP E2026001852

16 ENEL SA ESP E2026001938

17 GASES DE OCCIDENTE SA ESP E2026001972Sesión No.1449

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Documento DOCUMENTO CREG Fecha última revisión: 27/02/2026 Página: 14 No Persona jurídica Radicado

18 METROGAS SA ESP E2026001979

19 ANDEG E2026001996

20 PROMIGAS SA ESP E2026002035

21 ACP E2026002041

22 BMC - GESTOR DEL MERCADO E2026002042

23 SUPERSERVICIOS E2026002094

En el ANEXO del presente documento se presentan los comentarios recibidos y las respuestas a cada uno de ellos. En la siguiente gráfica se presenta la relación de la cantidad de comentarios recibidos para cada uno de los artículos propuestos:Sesión No.1449

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Documento DOCUMENTO CREG Fecha última revisión: 27/02/2026 Página: 15 En la siguiente gráfica se presenta la relación de la cantidad de comentarios recibidos por empresa/gremio:Sesión No.1449

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Documento DOCUMENTO CREG Fecha última revisión: 27/02/2026 Página: 15 En la siguiente gráfica se presenta la relación de la cantidad de comentarios recibidos por empresa/gremio:Sesión No.1449

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Documento DOCUMENTO CREG Fecha última revisión: 27/02/2026 Página: 16 Es necesario tener en cuenta que en las repuestas a los comentarios se busca aprovechar la existencia de comentarios similares, parecidos o que se pueden concatenar para efectos de la respuesta de la CREG del respectivo comentario. Sin embargo, la sola lectura de las referencias de respuestas de otros comentarios no implica que el comentario que se atiende no tenga relación con otros comentarios adicionales, sobre todo en el caso de las respuestas a comentarios a los que la persona que los envió no los clasifica como específicos sino como generales. Es por ello que para la lectura más adecuada de las respuestas a los comentarios se deben leer todas las respuestas a todos los comentarios, sin dejar ninguna respuesta por fuera.

4. RESUMEN DE LOS PRINCIPALES AJUSTES QUE SE HICIERON A LA PROPUESTA QUE SE CONSULTÓ Como resultado del análisis efectuado a los comentarios recibidos, en esta sección se presenta un resumen de los ajustes que se proponen a la regulación, indicando, para cada aspecto consultado, las disposiciones que se modificarían o se incorporarían frente

a lo planteado en la Resolución CREG 702 020 de 2025.

1. En la consulta se propuso incorporar mecanismos para la oferta y negociación de gas natural en el mercado de los productos PTDVF y CIDVF que aparezcan de manera extraordinaria durante un Trimestre Estándar de Negociación. En el análisis de los comentarios recibidos, la Comisión pudo validar la necesidad de este ajuste donde los vendedores puedan declarar cantidades adicionales, sin embargo, se debe desincentivar posibles conductas que tiendan a maximizar precios de manera ineficiente en esta oferta adicional, y por el contrario, incentivar conductas que generen un mayor grado de certidumbre en las declaraciones iniciales y que garanticen la eficacia en la aplicación de este instrumento.

A partir de esto, la medida regulatoria busca incentivar a los vendedores de gas a que las cantidades adicionales que se oferten durante el trimestre correspondanSesión No.1449

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Documento DOCUMENTO CREG Fecha última revisión: 27/02/2026 Página: 17 estrictamente a situaciones técnicas en los campos de producción. Como se indicó al inicio de este documento, con este ajuste no se busca generar espacios para que los vendedores revelen una oferta inicial baja, se incrementen los precios y posteriormente se incorporen mayores cantidades de gas natural. Por el contrario, el ajuste busca dar señales de flexibilidad que permitan a los vendedores, ante situaciones técnicas justificadas, ofrecer cantidades adicionales de gas natural con mayor flexibilidad.

Con el objetivo de mitigar incentivos hacia la retención estratégica de oferta, esto es cuando un agente restringe cantidades para forzar un incremento en los

situaciones técnicas justificadas, ofrecer cantidades adicionales de gas natural con mayor flexibilidad.

Con el objetivo de mitigar incentivos hacia la retención estratégica de oferta, esto es cuando un agente restringe cantidades para forzar un incremento en los precios, la Comisión propone un mecanismo de señales que vincula el precio máximo permitido con el volumen de cantidades adicionales liberadas en el TEN, como parámetro de conducta para los vendedores.El procedimiento que se diseña busca que la incorporación de excedentes de PTDVF o CIDVF responda a criterios estrictamente técnicos y no comportamientos especulativos asociados a expectativas de escasez o formación estratégica de precios. El esquema propuesto se estratifica de la siguiente manera: PX= { PRef si ∆ ≤ 0,1 PRef × ( c+m × ∆ ) si 0,1<∆ ≤ 0,5 0,8∗PRef si ∆>0,5 a. Primer tramo (Hasta el 10% adic