Boletín Normativo Sectorial
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Contexto Normativo
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Jue. 20 de May. de 2021
CREG 12 y 14 de Mayo. Comercialización minorista de Gas natural . Cambios en la formulación de costo de la comercialización minorista de gas natural por redes
La actividad de comercialización por redes es el ultimo eslabón de la cadena de abastecimiento del gas en el país, un negocio de intermediación económica similar a la comercialización de bienes y servicios en otros sectores económicos, es poco intensiva en activos fijos y tiene como objetivo suministrar gas a los usuarios.
El ciclo de comercialización inicia con la compra y venta del gas, una intermediación en transporte y distribución, la medición del consumo la emisión y entrega de facturas, el recaudo y finalmente el proceso de mercado y atención al usuario.
En la tarifa la actividad de comercialización se encuentra tanto en el cargo variable como en el cargo fijo de la fórmula tarifaria del servicio de gas, siendo esta actividad el 9% del costo unitario de prestaciòn del servicio del usuario final.
Se divide el país en 309 mercados de comercialización en 950 municipios, con valores entre 1453 pesos por factura y 5727, para un promedio de 3509 pesos por factura.
La propuesta de remuneración a la comercializaciòn, se basa en contemplar a partir de ahora un componente variable en la tarifa, que anteriormente sólo tenía un componente fijo y a partir de ahora tendrá ambos: un componente fijo y uno variable.
El cargo de comercializaciòn en la componente fija se incluye actividades que no dependen del consumo como lectura de medidores, impresión, entrega de facturas, atenciona usuarios entre otros. Se tendrán en cuenta las inversiones y los gastos de administración, operación y mantenimiento. Se determina por mercado relevante y se expresa en pesos por factura.
Inversiones, de gastos de AOM eficientes dividido por el nùmero de facturas. Para este aspecto se reconoce el costo anual equivalente, de los activos de comercializaciòn, calculados a 10 años con una tasa del IPC de los últimos cinco años.
Las inversiones que se reconocen son la maquinaria y equipo, muebles enseres y equipos de oficina, equipos de comunicación y comunicación, licencias y software. Los gastos de administración, operación y mantenimiento son los de personal, impuesto, mantenimiento entre otros. Estas estimaciones se realizan con metodología de clúster para clasificar los municipios con número de predios por área y número de hogares por predio como medida de densidad poblacional.
En el grupo 1 constituido por Medellín, Cartagena y otros se caracteriza por ser municipios con mayor densidad poblacional y menor densidad urbanística. En el grupo 2 están Bogotá, Cali y Barranquilla por tener valores altos de densidad urbanística y valores bajos de densidad poblacional.
Componente variable
En la componente variable incluye las actividades que dependen del consumo del usuario, se margen operacional, riesgo de cartera y costos financieros (ciclo de efectivo y subsidios) donde se incluye el ciclo de efectivo y el giro de subsidios.
La componente variable es una suma de los porcentajes de estos tres componentes afectando el costo promedio unitario del suministro, el transporte y la distribuciòn. Se expresa en pesos por metro cúbico y se expresa en pesos por metro cúbico y depende del consumo del usuario.
En cuanto al margen operacional, se considera que la rentabilidad provenga del volumen de sus operaciones y no del monto de sus activos. Se propone reconocer un margen operacional de 2,5% calculada con información de Supersociedades de distribuidoras de combustibles en el promedio 2016-2019.
Sobre el riesgo de cartera, se reconoce la probabilidad de incumplimiento en el pago de las obligaciones de los usuarios por corte del servicio, con la diferencia frente al comercio de otros bienes y servicios el recaudo se da después del consumo, dad está dada por. La magnitud del riesgo está dada por los consumos de usuarios a los que se les cortó el servicio y no lo vuelven a utilizar El máximo periodo que el comercializador puede entregar el gas sin ser remunerado es hasta su suspensión es decir tres meses.
El riesgo de cartera máximo a reconocer es de 0,16%
El componente de costos financieros tienen dos componentes el (ciclo de efectivo y los subsidios). En cuanto a los costos financieros asociados al ciclo de efectivo de la actividad de comercializaciòn y el tiempo requerido para el giro de los subsidios cuando el comercializador es deficitario.
El ciclo de efectivo reconoce los costos derivados de la diferencia de tiempo entre el pago al productor y al transportador y el recaudo a usuarios finales.
La regulación establece las fechas en las que el comercializador debe cancelar el suministro y el transporte del mes entre el día 10 y 14 de cada mes
El recaudo del dinero del usuario final es anticipado o tardío para hacer el pago del gas consumido al productor y transportador.
Según si el recaudo es anticipado o tardío, el comercializador podrá obtener beneficios del dinero recibido de forma anticipada o apalancarse para cubrir el dinero aún no recibido.
La propuesta es incluir en el cargo variable el valor del ciclo de efectivo del 0,108%.
El componente asociado a subsidios es el porcentaje que remunera los costos financieros por el tiempo requerido para el giro de los subsidios cuando el comercializador es deficitario.
Si bien el fondo de solidaridad está sujeto al presupuesto del gobierno nacional se debe considerar la iliquidez que se presenta por la oportunidad de pago del Ministerio de Minas y Energía la que se traducirìa en mayor costo financiero para las empresas.
El comercializador realizará el cálculo para todos sus mercados con base en la información de déficit de subsidios de los 4 trimestres anteriores a la fecha de cálculo, información asociada tanto al déficit de subsidios como el tema de la facturación del comercializador. El método de calculo será los subsidios pendientes y la facturación promedio,
Este cálculo será realizado mensualmente por la empresa.
https://www.youtube.com/watch?v=82vQPliRZf4
Mié. 19 de May. de 2021
Minenergía. 12 de Mayo de 2021. Por la cual se establecen esquemas de priorización y atención temporal de la demanda de combustibles líquidos, biocombustibles y sus mezclas
En las consideraciones sobre el servicio de transporte y distribución petróleo y combustibles que son necesarios para la prestación de servicios públicos esenciales como la salud o el transporte de pasajeros y fundamentales como la salud y a la vida y la normal operación de los sectores económicos.
Que la normativa vigente señala que cuando se presenten insalvables restricciones en la oferta de combustibles líquidos, no transitorias, que impidan la prestación puntual del servicio de abastecimiento de combustibles líquidos, el Minenergía podrá definir esquemas de priorización, atención y/o racionamiento de la demanda de combustibles líquidos, biocombustibles y sus mezclas, con el fin de garantizar la prestación del servicio público y la garantía en la atención de las necesidades básicas de la población, con soporte el la sentencia de la corte asociada en el principio de juicio de necesidad fáctica; sentencia que aprueba la necesidad de:
Determinar esquemas de priorización en la distribución de combustibles, biocombustibles y sus mezclas;
Y modificar de forma transitoria, lo niveles de mezcla de los combustibles líquidos con biocombustibles.
Que en atención a la prolongación del pico de la pandemia y las circunstancias asociadas a las convocatorias del paro Nacional y los cierres de vías que han sido ocasionados, en particular en regiones como Armenia, Cali, Florencia, Ibagué, Neiva, Pasto, Pereira, Popayán, Quibdó, Sogamoso, Tunja, Villavicencio, Yopal y algunos sectores de Caldas y Cundinamarca.
El transporte que se ha afectado es el que se realiza mediante carrotanques, cisternas, carros surtidores y demás desde las plantas de abastecimiento y de llenado, y hasta los distribuidores minoristas
, lo que ha implicado una disminución de manera significativa y en ocasiones un agotamiento de los inventarios de combustibles y de biocombustibles, generándose una insalvable restricción en su oferta
Que dadas estas circunstancias el ministerio anota que se configura una cincrucnastancia de insalvable impedimento en la continuidad, confiabilidad y seguridad en el abastecimiento de combustibles líquidos derivados del petróleo, biocombustibles y sus mezclas.
Que en atención a estas circunstancias, se establece en la parte resolutiva:
1. El ministerio establece como esquema de atención temporal de la demanda de combustibles líquidos derivados del petróleo, biocombustibles y sus mezclas, el almacenamiento y/o distribución en instalaciones móviles o fijas que se ubiquen en infraestructura que cumpla con las condiciones, operativas, administrativas y/o regulatorias que determina la Dirección de Hidrocarburos del Minenergía.
Esta dirección determinará la forma en que se desarrollará ella almacenamiento y/o distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo, biocombustibles y de sus mezclas en cada caso. Establece que quien diligencie la guía única de transporte a que se refieren las normas hará constar en esta, además del origen, ruta y destino del combustible, el lugar donde se desarrollará el almacenamiento temporal, sin perjuicio de los demás requisitos que deben cumplir para diligenciar la guía única de transporte o el documento que haga sus veces.
El almacenamiento y/o la distribución de en la instalación a móviles o fijas que se ubiquen en infraestructura no darán lugar a la inclusión de un componente o valor adicional dentro de la estructura de precios de los combustibles y el mantenimiento de los equipos estará a cargo del del propietario o administrador de las instalaciones móviles.
En el artículo 2 el Minenergía establece un criterio de priorización de la demanda en atención a la siguientes actividades:
1. Servicios de Salud
2. Fuerza Pública
3. Adquisición de bienes de primera necesidad.
4. Atención de emergencias
5. Servicios públicos y sus cadenas logísticas
6. Productos agropecuarios
7. Las demás actividades y sectores económicos
En el primer parágrafo se aclara que el artículo aplica para los combustibles distribuidos en los términos del Artículo 1 o para los distribuidores minoristas ubicados en municipios donde haya una “insalvable restricción en la oferta”; los cuales serán determinados por la Dirección de Hidrocarburos examinando sus promedios históricos de demanda, comparando el de cada semana con el de la anterior, y viendo así si pueden abastecer el 30% o menos de su demanda. La Dirección de Hidrocarburos puede impartir instrucciones sobre la forma como se aplicará esta priorización, según el segundo parágrafo.
En el artículo 3, el Minenergía establece en los municipios de Zonas de Frontera, “los distribuidores minoristas no estarán obligados a observar el orden de prelación al que se refiere el artículo 2.2.1.1.2.2.6.7 del Decreto 1073 de 2015”; cuando las plantas de abastecimiento en dicho orden no puedan dar el suministro de acuerdo con la Dirección de Hidrocarburos; podrán así abastecerse en otros departamentos o países vecinos mientras la situación persiste o por la vigencia de la resolución. La Dirección de Hidrocarburos determinará esto mediante un comunicado subido a la página web del Minenergía y el SICOM, según el parágrafo.
En el Artículo 4 se establece que los importadores y/o mayoristas de combustibles líquidos, y los importadores y/o productores de biocombustibles deberán reportar información así:
Esta información según los 3 parágrafos, ha de ser remitida en formato de hojas de cálculo a , debe ser consistente con información entregada anteriormente, y reportada en unidades de galón.
Según el Artículo 5, la resolución rige hasta el 30 de junio de 2021 o hasta que la Dirección de Hidrocarburos señale que las medidas ya no sean necesarias.
https://www.minenergia.gov.co/documents/10180//23517//48942-40149.pdf
Sector de la semana
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Jue. 20 de May. de 2021
Energía. Estado actual del proceso de Medición Inteligente, cronograma de ejecución 2021 y próximos años. Participación Creg en el seminario Medición inteligente y gestión digital en el sector eléctrico. Germán Castro Ferreira, comisionado CREG 13 de Mayo.
Colombia cuenta con 14,4 millones de usuarios suscriptores en el SIN, los usuarios regulados son el 91% de los usuarios que consumen el 41% de la energía del país y otros diferentes a residenciales tienen el 27% del consumo mientras los no regulados tienen el 32% del consumo y son el 1% de los usuarios.
El siguiente diagrama resume las actividades que debían desarrollarse para implementar el sistema de medición inteligente. La meta establecida fue inicialmente lograr el 95% de usuarios urbanos conectados a 2030 y 50% usuarios rurales alcanzados a esta fecha.
Estas metas cambiaron con la resolución MME 4 0 483 e 2019 donde se determinó que era la Creg la que debería determinar considerando primero al OR y justificando si es otro agente y redefiniendo al 75% la meta al 2030 o menor si no fuere alcanzable.
Los elementos que hacen parte de la digitalización de la energía y que promueve la actividad normativa de la CREG están en caminados a la implementación de la medición avanzada en eficiencia energética, respuesta de la demanda, tarifas horaria, auto generación, almacenamiento entre los que se presentan en el siguiente grafico.
Se diseñó la arquitectura de medición avanzada como se observa en el siguiente diagrama:
Los avances realizados reflejan el trabajo de los últimos cuatro años cuando entre otras acciones se publicó la resolución 15 de 2018 que permite que los operadores de red pudieran preparar la infraestructura de red de buena calidad para incorporar los nuevos desarrollos de la AMI. Y la resolución 30 de 2018 sobre generación distribuida.
Hace cerca de 4 años empezamos a hablar con agentes el mercado que ya venían desarrollando algunos modelos así como de algunos proveedores para facilitar la tecnología para hacer estos desarrollo que se estaban preparando. Se han realizado un número de estudios nacionales e internacionales para definir el modelo indicado para el país entre las 4 opciones.
Se optó en principio por la opción 3 generando una primera resolución 131 de 2020 generó cerca de 1000 comentarios provenientes de diferentes agentes, sobre los diferentes temas tratados.
En 2020 a finales del año se produjo la resolución 219 para la implementación de la medición avanzada, recibiendo cerca de 600 comentarios en torno a esta nueva resolución y se está terminado de estudiar.
Los requisitos técnicos están asociados a las funcionalidades, el medidor avanzado, la unidad concentradora, el sistema de gestiòn y operación, los requisitos de comunicaciones, los requisitos de seguridad y como se va remunerar.
En el tema de remuneración la idea es que puedan ser eficientes en su despliegue sin elevar el costo unitario, manteniendo el costo actual con las mayores eficiencias ganadas. La idea es no tener costos adicionales y con las eficiencias del proceso compensar los costos.
Los beneficios tributarios, los ahorros en actividades operativas, las eficiencias en la prestación del servicios, nuevos desafíos derivados de la instalación de AMI son factores que permiten lograr la eficiencia manteniendo la tarifa actual.
Para el despliegue se realizó un el análisis de beneficio-costo superiores a 1, se encuentran escenarios para nivel de despliegue y cobertura, encontrando los siguientes aspectos:
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Entre los usuarios (diferenciales de tarifa) y la Nación (tributarios) se remunera el despliegue, siendo la mayor fuente de financiamiento del despliegue los ajustes de la metodología de comercialización de ahí que aumentar la cobertura no se traduce en una mejora sustantiva de los beneficios.
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No se están considerando las eficiencias de las empresas las cuales se capturan vía revisiones metodológicas, tampoco se incluyen beneficios potenciales por en competencia o eficiencia energética
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Los resultados varían según las particularidades de los mercados, y se encuentra que los escenarios de despliegue suave con coberturas del 50% tienen un beneficio costo mayor a 1
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Los excedentes de beneficios podrían traducirse en reducciones de tarifa o mayor cobertura con una relación beneficio costo igual a uno
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La determinación del plan de despliegue (meta y velocidad son definidos por el operador de red quien sume los riesgos asociados.
Plan de trabajo AMI
Se han ido revisando los tiempos, esperando para mediados de año 2021 publicar la versión definitiva o la resolución que reemplace a la resoluciòn 219 y desarrollar en durante el año la regulación del GIDI.
Los procesos y desarrollo de la regulación del Gidi en 2021 y el proceso de selección serán llevados durante 2022 para que el Gidi esté en operación en el segundo semestre de 2022.
Con la resolución 219 en su versión definitiva los agentes podrán realizar la presentación de planes desde el segundo semestre de 2021 y para iniciar el despliegue del Ami desde 2022.
La resolución no es un reglamento o norma técnica, no se regula a productores o importadores, es una decisión que es apoyada por la Superintendencia de Industria y Comercio.
https://www.youtube.com/watch?v=4c3keN4xoQo&t=8s
Mié. 19 de May. de 2021
Minenergía. Resolución 40149 del 12 de Mayo de 2021. por la cual se toman medidas para el abastecimiento de gas licuado de petróleo. Garantía de abastecimiento de combustibles líquidos en medio de la contingencia de abastecimiento de las últimas semanas
En cuanto a la distribución de GLP en medio de esta contingencia, la resolución establece que durante la vigencia de esta resolución las empresas distribuidoras de GLP podrán celebrar acuerdos comerciales para habilitar el llenado de cilindros en planta se envasado de otras empresas, mantenido el esquema de responsabilidad de marca estableciendo en la Resolución CREG 023 de 2008.
En su artículo 2, señala que las empresas a que se refiere esta resolución deberán cumplir con las normas, reglamentos y estándares técnicos de seguridad aplicables para el envase y distribución de GLP y para las demás actividades que se desarrollen en el marco de esta resolución. La responsabilidad de la seguridad sobre los cilindros seguirá siendo del distribuidor propietario de mismos.
Esta resolución estará vigente hasta que la Dirección de Hidrocarburos del Minenergía señale que ya no es necesaria para dar continuidad al abastecimiento de GLP o transcurridos 30 días calendario después de su publicación en el diario oficial, lo que ocurra primero.
https://www.minenergia.gov.co/documents/10180//23517//48942-40149.pdf
Noticias de la semana
Noticias
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Jue. 20 de May. de 2021
Energía
19 de mayo de 2021
| A través de concepto, la SSPD indicó que la restricción de no suspender el servicio de gas combustible por redes, ha sido levantada |
Gobierno
19 de mayo de 2021
Infraestructura
19 de mayo de 2021
| ANII declaró ocurrencia de una contingencia predial dentro del Proyecto Vial “Malla Vial del Valle del Cauca y Cauca” |
Aclaración: referencia al contrato del año 1999.
Salud
19 de mayo de 2021
| Congreso de la República hundió el proyecto de ley que buscaba reformar la salud |
Servicios Públicos
19 de mayo de 2021
Mié. 19 de May. de 2021
Energía
18 de mayo de 2021
Fondos
18 de mayo de 2021
Gobierno
18 de mayo de 2021
| Gobierno subsidiará el 25 % de un salario mínimo para que se contraten jóvenes | Ámbito Jurídico |
Hidrocarburos
18 de mayo de 2021
| CREG presentó propuesta de metodología para remunerar la comercialización de gas por redes de tubería |
Infraestructura
18 de mayo de 2021
| Gobierno Nacional adjudica la primera Concesión del Bicentenario: Malla Vial del Valle del Cauca: Accesos Cali-Palmira con la cual se generarán 40 mil empleos en la región | Portal ANI |
Salud
18 de mayo de 2021
Servicios Financieros
18 de mayo de 2021
Telecomunicaciones
18 de mayo de 2021
| CRC Detalle de la noticia |
La CRC expide la resolución por la cual se modifican las condiciones de remuneración por el acceso a la instalación esencial de Roaming Automático Nacional
Coyuntura normativa
Coyuntura normativa
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Jue. 20 de May. de 2021
Gobierno. Energía. Superservicios públicos. Rendición de cuentas 25 de abril de 2021. Superintendente Natasha Avendaño
Air-e, Afinia y Electricaribe
Sobre la actividad de Afinia y Aire en su función de operar los mercados de Electricaribe, señala la superintendencia que se hará seguimiento a las inversiones para garantizar el servicio, y la mejora del servicio a los usuarios de la Costa Caribe. El servicio de energía eléctrica lo prestó Electricaribe hasta el 30 de septiembre de 2020, recibiendo las nuevas empresas Afinia y Aire la cartera de Electricaribe hasta esta fecha y están siendo cobradas aunque los usuarios pueden pedir revisión de la facturación.
Se suscribieron unos planes de gestión a 5 años con cada una de las dos empresas, para el seguimiento de 8 grandes grupos de indicadores (50 indicadores en total) unos anuales otros trimestrales, que permitirán medir los resultados de las inversiones por 3.2 billones de pesos para Afinia y 2 billones para Aire, además de la medición del riesgo eléctrico, gestión de las PQR, gestión de los operadores de las empresas, actividades de acercamiento con las comunidades, normalización de predios subnormales, entre otros.
El documento se firmó en el marco de la entrega oficial y definitiva de la operación del servicio de energía de la región Caribe por parte de Electricaribe a los nuevos operadores Afinia y Air-e.
El programa se fundamenta en el seguimiento a ocho objetivos durante el periodo 2021-2025, relacionados con la calidad y continuidad del servicio, gestión de pérdidas y de riesgos eléctricos, atención a usuarios, normalización de redes y responsabilidad social empresarial.
Al suscribir estos compromisos, la superintendente, Natasha Avendaño García, manifestó que: “Seguimos cumpliéndose a la región Caribe; con la firma del programa de gestión, que tendrá seguimientos trimestrales, haremos monitoreo a los indicadores de mejora progresiva que hemos definido para la zona de cobertura de Air-e.
La ciudadanía puede tener la certeza de que, así como entregamos la operación a un nuevo operador, ahora estaremos atentos a la ejecución de las inversiones, mantenimientos y todas las actividades asociadas al logro de los estándares técnicos para la adecuada calidad y continuidad del servicio; la atención al usuario y la gestión responsable de la empresa con las comunidades”.
Objetivos del Programa de Gestión
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Calidad del servicio en el Sistema de Distribución Local - SDL: Mejorar los indicadores de duración y frecuencia de las interrupciones del servicio en los tres departamentos, reduciendo la afectación que hoy tienen los usuarios. La Superservicios hará seguimiento al plan de inversiones.
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Confiabilidad en el Sistema de Transmisión Regional – STR: Reducir la magnitud de la demanda no atendida y las horas de indisponibilidad de activos eléctricos. Superservicios hará seguimiento a las inversiones y mantenimientos.
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Calidad de potencia en los STR y SDL: Mejorar la calidad de la potencia de los activos eléctricos en los niveles de tensión I, III y IV. Superservicios hará seguimiento a las inversiones.
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Gestión de pérdidas: La empresa deberá ejecutar inversiones para recuperar pérdidas no técnicas y reducir, en un 10% anual, el número de usuarios sin medidores para que los clientes reciban el precio justo en su factura.
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Riesgo Eléctrico: Reducir el número de accidentes de origen eléctrico en atención al Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas.
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Atención al usuario: Mejorar las condiciones de atención al usuario mediante la oportuna y pronta respuesta a las distintas reclamaciones de los usuarios; así como el desarrollo de herramientas digitales a su servicio en las oficinas de atención.
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Responsabilidad Social Empresarial: Realizar una correcta y completa identificación y caracterización de las condiciones de la empresa y de los usuarios de su mercado para implementar programas de responsabilidad social empresarial según las necesidades identificadas.
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Programa de normalización, gestión de pérdidas eléctricas y cartera: Reducir el número de barrios clasificados como subnormales, así como el número de zonas de difícil gestión de cobro, mediante programas y campañas de gestión social en estas comunidades.
Emcartago
En febrero de 2020 Energía de Pereira inicio a a ser operador de Emcartago en el componente de energía, .
Los componentes de acueducto y alcantarillado continúan siendo administrados por Emcartago y se firmó un convenio de gestión mediante el cual la dirección técnica de la Superservicios le hará seguimiento al cumplimiento de algunos objetivos para fortalecer estas actividades de acueducto y alcantarillado, generando el levantamiento de la medida de toma de posesión de Emcartago ESP para que siga prestando los servicios de acueducto de alcantarillado. El 30 de noviembre se levantó la medida de posesión y Emcartago volvió a ser del municipio. En paralelo el municipio ejerce la supervisión del contrato de Energía de Pereira.
8 empresas se encuentran en toma de posesión de Superservicios Públicos y se aplicaron multas por más de 97 mil millones de pesos a 219 empresas de servicios públicos, entre otras causas, por incumplimientos a la regulación, fallas en la prestación y no atención oportuna o adecuada a quejas presentadas por usuarios.
Además de Emcartago, otras empresas intervenidas son:
https://www.facebook.com/SuperintendenciaSSPD/videos/517786909219256