Decreto 2730 de 2010

DECRETO 2730 DE 2010

DIARIO OFICIAL. AÑO CXLV. N. 47785. 29, JULIO, 2010. PÁG. 6.

DECRETO 2730 DE 2010

(julio 29) por el cual se establecen instrumentos para asegurar el abastecimiento nacional de gas natural y se dictan otras disposiciones.

Estado del documento: Derogado.

Los datos publicados en SUIN -Juriscol son exclusivamente informativos, con fines de divulgación del ordenamiento jurídico colombiano, cuya fuente es el Diario Oficial y la pertinente. La actualización es periódica. El seguimiento y verificación de la evolución normativa y l no implica una función de certificación, ni interpretación de la vigencia de las normas por parte del Ministerio.

Subtipo: DECRETO REGLAMENTARIO El Presidente de la República, en ejercicio de sus facultades constitucionales y legales, en especial las previstas en los artículos 189 numeral 11, 334 y 370 de la Constitución Política y de conformidad con la Ley 142 de 1994, en especial los artículos 2°, 3° y 8°, y

CONSIDERANDO:

Que conforme al artículo 2° de la Constitución Política, son fines esenciales del Estado: servir a la comunidad, promover la prosperidad general y garantizar la efectividad de los principios, derechos y deberes consagrados en la Constitución.

Que el artículo 365 Ibídem establece que los servicios públicos son inherentes a la finalidad social del Estado y es deber de este asegurar su prestación eficiente a todos los habitantes del territorio nacional.

Que de conformidad con lo previsto en los artículos 1°, 2° y 4° de la Ley 142 de 1994, la

social del Estado y es deber de este asegurar su prestación eficiente a todos los habitantes del territorio nacional.

Que de conformidad con lo previsto en los artículos 1°, 2° y 4° de la Ley 142 de 1994, la distribución de gas combustible y sus actividades complementarias constituyen servicios públicos domiciliarios esenciales y el Estado intervendrá en los mismos a fin de, entre otros, garantizar la calidad del bien y su disposición final para asegurar el mejoramiento de la calidad de vida de los usuarios, así como su prestación continua, ininterrumpida y eficiente.

Que el artículo 8.2 de la Ley 142 de 1994 establece que es competencia privativa de la Nación asignar y gestionar el uso del gas combustible en cuanto sea económica y técnicamente posible, a través de empresas oficiales, mixtas o privadas.

Que el artículo 39.4 de la Ley 142 de 1994 define que en el contexto de un contrato de acceso compartido o de interconexión de bienes indispensables para la prestación de servicios públicos, se debe asumir el pago de una remuneración o de un peaje razonabl e y si las partes noDECRETO 2730 DE 2010

convienen los términos del mismo, la Comisión de Regulación puede imponer una servidumbre de acceso o de interconexión a quien tenga el uso del bien.

Que el artículo 68 de la Ley 142 de 1994 establece que es competencia del Presidente de la República señalar las políticas generales de administración y control de eficiencia de los servicios públicos domiciliarios, que le encomienda el artículo 370 de la Constitución Política, por medio de las Comisiones de Regulación de los servicios públicos, si decide delegarlas y que, en caso contrario, el Presidente ejercerá las funciones que dicha ley le atribuye a las

por medio de las Comisiones de Regulación de los servicios públicos, si decide delegarlas y que, en caso contrario, el Presidente ejercerá las funciones que dicha ley le atribuye a las Comisiones.

Que de conformidad con el numeral 74.1 del artículo 74 de la Ley 142 de 1994, es función de la Comisión de Regulación de Energía y Gas Combustible (CREG) regular el ejercicio de las actividades de los sectores de energía y gas combustible para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente y establecer el reglamento de operación para realizar el planeamiento y la coordinación de la operación del sistema interconectado nacional y para regular el funcionamiento del mercado mayorista de energía y gas combustible.

Que el artículo 59 de la Ley 812 de 2003, vigente por disposición del artículo 160 de la Ley 1151 de 2007, al referirse a los intercambios comerciales internacionales de gas natural, faculta al Gobierno Nacional para que establezca los límites o instrument os que garanticen el abastecimiento nacional de este combustible, respetando los contratos existentes.

Que el Decreto 2687 de 2008 estableció que, para efectos de la exportación de gas natural y con el objeto de garantizar el abastecimiento nacional de este, los ProductoresComercializadores de gas natural sólo podrán disponer libremente de las Reservas Pr obadas cuando el Factor R/P de Referencia sea mayor a siete (7) años.

Que la UPME ha identificado posibles faltantes en el suministro de gas natural entre el año 2015 y el año 2017, según escenarios factibles de reservas disponibles y demanda de gas natural y, por ende, se hace necesario adoptar medidas en orden a garantizar el abastecimiento pleno de la demanda de gas en el país a futuro.

y el año 2017, según escenarios factibles de reservas disponibles y demanda de gas natural y, por ende, se hace necesario adoptar medidas en orden a garantizar el abastecimiento pleno de la demanda de gas en el país a futuro.

Que los hidrocarburos no convencionales tienen características particulares en su proceso de exploración y explotación que requieren de esquemas comerciales diferentes a los establecidos para los hidrocarburos provenientes de reservorios convencionales.

Que la reformulación de la política sectorial y la adopción de acciones, es imperativa para garantizar la sostenibilidad del sector en el largo plazo.

Que en cumplimiento de lo previsto en el artículo 7° de la Ley 1340 de 2009 el proyecto de decreto fue sometido a consideración de la Superintendencia de Industria y Comercio, la cual mediante comunicación Radicado 10-85621-20 del 26 de julio de 2010 formuló sus comentarios al respecto.DECRETO 2730 DE 2010

Que analizados dichos comentarios se acogen, exceptuando el relativo a la definición de los criterios de eficiencia técnica y económica que se utilizarán para establecer la remuneración de la inversión en activos de transporte, así como los motivos que dar án lugar a la aplicación de reglas diferenciales, en la medida que esta es de competencia legal de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), conforme a lo previsto en el numeral 73.3 del artículo 73 de la Ley 142 de 1994.

DECRETA:

CAPÍTULO I Definiciones Artículo 1°. Definiciones. Para interpretar y aplicar el presente decreto se tendrán en cuenta las siguientes definiciones:

de la Ley 142 de 1994.

DECRETA:

CAPÍTULO I Definiciones Artículo 1°. Definiciones. Para interpretar y aplicar el presente decreto se tendrán en cuenta las siguientes definiciones:

Acceso abierto o libre acceso. Asignación de capacidad disponible de gasoductos, sistemas de almacenamiento, e instalaciones de importación.

Agentes. Personas naturales o jurídicas entre las cuales se dan las relaciones técnicas y/o comerciales inherentes a la prestación del servicio de gas, comenzando desde la producción y pasando por los Sistemas de Transporte y Distribución hasta alcanzar el Punto de Salida de un Usuario. Son Agentes los Productores -Comercializadores, los Operadores de Plantas de Regasificación, los Almacenadores, los Importadores, los Exportadores, los Comercializadores, los Comercializadores de GNCV, los Transportadores, los Distr ibuidores y los Usuarios No Regulados.

Agente almacenador . Agente que presta el Servicio de Almacenamiento a través de un Sistema de Almacenamiento.

Agente comercializador. Persona jurídica cuya actividad es la comercialización de gas natural. Puede o no, ejercer esta actividad conjuntamente con las actividades de Producción, Importación, Exportación o Distribución.

Agente exportador. Es un Comercializador o un Remitente que exporta gas natural.

Agente importador. Es un Comercializador o un Remitente que importa gas natural. Si es el propietario y/u operador de la instalación de importación, se le aplican en el Punto de Entrada al Sistema Nacional de Transporte, todas las disposiciones previstas en la regulación expedida por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG).DECRETO 2730 DE 2010

al Sistema Nacional de Transporte, todas las disposiciones previstas en la regulación expedida por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG).DECRETO 2730 DE 2010

Almacenamiento. Actividad consistente en recibir, mantener en depósito y entregar gas, cuando el gas sea mantenido en instalaciones fijas distintas a los ductos.

Capacidad efectiva neta. Máxima cantidad de potencia neta que puede suministrar una unidad de generación en condiciones normales de operación.

Capacidad en firme. Capacidad de Transporte que de acuerdo con los contratos suscritos no es interrumpible por parte del Transportador, salvo en casos de emergencia o de fuerza mayor.

Capacidad interrumpible . Capacidad de Transporte contratada que de acuerdo con los contratos suscritos prevé y permite interrupciones por parte del Transportador mediante el correspondiente aviso al Remitente.

Capacidad máxima del gasoducto. Capacidad máxima de transporte diario de un gasoducto definida por el Transportador, calculada con modelos de dinámica de flujo de gas utilizando una presión de entrada de 1.200 psig, las presiones para los diferentes puntos de salida del mismo y los parámetros específicos del fluido y del gasoducto.

Cargo por confiabilidad . Remuneración que se paga a un agente generador por la disponibilidad de activos de generación con las características y parámetros declarados para el cálculo de la ENFICC (Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad), que garantiza el cumplimiento de la Obligación de Energía Firme que le fue asignada en una Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme o en el mecanismo que haga sus veces. Esta energía está asociada a la Capacidad de Generación de Respaldo de que trata el artículo 23 de

Asignación de Obligaciones de Energía Firme o en el mecanismo que haga sus veces. Esta energía está asociada a la Capacidad de Generación de Respaldo de que trata el artículo 23 de la Ley 143 de 1994 y es la que puede comprometerse para garantizar a los usuarios la confiabilidad en la prestación del servicio de energía eléctrica bajo condiciones críticas.

Cargos regulados por servicio de transporte. Conjunto de cargos de transporte que permiten recuperar los costos de inversión, incluyendo la rentabilidad reconocida sobre el capital, los gastos de administración, operación y mantenimiento y otros ingresos que puedan derivarse de la prestación por parte del Transportador de servicios complementarios.

Centro de distribución (HUB). Puede ser un punto de transferencia física de gas natural y de capacidad de transporte de gas, donde confluyen varios gasoductos y otras infraestructuras que permiten redireccionar volúmenes de gas de un punto a otro. Puede ser un punto virtual en el sistema de gasoductos que permite la competencia gas-gas entre varias regiones o zonas. Un HUB puede ser descrito como un centro de distribución entre las actividades aguas arriba y aguas abajo de la cadena de prestación del servicio.

Comercialización conjunta. Cuando los socios de un campo productor o de un contrato de asociación comercializan el gas natural producido conjuntamente, de manera que exista un solo vendedor de gas natural del campo o del contrato.DECRETO 2730 DE 2010

Almacenamiento estratégico de gas natural. Existencias o inventarios de gas natural disponibles en todo momento. Dichas existencias se pueden mantener en uno cualquiera de los Sistemas de Almacenamiento de que trata el presente decreto.

Factor de utilización. En lo referente a plantas y/o unidades de generación eléctrica, el Factor

disponibles en todo momento. Dichas existencias se pueden mantener en uno cualquiera de los Sistemas de Almacenamiento de que trata el presente decreto.

Factor de utilización. En lo referente a plantas y/o unidades de generación eléctrica, el Factor de Utilización es la relación entre el despacho promedio de la planta y su capacidad instalada, medida sobre el mismo período de tiempo.

Gas Natural Comprimido (GNC). Gas Natural almacenado a altas presiones. Este Gas Natural es principalmente metano, que al tener un alto índice de hidrógeno por carbono produce menos CO2 por unidad de energía entregada, en comparación con otros hidrocarburos más pesados (con más átomos de carbono y un menor ratio H/C).

Gas natural de propiedad del Estado proveniente de regalías y de las participaciones de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH). Es el que recibe el Estado a título de regalía y/o como participación en la propiedad del recurso en los contratos de exploración y explotación de hidrocarburos.

Gas Natural Licuado (GNL). Gas Natural que ha sido procesado para ser transportado en forma líquida. El Gas Natural es transportado como líquido a presión atmosférica y a bajas temperaturas donde la licuefacción reduce en 600 veces el volumen de gas transportado.

Gestor Técnico del Sistema de Transporte de Gas Natural. Persona Jurídica responsable de la gestión técnica del Sistema Nacional de Transporte de Gas Natural. Tiene por objeto propender por la continuidad y seguridad del suministro, el correcto funcionamiento técnico del sistema de gas, el correcto funcionamien to del mercado mayorista de gas y la coordinación entre los sujetos que gestionan o hacen uso del sistema de gas, bajo los principios de transparencia, objetividad e independencia.

sistema de gas, el correcto funcionamien to del mercado mayorista de gas y la coordinación entre los sujetos que gestionan o hacen uso del sistema de gas, bajo los principios de transparencia, objetividad e independencia.

Mercado regulado. Mercado conformado por pequeños consumidores de gas natural, definidos estos últimos en la actualidad, según Resolución CREG -057 de 1996, como: consumidor de menos de 100.000 PCD o su equivalente en m3.

Para efectos de aplicar las disposiciones establecidas en el presente decreto, esta definición se mantendrá.

Mercado no regulado. Mercado conformado por los Usuarios No Regulados de gas natural o Grandes Consumidores de gas natural, definidos estos últimos en la actualidad como los consumidores de más de 100.000 PCD, medida la demanda de conformidad con lo establecido en el artículo 77 de la Resolución CREG-057 de 1996. Para efectos de aplicar las disposiciones establecidas en el presente decreto, esta definición se mantendrá.DECRETO 2730 DE 2010

Mercado relevante de distribución. Conjunto de usuarios pertenecientes a un municipio o a un grupo de municipios, para el cual la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) establece cargos por uso del Sistema de Distribución al cual están conectados.

Mercado de desvíos. Mercado ocasional entendido como el conjunto de intercambios que resultan de los excedentes o faltantes de gas natural comprometido en contratos. Permite la fijación de precios para los servicios de desvíos que presta el Transportador.

Mercado secundario. Es el mercado de gas natural y de capacidad de transporte donde los Remitentes o Agentes con derechos de Suministro de Gas o con Capacidad Disponible pueden comercializar libremente sus derechos contractuales.

Mercado secundario. Es el mercado de gas natural y de capacidad de transporte donde los Remitentes o Agentes con derechos de Suministro de Gas o con Capacidad Disponible pueden comercializar libremente sus derechos contractuales.

Mercado Spot. Mercado ocasional entendido como el conjunto de intercambios de corto plazo que realizan los agentes del mercado de manera anónima.

Obligación de energía firme. Vínculo resultante de la Subasta o del mecanismo que haga sus veces, que impone a un generador el deber de generar, de acuerdo con el Despacho Ideal, una cantidad diaria de energía durante el Período de Vigencia de la Obligación, cuando el Precio de Bolsa supere el Precio de Escasez. Esta cantidad de energía corresponde a la programación de generación horaria resultante del Despacho Ideal hasta una cantidad igual a la asignación hecha en la Subasta, considerando solamente la Demanda Doméstica.

Planta de regasificación. Instalación que permite recibir por vía marítima y almacenar gas natural en estado líquido (GNL) y posteriormente regasificarlo, es decir, devolverlo al estado gaseoso de modo que pueda circular por la red de gasoductos y ser distribuido a los consumidores.

Producción disponible para ofertar. Son las cantidades diarias de gas natural que un campo determinado, o una instalación de importación, produce o puede llegar a producir, y que no se encuentran comprometidas contractualmente bajo modalidad firme o interrumpible. Esta Producción debe ser actualizada anualmente ante el Ministerio de Minas y Energía.

Productor. Es quien extrae o produce gas natural conforme a la legislación vigente. Cuando el Productor vende gas a un Agente diferente del asociado es un Comercializador.

Producción debe ser actualizada anualmente ante el Ministerio de Minas y Energía.

Productor. Es quien extrae o produce gas natural conforme a la legislación vigente. Cuando el Productor vende gas a un Agente diferente del asociado es un Comercializador.

Punto de entrada al Sistema Nacional de Transporte. Punto en el cual los productorescomercializadores o el Importador, según el caso, entrega físicamente Gas Natural al Sistema Nacional de Transporte y el Transportador asume la custodia del gas. El Punto de Entrada incluye la válvula de conexión y la "T" u otro accesorio de derivación.DECRETO 2730 DE 2010

Puntos de salida del Sistema Nacional de Transporte. Punto en el cual el Remitente toma el Gas Natural del Sistema Nacional de Transporte y cesa la custodia del gas por parte del Transportador. El Punto de Salida incluye la válvula de conexión y la "T" u otro accesorio de derivación.

Reservas probadas. Son las cantidades de gas natural que, de acuerdo con el análisis de la información geológica y de ingeniería, se estima con razonable certeza que podrán ser comercialmente recuperadas a partir de una fecha dada, desde acumulaciones conocidas y bajo las condiciones económicas, operacionales y regulaciones gubernamentales existentes en el momento del estimativo. Pueden clasificarse en Reservas Probadas Desarrolladas y Reservas Probadas No Desarrolladas. En general, las acumulaciones de gas natural en cantida des determinadas se consideran Reservas Probadas a partir de la declaración de comercialidad.

Remitente. Persona natural o jurídica con la cual un Transportador ha celebrado un Contrato para prestar el Servicio de Transporte de Gas Natural.

Sector termoeléctrico. Plantas y/o unidades de generación que usan como fuente primaria de

Remitente. Persona natural o jurídica con la cual un Transportador ha celebrado un Contrato para prestar el Servicio de Transporte de Gas Natural.

Sector termoeléctrico. Plantas y/o unidades de generación que usan como fuente primaria de generación el gas natural. Pueden tener dualidad tecnológica Gas Natural/ Combustibles Líquidos, Gas Natural/Carbón.

Servicio de almacenamiento. Comprende la recepción de gas en un punto de un Sistema de Almacenamiento y la entrega, en uno o varios actos, de una cantidad similar en el mismo punto o en otro contiguo del mismo Sistema.

Servicio de almacenamiento en plantas de regasificación. Servicios que presta el Operador de la Planta de Regasificación, incluyendo la recepción de GNL en un Punto de Recepción, el almacenamiento y vaporización de GNL y la entrega de una cantidad equivalente de Gas Natural (menos el Gas para la Operación del Sistema) en el Punto de Entrega, ya sea en Base Firme o en Base Interrumpible.

Servicio de almacenamiento en base firme en plantas de regasificación . Es la modalidad del Servicio de Almacenamiento que no se encuentra sujeta a restricciones, reducciones e interrupciones, salvo: fuerza mayor o caso fortuito; fallas en las instalaciones del usuario o mala operación de estas; trabajos necesarios para el m antenimiento, ampliación o modificación del Sistema de Almacenamiento, o incumplimiento del usuario de sus obligaciones contractuales.

Servicio de almacenamiento en base interrumpible en plantas de regasificación. Es la modalidad del Servicio de Almacenamiento sujeta a restricciones, reducciones e interrupciones por la prestación del Servicio de Almacenamiento en Base Firme.

Sistema de almacenamiento en plantas de regasificación. Instalaciones Marinas y los

modalidad del Servicio de Almacenamiento sujeta a restricciones, reducciones e interrupciones por la prestación del Servicio de Almacenamiento en Base Firme.

Sistema de almacenamiento en plantas de regasificación. Instalaciones Marinas y los brazos de descarga, los tanques, vaporizadores, ductos, compresores, reguladores, medidores y demás equipos para la prestación del Servicio de Almacenamiento. Excepto por lasDECRETO 2730 DE 2010

Instalaciones Marinas, el Sistema no se extenderá aguas arriba del Punto de Recepción o aguas abajo del Punto de Entrega.

Sistema de almacenamiento. Sistema de almacenamiento de gas natural en formaciones salinas, rocas porosas y minas abandonadas. Los sistemas de rocas porosas pueden ser yacimientos de hidrocarburos agotados o bien acuíferos. También constituyen Sistemas de Almacenamiento las Plantas de Regasificación, las Plantas de Licuefacción y las Plantas Satélites o Peak Shaving.

Sistemas de distribución. Es el conjunto de gasoductos que transportan gas combustible desde una Estación Reguladora de Puerta de Ciudad o desde otro Sistema de Distribución hasta el punto de derivación de las acometidas de los inmuebles, sin incluir su conexión y medición.

Sistema de transporte de gas de la Costa Atlántica . Está compuesto por el sistema troncal que vincula la conexión de los campos de gas natural de La Guajira, Córdoba, Sucre y otros existentes en la región de la Costa Caribe con las puertas de ciudad localizadas en Riohacha, Santa Marta, Barranquilla, Cartagena, Sincelejo y Montería incluyendo las conexiones de otros campos y los subsistemas que se conecten a esta troncal.

Santa Marta, Barranquilla, Cartagena, Sincelejo y Montería incluyendo las conexiones de otros campos y los subsistemas que se conecten a esta troncal.

Sistema de transporte de Gas del Interior. Se entiende genéricamente que está conformado por el Sistema de Transporte de Gas Natural del Centro (compuesto por la troncal que hace la conexión de los campos de gas natural de La Guajira con la puerta de ciudad de Barrancabermeja (Santander) y los subsistemas y ramales que se conecten a esta troncal); el Sistema de Transporte de Gas Natural del Interior propiamente dicho (compuesto por el sistema troncal que vincula la conexión de los campos de gas natural de Casanare, Meta, Huila, Santander y otros e xistentes en el interior del país con las puertas de ciudad definidas en el artículo 53 de la Resolución CREG -057 de 1996 y los subsistemas que se conecten a esta troncal); y el Sistema de Transporte de Gas Natural del Sur (compuesto por el sistema troncal que vincula los campos de gas de Neiva con la puerta de ciudad de Pitalito (Huila) y los subsistemas que se conecten a esta troncal).

Sistema Nacional de Transporte. Conjunto de gasoductos localizados en el territorio nacional, excluyendo conexiones y gasoductos dedicados, que vinculan los centros de producción de gas del país con las Puertas de Ciudad, Sistemas de Distribución, Usuarios No Regulados, Interconexiones Internacionales o Sistemas de Almacenamiento.

Suministro modalidad en firme. Suministro de Gas Natural que se presta de manera continua, salvo condiciones eximentes predefinidas por la Comisión de Regulación de Energía y Gas

(CREG).

Suministro modalidad interrumpible. Suministro de Gas Natural que se presta de manera

salvo condiciones eximentes predefinidas por la Comisión de Regulación de Energía y Gas

(CREG).

Suministro modalidad interrumpible. Suministro de Gas Natural que se presta de manera continua, salvo condiciones eximentes y salvo un tope máximo de días -año de interrupción, definido este último por el productor-comercializador o el importador, según el caso.DECRETO 2730 DE 2010

Suministro modalidad interrumpible ocasional. Suministro de Gas Natural cuya compraventa se realiza en el mercado spot o en el mercado de desvíos. En el marco del presente decreto se le da también esta denominación al suministro bajo contratos interrumpibles del lado del comprador con destino a insta laciones de Almacenamiento Subterráneo o Almacenamiento en Plantas Satélites.

Vida útil normativa. Período de tiempo fijado en 20 años, según la regulación vigente. La Vida Útil Normativa es definida por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG).

Yacimiento convencional de gas. Yacimientos donde se presentan acumulaciones de hidrocarburos en trampas estratigráficas y/o estructurales. Estos yacimientos presentan buenas porosidades y moderadas a buenas permeabilidades.

Yacimiento no convencional de gas . Yacimientos donde la acumulación es predominantemente regional, extensa y la mayoría de las veces independiente de trampas estratigráficas o estructurales. Poseen bajas porosidades y permeabilidades y pobres propiedades petrofísicas. Los Yacimientos No C onvencionales típicos incluyen las arenas compactas de gas, carbonatos compactos, gas de capas de carbón, hidrocarburos de

propiedades petrofísicas. Los Yacimientos No C onvencionales típicos incluyen las arenas compactas de gas, carbonatos compactos, gas de capas de carbón, hidrocarburos de carbonatos y/o areniscas naturalmente fracturadas, arenas bituminosas y gas de lutitas. Entre estos gases se suelen incluir:

1. Los gases extraídos de arenas de baja permeabilidad o gas en arenas compactas (tight sands);

1. Los gases presentes en arcillas bituminosas o gas en esquistos (gas shales); y

1. El gas metano en depósitos de carbón (coalbed natural gas, coalbed gas methane o natural gas in coal).

CAPÍTULO II Del abastecimiento de gas natural Artículo 2°. Comercialización de la producción disponible para ofertar -campos de gas con capacidad de producción igual o superior a 50 MPCD e importaciones. Con la periodicidad que defina la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) y en las fechas que establezca, los productores-comercializadores de gas natural de Yacimientos Convencionales con capacidad de producción igual o superior a 50 MPCD y los i mportadores, que determinen que cuentan o puedan llegar a contar con capacidad de producción o importación disponible para ofertar, previa declaración ante el Ministerio de Minas y Energía y ante la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), deberán o frecerla para la venta a través de subastas simultáneas referidas a los Centros de Distribución de que trata el artículo 10 del presente decreto.DECRETO 2730 DE 2010

La CREG diseñará las subastas en un término no superior a noventa (90) días hábiles siguientes, contados a partir de la fecha de expedición de este decreto.

La CREG diseñará las subastas en un término no superior a noventa (90) días hábiles siguientes, contados a partir de la fecha de expedición de este decreto.

El diseño de la subasta tendrá en cuenta los siguientes criterios y lineamientos:

a) Campos de gas con precio libre e importaciones. En la subasta los productores de gas natural y los importadores, deberán ofrecer tanto las cantidades disponibles con que cuentan o puedan llegar a contar para ofrecer suministro bajo modalidad en firme, como las cantidades disponibles con que cuentan o p uedan llegar a contar para ofrecer suministro bajo modalidad interrumpible.

En la subasta simultánea de los dos bienes, el precio de las cantidades ofrecidas bajo modalidad interrumpible, se subordina al precio de las cantidades ofrecidas bajo modalidad en firme, mediante la siguiente relación:

Precio Gas Interrumpible = a x Precio de Gas Firme

Los Factores a aplicables a la subasta de cada productor -comercializador o importador serán definidos por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) el día previo a la realización de la subasta y estarán sujetos a la siguiente restricción: 0.5 < a < 1.0.

Así mismo, los Factores a deberán guardar proporcionalidad con la relación que se obtenga de aplicar la siguiente expresión:

Cantidad Disponible Oferta en Firme/Cantidad Disponible Oferta Interrumpible y guardarán proporcionalidad inversa con el tope máximo de días-año previsto para el suministro bajo modalidad interrumpible.

b) Campos de Gas con Precio Regulado. En la subasta los productores -comercializadores de gas natural deberán ofrecer tanto las cantidades disponibles con que cuentan o puedan llegar

bajo modalidad interrumpible.

b) Campos de Gas con Precio Regulado. En la subasta los productores -comercializadores de gas natural deberán ofrecer tanto las cantidades disponibles con que cuentan o puedan llegar a contar para ofrecer suministro bajo modalidad en firme, como las cantidades disponibles con que cuentan o puedan llegar a contar para ofrecer suministro bajo modalidad interrumpible.

En la subasta simultánea de los dos bienes, el precio de las cantidades ofrecidas bajo modalidad interrumpible, se subordina al precio de las cantidades ofrecidas bajo modalidad en firme, mediante la siguiente relación:

Precio Gas Firme = Precio Regulado

Precio Gas Interrumpible = a x Precio de Gas FirmeDECRETO 2730 DE 2010

El productor que vaya a comercializar gas proveniente de estos campos, puede establecer un Precio de Gas en Firme inferior al Precio Regulado, si así lo decide por condiciones del mercado.

Los Factores a aplicables a la subasta de cada productor -comercializador serán definidos por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) el día previo a la realización de la subasta y estarán sujetos a la siguiente restricción: 0.5 < a <1.0

Así mismo, los Factores a deberá