Jue. 11 de Feb. de 2021

Pensiones y cesantías. Modifica un artículo del decreto 2555 de 2010 en lo relacionado con la metodología del cálculo de rentabilidad mínima obligatoria para el portafolio de cesantías de corto plazo y se dictan otras disposiciones.

En este decreto se modifica la rentabilidad mínima obligatoria para el portafolio de corto plazo al establecer ahora dos criterios frente a uno en la versión anterior (rentabilidad acumulada efectiva anual disminuida en un 25%, arrojada para el período de cálculo correspondiente). La nueva disposición queda como sigue a continuación:

Artículo 1°. Modificase el inciso primero del artículo 2.6.9.1.1. del Decreto 2555 de 2010, el cual quedará así: “Artículo 2.6.9.1.1. Rentabilidad mínima obligatoria para el portafolio de corto plazo.

La rentabilidad mínima obligatoria para el portafolio de corto plazo de los fondos de cesantía será la que resulte inferior entre la reducción de un veinticinco por ciento (25%) o la reducción de setenta y cinco puntos básicos (75pb.), arrojada para el período de cálculo correspondiente, de un portafolio de referencia de corto plazo neto de comisión de administración. Para el efecto se tendrá en cuenta el porcentaje de comisión de administración autorizado para los portafolios de corto plazo de los fondos de cesantía.”

Artículo 2°. Adiciónese el artículo 2.6.9.1.9. al Decreto 2555 de 2010, el cual quedará así:

“Artículo 2.6.9.1.9. Error de réplica. La política de inversión del portafolio de cesantía de corto plazo deberá definir un nivel máximo del error de réplica (tracking error), acorde con la recomendación del comité de riesgos e inversiones, la cual debe ser consistente con la rentabilidad mínima.

La metodología para la estimación del error de réplica será la definida por los comités de riesgos e inversiones. Cuando el error de réplica sobrepase el nivel máximo definido en la política de inversión, este exceso deberá ser informado a la Superintendencia Financiera de Colombia, junto con los análisis técnicos que determinen las causas por las cuales se materializó.

Así mismo, la AFP deberá remitir a la Superintendencia Financiera de Colombia, dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la ocurrencia del hecho, un plan de ajuste con los respectivos análisis de riesgo e impacto. Parágrafo. La Superintendencia Financiera de Colombia podrá establecer lineamientos en cuanto a la metodología para la definición del error de réplica y su medición en el tiempo.”

Artículo 3. Transición. Las Administradoras de Fondos de Pensiones y Cesantías dispondrán de dos (2) meses contados a partir de la fecha de entrada en vigencia del presente decreto para la aplicación de la norma contenida en el artículo 2 del mismo.

https://www.minhacienda.gov.co/webcenter/ShowProperty?nodeId=%2FConexionContent%2FWCC_CLUSTER-155084%2F%2FidcPrimaryFile&revision=latestreleased

Mié. 10 de Feb. de 2021

Energía. Resolución 219-2020 CREG del 10 de diciembre de 2020. Se establecen las condiciones para la implementación de la infraestructura de medición avanzada en el SIN. Esta resolución precisa la dinámica de implementación de AMI y el papel, inversiones y responsabilidades de la cadena productiva y había sido solicitada por los gremios sectoriales (2).

Responsabilidades del comercializador respecto de AMI.

El comercializador de energía eléctrica tendrá las siguientes obligaciones respecto de AMI: a) Coordinar el cambio de equipos de medida con el OR que así lo requiera, siguiendo el procedimiento de la visita de revisión conjunta establecido en los artículos 46 y 47 de la Resolución CREG 156 de 2011 o aquella que la modifique, complemente o sustituya.

En caso de que un comercializador no responda a la solicitud de cambio de medidor realizada por un OR en dicho período, estará sujeto a las condiciones que registre el OR en su acta de cambio del medidor avanzado.

b) Efectuar las modificaciones a que haya lugar para el cumplimiento de lo establecido en la presente resolución, en los contratos de condiciones uniformes o dentro de los contratos particulares de prestación del servicio de energía eléctrica, a más tardar dentro de los dos meses siguientes al de la aprobación del plan de despliegue en el sistema donde desarrolle su actividad de comercialización.

c) Acceder a los datos alojados en los sistemas de información del GIDI para efectos de realizar el proceso de facturación a sus usuarios.

d) Coordinar con el OR el proceso de suspensión, corte y reconexión del servicio público domiciliario de energía eléctrica de un usuario.

e) Entregar, con la periodicidad que sea requerida, la información de tarifas ofrecidas para el mercado regulado, por cada mercado de comercialización en los que participe, acorde con los formatos establecidos por el GIDI.

f) Adelantar gestiones periódicas para actualizar la información de quienes son los usuarios de los domicilios en donde se lleva a cabo la prestación del servicio público de energía eléctrica y contar con herramientas para que los usuarios puedan llevar a cabo dicha actualización.

g) El comercializador podrá informar a los usuarios, mediante medios masivos de comunicación y de manera recurrente, los derechos y deberes de los usuarios, los beneficios de la medición avanzada y avance en la implementación de AMI.

Responsabilidades del GIDI.

El GIDI tendrá la obligación de mantener los datos de energía eléctrica con la integridad entregada por el OR, confidencialidad y con una disponibilidad mínima requerida, para lo cual deberá:

a) Instalar, administrar, operar, mantener y reponer el sistema de datos según las características y necesidades particulares de los usuarios de la información, asegurando la integridad, confidencialidad y disponibilidad de la misma según corresponda. La solución escogida debe ser flexible y escalable.

b) Establecer los procedimientos y sistemas para el respaldo y recuperación de la información ante eventos en su infraestructura y servicios.

c) Recibir y mantener los datos entregados por los OR y comercializadores a partir de su fecha de entrada en operación. El sistema de recibo de información del GIDI deberá emitir comprobantes con las características principales de la información entregada.

Desarrollar una plataforma web de intercambio de información mediante la cual los usuarios de la información puedan acceder a la misma. Dicha plataforma deberá tener la posibilidad de ser consultada mediante dispositivos móviles, con la totalidad de funciones disponibles.

g) Los datos que deben estar disponibles para su presentación al usuario y los demás agentes son:

i. Todas las transferencias de energía y demás variables registradas en el punto de medición, como máximo, una hora posterior al de su entrega por parte del OR. Los usuarios y los agentes podrán realizar consultas parametrizables de esta información. La presentación de los datos debe permitir su compilación por franjas horarias, por tipo de día (hábil, sábado o festivo), semana del año y por mes. Se debe disponer de ejercicios comparativos de los usuarios residenciales, donde se presente el consumo propio contra los promedios de los usuarios residenciales del mismo estrato ubicados en el mismo municipio y código postal.

ii. Los eventos de interrupciones del servicio, frecuencia y duración, discriminados por mes, con la posibilidad de identificar la información de cada evento con fecha y hora.

iii. Las tarifas de suministro de energía eléctrica y los servicios ofrecidos por los distintos comercializadores que atiendan en el mercado de comercialización del usuario que consulta, así como la valoración de la prestación del servicio dada por los usuarios.

Diseñar e implementar la herramienta tecnológica que permita al usuario realizar el cambio de comercializador en línea, a través de la plataforma desarrollada por el GIDI para tal fin. i) Alojar y consolidar los reportes de avance del despliegue de la infraestructura de medición avanzada por parte de los OR. El reporte deberá realizarse mediante una aplicación dispuesta por GIDI para transferencia electrónica de datos.

j) Establecer un sistema de producción de reportes e intercambio de información para entregar la solicitada por las autoridades competentes.

k) Alojar y consolidar las autorizaciones para el tratamiento de datos personales enviadas por los OR.

l) Informar oportunamente las indisponibilidades programadas de su infraestructura y establecer un plan de contingencia para no afectar sus procesos.

En el título IV define los requisitos técnicos generales de este proceso

Entre estos están las funcionalidades de AMI, los requisitos del medidor avanzado, de la unidad concentradora, del sistema de gestión y operación, de comunicaciones, de seguridad, en la interoperabilidad del AMI con el GIDI.

Establece los planes de implementación y despliegue

En estos planes deberán tenerse en cuenta los criterios de eficiencia econóimca, la conciencia del público, el empoderamiento del usuario, la competencia y no abuso de la posición dominante.

Cada OR deberá elaborar un plan de implementación de AMI, con base en la ubicación y características de los usuarios conectados a su sistema y según los segmentos de mercado y criterios de valoración establecidos en el artículo 26. El plan a presentar debe contener, como mínimo, los siguientes elementos:

1. Características del mercado de comercialización
2. b) Diagnóstico del parque de medidores instalado. c) Resultados del plan piloto.
3. d) Descripción de las tecnologías apropiadas para el mercado y su justificación.
4. Estrategias de divulgación.
5. f) Cronograma de instalación.
6. g) Estrategia de atención de inquietudes y reclamos asociados con la instalación y operación de AMI.
7. Estructura contable en donde se van a reportar los costos, ingresos e inversiones. i) Análisis de riesgos y estrategias de mitigación.
8. Análisis beneficio costo para el mercado y para cada uno de los segmentos en que el OR subdividió el sistema.
9. Meta anual y total del plan a 2030 según los objetivos de política pública del artículo 8 de la Resolución MME 4 0072 de 2018, modificado por la Resolución MME 4 0483 de 2019.
10. En caso de que se prevea realizar el desarrollo conjunto del diseño y la implementación de planes de despliegue, los OR deberán declarar el alcance de tales desarrollos.

Establece los requisitos del análisis beneficio/costo que deberán realizarse, los segmentos del mercado y criterios de valoración, presentación de planes, el plan piloto que deberán realizar los operadores de red OR. La planeación del despliegue deberá tener en cuenta el periodo comprendido entre la fecha de presentación del plan y el 31 de diciembre de 2030. El plan presentado para aprobación deberá contener las metas de despliegue para los primeros cinco (5) años

Despliegue.

Está definido en dos fases, la primera con una duración máxima de 18 meses, contados a partir de la fecha de inicio, y la fase dos tendrá una duración máxima de 60 meses, contados a la fecha de inicio del plan. A partir de la fecha de inicio del plan, se le deberá instalar un medidor avanzado a los nuevos usuarios o a los usuarios cuyo medidor deba ser reemplazado y que pertenezcan a los identificados en cualquiera de las fases.

Remuneración del plan

Costo máximo del plan. El plan a presentar deberá considerar un costo anual máximo igual al 15% del costo base de comercialización aprobado para el respectivo mercado de comercialización, multiplicado por el número de facturas anuales correctamente expedidas por todos los comercializadores que atienden usuarios regulados en el mercado.

El costo anual máximo podrá ser modificado por la Comisión con base en los resultados de la actualización de los cargos aprobados para el mercado de comercialización y podrá dar lugar al ajuste de los planes aprobados para incrementar las metas, siempre y cuando no implique aumento del costo de comercialización que enfrentaba un usuario antes de la actualización.

En un mercado de comercialización con más de 150.000 usuarios al que hace referencia el parágrafo 2 del artículo 24, se podrá mantener la remuneración de que trata este artículo durante un período de dos meses adicionales por cada OR de menos de 150.000 usuarios con el que desarrolle conjuntamente AMI y respecto del cual no tengan relación de control el OR de dicho mercado. Los ingresos adicionales recaudados deberán ser destinados a aumentar la cobertura del despliegue de AMI en el OR con más de 150.000 usuarios.

Gestión de datos

Se establece la actividad de Gestión Independiente de Datos e Información que consiste en recopilar, administrar, mantener, procesar, transferir y publicar los datos de energía eléctrica obtenidos de los medidores avanzados, y los resultantes de agregaciones o análisis en los términos requeridos en la regulación.

También incluye los procesos asociados con el diseño de la herramienta tecnológica que permita al usuario realizar el cambio de comercializador en línea, la garantía al acceso a la información de tarifas, así como de productos y servicios ofrecidos por los prestadores del servicio y las demás funciones que defina esta resolución y la regulación adicional donde se especifique el modelo de su remuneración.

http://apolo.creg.gov.co/Publicac.nsf/1c09d18d2d5ffb5b05256eee00709c02/d610e6bcdc19ea9c0525863b006fdd19/$FILE/Creg219-2020.pdf

Mar. 9 de Feb. de 2021

Energía. Resolución 219-2020 CREG del 10 de diciembre de 2020. Se establecen las condiciones para la implementación de la infraestructura de medición avanzada en el SIN. Esta resolución precisa la dinámica de implementación de AMI y el papel, inversiones y responsabilidades de cada uno de los actores del sector. Este compendio que precisa los detalles del proceso de medición avanzada había sido solicitado por los gremios sectoriales (1).

En las disposiciones generales, esta resolución establece las condiciones para la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica en el SIN, para lo cual se determinan los responsables de la instalación, administración, operación, mantenimiento y reposición de la infraestructura de medición avanzada; se establecen lineamientos con respecto a los requisitos de interoperabilidad, ciberseguridad, manejo, uso y protección de datos que garanticen un adecuado funcionamiento de AMI; se establecen elementos en cuanto a los requisitos y procedimientos para el acceso a la información de AMI, el seguimiento de su implementación, y elementos con respecto a cómo se debe llevar a cabo su remuneración.

Ámbito de Aplicación.

Esta resolución aplica a comercializadores, generadores y operadores de red en el sistema interconectado nacional, SIN, a quien lleve a cabo las actividades del Gestor Independiente de Datos e Información, GIDI y a los usuarios del servicio público domiciliario de energía eléctrica en el SIN. Las disposiciones aquí consignadas serán aplicables para todos los usuarios regulados y no regulados, autogeneradores y generadores distribuidos, por lo que las empresas deberán incorporarlas en los contratos de condiciones uniformes y dentro de los contratos particulares de prestación del servicio de energía eléctrica respectivamente.

El despliegue de AMI considera el reemplazo de los medidores tradicionales de los usuarios regulados en un mercado de comercialización, por medidores avanzados, así como la instalación de medidores avanzados a nuevos usuarios regulados; de acuerdo con el plan que se le apruebe al OR. En el evento en el que un usuario regulado tenga medidor avanzado y posteriormente sea considerado como No Regulado, el OR deberá continuar con todas las obligaciones de la misma manera que le corresponde con los usuarios regulados de su mercado.

Establece las definiciones asociadas a los datos de energía eléctrica, los datos personales, Gidi (Gestor independiente de datos que realiza funciones de intercambio, gestión, integración, analítica y valor agregado de datos e información y aquellas determinadas en el artículo 13).

Se define también la AMI como la infraestructura que permite la comunicación bidireccional con los usuarios, una infraestructura que integra hardware (medidores avanzados, centros de gestión de medida, enrutadores, concentradores, antenas, entre otros), software y redes de comunicaciones.

Define que es un medidor avanzado de energía eléctrica, como el dispositivo que mide y registra datos de uso de la energía de los usuarios en intervalos máximos de una hora, con capacidad de almacenar y transmitir los dichos datos con una frecuencia diaria.

Define los operadores de red STR (sistema de transmisión regional) y SDL (sistema de distribución local) y OR (Operador de red). El sistema de transmisión nacional, STN. Los activos de los operadores pueden ser de su propiedad o de terceros. Para todos los propósitos son las empresas que tienen cargos por uso de los STR o SDL aprobados por la CREG. El OR siempre debe ser una empresa de servicios públicos domiciliarios.

Define los siguientes criterios generales:

El OR es el encargado de realizar el análisis de eficiencia, sustentando técnicamente de manera rigurosa y suficiente los costos, los beneficios y el resultado neto para una zona específica.

b. El despliegue de la solución de AMI se ejecutará siempre y cuando los análisis, adecuadamente fundamentados, identifiquen que el beneficio supera los costos incurridos.

c. La solución de AMI deberá diseñarse de manera óptima según los requerimientos de cada mercado de comercialización.

d. El usuario tendrá la posibilidad de escoger, en el tiempo establecido para ello, entre las alternativas interoperables, si reemplaza el medidor a su costo.

e. En el caso en el que el usuario permita que el OR reemplace el medidor, el usuario no asumirá ningún costo adicional por dicho reemplazo.

f. El OR deberá adoptar las medidas necesarias para garantizar la seguridad y preservación del buen estado de los equipos que están bajo su responsabilidad. Para esto, el OR podrá solicitar al comercializador que en el contrato de condiciones uniformes se incluyan obligaciones, por parte del usuario, de informar sobre anomalías del medidor o de compartir su custodia en los casos en los que el medidor no se encuentre en zonas de fácil acceso o desde el exterior del inmueble.

g. Los OR y el GIDI deberán implementar los esquemas de ciberseguridad necesarios para proteger los datos. h. Los OR y el GIDI deberán garantizar la interoperabilidad de todos los equipos involucrados en AMI, permitiendo que los sistemas tengan protocolos abiertos. Así mismo, la solución escogida por los OR para AMI debe ser escalable y flexible.

h. Los OR y el GIDI deberán garantizar la interoperabilidad de todos los equipos involucrados en AMI, permitiendo que los sistemas tengan protocolos abiertos.

i.Los OR deberán garantizar una amplia difusión del programa de reemplazo de equipos de medida a todos los usuarios del SIN.

j.El GIDI será la fuente principal para que los comercializadores facturen a sus usuarios y los usuarios, a la vez que puedan visualizar la información detallada de sus consumos y comparaciones respecto de otros usuarios, puedan revisar las tarifas y ventajas ofrecidas por la competencia y puedan gestionar, desde una sola plataforma de transacción virtual, el cambio de comercializador.

k. Las inversiones en AMI no son consideradas como activos de uso. Tampoco hacen parte de las inversiones determinadas en los planes de inversión establecidos en la Resolución CREG 015 de 2018, ni se emplearán para evaluar su ejecución.

l. El despliegue de AMI no deberá afectar la ejecución de los planes de inversión aprobados a los OR en aplicación de la Resolución CREG 015 de 2018.

m. Los OR, Comercializadores y el GIDI deberán garantizar la integridad, confidencialidad y disponibilidad de los Datos.

Derechos de los usuarios:

1. Las empresas no podrán exigir, en las condiciones uniformes de los contratos de servicios públicos de energía eléctrica, que los suscriptores o usuarios adquieran, instalen, mantengan y reparen los equipos de medida avanzada. Para estos efectos, se deberá llevar a cabo el ajuste a las condiciones uniformes de los contratos a más tardar en el mes siguiente, e informar de dicha circunstancia a la CREG y a la SSPD.

2. Propiedad de los equipos de medida avanzada. El equipo de medida será de propiedad de quien lo hubiere pagado, lo que se podrá efectuar de alguna de las siguientes formas, según la elección del usuario entre adquirir o permitir que el OR reemplace el que actualmente tiene. El operador deberá informar al usuario con tres meses de antelación por si este quiere adquirir el medidor de forma independiente.

El OR deberá informar al usuario sobre el proceso que rige la disposición final de los medidores actuales.

3. Reemplazo de los equipos de medida. El reemplazo de los equipos de medida lo deberá efectuar el OR en coordinación con el comercializador que atienda a un usuario determinado y que así lo solicite, previa divulgación a los usuarios, según las fases de que trata el artículo 34 y con los equipos definidos por el OR.

4. Titularidad y tratamiento de los datos. El usuario y/o suscriptor es el titular de los datos de energía eléctrica que sean obtenidos del medidor avanzado, cuando estos tengan la calidad de datos personales.

Responsabilidades de los prestadores

a) Someter a aprobación de la CREG el plan de despliegue de su mercado de comercialización, con la oportunidad indicada en el artículo 27 y con base en los criterios definidos en el artículo 26.

b) Durante el mes siguiente al de aprobación del plan de despliegue, definir los equipos de medida que pueden ser utilizados por los usuarios y comunicar a los comercializadores presentes en el mercado de comercialización el listado de equipos compatibles con la solución escogida.

c) Informar a los usuarios, mediante medios masivos de comunicación y de manera recurrente, el inicio del despliegue de AMI, las características básicas de los equipos, los derechos de los usuarios, los beneficios de aplicación del esquema y su avance en la implementación.

d) Coordinar con el comercializador que atiende al usuario la visita de revisión conjunta de acuerdo con los artículos 46 y 47 de la Resolución CREG 156 de 2011 o aquella que la modifique, complemente o sustituya.

e) Instalar los equipos de medida definidos, conforme a las condiciones de despliegue aprobadas al OR.

f) A partir de la fecha de instalación del medidor avanzado a un usuario, el OR será responsable por el sistema de medición instalado en la frontera comercial, con las obligaciones y responsabilidades definidas en el código de medida. Adicionalmente, también es responsable por la obtención de los datos de energía eléctrica y demás datos necesarios para hacer la adecuada facturación, por la veracidad de la información obtenida y por la entrega de los datos al GIDI en la forma determinada por dicho agente.

g) El OR deberá realizar procesos de aseguramiento de la calidad de los datos de energía eléctrica obtenidos de los medidores para garantizar que el valor leído corresponde con la energía transferida en el punto de medición.

h) La lectura de los medidores avanzados deberá efectuarse de tal manera que el 94% de los datos de un día (desde las 00:00 horas hasta las 23:59 horas) deben estar disponibles para su entrega al GIDI a partir de las 8:00 am del día siguiente al de registro. Mientras el GIDI entra en operación, el OR deberá disponer esta información, en el medio que haya determinado para tal fin, a partir de la 8:00 am del día siguiente al de registro. En resolución posterior se determinarán métricas de calidad y disponibilidad de información adicionales.

i)El OR deberá realizar procesos de aseguramiento de la calidad de los datos de energía eléctrica, transferidos para que la información reportada al GIDI corresponda con los registros efectivamente realizados en el punto de medida del usuario.

j) Reportar trimestralmente los avances del despliegue de la infraestructura de medición avanzada al GIDI, en la forma dispuesta por la CREG para tal fin, considerando como mínimo la ubicación georreferenciada de los medidores avanzados, sus características técnicas, la meta establecida y las características básicas del usuario.

k) Reemplazar o reponer los equipos que presenten fallas en la medida o en su instalación, siempre que no sean propiedad del usuario, en un plazo máximo de un periodo de facturación.

k) Entregar al GIDI los datos obtenidos de la lectura de los medidores avanzados velando por la integridad, confidencialidad y disponibilidad de los datos.

l) Ante la eventual dificultad de obtener los datos de los medidores, distintos a las fronteras comerciales con reporte al ASIC, aplicar los mecanismos de estimación de lecturas propuestos por el Comité Asesor de Comercialización CAC, a partir de lo dispuesto en el artículo 146 de la Ley 142 de 1994 e informar al GIDI para que notifique al comercializador.

m) Reportar trimestralmente los avances del despliegue de la infraestructura de medición avanzada al GIDI, en la forma dispuesta por la CREG para tal fin, considerando como mínimo la ubicación georreferenciada de los medidores avanzados, sus características técnicas, la meta establecida y las características básicas del usuario.

n) Aclarar las observaciones que otros agentes presenten al GIDI sobre los datos publicados, en un plazo no mayor a 5 días hábiles posteriores al de publicación. Para el caso de fronteras con reporte al ASIC, este plazo será de 48 horas.

o) Ejecutar el proceso de suspensión, corte y reconexión de un usuario de manera coordinada con el Comercializador.

p) Leer los medidores de todos los usuarios regulados en su mercado de comercialización, independientemente de que tengan solución AMI o no y entregar los datos al GIDI a partir del mes siguiente a la actualización de los cargos aprobados para el mercado de comercialización, como consecuencia de la aplicación de la metodología que reemplace la establecida en la Resolución CREG 180 de 2014.

q) Leer los registros de las transferencias de energía en las fronteras comerciales con reporte al ASIC ubicadas en su mercado de comercialización y entregar los datos al GIDI a partir del sexto año de inicio del plan. Para estas lecturas, el OR podrá cobrar los costos eficientes en los que incurra, siempre y cuando no sean usuarios regulados.

r) Dar cumplimiento a las obligaciones y responsabilidades en materia de tratamiento y protección de datos personales

http://apolo.creg.gov.co/Publicac.nsf/1c09d18d2d5ffb5b05256eee00709c02/d610e6bcdc19ea9c0525863b006fdd19/$FILE/Creg219-2020.pdf

Lun. 8 de Feb. de 2021

Resoluciones CREG 238 y 239 de diciembre de 2020 y sus anexos. Contribuciones establecidas en el plan de desarrollo que deberán comenzar a ser pagadas en 2021 por las estaciones de servicios en la cadena de combustibles líquidos, las personas prestadoras de servicio de alumbrado público las empresas prestadoras del servicio de energía eléctrica, gas natural y gas licuado de petróleo (GLP).

Estas contribuciones están establecidas en los documentos 193, 195 y 188 del 23 y 28 de diciembre de 2020 y normadas por las resoluciones 238 y 239 del 28 y 30 de diciembre de 2020.

La contribución especial 2020 se liquida, en el caso de combustibles líquidos y alumbrado público, con una base gravable, que es calculada por la CREG para cada uno de los regulados y se basará en establecer los costos y gastos totales devengados de acuerdo con la técnica contable menos los impuestos, tasas, contribuciones e los intereses devengados a favor de terceros independientes, del año declaración inmediatamente anterior al de la fecha de liquidación, resultado que se denomina costos y gastos totales depurados.

Este valor se multiplicará por la división de los ingresos por actividades ordinarias reguladas y el total de ingresos por actividades ordinarias, conforme a los estados financieros de la vigencia fiscal anterior a la cual se haga su cobro.

La base gravable (Bg) descrita se calculará para cada sujeto pasivo así:

cgtd: costos y gastos totales depurados.

tiar: total ingresos actividades ordinarias y complementarias reguladas

tiao: total ingresos de actividades ordinarias

Bg=cgtd*tiar/tiao

Con base en la tarifa de 0.0120131294206088% como factor de su base gravable, se relaciona en el Anexo 1 de manera consolidada, la contribución especial 2020 a pagar por cada uno de los regulados incluyendo subase gravable, lo anterior teniendo en cuenta que la suma de $6.207.870.081, es la porción del 16.93% como contribución especial a pagar a favor de la CREG, por parte de las personas prestadoras dela cadena de combustibles líquidos, sobre el total del presupuesto vigente 2020 de la CREG de gastos de funcionamiento e inversión que asciende a la suma de $36.667.868.171.

De esta forma, el factor o tarifa hallado para señalar el porcentaje de la contribución especial 2020 a favor de la CREG es el siguiente:

Factor: 0,000120131294. Tarifa:0,01201312942%

 El valor individual por liquidar por concepto de la contribución especial 2020 a favor de la CREG, se relaciona en el Anexo 1, el cual hacer parte del presente documento.

Contribución para las actividades de energía y gas licuado de petróleo

Para el caso del servicio de energía eléctrica, gas natural y gas licuado (GLP), la base gravable de cada sujeto pasivo se determinará con base en los costos y gastos totales devengados de acuerdo con la técnica contable menos los impuestos, tasas, contribuciones y los intereses devengados a favor de terceros independientes, del año inmediatamente anterior al de la fecha de liquidación, resultado que se denomina costos y gastos totales depurados.

Este valor se multiplicará por la división de los ingresos por actividades ordinarias reguladas y el total de ingresos por actividades ordinarias reguladas y el total de ingresos por actividades ordinarias, conforme a los estados financieros de la vigencia fiscal anterior a la cual se haga su cobro.

La tarifa es un factor general con el cual se determina el valor a pagar por cada regulado contribuyente de la contribución especial en una vigencia específica.

Esta tarifa será hallada tomando el presupuesto vigente de la CREG el cual será dividido sobre la sumatoria de las bases gravables de los sujetos pasivos.

La tarifa no podrá ser superior al uno por ciento (1%) de las respectivas bases gravables.

La tarifa descrita se calculará de la siguiente manera:

Tce: tarifa de la contribución especial.

Pv: presupuesto vigente.

Sumatoria de las bases gravables de los sujetos pasivos.

(2)

Teniendo en cuenta la sumatoria de las bases gravables de los regulados, con base en la información financiera 2019 reportada en el SUI por las personas prestadoras del servicio de energía eléctrica y gas combustible, y el valor a financiar del total del presupuesto de la CREG por parte de estos regulados por $ 30.459.998.090 (83.07%), la CREG estableció el factor o tarifa usando la fórmula (2):

Reemplazando en la fórmula, obtenemos el siguiente resultado:

= 0,000529118928074917 ∴ 0,0529118928074917%

De esta forma, la resolución establece que el factor o tarifa hallado para señalar el porcentaje de la contribución especial 2020 a favor de la CREG es el siguiente:

0,000537092814930545 que equivale al 0,0537092814930545% como tarifa para las personas prestadoras del servicio de energía eléctrica, gas natural y gas licuado de petróleo (GLP), que, multiplicada por el valor de la base gravable de cada empresa, da como resultado el valor a pagar por concepto de contribución especial por cada regulado. Lo anterior con el fin de financiar en $30.459.998.090 (83.07%) el total del presupuesto vigente de la CREG para la vigencia 2020, que asciende a $36.667.868.171.

http://apolo.creg.gov.co/Publicac.nsf/1c09d18d2d5ffb5b05256eee00709c02/842fff6c7db115270525864d00699691?OpenDocument

http://apolo.creg.gov.co/Publicac.nsf/1c09d18d2d5ffb5b05256eee00709c02/5618e7b66731c6550525864e00000065?OpenDocument

http://apolo.creg.gov.co/Publicac.nsf/1c09d18d2d5ffb5b05256eee00709c02/164cb4db823c11650525864e00029197/$FILE/Creg239-2020.pdf