Mar. 16 de Mar. de 2021
Gobierno-Energía. Misión de transformación energética 2021, segunda fase. Reformas priorizadas (1).
En marzo de 2020 fue lanzada la primera fase de esta misión, que realizó recomendaciones que hoy se están llevando a cabo como la construcción de la planta de regasificación del pacífico, entre otras.
Los documentos desarrollados durante el resto de año 2020 para avanzar en las recomendaciones realizadas en marzo fueron entregados a finales de febrero pasado y se concentraron en aterrizar los cinco focos identificados en la primera fase:
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Competencia, participación y estructura del mercado eléctrico;
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El rol del gas en la transformación energética;
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Descentralización, digitalización y gestión eficiente de la demanda;
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Cierre de brechas, mejora de la calidad y diseño y formulación eficiente de subsidios.
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Revisión del marco institucional y regulatorio.
Cada foco abordó temas específicos e hizo propuestas orientadas
a facilitar la transformación energética mediante la incorporación de nuevos agentes,
tecnologías y esquemas transaccionales en los mercados de energía. Las preguntas
orientadoras fueron:
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¿Cómo asegurar que la regulación permita la innovación o
introducción de nuevas tecnologías con suficiente agilidad sin poner en riesgo la confiabilidad?
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¿Cuál debe ser el marco institucional y regulatorio que asegure que el
mercado propenda por beneficiar al usuario y generar precios eficientes para la demanda?
Resaltamos estas preguntas en tanto la dinámica de revisión normativa realizada por EA durante 2020 y 2021 ha evidenciado los desafíos de tiempo y coordinación y convocatoria para la participación de los agentes en estas transformaciones. Estos informes recogen parte del trabajo que se realizó en este sentido.
Los insumos entregados se basan en un bloque de documentos sobre estos temas y una agenda regulatoria con una serie de temas a reformar para consolidar los grandes cambios que se proponen en el mercado eléctrico.
Comenzaremos con el análisis jurídico que realizó la misión, en donde ha priorizado recomendaciones e identificado las tareas y compromisos de las instituciones para materializar los distintos cambios.
En el análisis jurídico se priorizaron 43 recomendaciones de reformas, destacamos algunas:
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Precios nodales en el mercado de energía mayorista: considere los pagos eficientes de la energía y cobros por congestión y pérdidas. Se busca entregar a los consumidores y agentes señales de precio y localización que apoyen decisiones de consumo y localización eficientes.
Adicionalmente, se sugiere continuar con las iniciativas que viene adelantando la CREG: mercados intradiarios, mecanismo de balance y mercados de servicios auxiliares y en los años 2020-2021 diseñar el modelo de precios multinodales (LMP).
A partir de esta fecha, el modelo LMP se debe correr en paralelo con el modelo de despacho vinculante y mercados intradiarios, de tal forma que se tome la decisión de la aplicación de precios nodales con los ajustes necesarios detectados en las simulaciones en paralelo.
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Mercado de mediano plazo y comercialización de energía eléctrica. Contratación bilateral. Incentivar la creación de MCE (Mercado de contratos de energía) según Res. CREG 114/18.
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Mercado de mediano plazo y comercialización de energía eléctrica. Negociación directa de los usuarios no regulados con los generadores. Se tiene previsto adelantar cambios normativos en comercialización, el desarrollo del multicomercializador y bajar el umbral de UNR y el UNR negociando directamente con su componente G.
Se incorporará una política pública donde la CREG ajustará la regulación para habilitar a los usuarios no regulados la negociación directa de contratos de suministro de energía eléctrica con los generadores, y definirá el rol de la actividad de comercialización en este tipo de casos.
ii) el Ministerio de Minas y Energía podrá complementar este lineamiento de política energética, fijar metas, definir la gradualidad de su implementación y hacer análisis de impacto normativo ex post de la regulación adoptada para ajustar la política.
iii) La CREG adelantará un análisis de impacto normativo con el fin de identificar la mejor alternativa para lograr este objetivo de política pública.
iv) La CREG evaluará la conveniencia de reducir el umbral para ser usuario no regulado si del análisis de impacto normativo se obtiene como resultado que tal medida aumenta el beneficio a los consumidores.
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Suficiencia de suministro de energía eléctrica. Reforma del Cargo por Confiabilidad con evaluación de impacto de migrar al esquema contractual con tres enfoques.
En el primer enfoque se pretende establecer un nuevo mecanismo de suficiencia basado en contratos, estandarizados a demanda horaria vía subastas periódicas, con amplio horizonte de planeación y duración (mayor a 5 años). Subastas obligatorias con porcentajes de contratación definidos por la CREG, mecanismo de compensación de riesgo de contraparte y alternativa a la obligatoriedad: Liberación del precio spot.
En el segundo se propone modificar el cargo por confiabilidad CxC. Nuevos productos de confiabilidad (plantas existentes vs nuevas vs plantas menores, ENFICC estacional) que podrían remunerarse de formas diferentes (TRM, precios diferenciados), nuevos mecanismos de asignación (competencia en la asignación administrada) y mejoras a metodología de cálculo de ENFICC e incentivos para mercado de gas.
En el tercer enfoque se propone una reforma al CxC con evaluación de impacto de migrar al esquema contractual y un período de transición al mecanismo de suficiencia de recursos a largo plazo.
En atención a este proceso, se tiene planeado expedir una resolución que unifique planeación y suficiencia en el abastecimiento, y derogue las Resoluciones 181313 de 2002 y 182148 de 2007, la cual fije la política pública en lo siguiente:
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Con base en los artículo 12 y 16 de la Ley 142 de 1994, instruir a la UPME para que en los planes de expansión de generación tenga en cuenta criterios de suficiencia que complementen la aproximación de confiabilidad basada en energía firme con las obligaciones asumidas en contratos;
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Fijar como política pública para promover la competencia, la formación eficiente de precios y el ingreso de nuevos competidores en el mercado, que existan mecanismos de asignación competitivos y diferenciados para asignar obligaciones de confiabilidad a las plantas existentes de manera separada a las nuevas, que permitan la participación directa de la demanda y de plantas menores, y aumente la variedad de la oferta según estacionalidades;
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Instruir a la CREG para que dentro de los 12 meses siguientes realice análisis de impacto normativo respecto de las alternativas regulatorias disponibles para ajustar el cargo por confiabilidad e incorporar estos objetivos de política energética.
Nota 1: Ya está en consulta un borrador de resolución "Por la cual se definen criterios de resiliencia, seguridad y confiabilidad para el suministro de energía eléctrica". Propuesta: Complementar esta iniciativa con las recomendaciones de la MTE.
Nota 2: En la agenda indicativa del Minenergía se incluye una resolución sobre "Suficiencia en el abastecimiento de energía eléctrica".
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Redes y conexiones de energía eléctrica. Planificación de la transmisión desarrollando los siguientes aspectos:
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Criterio de minimización de máximo arrepentimiento, incluyendo alternativas de expansión que consideren SAEB, RDA, GD y otras nuevas tecnologías
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Evitar sobrecostos y barreras. Valorar apropiadamente capacidad de control de reactiva de PNDC (actualmente contradice requisitos técnicos)
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Valorar apropiadamente capacidad de control de reactiva de PNDC (actualmente contradice requisitos técnicos)
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UPME y OR evalúan proyectos FNCER y refuerzos de red aplicando aproximaciones probabilísticas y Res 044/13
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La formulación de proyectos aprobados debe incluir análisis sociales y ambientales (como mínimo DAA)
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Criterio de flexibilidad
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Participación de la demanda de manera directa en el cargo por confiabilidad
Para avanzar en estos puntos, se recomienda expedir una resolución que unifique planeación y suficiencia en el abastecimiento que abarque transmisión y distribución, y derogue las Resoluciones 181313 de 2002 y 182148 de 2007.
Nota: Ya está en consulta un borrador de resolución "Por la cual se definen criterios de resiliencia, seguridad y confiabilidad para el suministro de energía eléctrica". Propuesta: Complementar esta iniciativa con las recomendaciones de la MTE.
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Redes y conexiones de energía eléctrica. Planificación de la distribución con base en DERs (Recursos Energéticos Distribuidos).
Valorar aporte de DERs como base para el desarrollo de políticas, planificación de recursos y la participación del cliente, pronosticar crecimiento potencial de DER en SDL (análisis de hosting capacity) (Foco 3), alternativas sin cables y opciones contractuales (SAEB) para la participación en el mayorista, planeación orientada a integrar los recursos distribuidos.
Se tiene previsto expedir una resolución que unifique planeación y suficiencia en el abastecimiento que abarque transmisión y distribución, y derogue las Resoluciones 181313 de 2002 y 182148 de 2007.
Nota: Ya está en consulta un borrador de resolución "Por la cual se definen criterios de resiliencia, seguridad y confiabilidad para el suministro de energía eléctrica". Propuesta: Complementar esta iniciativa con las recomendaciones de la MTE.
Lun. 15 de Mar. de 2021
Gobierno. Infraestructura. Sobre peajes y concesiones. Debate CCI. Sobre APP, Luis Fernando Mejía Fedesarrollo, Sergio Clavijo exdirector ANIF y Carlos Mario Gutierrez, gerente general de Vitransa, empresa de transporte.
Cámara Colombiana de la Infraestructura - PEAJES Y CONCESIONES EN COLOMBIA | Facebook
En los 9 proyectos de la primera ola de APP los recaudos de peajes se estiman en 19 billones de pesos y las vigencias futuras de 21 billones en vigencias futuras. Una reforma tributaria recauda en promedio entre 6 a 7 billones de pesos, lo que da cuenta la magnitud e importancia de los peajes, que se han convertido en un instrumento vital para los cierres financieros de los proyectos.
La inversión en infraestructura era del 1% del PIB principalmente pública antes de las concesiones por APP y cuando estas arrancan, la participación privada en estas concesiones permitió aumentar al 3% del PIB que se observó en la década anterior.
El plan financiero anunciado por el gobierno la semana pasada establece que el déficit fiscal en 2021 será del 8%, equivalente a 86 billones de pesos, lo que da cuenta del impacto que tendría sobre las finanzas públicas si el estado tuviera que aportar los 19 billones de pesos que hoy aportan los peajes.
Sergio Clavijo señala que, si se analiza de forma comparada, los mejores resultados en la infraestructura aérea. Se ha avanzado, pero en menor dinámica en la infraestructura vial, mientras se observa retroceso en la infraestructura portuaria, con estancamiento en la Costa Pacífica y avances en la Costa Atlántica. En el modo férreo estamos prácticamente de últimos en la región. El país se destaca a nivel mundial en el diseño de esquemas de financiación a la infraestructura según The Economist.
El impacto de Odebrecht retrasó el impacto de la infraestructura en el PIB, que se estimaba para 2019 en 0,7 puntos. Este impacto se ha postergado a los años siguientes y se proyecta ahora menor que entonces. La primera ola de concesiones 4G está teniendo un impacto de 0.14, la segunda ola de 0.13.
Involucra ahora las segunda y tercera ola de las concesiones, que incluye las concesiones para las vías secundarias y terciarias. El desafío es no dejar rezagar la segunda y la tercera ola. La ley de hierro de la infraestructura señala los tiempos en el mundo se multiplican por tres y los presupuestos se multiplican por dos. Las necesidades de financiamiento de infraestructura son muy grandes.
Son temas muy demandantes que exigen financiamiento e ingeniería de detalle. Las necesidades del mundo emergente en materia de financiamiento son monumentales. China e India invierten entre el 5 y 8% del PIB para infraestructura de todo tipo frente a Colombia con 2 puntos al debe. Se observa como China se autofinancia mientras Colombia hace estas inversiones con financiamiento.
Señala que en la primera ola de las 4G la mezcla de financiamiento estaba dando resultados con el 47% de financiamiento provenía de la banca local pero que tuvo el impacto de Odebretch.
En la segunda fase de 5G hasta 2025 será mas bien el mercado de capitales internacional y el local, los llamados a continuar aportando dado que los bancos locales habían señalado antes del Covid que su aporte nos sería superior al 30% frente al 47% de la primera ola. Hay que rehacer los números y mirar en el conglomerado internacional las disponibilidades de financiamiento. Identifica riesgos de financiamiento por lo que las concesiones son una alternativa al financiamiento público.
Del sector transportador, Carlos Mario Gutierrez, gerente general de Vitransa, señala que de momento se ha ganado en tiempos de viaje en los tramos terminados, pero por el momento esta ganancia en eficiencia no se logra aprovechar por que en los tramos en obra los pare y siga retrasan los tiempos de viaje. La infraestructura de servicios complementarios al transporte es una necesidad del sector con puntos de descanso para los trabajadores y aprovechando su potencial en términos de generación de actividades económicas.
Los peajes electrónicos es otro de los temas, de los 15 peajes de Bogotá a la costa, las paradas en el peaje y reductores representan cerca de dos horas para los vehículos. Mejora en la señalización de vías y programación y difusión mas anticipada de los cierres. Sería importante que los modelos financieros sean más dinámicos, los costos de peajes son el 12% de los 99 peajes que administra la ANI 4 crecieron en sus tarifas por encima del IPC.
Fedesarrollo señala la importante relación entre los índices de calidad de vida, desarrollo e infraestructura, por que generan inversión, por su encadenamiento con otros sectores, aumenta la demanda. Con base en un trabajo entregado el año pasado en donde se evaluó el estado y necesidades de los 28 proyectos que habían sido priorizados del Plan Maestro de Transporte Intermodal. Los perfiles de inversión de estos proyectos en 2022, 2023 y 2024, hacer esta inversión podría generar aumentos de la inversión cercanos a 1% PIB con 60% de contribución del sector público.
Cada punto del PIB de inversión en infraestructura aumenta en 1.5 puntos porcentuales el crecimiento económico y una reducción de la tasa de desempleo de 0.6 puntos porcentuales cerca de 150 mil empleos, con un pico en 2023 y 2024 con 280 mil empleos generados por cuenta de este tipo de inversiones.
Para Sergio Clavijo, el tema de peajes, las empresas hacen inversiones en 5 a 10 años que sean inversiones con rentabilidad equivalente a una TIR del 12%, siendo la forma de cristalizar esta rentabilidad los peajes y la cobertura del mantenimiento de las vías.
Con la unidad de evaluación de riesgos, se elaboraron unos cuadros que ilustraran riesgos operacionales y contractuales detrás de la primera ola de las 4G. Los riesgos operacionales equivalen a 4 puntos del PIB de un total de 12 puntos del PIB en materia de vigencias futuras relacionadas con infraestructura. De estos cuatro puntos 1% es considerado a contingentes (por ejemplo la garantía de tráfico mínimo vehicular establecido en las concesiones).
Las tarifas de peaje pueden llegar a tener un riesgo cercano a 1% del PIB si no se reajustan al ritmo del IPC.
El tercer riesgo es cambiario, parte del financiamiento fue con recursos del exterior para atraer estos recursos se garantizó que la devaluación no estaría jugando en contra del financiamiento externo, esta cobertura dada por el Minhacienda representa el 10% de las vigencias futuras.
En términos del presupuesto, encuentra que el 0.4% del PIB son estas garantías asociadas a las vigencias futuras. Hay un margen muy estrecho para acomodar nuevas inversiones, por que ya está comprometido de un total de sector público de un total de 2% ya está jugado 0,4% en estas vigencias futuras de carácter operacional. Un aspecto del riesgo que no fue posible cuantificar por la incertidumbre es a los riesgos contractuales.
Para reducir el riesgo, los fondos de pensiones plantearon entrar a las concesiones proponiendo que ingresaban al proyecto cuando ya estuviera en operación para titularizar los peajes. Sin embargo, finamente ingresaron durante la fase de construcción exigiendo una prima de riesgo que se manifestara bajo un retorno superior al promedio.
Ellos cuentan con información de cada concesión y cálculos de VPN y si los peajes no se ajustan de la manera acordada en las concesiones estos pueden exigir les devuelvan sus recursos, quedando el estado con la problemática de ajustar peajes que no hacen viable una inversión que requiere una TIR del 12%.
Las vigencias futuras han representado entre el 7,1 y 9,5% del PIB. Para los años siguientes, Santos le dejó a la administración Duque un gasto del orden de 2,4% del presupuesto que representa en 4 años el 0,6% del PIB, por lo que la Administración Duque se encuentra comprometida debido a las vigencias futuras están comprometidas.
Las vigencias futuras han garantizado la construcción de las obras, pero que dado que el recaudo ha disminuido de 14 a 13% del PIB y que urge la reforma tributaria para aumentar en dos puntos el recaudo para responder por estas vigencias futuras que desborda en 2,4% el PGN. Es decir, el total de gasto público del país estaría bordeando 20% del PIB de los cuales 14 provendrían de tributación más 2.4% del gasto social. El impacto de las vigencias futuras se come la mitad de la asignación presupuestal en inversión.
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Sector de la semana
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Jue. 18 de Mar. de 2021
Gobierno - Energía. Misión de transformación energética 2021 recomendaciones de cambios a la CREG mediante Ley, decretos y reglamento interno.
Cambios a la CREG mediante decreto, ley y cambios en el reglamento interno. Mediante decreto se propone eliminar las funciones administrativas del director ejecutivo y crear un director administrativo, y acotar a 2 períodos no extensibles para los expertos.
Mediante Ley se plantea reducir la instancia decisoria a 7 miembros, suprimir al DNP y Hacienda, comisión debe incluir ingenieros expertos en energía y gas y GLP pero también miembros con profesiones complementaria (economía, finanzas, regulación) y eliminar inhabilidades de entrada así como un panel de expertos para evaluar labor regulatoria de la CREG y la doble instancia para apelaciones tarifarias y otros temas.
Para concretar estos cambios se realiza la expedición de una Ley por la cual se introduzcan los siguientes cambios:
1. Modificación del artículo 71 de la Ley 142 de 1994 y 21 de la Ley 143 de 1994, para:
i) deliminar el alcance de los miembros del Gobierno a 1 sólo;
ii) permitir la posibilidad de que Minhacienda y DNP participen en temas que impliquen impacto fiscal con voz y voto;
iii) fijar el número máximo de comisionados de dedicación exclusiva;
iv) Habilitar al Presidente de la República para conformar un Tribunal Ad Hoc que ejerza funciones de doble instancia respecto de las decisiones tarifarias y que ejerza la función de dirimir conflictos entre empresas del sector.
2. Modificar el artículo 21 de la Ley 143 de 1994 para permitir que expertos en regulación con otras profesionales diferentes a ingeniería, economía y administración, sean elegibles como comisionados.
3. Modificar el artículo 44.2 de la Ley 142 de 1994 para modificar el régimen de inhabilidades de entrada a la CREG.
En cuanto a los cambios relacionados con el reglamento interno de la CREG, el orden del día de sesiones CREG, actas y sesiones deben ser públicas y con calendario estrictamente observado, con participación necesaria del ministro o su delegado, se propone reducir volumen de resoluciones expedidas y fortalecer proceso de análisis de impacto normativo con análisis ex ante más robustos, con evaluaciones de costos y beneficios públicos.
Fortalecer cumplimiento de cronogramas previstos en la regulación (vigencias en la ley que usualmente no se cumplen)
En caso de querer mantener metodologías vigentes, se debe actualizar por lo menos un conjunto de parámetros clave (WACC y metas de eficiencia deben estar en la lista).
Finalmente se propone organizar el funcionamiento similar al de una junta directiva.
Para materializar los cambios al reglamento interno se propone en la normativa aplicable añadir una nueva sección con el título "Gestión Centralizada de la Información del Sector Energético", el cual incorpore una política pública en el siguiente sentido: La CREG deberá actualizar su Reglamento interno de conformidad con los siguientes lineamientos:
1. Publicidad: del orden del día, actas y sesiones CREG.
2. Mejora regulatoria y reducción de las normas: Crear un equipo de trabajo dedicado exclusivamente a realizar análisis de impacto normativo, que realice análisis de impacto cuantitativos que sean públicos y que promueva el enfoque de reglas de comportamiento como alternativa a la regulación tradicional.
3. Cumplimiento del cronograma y plazos regulatorios: Reglas claras y previamente definidas para apartarse del la agenda regulatoria y para postergar la expedición de una metodología tarifaria para lo cual se deberán actualizar como mínimo los parámetros esencial del ingreso regulado.
4. Funcionamiento como junta directiva: Equipo técnico realiza análisis y preparar los documentos para discusión, y los expertos comisionados y el Ministro con información simétrica los discuten y aprueban.
Mié. 17 de Mar. de 2021
Gobierno- Energía. Misión de transformación energética 2021 recomendaciones de cambios normativos asociados a la electrificación rural (5).
Actualización de los lineamientos de expansión de cobertura para electrificación rural. Se trabajará en el desarrollo de 4 criterios principales: planificación Integrada de referencia, el Plan de electrificación integrado tanto para la extensión de redes como fuera de la red, el desarrollo de un modelo avanzado de planificación geo-referenciado (distribuidoras menores), el desarrollo de un marco Regulatorio y la unificación de criterios y de información.
Dentro del marco regulatorio, se tiene previsto realizar la definición de las áreas de responsabilidad y Zonificación adecuada para establecer los responsables de última instancia, la asignación de cada área de responsabilidad a un concesionario, la incorporación de los operadores incumbentes, la valoración del componente social en plan de electrificación, las condiciones mínimas para el suministro eléctrico para cada uno de los modos de electrificación, la remuneración regulada del servicio eléctrico para soluciones aisladas, el tratamiento de os operadores independientes (Iniciativas privadas/ concesiones) y la coexistencia de las soluciones aisladas con el SIN.
Para avanzar en este própósito el MME expedirá una resolución en la cual definirá la política energética respecto de los esquemas empresariales que se utilizarán para i) electrificación rural a través de los distribuidores con inversión reconocida como unidad constructiva; y ii) electrificación rural mediante otros prestadores con fondos públicos del FAZNI, Fenoge, Sistema general de regalías, entre otros.
En esta resolución, el MME también fijará: i) criterios de sostenibilidad de las soluciones empresariables; ii) las reglas para la asignación de subsidios; ii) criterios unificados para la estructuración y evaluación de la viablidad. Adicionalmente, el MME fijará los lineamientos que debe tener el PIEC para definir los esquemas empresariales que se desarrollarán por áreas del país.
Para mejorar las labores de planeación, se establece que se complementará el Decreto 1073/15 para incluir definiciones que unifiquen la electrificación rural y superen esa distinción entre SIN, zonas interconectables y no interconectadas ; ii) permitir el uso de recursos FAER para electrificación rural; iii) establecer lineamientos para que la UPME elabore el PIEC de manera que le permita implementar los esquemas empresariales que este diseñe; iv) permitir a los distribuidores presentar proyectos para electrificación rural ; y v) incluir como unidades constructivas las soluciones individuales o microrredes en las que invierta el distribuidor para electrificación rural.
La centralización de la información de la electrificación rural. Se hará creando por decreto la ventanilla única de proyectos del sector energía, realizando la estructuración directa o la asistencia técnica a terceros. También se avanzará en la creación de un sistema de telemetría y georreferenciación SIMEC.
Para materializar este cambio normativo, se plantean las normas que hay que modificar para crear la Ventanilla Única , dando al IPSE la función de desarrollar la ventanilla única de información y administración del banco de proyectos para centralizar todas las iniciativas destinadas a la electrificación rural; y ii) establecer que esta ventanilla única debera interactuar y ser compatible tecnológicamente con las demás bases de datos que administran recursos públicos (principalmente con BPIN para recursos de regalías).
También se plantean los cambios normativos para realizar la creación del Gestor de información de electrificación rural y desarrollar la figura del gestor de información en los siguientes términos:
1. La CREG reglamentará la actividad del gestor de información, definirá el ingreso regulado, el régimen de integración vertical, las funciones que desarrollará y el mecanismo competitivo a través del cual se elegirá el agente quién deberá constituirse como ESP una vez resulte adjudicada.
2. Dentro de las funciones que defina la CREG se incluirán: i) tener el inventario actualizado y georreferenciado de la infraestructura utilizada para la prestación del servicio, incluyendo equipos de generación, transformación, redes, soluciones aisladas centralizadas o individuales y microredes; ii) almacenar la información histórica consolidada relativa a tarifas, número de usuarios, demanda, generación, facturación, subsidios otorgados, pérdidas, consumo de combustible, entre otros; iii) Interactuar y ser compatible tecnológícamente con otras bases del sector; iv) Desarrollar la plataforma para captar los datos e interrogar directamente los medidores de las soluciones individuales y microrredes que atienden usuarios aislados y v) cualquier otra que determine la CREG.
3. La CREG determinará los estándares de telemedición o micromedición que deberán incorporarse en las soluciones individuales y microrredes, para que el gestor de información pueda captar los datos necesarios para ejercer su función. Adicionalmente, la CREG reconocerá dentro de la tarifa el componente de inversión y AOM asociado a la telemedición o micro medición.
4. El IPSE continuará operando el Centro Nacional de Monitoreo mientras la CREG reglamenta la actividad de gestor de información y facilitará la migración de la información al gestor de información MME y AIN.
5. Con el fin de promover la eficiencia energética, el Fenoge financiará con recursos no reembolsables la instalación de telemetría o micromedición en las soluciones individuales o microrredes que ya están en funcionamiento.
Unificación de los fondos de electrificación. En este punto se incluye Unificación de los Fondos FAZNI y FAER, la focalización de Fondos en áreas no atractivas para inversionistas, desmonte del FOES, incluir la fuente de los recursos que alimentan al PRONE en el fondo que unificaría el FAZNI y el FAER, unificación de las fuentes (SIN y las ZNI).
Expedir una nueva ley que derogue los artículos 63 (PRONE) y 118 (FOES) de la Ley 812 de 2003 y el artículo de la Ley 1117 de 2006, 105 de la Ley 788 de 2002 (FAER) y 82 de la Ley 633 de 2000 (FAZNI), unifique los diferentes objetivos de un único fondo, determine las fuentes de recurso de este único fondo, permita la articulación con fuentes externas de financiación como regalías u obras por impuestos, y transfiera al Gobierno Nacional la facultad de reglamentar la priorización y determinación de los rubros financiables siempre y cuando cumplan con el criterio de destinación específica de los recursos para electrificación rural.
Expansión cobertura de gas y sustitución de leña. Como acciones para concretar en este punto se plantean la planificación integral para incorporar energético más eficiente para cocción y sustitución por leña, la coordinación en la planificación de gas natural, energía eléctrica y gas natural y la actualización del FECFGN.
Para esto se propone complementar la normativa existente un capítulo que desarrolle la planeación de la expansión del servicio de gas combustible a través del Plan Indicativo de Expansión de Cobertura de Gas Combustible y su interrelación con el PIEC y el PNERS.
Complementar el Capítulo 5 (Capitulo 5 Fondo Especial Cuota De Fomento De Gas Natural) del Título II (Sector gas natural) del Decreto 1073/15 para detallar los rubros financiables con el fondo e incluir las redes internas.
Mar. 16 de Mar. de 2021
Gobierno-Energía. Misión de transformación energética 2021, segunda fase. Reformas priorizadas sector gas (2).
- Plantas de regasificación: Confiabilidad y seguridad abastecimiento, responsables de la remuneración, naturaleza de la actividad de la planta y de puerto público.
Los aspectos que se propone reformar tienen que ver con Esquemas de abastecimiento, plantas de regasificación y la del Pacífico, contratos de reserva de capacidad de regasificación a 10 años, régimen de las plantas de regasificación, naturaleza del puerto y reglas de acceso y régimen abierto o Régimen abierto con exenciones.
Para el avance en estos aspectos se propone realizar una mesa de coordinación institucional que incluya a la UPME, la CREG y la SSPD para asignar entidades responsables, identificar cuáles son las definiciones de confiabilidad y seguridad en el abastecimiento necesarias para determinar los responsables del pago de la planta de regasificación, determinar la naturaleza de la actividad de la planta de regasificación (transporte, producción o una nueva actividad) y las responsabilidades de almacenamiento mínimo, y exigir a los agentes que sean puerto público.
Fruto de esta mesa de trabajo saldrá el lineamiento de política pública y se definirán los cambios normativos aplicables a la planta del pacífico, a la planta del Cayao y respecto de futuras plantas de regasificación, dentro de las cuales se resaltan las siguientes disposiciones:
1. El artículo 2.2.2.1.4 del Decreto 1073/15: definiciones de confiabilidad, seguridad en el abastecimiento e infraestructura de regasificación.
2. El numeral 5 del artículo 2.2.2.2.29. del Decreto 1715/15: metodología de remuneración del plan de abastecimiento de gas natural.
3. El artículo 2.2.2.2.40. del Decreto 1073/15: Acceso a la infraestructura de regasificación
4. El artículo 1 de la Resolución MME 40052/16: Responsabilidad UPME de identificar los beneficios de los proyectos del plan de abastecimiento.
5. Literal (c) del artículo 4 de la Resolución CREG 107/17: Responsabilidad CREG de aprobar ingreso regulado según beneficiarios identificados por la UPME.
6. Artículo 4 de la Resolución CREG 157/17: Servicios de la planta de regasificación del pacífico
7. Artículo 1 y Anexo de la Resolución CREG 062/13: Funciones del agente de infraestructura del Cayao.
- Declaraciones de producción y Relación con la disponibilidad de gas para autoconsumo, donde se propone eliminar exoneraciones de contratación para consumo propio de instalaciones industriales pertenecientes al productor.
Para avanzar en esta regulación se propone incorporar una política pública tendiente a:
- Aumentar la transparencia en la información relacionada con la declaración de producción de gas y autoconsumo
- Coordinar entre la ANH, la CREG y la UPME la información relevante para efectos de regulación y planeación;
- Delimitar la contratación para consumo propio.
El Ministerio de Minas y Energía podrá complementar este lineamiento de política energética, fijar metas, definir la gradualidad de su implementación y hacer análisis de impacto normativo ex post de la regulación adoptada para ajustar la política.
- Cambios estructurales en la remuneración transporte y asignación de la capacidad.
En este aspecto de la remuneración se consideran tres temas: Modelo de mercado y comercialización de la producción, remuneración y tarifas y coordinación de la operación e Información y servicios complementarios.
En cuanto al modelo de mercado se desarrollará lo atinente a Hub virtual con sistema de transporte entry-exit, transporte centralizado (common carriage), ingresos reconocidos (Allowed Revenue).
En remuneración y tarifas están temas como common carriage, cargos entry-exit y remuneración con ingresos regulados donde se establece la distribución de costos 50%/50% entre inyección y extracción.
- Expansión del Sistema Nacional de Transporte
En cuanto a la infraestructura de transporte de gas y su remuneración (planeamiento de la expansión, demanda dirige la planeación de la infraestructura, horizonte a 10 años, proyectos estratégicos (Gobierno) o indicativos (Sociedad), expansiones prioritarias, Costa Pacífica, Jobo-Medellín, inversiones en gasoductos y su remuneración, el ROA a costo de reposición no remunerar nuevamente CAPEX y almacenamiento y confiabilidad.
En cuanto al Modelo Cost-Benefit Analysis, se trabajarán las necesidades del sistema desde seguridad del flujo, una propuesta de proyectos por transportadores, la valoración de la UPME de los proyectos y la aprobación cargos por regulador.
Para atender estas necesidades, el MME complementará la Resolución MME MME 40052/16 con el fin de fijar los lineamientos de política para el abastecimiento de gas natural y para incentivar la demanda de consumo de gas natural combustible, dentro de los cuales establecerá las medidas tendientes a profundizar en la planeación de la expansión de la infraestructura de transporte en temas relacionados con:
- Demanda de gas como criterio para la dirección de la planeación;
- Planeación con base en proyectos estratégicos e indicativos;
- Almacenamiento y confiabilidad;
- Creación de un Comité Asesor de Planeación de Gas
Lun. 15 de Mar. de 2021
Gobierno -Financiero. Decreto 270 del 11 de marzo de 2021. Por el cual se modifica el Decreto 2555 de 2010 en lo relacionado con la metodología del cálculo de rentabilidad mínima obligatoria para el portafolio de cesantía de corto plazo y se dictan otras disposiciones.
En las consideraciones del decreto se señala que se hace necesario homogenizar la metodología de cálculo de rentabilidad mínima del portafolio de cesantías de corto plazo con las metodologías de cálculo de rentabilidad mínima de todos los portafolios de pensiones obligatorias y de cesantía, para que esta brinde un espacio de maniobra a los administradores consistentes con escenarios de bajas tasas de interés.
Igualmente, resulta importante introducir en la regulación de los portafolios de cesantía de corto plazo un requerimiento para que las AFP definan y revelen al público un nivel máximo de error de réplica ex ante, con el cual se refuerzan la transparencia y disciplina de mercado, así como se genera consistencia entre las decisiones de inversión y el perfil de riesgo del portafolio administrado.
Rentabilidad mínima. En atención a estas consideraciones, se establece que o. La rentabilidad mínima obligatoria para el portafolio de corto plazo de los fondos de cesantía será la que resulte inferior entre la disminución de un veinticinco por ciento (25%) o la disminución de setenta y cinco puntos básicos (75 pb.), 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."
Error de réplica. La política de inversión del portafolio de cesantía de corto plazo deberá definir un nivel máximo del error de réplica ex ante (tracking error ex ante), acorde con la recomendación de los comités de riesgos e inversiones de las AFP, la cual debe ser consistente con la rentabilidad mínima y su horizonte de medición. La metodología para la estimación del error de réplica ex ante será la definida por los comités de riesgos e inversiones. Cuando el error de réplica observado sobrepase el nivel máximo del error de réplica ex ante 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.
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."
Régimen de transición. Las AFP deberán aplicar las disposiciones previstas en el artículo 2 del presente decreto a más tardar dentro de los dos ( 2) meses siguientes a su entrada en vigencia.
https://dapre.presidencia.gov.co/normativa/normativa/DECRETO%20270%20DEL%2011%20DE%20MARZO%20DE%202021.pdf
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Con herramienta virtual, empresas del sector minero-energético podrán desarrollar planes de gestión del cambio climático
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Por el cual se modifica el Decreto 2555 de 2010 en lo relacionado con la metodología del cálculo de rentabilidad mínima obligatoria para el portafolio de cesantía de corto plazo y se dictan otras disposiciones.
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Coyuntura normativa
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Jue. 18 de Mar. de 2021
Proyectos de ley en proceso de discusión cámara y senado anunciados el 16 de marzo
Proyecto de ley reforma a la Salud. Después de las discusiones de 2020, que reseñamos al detalle en nuestros boletines del año pasado, se volvió a radicar el proyecto de reforma a la salud por parte del Ministro Fernando Ruiz el día 16 de Marzo de 2021.
https://www.minsalud.gov.co/Paginas/Se-radico-proyecto-para-ajustar-el-sistema-de-salud-colombiano.aspx
Proyecto de acto legislativo 03 de 2020 Senado / 467 de 2020 Cámara, “Por el cual se otorga la calidad de Distrito Especial, de Ciencia, Tecnología e Innovación a la ciudad de Medellín y se dictan otras disposiciones”.
http://www.camara.gov.co/distrito-especial-de-ciencia-tecnologia-e-innovacion-a-la-ciudad-de-medellin
Proyecto de ley 282 de 2020 Senado “Por medio de la cual se implementa el uso de medios tecnológicos para llevar a cabo los remates judiciales y se dictan otras disposiciones”.
“POR MEDIO DE LA CUAL SE ESTABLECE EL INGRESO BASE DE COTIZACIÓN DE LOS TRABAJADORES INDEPENDIENTES”
https://www.camara.gov.co/ibc-contratistas
POR MEDIO DE LA CUAL SE MODIFICA EL MONTO DE LA PENSIÓN DE VEJEZ DE PERSONAS CON DISCAPACIDAD
https://www.camara.gov.co/liquidacion-pensional
Se lanzó ayer libro sobre la transición energética
https://www.minenergia.gov.co/en/libro-transicion-energetica;jsessionid=211wAU4LB3q-s5qnaEGUd10E.portal2
Anuncio oficial de la estructuración de la Alianza Público Privada para hacer navegable el río Magdalena
Minhacienda.
Proyecto de decreto sobre modificación anticipo de renta
Mié. 17 de Mar. de 2021
Gobierno – Energía. Fase 2 de la Misión de Transformación energética fase (6). Otras disposiciones orientadas a normar los cambios del mercado
Uso de Areneras o laboratorios de innovación. Uso de areneras para permitir la innovación de productos, modelos de negocio y servicios, realizar pilotos para factibilidad técnica y económica e incluir en la regulación las Microrredes e islas intencionales.
Para materializar esta iniciativa, se plantean las normativas específicas y las políticas para promover la innovación de productos, modelos de negocio y servicios en el sector de energía eléctrica, la CREG reglamentará la figura de "areneras regulatorias" con el fin de determinar si una nueva función se somete o no a regulación por parte de la CREG.
Esta procederá de manera temporal, a oficio o a petición de parte interesada con base en los criterios que defina la CREG, para lo cual se tendrá en cuenta lo siguiente: i) que se trate de una propuesta innovadora; ii) que la función traiga beneficios a los consumidores; iii) que el beneficio de la arenera adopte medidas para mitigar los riesgos durante el período de prueba; iv) que la imposición de la regulación impida el surgimiento o desarrollo de la innovación; y v) que el proyecto conste de objetivos, indicadores de desempeño y evaluación de resultados que le permite a la CREG tomar la decisión. Esta disposición aplicará igualmente al Título II en lo relacionado con el sector de gas combustible.
El Ministerio de Minas y Energía podrá complementar este lineamiento de política energética, fijar metas, incluir en la memoria justificativa y en los considerandos del Decreto la señal sobre los temas específicos donde se pueden utilizar las areneras, a saber: microrredes, comunidades de usuarios, hosting capacity, entre otras. gradualidad de su implementación y hacer análisis de impacto normativo ex post de la regulación adoptada para ajustar la política.
Desintegración vertical de actividades de energía eléctrica. En este aspecto se plantean cambios en torno a 13 temas:
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Límites e integraciones verticales en energía eléctrica. Introducir separación legal de las empresas que desarrollen actividades reguladas (OST, OSD, T y D) entre sí y cuando se incluya una actividad competitiva, la separación legal entre comercialización y OSD, lo que corresponda para el caso de microrredes y unbunding.
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Introducir separación legal de las empresas que desarrollen actividades reguladas (OST, OSD, T y D) entre sí y cuando se incluya una actividad competitiva.
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Introducir separación legal entre comercialización y OSD
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Microrredes y unbundling
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Introducir separación funcional entre GC (generación centralizada) y C, y entre agregadores y GC.
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Permitir integración entre C y nuevas actividades descentralizadas competitivas.
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Separación entre G y C
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Hacer obligatoria la venta de contratos por medio de subastas para los operadores dominantes.
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CUR asignado competitivamente y desintegrado de empresas integradas con distribución en las zonas donde sean OSD (separación estructural en la zona del OSD y legal en otra zona)
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Separación de OSD y agregador y GD en su zona (permitida en otras zonas)
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Separación funcional de medición y OSD en el largo plazo estructural (por ahora, medición debe quedar en el actual OR, por lo que emerge la necesidad del AIMI)
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Nuevo comercializador/nuevos agentes pueden ejercer sin restricciones: C, agregación, GD, GSE y CUR.
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El nuevo papel del distribuidor en cuanto a la desintegración de las actividades de generación con distribución y la separación estructural.
Para materializar estos cambios, se proponen las modificaciones en normas y políticas orientadas a que la CREG realice un análisis de impacto normativo con el fin de evaluar las diferentes alternativas para introducir la desintegración vertical de actividades reguladas y las actividades en competencia, según lo establecido en el artículo 74 de la Ley 143 de 1994, y procederá a ajustar la regulación según los resultados del análisis de impacto;
ii) La CREG realizará un análisis de impacto normativo con el fin de evaluar las diferentes alternativas para introducir reglas de desintegración vertical entre actividades en competencia, respecto de aquellos prestadores que tengan posición dominante en alguno de estos, y procederá a ajustar la regulación según los resultados del análisis de impacto;
iii) La SSPD priorizará en el ejercicio de sus funciones de inspección, vigilancia y control respecto de las reglas de comportamiento de mercado establecidas en las Resoluciones CREG 080 y 130 de 2019 y demás regulación vigente relacionadas con conflicto de interés, flujo de información centralizada, compartir información sensible, distorsionamiento del funcionamiento eficiente del mercado, subsidios cruzados y separación contable. Asimismo, retroalimentará a la CREG sobre las oportunidades de mejora de la regulación vigente para la realización del análisis de impacto normativo.
Desintegración vertical de actividades de gas natural. En el caso de gas natural, los principales cambios propuestos son los límites de integraciones verticales en gas natural y los cambios asociados a los aspectos institucionales. Separación legal entre segmentos regulados con no regulados, separación de actividades competitivas si se tiene posición de dominio en una de ellas.
En los aspectos institucionales está la creación del gestor técnico del sistema de transporte y almacenamiento la separación de actividades entre producción y comercialización, transporte, y la integración vertical con reglas.
Para materializar estos cambios se propone añadir a la normativa un nuevo capítulo con el nombre "Desintegración vertical de actividades", el cual incorpore una política pública en el siguiente sentido: Con el fin de promover la competencia:
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la CREG realizará un análisis de impacto normativo con el fin de evaluar las diferentes alternativas para introducir la desintegración vertical de actividades reguladas y las actividades en competencia, así como para unificar el tratamiento a la desintegración vertical con independiencia de las actividades que desarrollaba un prestador previo a la expedición de la Ley 142 de 1994, y procederá a ajustar la regulación según los resultados del análisis de impacto;
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La CREG realizará un análisis de impacto normativo con el fin de evaluar las diferentes alternativas para introducir reglas de desintegración vertical entre actividades en competencia, respecto de aquellos prestadores que tengan posición dominante en alguno de estos, y procederá a ajustar la regulación según los resultados del análisis de impacto;
-
La SSPD priorizará en el ejercicio de sus funciones de inspección, vigilancia y control respecto de las reglas de comportamiento de mercado establecidas en la Resolución CREG 080 de 2019 y demás regulación vigente relacionadas con conflicto de interés, flujo de información centralizada, compartir información sensible, distorsionamiento del funcionamiento eficiente del mercado, subsidios cruzados y separación contable. Asimismo, retroalimentará a la CREG sobre las oportunidades de mejora de la regulación vigente para la realización del análisis de impacto normativo.
Mar. 16 de Mar. de 2021
Gobierno-Energía. Misión de transformación energética 2021, segunda fase. Energía (3).
1.Diseño de tarifas para usuarios regulados de energía eléctrica. El cambio principal propuesto es la exposición de la demanda regulada a la señal de Precios de Bolsa, con dos alternativas de análisis:
Alternativa 1: Reducir porcentaje mínimo y máximo de contratación
Alternativa 2: Exposición 100% del usuario a bolsa
Para normar estos aspectos, añadir a la normativa una política pública con el fin de promover la incorporación de recursos energéticos distribuidos y la participación activa de la demanda, la CREG ajustará la regulación en cada uno de los eslabones que componen el costo unitario de prestación del servicio, para promover un diseño tarifario flexible que permita al usuario gestionar activamente su compra de energía y acogerse a una variedad de alternativas según sus preferencias.
2. Modernización de la red de distribución para incorporar recursos energéticos. En este tema se consideran tres aspectos:
2.1.Planificación y remuneración de los sistemas de distribución: Incentivos OR para incluir GD, CREG evalúe propuestas caso por caso de OR sobre uso de GD o gestión de demanda como alternativa a invertir en infraestructuras de red y planeación orientada a integrar los recursos distribuidos.
Para esto se establecen mecanismos y los artículos específicos con el fin de modernizar la red de distribución y promover el despliegue de los recursos energéticos distribuidos, la CREG ajustará la regulación para que las empresas de servicios públicos domiciliarios que actualmente desarrollan la actividad de distribución, se coviertan en Operadores de los Sistemas de Distribución que promuevan la utilización de recursos energéticos distribuidos propiedad de terceros para la optimización de su red.
Para este fin, la CREG actualizará la regulación para que:
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Exista una desintegración vertical que garantice que el distribuidor no pueda prestar servicios en su área de influencia actividades con recursos energéticos distribuidos, tales como generación distribuida, almacenamiento, entre otras.
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Existan incentivos tarifarios para que el distribuidor incluya en sus planes de inversión la incorporación de recursos energéticos distribuidos para gestionar pérdidas y mejorar la calidad del servicio.
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La adquisición, operación y mantenimiento de los recursos energéticos distribuidos se realice mediante plataformas transaccionales y/o subastas distribuidas de servicios de red que promuevan la competencia y la participación de nuevos agentes en el mercado.
El Ministerio de Minas y Energía podrá complementar estos lineamientos de política energética, fijar metas, definir la gradualidad de su implementación y hacer análisis de impacto normativo ex post de la regulación adoptada para ajustar la política. La CREG adelantará un análisis de impacto normativo con el fin de identificar las mejores alternativas para lograr estos objetivos de política energética.
2.2.Creación de plataformas distribuidas para compra de servicios de red: Extender el esquema de SAEB al sistema de distribución local y que permitan la subasta de productos de red de largo plazo con operaciones físicas o financieras de capacidad de red, el diseño de las subastas: definición de los productos, demanda de los productos, suministro firme y opcionalidad
2.3.Nuevo papel del distribuidor: Separación estructural, prohíbir a comercializador atender clientes en área donde son OR y minimizar oportunidad del OR de introducir barreras de entrada, así como asignar la propiedad de los DER por terceros y la conversión del OR en OSD (Operador del sistema de distribución) que gestione eficientemente la red.
Para avanzar en estos propósitos se propone complementar los artículos existentes en la normativa con la definición de recursos energéticos distribuidos, añadir una sección con lineamientos de política energética para la Modernización de la red distribución y recursos energéticos distribuidos y con el fin de modernizar la red de distribución y promover el despliegue de los recursos energéticos distribuidos, la CREG ajustará la regulación para que los empresas de servicios públicos domiciliarios que actualmente desarrollan la actividad de distribución, se coviertan en Operadores de los Sistemas de Distribución que promuevan la utilización de recursos energéticos distribuidos propiedad de terceros para la optimización de su red.
Para este fin, la CREG actualizará la regulación para que:
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Exista una desintegración vertical que garantice que el distribuidor no pueda prestar servicios en su área de influencia actividades con recursos energéticos distribuidos, tales como generación distribuida, almacenamiento, entre otras;
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Existan incentivos tarifarios para que el distribuidor incluya en sus planes de inversión la incorporación de recursos energéticos distribuidos para gestionar pérdidas y mejorar la calidad del servicio.
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La adquisición, operación y mantenimiento de los recursos energéticos distribuidos se realice mediante plataformas transaccionales y/o subastas distribuidas de servicios de red que promuevan la competencia y la participación de nuevos agentes en el mercado.
El Ministerio de Minas y Energía podrá complementar estos lineamientos de política energética, fijar metas, definir la gradualidad de su implementación y hacer análisis de impacto normativo ex post de la regulación adoptada para ajustar la política. La CREG adelantará un análisis de impacto normativo con el fin de identificar las mejores alternativas para lograr estos objetivos de política energética.
3.Aumento visibilidad y transparencia sistemas de distribución. Para lograr este objetivo se propone realizar el cálculo de mapas de hosting capacity como señales de localización, indicadores descriptivos y de desempeño y futuro. Realizar el intercambio de información entre OR y promtores de conexiones DER.
Para modificar este aspectos se proponen las normas, los artículos y las políticas a modificar con el fin de avanzar hacia la visualización pública en un sistema web de un sistema geotopológico con todos los parámetros eléctricos y conectividad de la red de distribución, de tal forma que el agente interesado en conectar recursos energéticos distribuidos puedan realizar las simulaciones y estudios necesarios para tomar su decisión de conectarse o no a la red. Esta sistema de visualización deberá avanzar hacia el objetivo de crear mapas de hosting capacities, que relacionen potencia activa, voltaje y esquemas de protección.
El Ministerio de Minas y Energía podrá complementar este lineamiento de política energética, fijar metas, definir la gradualidad de su implementación y hacer análisis de impacto normativo ex post de la regulación adoptada para ajustar la política. La CREG adelantará un análisis de impacto normativo con el fin de identificar la mejor alternativa para lograr este objetivo de política energética.
4.Modernización de la metodología tarifaria para remunerar a los Operadores de Sistemas de Distribución de energía eléctrica con la modernización por etapas en los niveles de control y monitoreo (centralizado, descentralizado, híbrido e híbrido descentralizado) y la implementación de un esquema remuneración basado en TOTEX, lo que implica la remuneración con metodología output based, la mayor duración del período regulatorio, la mayor flexibilidad en el mecanismo regulatorio y la remuneración RIIO (Revenue = incentive + innovations + output). Finalmente, permitir incorporación de nuevos mercados de distribución en nuevos territorios.
Esto implica modificar normas y política que la CREG ajuste la metodología tarifaria con el objetivo de profundizar en el diseño de una metodología de remuneración basada en incentivos, innovación y resultados que tenga en cuenta la agregación de inversión y los gastos de administración, operación y mantenimiento,
ii) exija a los distribuidores la modernización en los niveles de control y monitoreo que permitan la interacción entre el CND con el OSD, por etapas atendiendo a la heterogeneidad de distribuidores en Colombia,
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Permita la incorporación de nuevos mercados de distribución a merced de la eficiencia que pueda ofrecer cada OSD en estos nuevos territorios sin que limite el tamaño mínimo a un municipio y
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Reconozca la planeación de la red por extensiones de tiempo que trasciendan el período de revisión de la metodología tarifaria y que sea flexible en el sentido de permitir el ajuste de variables en caso de que se produzcan desviaciones de las previsiones.
Lun. 15 de Mar. de 2021
Gobierno – Transporte. Proyectos normativos en etapa de comentarios.
1.Se fijan condiciones y características de prestación del servicio de taxi.Por el cual se sustituye el Capítulo 3 del Título 1 de la Parte 2 del Libro 2 del Decreto 1079 de 2015, Único Reglamentario del Sector Transporte.
2.“Por la cual se adecua la reglamentación del sistema de Interoperabilidad de Peajes con Recaudo Electrónico Vehicular (IP/REV) y se dictan otras disposiciones”
3.Sobre servicio no autorizado de transporte de carga.
Hacienda.
Componente Inflacionario e interés presunto
“Por el cual se reglamentan los artículos 35, 38, 39, 40, 40-1, 41, 81, 81-1 y 118 del Estatuto Tributario y se sustituyen unos artículos del Título 1 de la Parte 2 del Libro 1 del Decreto 1625 de 2016, Único Reglamentario en Materia Tributaria”.
https://www.minhacienda.gov.co/webcenter/ShowProperty?nodeId=%2FConexionContent%2FWCC_CLUSTER-157623%2F%2FidcPrimaryFile&revision=latestreleased
Actualización del listado de Jurisdicciones no cooperantes de baja o nula imposición “Por el cual se reglamenta parcialmente el numeral 2 del artículo 260-7 del Estatuto Tributario y se adiciona el Capítulo 6 al Título 2 de la Parte 2 del Libro 1 del Decreto 1625 de 2016, Único Reglamentario en Materia Tributaria”. Observaciones aquí.
https://www.minhacienda.gov.co/webcenter/ShowProperty?nodeId=%2FConexionContent%2FWCC_CLUSTER-157523%2F%2FidcPrimaryFile&revision=latestreleased
"Por el cual se adiciona el Decreto 1077 de 2015 en relación con las condiciones de los créditos de vivienda individual a largo plazo".
https://dapre.presidencia.gov.co/normativa/normativa/DECRETO%20257%20DEL%209%20DE%20MARZO%20DE%202021.pdf
Minhacienda. Proyecto de decreto sobre regímenes tributarios preferenciales.
https://www.minhacienda.gov.co/webcenter/ShowProperty?nodeId=%2FConexionContent%2FWCC_CLUSTER-157523%2F%2FidcPrimaryFile&revision=latestreleased
