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Sep. 27 - Sep. 30 de 2021
Boletín Normativo Sectorial
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Jue. 30 de Sep. de 2021
Gobierno – Energía. Resolución 40305 del 23 de Septiembre de 2021 del Ministerio de Minas y Energía, por el cual se define un mecanismo complementario de adjudicación de contratos de energía a largo plazo de acuerdo con el artículo 6 de la resolución MME 40179 de 2021.
El objetivo de esta resolución es definir las reglas generales para la implementación de un mecanismo complementario que tiene por objeto: promover una mayor adjudicación de energía respecto a la de la Subasta de Contratación de Largo Plazo, en función de la demanda objetivo definida por el Minenergía.
La presente resolución aplica a los agentes del Merado de Energía Mayorista que realicen la actividad de comercialización de energía eléctrica y que a la fecha de esta resolución no hayan notificado ante el ASIC que se encuentran en proceso de liquidación y a las personas naturales o jurídicas propietarias o representantes comerciales de proyectos de generación que realicen Oferta Válida de venta para la subasta de contratación de largo plazo, que hayan sido adjudicadas parcialmente o no hayan sido adjudicadas.
Establece las definiciones asociadas a la interpretación de esta resolución, para presentar, en el artículo 4 lo relacionado con la activación del mecanismo complementario.
El mecanismo complementario se ejecutará cuando se cumplan los siguientes criterios:
1.Que la cantidad de energía adjudicada en la subasta sea menor que el 95% de la demanda objetivo.
2.Que la Energía de venta disponible sea mayor que el 5% de la demanda objetivo y
3. Que el precio promedio ponderado de la totalidad de los contratos asignados en la Subasta de Contratación de Largo Plazo sea menor al precio tope máximo promedio entregado por la CREG.
El Subastador implementará el mecanismo de que trata la presente resolución como parte del proceso en el marco de la subasta de contratación de largo plazo e incorporará en el pliego de bases y condiciones específicas del mismo proceso, todas las medidas y procedimientos que considere aplicables al presente mecanismo complementario.
Una vez finalice el proceso de adjudicación de la Subasta de Contratación de Largo Plazo, el Subastador validará el cumplimiento de los criterios de activación de que trata la presente resolución e informará públicamente junto con los resultados generales de la Subasta de contratación de largo plazo sobre la activación o no del mecanismo complementario y encaso de corresponder, la respectiva condición de activación.
Sólo si se presenta la Condición de activación 1, el subastador informará como mínimo a cada agente comercializado que resulta adjudicado en la Subasta de Contratación de Largo Plazo, su cantidad adjudicada en kWh-día y el Precio de Cierre en $/Kwh.
Ofertas de venta. Para la adjudicación del mecanismo complementario solo se tendrán en cuenta las ofertas válidas de venta que no fueron adjudicadas en la subasta de Contratación de Largo Plazo así como las adjudicadas de forma parcial, considerando las restricciones relacionadas para cada una de éstas.
Ofertas de compra para la condición de activación 1. Esta condición se dice que se cumple cuando la cantidad de energía adjudicada en la subasta de contratación de Largo Plazo, es mayor o igual al 70% pero menor al 95% de la demanda objetivo.
Al día siguiente del proceso de adjudicación de la Subasta de Contratación de Largo plazo, y siempre que se haya cumplido y declarado la condición de activación 1, se hará un nuevo llamado a presentar ofertas de compra según las siguientes condiciones:
Los agentes comercializadores que hayan presentado Ofertas Válidas según los pliegos y bases de condiciones específicas de la Subasta de contratación de largo plazo tendrán la oportunidad e ingresar una nueva oferta para el mecanismo complementario, cumpliendo con las siguientes condiciones:
La cantidad máxima de energía a ofertar no podrá superar la diferencia entre el valor en kWh – día asegurado con la garantía de seriedad de la oferta entregada durante el proceso de precalificación y, su cantidad adjudicada en la subasta de Contratación de Largo Plazo y el precio de la nueva oferta de compra en $/skWh deberá ser superior al precio de cierre.
Energía para asignar bajo la condición de activación 2. Esta condición se cumple cuando la cantidad de energía adjudicada en la subasta de contratación de largo plazo es menor que el 70% de la demanda objetivo.
Una vez finalizado el proceso de adjudicación de la subasta de contratación de largo plazo y siempre que se haya cumplido y declarado la condición de activación 2, el subastador aplicará el procedimiento que consiste en ejecutar la metodología de optimización establecida en la resolución MME 4 0590 de 2019 con la curva de venta resultante y una curva de compra cuya cantidad de energía sea la diferencia entre la demanda objetivo y la cantidad de energía adjudicada en la Subasta de Contratos de Largo Plazo con un precio que sea el tope máximo individual establecido por la CREG para la Subasta de Contratos a Largo Plazo.
Establece los procedimientos para la adjudicación bajo las condiciones de activación 1 y 2 y señala que para la formalización del contrato, los valores resultantes de la adjudicación del mecanismo complementario, con independencia de la condición de activación que se cumpla, serán notificados por el subastador y se formalizarán por las partes a través de la suscripción de la minuta del contrato definido por Minenergía. Estos contratos deberán ser suscritos y registrados ante el ASIC cumpliendo con los requisitos establecidos para ello y en los tiempos definidos por el Ministerio de Minas y Energía en la Minuta del contrato y por el subastador en los pliegos y bases de condiciones específicas de la subasta de largo plazo.
Garantía de cumplimiento. Los vendedores que resulten adjudicados en el mecanismo complementario definido en la presente resolución entregarán una garantía de cumplimiento en los mismos términos establecidos en la normativa.
Garantía de puesta en operación. Los vendedores que resulten adjudicados en el mecanismo complementario definido en la presente resolución entregarán una garantía de puesta en operación en los mismos términos establecidos en la normativa.
Garantía de pago. Los comercializadores incluídos en el artículo 2 de esta resolución que resulten adjudicatarios en el mecanismo complementario definido en la presente resolución entregarán una garantía de pago en los mismos términos establecidos en la normativa.
https://www.minenergia.gov.co/documents/10180//23517//49057-40305.pdf
Mié. 29 de Sep. de 2021
Gobierno - Hacienda. Superfinanciera. Informa la adición de la información contenida en el Documento Técnico para la implementación del Sistema Unificado de Consulta de Intermediarios de Seguros (SUCIS).
Mediante la Carta Circular 08 de 2017, esta Superintendencia puso a disposición de las entidades aseguradoras y corredores de seguros, el documento técnico mediante el cual se establecen las especificaciones técnicas que se deben observar en la información del Sistema Unificado de Consulta de Intermediarios de Seguros (SUCIS).
Mediante la presente Carta Circular se actualiza dicho documento técnico con la finalidad de incorporar tipos de identificación adicionales de las Personas Naturales Vinculadas autorizadas por las entidades vigiladas para colocar productos de seguros, el del Permiso Especial de Permanencia (PEP) y el del Permiso por Protección Personal Temporal (PPPT). Lo anterior, sin perjuicio de lo establecido en el literal d, numeral 6. del artículo 41 del Estatuto Orgánico del Sistema Financiero.
En línea con lo establecido y a efectos de realizar los ajustes correspondientes, las entidades aseguradoras y corredores de seguros cuentan con un término máximo de 60 días hábiles a partir de la fecha de publicación de la presente carta circular. En todo caso, los ajustes que se deben realizar no deben interrumpir el funcionamiento del SUCIS.
https://www.superfinanciera.gov.co/inicio/normativa/normativa-general/circulares-externas-cartas-circulares-y-resoluciones-desde-el-ano-/-cartas-circulares/cartas-circulares--10106441
Mar. 28 de Sep. de 2021
Gobierno – Hacienda. Sobre el impuesto de normalización tributaria.
En sus consideraciones, este decreto parte de la Ley de Inversiòn social cuando señala “Créase para el año 2022 el impuesto de normalización tributaria como un impuesto complementario al impuesto sobre la renta, el cual estará a cargo de los contribuyentes del impuesto sobre la renta o de regímenes sustitutivos del impuesto sobre la renta, que tengan activos omitidos o pasivos inexistentes.Se se causa por la posesión de activos omitidos o pasivos inexistentes a 1 de enero del año 2022, impuesto que tendrá una tarifa de 17%.
La base gravable de los bienes que son objeto del impuesto complementario de normalización tributaria será considerada como el precio de adquisición de dichos bienes para efectos de determinar su costo fiscal, mientras en el caso de pasivos inexistentes, la base gravable del impuesto complementario de normalización tributaria será el valor fiscal de dichos pasivos inexistentes.
En atención a lo establecido en la ley, que con el propósito de determinar quién ese el obligado a declarar, liquidar y pagar el impuesto de normalizaciòn tributaria, es necesario precisar el alcance del concepto de aprovechamiento económico en el impuesto complementario de normalización tributaria respecto al fundador, constituyente, originario del patrimonio transferido, sucesión ilíquida o beneficiario de una fundación de interés privado del exterior, trust del exterior, seguro con componente de ahorro material, fondo de inversión o cualquier otro negocio fiduciario.
También que en los términos del artículo 261 del Estatuto Tributario, el patrimonio bruto de los contribuyentes del impuesto sobre la renta, los regímenes sustitutivos del impuesto sobre la renta, está constituido por el total de los bienes y derechos apreciables en dinero, dentro de los cuales se incluyen, entre otros, las obras de arte, joyas, piedras preciosas, los animales de exposición, es necesario precisar cuáles son los activos subyacentes, aclarar que el beneficio de la base gravable reducida es aplicable a recursos y no a cualquier tipo de activos, que no procede la reducción de la base gravable cuando se configure, declare o solicite la existencia de la sede efectiva de administración en Colombia de la entidad del exterior normalizada.
También establece que no se entenderá que hay inversión de los recursos omitidos del exterior cuando estos sean repatriados al país para la eliminación de pasivos, ya que la inversión involucra la adquisición de activos y disposición de activos a largo plazo, así como otras inversiones no incluidas en los equivalentes del efectivo y que no se entenderá que hay inversión para efectos de lo establecido en el parágrafo 5 del artículo 2 de la Ley 2155 de 2021, cuando los recursos omitidos del exterior sean invertidos en una entidad o sociedad nacional a través de una cuenta de compensación, ya que dichos ingresos no se entenderán repatriados al territorio nacional. Adicionalmente, establece que no se entenderá que los recursos omitidos del exterior son invertidos con vocación de permanencia cuando la entidad receptora de la inversión los invierta fuera del territorio nacional.
Se requiere establecer el procedimiento acorde con las disposiciones del Estatuto Tributario a las que remiten las disposiciones del impuesto de normalización tributaria, para que los contribuyentes que no cumplan con la totalidad de los requisitos para la procedencia de la reducción de la base gravable, declaren y paguen el mayor valor del impuesto de normalización tributaria y los intereses a que haya lugar, sin liquidación y pago de la sanción por corrección, considerando que los hechos que motivan la declaración, liquidación y pago del mayor valor del impuesto de normalización tributaria son posteriores a la fecha de presentación de la declaración cuyo plazo expira el veintiocho (28) de febrero de 2022.
Con estas consideraciones, se sustituye el título 7 de la Parte 5 del Libro 1 del Decreto 1625 de 2016, Único Reglamentario en Materia Tributaria, así:
Aprovechamiento económico de los activos omitidos. Establece que quien tiene la obligación de incluir los activos omitidos en sus declaraciones de impuestos nacionales, es aquel que tiene el aprovechamiento económico, potencial o real de dichos activos y se presume que quien aparezca como propietario o usufructuario de un bien lo aprovecha económicamente en su propio beneficio.
En los casos de fundaciones de interés privado del exterior, trusts del exterior, seguros componente de ahorro material, fondos de inversión o cualquier otro negocio fiduciario del exterior, quienes tienen el aprovechamiento económico, potencial o real, y, en consecuencia, las obligaciones de declarar, liquidar y pagar el impuesto de normalización tributaria son:
1. El fundador, constituyente u originario del patrimonio transferido a alguna de estas estructuras, cuando los beneficiarios estén condicionados o no tengan control o disposición de los activos, o de cualquier manera no se pueda determinar el beneficiario final y/o real de los respectivos activos.
2. La sucesión ilíquida en caso de fallecimiento del fundador, constituyente u originario de que trata el numeral 1 de este artículo, hasta el momento en que los beneficiarios reciban los activos. Las sociedades intermedias creadas para estos propósitos conforme con lo previsto en el artículo 2 de la Ley 2155 de 2021, no son reconocidas para efectos fiscales y se entiende en este caso que los beneficiarios han recibido los activos, siempre y cuando dichos activos hayan sido incluidos en el correspondiente proceso de sucesión.
3. Los beneficiarios directos o indirectos de los activos, aún si su beneficio está sometido a condiciones o plazos o no tengan control o disposición de los activos, con independencia de que no gocen de la propiedad o posesión del bien.
Repatriación de recursos omitidos que sean invertidos con vocación de permanencia. Cuando los contribuyentes repatrien recursos omitidos que sean invertidos con vocación de permanencia en el país, la base gravable del impuesto de normalización tributaria corresponderá al cincuenta por ciento (50%) del valor de los recursos omitidos que sean efectivamente repatriados, siempre y cuando se cumpla con la totalidad de las siguientes condiciones:
1.. Que la base gravable del impuesto de normalización tributaria sea el valor de mercado de los recursos omitidos del exterior, de conformidad con el parágrafo 5º del artículo 2 de la Ley 2155 de 2021.
2. Que los recursos omitidos del exterior sean efectivamente repatriados a Colombia antes del treinta y uno (31) de diciembre de 2022. Se entiende que los recursos omitidos del exterior son repatriados a Colombia cuando sean invertidos en el país.
3. Que los recursos omitidos del exterior que hayan sido efectivamente repatriados sean invertidos con vocación de permanencia en el país, antes del treinta y uno (31) de diciembre del 2022. Se entiende que hay vocación de permanencia cuando los recursos omitidos del exterior repatriados e invertidos en Colombia, permanecen efectivamente en el país por un periodo no inferior a dos (2) años, contados a partir del vencimiento del plazo para efectuar las inversiones con vocación de permanencia.
4. La repatriación de recursos omitidos del exterior que sean invertidos con vocación de permanencia en el país, de que tratan los numerales anteriores, podrá ser efectuada, directa o indirectamente, por:
4.1. El contribuyente sujeto al impuesto de normalización tributaria.
4.2. La entidad del exterior que es objeto del impuesto de normalización tributaria. Para efecto de lo previsto en este numeral, se debe cumplir en debida forma con las obligaciones previstas en el régimen cambiario vigente en Colombia.
Incumplimiento en la repatriación de recursos omitidos invertidos con vocación de permanencia. Cuando habiendo declarado una base gravable reducida al cincuenta por ciento (50%), no se repatrien los recursos omitidos y/o no se inviertan con vocación de permanencia de conformidad con lo previsto en el artículo 1.5.7.3 de este Decreto, el sujeto pasivo del impuesto deberá declarar y pagar, el mayor valor del impuesto de normalización tributaría a cargo, junto con los intereses moratoria.
Saneamiento de activos. Los activos sujetos al saneamiento previsto en el artículo 5 de la Ley 2155 de 2021, son aquellos que forman parte del patrimonio bruto del contribuyente, objeto de las normalizaciones tributarias consagradas en la las Leyes 1739 de 2014, 1943 de 2018 o 2010 de 2019 y se encuentran declarados a treinta y uno Saneamiento de activos.
Los activos sujetos al saneamiento previsto en el artículo 5 de la Ley 2155 de 2021, son aquellos que forman parte del patrimonio bruto del contribuyente, objeto de las normalizaciones tributarias consagradas en la las Leyes 1739 de 2014, 1943 de 2018 o 2010 de 2019 y se encuentran declarados a treinta y uno (31) de diciembre del 2021 en el impuesto sobre la renta y complementarios o en las declaraciones de los regímenes sustitutivos del impuesto sobre la renta, por un valor inferior al valor de mercado, siempre y cuando cumplan con las siguientes condiciones al momento del saneamiento:
1. No se enajenen dentro del giro ordinario del negocio.
2. No se encuentren disponibles para la venta.
3. Han sido poseídos por más de dos (2) año.
Plazo para el pago del anticipo del Impuesto Complementario de Normalización Tributaria. De conformidad con lo dispuesto en el parágrafo1 del artículo 6 de la Ley 2155 de 2021, los contribuyentes que decidan acogerse al Impuesto Complementario de Normalización Tributaria por el año 2022, deberán pagar un anticipo del cincuenta por ciento (50%) de su valor, en las fechas que se señalan a continuación y que será calculado sobre la base gravable estimada de los activos omitidos o pasivos inexistentes del contribuyente al momento de la entrada en vigencia de la Ley 2155 de 2021.
Sector de la semana
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Jue. 30 de Sep. de 2021
Gobierno – Telecomunicaciones. MinTIC publica para comentarios decreto que define temas tributarios y los servicios de contenidos digitales y servicios de educación virtual. 27 de septiembre de 2021
Este proyecto de decreto está asociado a los aspectos tributarios y los servicios de educación virtual, particularmente relacionada con servicios de educación virtual para el desarrollo de contenidos digitales, y software para el desarrollo comercial de contenidos digitales.
El nombre del decreto del Mintic es “Por el cual se subroga el Título 16 de la Parte 2 del Libro 2 del Decreto 1078 de 2015 para reglamentarse los numerales 6 y 20 del artículo 476 del Estatuto Tributario.
El artículo 476 del ET habla de los servicios excluidos del impuesto sobre las ventas, definiendo en el numeral 6 a los servicios de educación virtual para el desarrollo de contenidos digitales, de acuerdo con la reglamentación expedida por el Ministerio de Tecnologías dela Información y las Comunicaciones, prestados en Colombia o en el exterior, como excluidos de iva. También están en esta categoría los del númeral 20 de este artículo, que son la adquisición de licencias de software para el desarrollo comercial de contenidos digitales, de acuerdo con la reglamentación expedida por el Ministerio de Tecnologías de la Información y Comunicaciones.
El contenido de este proyecto de decreto hace parte de esta reglamentacion, definiendo de manera precisa los componentes del contenido digital, el software para el desarrollo comercial de contenidos digitales y los servicios de educación virtual, para el desarrollo de contenidos digitales.
Después de definir conceptos como contenido digital y software para el desarrollo comercial de contenidos digitales, clasifica el software para el desarrollo de contenidos digitales en 18 distintas categorías que van desde los motores de desarrollo de video juegos, software de inteligencia artificial, software para el análisis, marketing y monetización de contenidos digitales, de realidad aumentadas, para animación, para creación de efectos visuales, de preproducción, producción y edición de video, de edición gráfica o pluguin y/o extensión para la creación de contenidos digitales, entre otros.
Define, en segundo lugar 16 categorías en lo que son los servicios de educación virtual para el desarrollo de contenidos digitales, en las categorías de animación digital, big data, desarrollo de video juegos, diseño y edición sonora, edición gráfica, edición y producción de video, iluminación y rendering, impresión aditiva, inteligencia artificial, internet de las cosas, modelado 2d y 3D, posproducción, efectos visuales y composición digital, programación, realidad virtual y aumentada y usabilidad e interface de usuario.
En sus artículos finales, este proyecto establece que el Ministerio de Tecnologías de la Información y las Comunicaciones establecerá, a solicitud del interesado, si un determinado servicio educativo virtual o software cumple con los presupuestos señalados en los artículos 2 de este Decreto, además de señalar que el interesado será responsable de demostrar ante la Unidad Administrativa Especial Dirección de Impuestos – DIAN, la finalidad comercial del software para el desarrollo de contenidos digitales adquiridos.
https://mintic.gov.co/portal/715/articles-182553_modif_T16_Art_2_2_16_4.pdf
https://mintic.gov.co/portal/inicio/Publicos/Industria/182553:MinTIC-publica-para-comentarios-decreto-que-define-los-terminos-de-contenidos-digitales-y-servicios-de-educacion-virtual
Mié. 29 de Sep. de 2021
Gobierno – Infraestructrura. CONPES borrador publicado el 27 de Septiembre de 2021. Política para el desarrollo de proyectos de Infraestructura de Transporte Sostenible: Quinta Generación de Concesiones Bajo el esquema APP-concesiones del Bicentenario
En los últimos 25 años el Gobierno Nacional ha estructurado y concesionado 56 proyectos viales, 16 aeropuertos, concesiones portuarias y 2 conesiones férreas. En el caso de la 5G este documento tiene el propósito de dar lineamientos de política pública para resolver los problemas con la estructuración de las 5G bajo el esquema de APP.
A pesar de los logros en sostenibilidad financiera, persistes retos como: 1. déficit en el desarrollo intermodal, limitaciones materia de gobernanza institucional, ausencia de mecanismos innovadores de financiación y limitaciones en fuente de pago, problemático relacionamiento comunitario o conflictividad social y falta de gestión ante el cambio climático e impacto en los ecosistemas.
Los lineamientos proponen soluciones innovadoras y aplicables a todos los modos de transporte, fundamentadas en promover la intermodalidad y desarrollar medidas de sostenibilidad institucional, financiera, social y ambiental. El horizonte de aplicación de esta política será de 10 años con acciones se estiman en 31 mil millones de pesos para un grupo de proyectos en concesión que representarán una inversión cercana a los 50 billones de pesos.
El objetivo general de la política es establecer un modelo de gestión para el desarrollo de las Concesiones del Bicentenario (5G). Lo objetivos específicos son adoptara estrategias para impulsar el desarrollo intermodal a través de proyectos concesionados, fortalecer las capacidades administrativas, institucionales y de coordinación de la ANI, Promover nuevas fuentes de pago y financiación para garantizar el desarrollo de nuevos proyectos de infraestructura por APP, desarrollar lineamientos para mejorar la gestión social, ambiental y de cambio climático.
El plan de acción comprende en su versión preliminar 19 acciones en donde participarán el Mintransporte, Minhacienda, Minambinte, DNP y la ANI, a saber:
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Estrategias para impulsar la Multimodalidad |
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1 |
Mejora en la financiación de proyectos férreos |
Estudio en primer semestre de 2022 que amplia el alcance del Plan Maestro Ferroviario para garantizar el libre acceso a infraestructura en condiciones de competencia que defina lineamientos para la ejecución de estas inversiones y priorice los resultados del análisis socio económico que se realizará. |
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2 |
Perfeccionamiento del modelo de reversión portuaria |
En 2023 se dispondrá de un estudio que dará alternativas jurídicas y propuestas normativas que mejoren las condiciones de reversión de los proyectos portuarios la mas conveniente para la nación entre una compensación económica que represente el valor de la infraestructura y equipos a revertir o la demolición o retiro de objeto de bienes. |
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3 |
Mejoras para la financiación de proyectos aeroportuarios |
Entre 2022 a 2032, la ANI estructurará los proyectos aeroportuarios identificados en el Anexo B de este documento, bajo el esquema de disparadores de inversión, con el objetivo de permitir la viabilidad de los proyectos, la optimización de recursos y evitar la subutilización de la infraestructura. Los proyectos contemplados en este modelo garantizarán la recuperación de la inversión y no contemplarán disparadores en los últimos años del proyecto. Por lo que el usuario pagara por la infraestructura requerida y el Estado construirá solamente la infraestructura necesaria. |
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4 |
Fortalecimiento de la infraestructura logística especializada para el intercambio multimodal. |
Durante los años 2022 a 2032 la ANI evaluará alternativas jurídicas y promoverá que en los nuevos contratos de concesión desarrollen infraestructura logística especializada para la conexión e intercambio multimodal. Esto se realizará con el objetivo de mejorara la eficiencia de la cadena logística, en particular para promover que en el caso de los proyectos portuarios, las obras necesarios para el beneficio común no sean solamente marítiimas y costeras sino que se promuevan obras con funciones logísticas, permitiendo su construcción fuera del área concesionada. En el caso férreo, que haya infraestructura logística o intervenciones en el corredor que permita operar la vía hasta su conexión con los puertos. |
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5 |
Mejoras en la priorización de inversiones en infraestructura que refuercen la intermodalidad a largo plazo |
Para el 2022, el Mintransporte, la UPIT y el DNP, actualizarán el plan maestro de transporte intermodal PMTI, pues la priorización de inversiones de este plan deberá realizarse cada cinco años. |
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6 |
Mejoras en la estructuración de las APP de quinta generación |
Al finalizar el 2022, la ANI presentará un documento con alternativas jurídicas que faciliten la aplicación del concepto de unidades funcionales a los proyectos férreos, fluviales y aeroportuarios para la estructuración de proyectos de las APP. Esta propuesta busca atender las particularidades que se originan al dividir los proyectos en unidades funcionales. |
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Estrategia para fortalecer las capacidades administrativas, institucionales y de coordinación de la ANI |
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7 |
Fortalecimiento del gobierno corporativo |
Entre 2021 y 2022 la ANI adoptará las prácticas para alcanzar los estándares de la OCDE, promoviendo mediante contratos con los concesionarios y las interventorías que estos repliquen algunos de estos procedimientos. Los cambios realizados estarán asociados a las modificaciones en el consejo directivo, medida para gestión de riesgos, mejoras en materia de información y reporte y medidas en materia de sostenibilidad. |
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8 |
Mejoramiento de la coordinación interinstucional |
En diciembre de 2022, el Mintransporte dejará legalmente constituía a la Comisión Interinstitucional de Estructuración y Gestión Contractual CIEG. Esta acción facilitará que la CIEG con un mandato operacional, facilite una mayor fluidez en los trámites propios de la estructuración y ejecución de los proyectos de concesión de infraestructura. Esta comisión gestionará y resolverá los inconvenientes que se presenten en el desarrollo de los proyectos, mediante la instalación de mesas técnicas y fortalecerá la articulación interinstitucional para evitar reprocesos y dilaciones. |
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9 |
Mejoramiento de la tecnología para la sostenibilidad de los proyectos y las capacidades institucionales. |
En 2021 la ANI habrá complementado la herramienta ANIscopio con un visor que permitirá usar la información reportada por la ANI y los concesionarios para monitorear la implementación de lo atributos de sostenibilidad financiera, ambiental, social y económica en los proyectos. La herramienta incluirá un informe de sostenibilidad integral que anualmente deberán reportar los concesionarios. |
https://www.dnp.gov.co/CONPES/Documents/27-09-2021%20Documento%20CONPES%20Poli%CC%81tica%205G_VDiscusi%C3%B3n.pdf
Mar. 28 de Sep. de 2021
Gobierno – Hacienda-Telecomunicaciones. DIAN Autoriza crear operador económico autorizado a las Intermediarios de Tráfico Postal y Envíos Urgentes.
Establece este proyecto de resolución los requisitos en seis grandes tópicos a saber:
1.Análisis y administración del riesgo. Donde se cuenta con políticas de gestión de la seguridad documentada, un sistema de administración de riesgos enfocado en la cadena de suministro internacional, procedimientos para establecer el nivel de riesgo en sus asociados, demostrara que cuentan con medidas orientadas a prevenir estos riesgos, realizara y documentar una visita de vinculación y visitas bienales a las instalaciones donde los asociados desarrollan sus operaciones, demostrara que sus proveedores cuentan y mantienen actualizado un plan de contingencia, tener procedimientos documentados para establecer el nivel de riesgo de los cargos críticos, establecidas cláusulas de confidencialidad y responsabilidad en los contratos de su personal vinculado, tener procedimientos documentados de control, rotulado, pesaje, contabilización medición y/o tallaje de los envíos, controlar el acceso y salida de información relacionada con su cadena de suministro y realizar y documentar de forma anual las validaciones internas que permitan verificar el cumplimiento de los requisitos mínimos de seguridad del Operador Económico Autorizado OEA.
2. Asociados de Negocio. El Intermediario de Tráfico Postal y Envíos Urgentes debe considerar a toda persona con la cual mantiene una relación de negocios enmarcada dentro de su cadena de suministro internacional, los cuales pueden provenir de sus clientes y/o proveedores y cualquier otro que suministre servicios necesarios para el desarrollo de su actividad. En atención a este requerimiento, la DIAN establece una serie e requisitos sobre procesimientos, identificacion de asociados y su vinculacińo como OEA en Colombia, verificar que estos cuenten con medidas de seguiridad orientadas a prevenir riesgos en la cadena de sumnistro internacional y contar con cláusulas de confidencialidad
3. Seguridad de las unidades de carga. Señala que la Policía Nacional validará que el intermediario de tráfico positasl cumpla con una serie de rquisitos como medidas de seguridad para mantener las unidades de carga, contar con herramientas y equipos tecnológicos, almacenar unidades de carga en áreas seguras que impidan el acceso y/o manipulación no autorizada en su cadena de suministro, procedimientos documentados de control de ingreso y/o salida de envíos de correspondencia y par reconocer y reportar ante el área de seguridad la entrada no autorizada a las áreas catalogadas como críticas.
4. Controles de acceso físico. Se establecen requisitos que validará la policía nacional como tener implementado un sistema para identificar el acceso de personas y vehículos a sus instalaciones, control, entrega, devolución, cambio y perdida de dispositivos de control de acceso, entregar identificación al personal de la empresa, exigir a los visitantes identificación, entre otros.
5. Seguridad del personal. Tener procedimientos documentados para la selección de candidatos con posibilidad de vinculación en cualquier modalidad de contrato, actualizando la historia laboral anualmente, estudios socioeconónomicos y visitas al personal que ocupa cargos críticos, procedimientos documentados para el retiro del personal, disposiciones de seguridad del suministro y un código de ética.
6. Seguridad de los procesos.La Unidad Administrativa Especial Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales -DIAN validará que el Intermediario de Tráfico Postal y Envíos Urgentes cumpla con requisitos como tener implementadas medidas de seguridad, para identificar conductores, acompañantes, del sistema de control de documentos, herramientas, procedimientos que permitan garantizar la trazabilidad de la recepción, contar con un plan que permita contar con sus operaciones ante situaciones de desastre natural, emergencia sanitaria, incendio, sabotaje, corte de energía, entre otros. Documentar con un plan que le permita acciones tendientes a prevenir la ocurrencia y reincidencia de infracciones administrativas, que hayan sido detectadas con ocasión de la expedición de actos administrativos sancionatorios por la autoridad competente, entre otros.
7. Seguridad física. La Policía Nacional validará que el Intermediario de Tráfico Postal y Envíos Urgentes, disponga de un plano de áreas autorizadas en sus instalaciones, que identifique áreas críticas, cercas o barreras perimetrales que identifiquen el lindero de las instalaciones, señalando el detalle de los controles y servicios que deberá acreditar tener en cuanto a vigilancia, infraestructuras, o equipos que debe tener.
8. Seguridad en tecnología de información. La DIAN validará que el intermediario de tráfico postal utilice sistemas informáticos, tenga políticas y procedimientos documentados de seguridad informática que comprenden los responsables del manejo de información, la creación y asignación de roles administración de cuentas de acceso, entre otros requisitos como asignar cuentas individuales de acceso a ls plataformas de tecnología,establecer controles que permitan identificar el abuso de los sistemas de cómputo y de tecnología informática, tener un plan de contingencia, mantener un lugar físico definido como centro de cómputo y comunicaciones y realizar copias de respaldo de la información y del software de operaciones, entre otros.
9. Entrenamiento en seguridad y conciencia de amenzas. La DIAN validará que el Intermediario de Tráfico Postal y Envíos Urgentes tenga i mplementado un programa de inducción sobre medidas de seguridad, amenazas y riesgos, programas de capacitación en seguridad en prevención de lavado de activos, recepción, entrega, almacenamiento, declaración y embarque de los envíos de correspondencia, objetos postales y mercancías, manejo de equipos de inspección, de correspondencia y cumplimiento de legislación aduanera, entre otros requisitos.
https://www.dian.gov.co/normatividad/Proyectosnormas/Proyecto%20Resoluci%C3%B3n%20000000%20de%2017-08-2021.pdf
Noticias de la semana
Noticias
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Jue. 30 de Sep. de 2021
Energía
29 de septiembre de 2021
| CREG publicó los textos de resoluciones sobre las condiciones de competencia y la fórmula de traslado para el mecanismo de contratación establecido por el ministerio de Minas y Energía |
Gobierno
29 de septiembre de 2021
| Ley de Inversion Social: el abreboca de la siguiente reforma tributaria | Ámbito Jurídico |
| Radicaron una demanda de inconstitucionalidad de la reforma tributaria ante la Corte |
Hidrocarburos
29 de septiembre de 2021
| Consejo de Estado analizó el tratamiento tributario gradual de la amortización de inversiones en exploración de hidrocarburos |
Infraestructura
28 de septiembre de 2021
| Gobierno nacional adjudica obras de construcción de viaducto en el km 58 de la vía Bogotá - Villavicencio |
29 de septiembre de 2021
| Centro Democrático presentó Proyecto que busca diseñar política integral de peajes de infraestructura de transporte modo carretero |
Salud
29 de septiembre de 2021
Mié. 29 de Sep. de 2021
Fondos
28 de septiembre de 2021
| ¿Qué pasa con el descuento por aportes a pensiones a cargo de contribuyentes del Simple en pagos pendientes de abril y mayo del 2020? | Ámbito Jurídico |
Gobierno
28 de septiembre de 2021
Hidrocarburos
28 de septiembre de 2021
| MinMinas publicó proyecto de norma que busca exceptuar temporalmente del cumplimiento de algunos de los parámetros de calidad, a la gasolina motor y diésel importados desde Estados Unidos |
Salud
28 de septiembre de 2021
| Proyecto de norma de MinSalud busca modificar disposiciones para la generación de la factura electrónica de venta |
Servicios Financieros
28 de septiembre de 2021
Mar. 28 de Sep. de 2021
Energía
27 de septiembre de 2021
Fondos
27 de septiembre de 2021
Gobierno
27 de septiembre de 2021
Salud
27 de septiembre de 2021
Servicios Financieros
27 de septiembre de 2021
| Superfinanciera: patrimonios autónomos y fondos de capital privado pueden ser considerados vinculados a los conglomerados financieros |
Telecomunicaciones
27 de septiembre de 2021
| “Cesión del espectro será favorable para la reactivación y el sector de telecomunicaciones” |
Coyuntura normativa
Coyuntura normativa
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Jue. 30 de Sep. de 2021
Sobre planta de regasificación del Pacífico, sistema de regalías
1.Gobierno-Energía-GAS. Selección de un inversionista para la prestación del servicio de almacenamiento de GNL, regasificación de gas natural, servicios asociados y transporte de gas natural a través de la infraestructura de importación de gas del pacífico colombiano.Adenda no.7
Circular Externa No. 051 de 2021. Publicación Adenda No. 7 a los documentos de selección de inversionista de la convocatoria pública UPME GN No. 01 – 2020.
Adenda No.7
https://www1.upme.gov.co/PromocionSector/Paginas/Convocatorias-gas-natural.aspx
1.Sobre SGR. Se publicó el decreto 1142 del 23 de Septiembre pasado, adicionando y modificando el decreto 1821 de 2020, Unico Reglamentario del Sistema General de Regalías. Modifica y precisa aspectos asociados a la inversion y ejecución de estos proyectos.
Mié. 29 de Sep. de 2021
Gobierno – Infraestructrura. CONPES borrador publicado el 27 de Septiembre de 2021. Política para el desarrollo de proyectos de Infraestructura de Transporte Sostenible: Quinta Generación de Concesiones Bajo el esquema APP-concesiones del Bicentenario
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Estrategia para adoptar nuevas fuentes de pago y financiación para el desarrollo de nuevos proyectos de infrestructura, mediante el mecanismo de APP |
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Facilitación de mecanismos alternativos de fuentes de pago |
En 2022 el Mintransporte, la ANI y el Minhacienda, tendrán los protocolos para aplicar las fuentes alternativas pe Pago para el Desarrollo de Infraestructura FIP creado en la ley 2010 de 2019, entre las que se encuentran el modelo de valor residual de las concesiones, y el uso de mecanismos de captura de valor del suelo para el transporte, como a contribución Nacional de Valorización, entre otros. |
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Incentivos a la financiación sostenible |
Durante 2021 y 2022, la ANI buscará la asesoría y el apoyo de la banca multilateral, corporaciones financieras especializadas para preparar un documento que facilite la financiación sostenible de los proyectos de infraestructura y sirva de insumo para promover el uso de bonos de carbono, verdes, sociales y sostenibles en las concesiones |
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Avance en intervenciones sociales que fortalezcan el relacionamiento con las comunidades |
En el segundo semestre de 2022, la ANI contará con un documento que definirá el tipo y alcance de las intervenciones sociales en los proyectos 5G, afin de garantizar inversiones sociales diferentes a las dispuestas en las consultas previas que mejoren la pertenencia por los proyectos. |
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Fortalecimiento de la oferta institucional para el desarrollo económico de las regiones |
Para el segundo semestre de 2022 la ANI gestionará un convenio interinstitucional para el acompañamiento de una oferta en materia de dotación de bienes y servicios. |
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Tarifas de peaje diferenciales |
Al finalizar 2022, la ANI construirá los lineamientos para el cobro de tarifas de peaje diferenciales con base en criterios socioeconómicos, para reflejar desde la estructuración las proyecciones de ingresos y rentabilidad de los proyectos. |
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Enfoque de género |
A partir de 2022, todos los proyectos de las 5G, priorizarán el acceso igualitario a las oportunidades laborales, para disminuir la brecha de inequidad que existe actualmente en el sector. Es estima que las 5G generarán cerca de 633 mil empleos directos, indirectos e inducidos. |
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Estrategia para mejorar la gestión ambiental y de cambio climático en los proyectos concesionados de infraestructura |
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Establecimiento de códigos de infraestructura verde |
En diciembre de 2022, el Mintransporte con apoyo de Minambiente, construirán de manera conjunta los códigos de infraestructura verde propuestos por la ANI. Estos códigos consideran el uso eficiente d ellos recursos naturales en la planeación y desarrollo de los proyectos de infraestructura de transporte. |
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Política de mitigación, gestión y adaptación al riesgo de cambio climático |
En 2021 la ANI propondrá al Mintransporte, con el apoyo del Minambiente una política de mitigación, gestión y adaptación del riesgo de cambio climático, para que los proyectos tengan en cuenta la probabilidad de ocurrencia de eventos climáticos que afecten la funcionalidad de los proyectos |
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Incentivo de buenas prácticas en sostenibildad |
A partir de 2022, la ANI incluirá en los contratos de las 5G mecanismos que promuevan la inclusión de propuestas y estrategias innovadoras para desarrollar alternativas de infraestructura sostenible en los procesos de licitación. Los proyectos 5G estarán acordes a las exigencias del nuevo contexto de descarbonización y resiliencia a fenómenos amenazantes. Estos mecanismos podrán implementarse también mediante un plan de gestión de riesgos de desastres. |
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Valoración económica de bienes no mercadeables |
En 2022, la ANI evaluará y analizará las herramientas y metodologías que permitan desarrollar en un futuro una transición paulatina y consensuada para la utilización de mecanismos de cuantificación de los bienes no mercadeables y orientar las decisiones de inversión, mantenimiento y gestión de flujos de ecosistemas en que se inscriben los proyectos. |
https://www.dnp.gov.co/CONPES/Documents/27-09-2021%20Documento%20CONPES%20Poli%CC%81tica%205G_VDiscusi%C3%B3n.pdf
Mar. 28 de Sep. de 2021
Gobierno-Financiero. Superfinanciera. Circular externa 018 de 2021. Imparte instrucciones relacionadas con el Sistema Integral de Administración de Riesgos (SIAR) y Sistema de Administración de Riesgos de las Entidades Exceptuadas del SIAR (SARE).
Con el propósito de continuar con la convergencia a los estándares y mejores prácticas internacionales establecidos por el Comité de Supervisión Bancaria de Basilea (BCBS) en materia de gestión y supervisión de riesgos de las entidades financieras, este Despacho considera necesario establecer un sistema que integre la administración de los riesgos de crédito, mercado, operacional, liquidez, contraparte, garantía, seguros y país, e incorpore instrucciones en materia de agregación de datos sobre riesgos y presentación de informes.
El Sistema Integral de Administración de Riesgos (SIAR) permite a la entidad tener una visión global de los riesgos a los que está expuesta, incluyendo la adopción de lineamientos relacionados con el gobierno de riesgos y la definición del marco de apetito de riesgo, en línea con las mejores prácticas internacionales y las recomendaciones realizadas por organismos multilaterales en la materia.
Las entidades que están expuestas principalmente al riesgo operacional respecto de las actividades significativas que desarrollan, en desarrollo del principio de proporcionalidad están exceptuadas de la aplicación del SIAR, pero deben adoptar el Sistema de Administración de Riesgo de las Entidades Exceptuadas del SIAR (SARE).
El SIAR está conformado por cuatro Partes:
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PARTE I. Generalidades del SIAR: Contiene las disposiciones aplicables de forma transversal a todos los riesgos a los cuales están expuestas las entidades vigiladas por esta Superintendencia e incorpora nuevas instrucciones en materia de cultura de riesgo, marco de apetito de riesgo y gobierno de riesgos.
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PARTE II. Administración por riesgos: Contiene las instrucciones para la gestión particular de los riesgos de crédito, mercado, operacional, liquidez, país, contraparte, garantía y seguros. También tiene las disposiciones en materia de agregación de datos sobre riesgos y presentación de informes.
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PARTE III. Medición y reporte estándar de los riesgos: Contiene los estándares para lograr una adecuada medición y reporte de los riesgos de crédito, mercado, operacional, liquidez y país.
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PARTE IV. Definiciones: Contiene las definiciones utilizadas en las Partes I, II y III del SIAR.
Teniendo en cuenta lo anterior, esta Superintendencia en ejercicio de sus facultades legales, en especial de las establecidas en el literal a) del numeral 3 del artículo 326 del Estatuto Orgánico del Sistema Financiero y los numerales 4 y 5 del artículo 11.2.1.4.2 del Decreto 2555 de 2010, considera necesario impartir las siguientes instrucciones:
PRIMERA: Crear los siguientes capítulos en la Circular Básica Contable y Financiera - CBCF (Circular Externa 100 de 1995):
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Capítulo XXXI - Sistema Integral de Administración de Riesgos (SIAR) y sus respectivos anexos.
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Capítulo XXXII - Sistema de Administración de Riesgos de las Entidades Exceptuadas del SIAR (SARE).
SEGUNDA: Las instrucciones señaladas en los nuevos Capítulos XXXI y XXXII de la CBCF entrarán en vigencia a partir del 1 de junio de 2023, excepto lo dispuesto en el numeral 10 de la Parte II del Capítulo XXXI-SIAR relacionado con la agregación de datos sobre riesgos y presentación de informes que entrará en vigencia a más tardar el 31 de diciembre de 2023.
Sin perjuicio de lo anterior, dentro de los tres (3) meses siguientes a la expedición de la presente Circular, las entidades deben remitir a esta Superintendencia un “Plan Interno de Implementación” para el cumplimiento y desarrollo de las instrucciones contenidas en los nuevos Capítulos XXXI y XXXII de la CBCF.
Este Plan debe establecer metas trimestrales, incluyendo actividades específicas que conlleven al cumplimiento efectivo de las disposiciones de esta circular, en el término establecido para tal fin. Con posterioridad a la presentación de este Plan y hasta el cumplimiento de los plazos de implementación aquí referidos, las entidades deben remitir trimestralmente, dentro de los primeros diez (10) días calendario del mes correspondiente, un informe de avance y desarrollo del Plan Interno de Implementación.
TERCERA: Las entidades vigiladas que antes de la entrada en vigencia del Capítulo XXXI-SIAR de la CBCF identifiquen señales de alerta que evidencien un detrimento en las variables señaladas en el subnumeral 6.3.1.2 de la Parte II del mencionado Capítulo que exacerbe el riesgo país de sus inversiones en el exterior, deben reconocer el deterioro en el valor de la respectiva inversión bajo los procedimientos específicos que para tal efecto establezca la entidad.
CUARTA: A partir del 1 de junio de 2023, quedarán derogados los textos completos de los Capítulos II, VI, XXI, XXII, XXIII y XXVII de la CBCF y sus respectivos anexos, así como el Capítulo IV del Título IV de la Parte II de la Circular Básica Jurídica – CBJ (Circular Externa 029 de 2014).
QUINTA: A partir del 1 de junio de 2023, las referencias normativas que en otras instrucciones de la Superintendencia se realicen a los contenidos de los Capítulos II, VI, XXI, XXII, XXIII y XXVII de la CBCF y sus respectivos anexos, así como el Capítulo IV del Título IV de la Parte II de la CBJ, se entenderán hechas de aquí en adelante a las que correspondan dentro de los nuevos Capítulos XXXI y XXXII de la CBCF, de acuerdo con la temática respectiva.
SEXTA: Las actuaciones administrativas adelantadas por parte de esta Superintendencia que tengan como fundamento las instrucciones contenidas en los Capítulos II, VI, XXI, XXII, XXIII y XXVII de la CBCF y sus respectivos anexos, así como el Capítulo IV del Título IV de la Parte II de la CBJ, continuarán su procedimiento hasta su culminación con base en las mencionadas instrucciones.
Los capítulos correspondientes se pueden descargar del siguiente link:
Lun. 27 de Sep. de 2021
Gobierno-Hacienda-DIAN. 1.Proyecto de resolución sobre factura electrónica DIAN y los días sin IVA del año 2021. 2. Listado precalificados a la subasta de energías renovables 2021 y publicación de sus estados financieros.
Contingencia especial en la facturación electrónica de venta con validación previa de los bienes cubiertos, con la exención en el impuesto sobre las ventas -IVA en los “días sin IVA” para el año 2021. Cuando se presenten inconvenientes técnicos, tecnológicos u operativos en el “día sin IVA”, que impidan la expedición de la factura electrónica de venta con validación previa, los sujetos obligados a facturar, podrán adoptar los siguientes mecanismos de contingencia:
1. Expedir la factura de venta de talonario de papel, en los términos del numeral 1 del artículo 31 de la Resolución 000042 del 05 de mayo de 2020 y las demás normas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, incluyendo en el documento electrónico de transmisión el número de identificación del consumidor final. 2. Expedir de forma especial el tiquete de máquina registradora con sistema P.O.S. incluyendo en el documento el número de identificación del consumidor final. Deberán para esto seguir los procedimientos establecidos en la normativa de Factura Electrónica.
Transcripción y transmisión de la información de los documentos expedidos en contingencia especial. Los sujetos obligados a expedir factura electrónica de venta con validación previa, que durante los “días sin IVA” generaron los documentos de contingencia de que trata el artículo 1 de la presente Resolución, deberán por cada documento, transcribir y transmitir en el “documento electrónico de transmisión” la siguiente información:
1. Identificación del tipo de documento, factura de talonario o de papel o tiquetes de máquina registradora con sistema P.O.S., que fue expedido en el periodo de la contingencia.
2. El número consecutivo autorizado por la Unidad Administrativa Especial Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales -DIAN para factura de talonario o de papel o tiquetes de máquina registradora con sistema P.O.S., utilizado durante la contingencia.
3. El número de identificación del consumidor final.
La totalidad de la información requerida para el “documento electrónico de transmisión”. 4.
5. La información correspondiente al código único de documento electrónico -CUDE, el cual se elabora al momento de la generación del respectivo documento.
El documento electrónico de transmisión de que trata el presente artículo deberá ser transmitido a la Unidad Administrativa Especial Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales -DIAN, dentro de los quince (15) días calendario siguientes al momento en que se supera la contingencia, a través del servicio informático electrónico de validación previa de factura electrónica de venta, de conformidad con las condiciones, los términos, mecanismos técnicos y tecnológicos que se incorporan en el «Anexo técnico de factura electrónica de venta versión 1.8.».
El código para la generación del “documento electrónico de transmisión” que identifica el tiquete de máquina registradora con sistema P.O.S., de que trata el numeral 2 del artículo 1 de la presente Resolución, será el código 20.
Identificación del consumidor final en la factura electrónica de venta con validación previa. Cuando se expida la factura electrónica de venta con validación previa y se identifique al adquiriente en los términos previstos en el literal c) del numeral 3 del artículo 11 de la Resolución 000042 del 5 de mayo de 2020, se deberá incluir dentro del campo “extensibles” de la factura electrónica de venta definido en el «Anexo técnico de factura electrónica de venta versión 1.8.». el número de identificación del consumidor final, para las ventas de bienes cubiertos realizados en el “día sin IVA”.
Sobre subasta energías renovables
Adenda
https://www.xm.com.co/SubastaCLPE2021/ADENDA%20N%C2%B02%20PLIEGO%20SUBASTA%20CLPE%2003-2021.pdf
Listado precalificados
Los estados financieros pueden Consultarse en el siguiente link
Sep. 20 - Sep. 23 de 2021
Boletín Normativo Sectorial
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Contexto Normativo
Contexto Normativo
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Jue. 23 de Sep. de 2021
Gobierno-Hacienda. Taxonomía Verde de Colombia Fase I (3-Sector Energía ). Documentos publicados para comentarios desde el 20 de septiembre con comentarios hasta el 5 de octubre.
De acuerdo con la Tercera Comunicación Nacional de Cambio Climático de Colombia ante la Convención Marco de las Naciones Unidas, el sector de energía genera el 10% de las emisiones GEI en el país1. Para lograr los objetivos de mitigación y adaptación al cambio climático hacia una economía baja en carbono, la descarbonización del sector energético es fundamental.
En este análisis no se incluye la generación por energías solar, eólica y oceánica pero si sus proceso de transmisión, distribución y almacenamiento.
Cualquier tecnología de generación de electricidad se puede incluir en la taxonomía si demuestra, que los impactos del ciclo de vida para producir 1 kWh de electricidad están por debajo del umbral vigente, utilizando los requisitos y directrices de la norma ISO 14067 o un producto del protocolo de gases de efecto invernadero (GEI), como la Huella de Carbono del Producto (Product Carbon Footprint -PCF-). Las instalaciones que operan con emisiones de ciclo de vida inferiores a 100 gCO2e/kWh2 son elegibles (este umbral se considera el umbral vigente para las secciones que siguen).
El documento establece, para cada una de las actividades descritas en el cuadro anterior, los criterios de elegibilidad y la justificación den cada caso de si es directamente elegible por generar emisiones directas, así como los requisitos de cumplimiento en cada caso, si los hay.
Por ejemplo, en la generación de electricidad fotovoltáica no existen requisitos de cumplimiento pero en la energía solar concentrada se establecen requisitos en torno a los Ecosistemas y biodiversidad, basados en evitar los posibles impactos negativos en la avifauna por las altas temperaturas generadas por las plantas de esta actividad y en el agua con evitar los posibles impactos negativos del sistema de enfriamiento sobre los recursos hídricos.
1 IDEAM, PNUD, MADS, DNP, CANCILLERÍA. 2017. Tercera Comunicación Nacional De Colombia a La Convención Marco De Las Naciones Unidas Sobre Cambio Climático (CMNUCC). Disponible en: http://www.cambioclimatico.gov.co/3ra-comunicacion-cambio-climatico
2 Unión Europea, 2020. The European Union Taxonomy. Disponible en: https://ec.europa.eu/info/sites/default/files/business_economy_euro/banking_and_finance/documents/200309-sustainable-finance-teg-final-report-taxonomy-annexes_en.pdf
Mié. 22 de Sep. de 2021
Gobierno-Hacienda. Taxonomía Verde de Colombia Fase I (1-Generalidades). Documentos publicados para comentarios desde el 20 de septiembre con comentarios hasta el 5 de octubre.
La Taxonomía Verde de Colombia es un sistema de clasificación de actividades económicas y activos que contribuyen al logro de los objetivos y compromisos ambientales del país.
La Taxonomía incorpora un conjunto de definiciones orientadas a apoyar a diferentes actores del sector público y privado, tales como emisores de bonos, inversionistas, instituciones financieras, entidades públicas, entre otros, en la identificación y evaluación de inversiones que pueden cumplir con objetivos ambientales y que pueden ser consideradas como verdes o ambientalmente sostenibles en Colombia.
Con la Taxonomía Verde Colombia se busca facilitar la identificación de proyectos con objetivos ambientales, desarrollar los mercados de capitales verdes, e impulsar la movilización efectiva de recursos privados y públicos hacia inversiones que permitan cumplir con los compromisos del país priorizados en el Plan Nacional de Desarrollo, el Acuerdo de París, el Convenio Marco de Diversidad Biológica y los Objetivos de Desarrollo Sostenible, entre otros.
En el desarrollo de esta iniciativa se creó la Mesa de Taxonomía conformada por el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible (MADS), el Departamento Nacional de Planeación (DNP), el Departamento Administrativo Nacional de Estadística (DANE), la Superintendencia Financiera (SFC) y el Ministerio de Hacienda y Crédito Público (MHCP). La Mesa se encargó de la coordinación del diseño e implementación de esta primera fase de la Taxonomía Verde.
El documento técnico No. 1 incluye siete anexos de los siguientes sectores: energía, construcción, gestión de residuos y captura de emisiones, suministro y tratamiento de agua, transporte, tecnologías de la información y comunicación, y manufactura.
El documento técnico No. 2 se enfoca en los principales sectores del uso del suelo en Colombia e incluye tres anexos con los sectores de ganadería, agricultura y forestería.
La clasificación y metodologías utilizadas en la elaboración de los diferentes documentos técnicos varía, debido a las características particulares de los sectores, y serán consolidadas posteriormente con los comentarios de la ciudadanía en un solo documento; la Taxonomía Verde Colombia. Además de los documentos técnicos, también encontrará un documento introductorio con la presentación metodológica y otros aspectos relevantes tenidos en cuenta para su construcción.
Los invitamos a consultar los documentos técnicos y remitir sus comentarios para ser parte del proceso de construcción de la Taxonomía Verde Colombia, antes del 8 de octubre de 2021 a los siguientes correos electrónicos: y .
Generalidades
El Gobierno ha venido avanzando en el diseño y la implementación de instrumentos financieros para “situar los flujos financieros en un nivel compatible con una trayectoria que conduzca a un desarrollo resiliente al clima y con bajas emisiones de gases efecto invernadero (GEI)”1.
La Mesa de Taxonomía complementa los esfuerzos adelantados por el Sistema de Medición, Reporte y Verificación (MRV) de Financiamiento Climático, y diseñar e implementar una taxonomía que apoye a los participantes de los mercados financieros en su evaluación de actividades económicas y activos con contribuciones sustanciales para el logro de objetivos ambientales alineados con los compromisos ambientales de Colombia y de esta forma promover el financiamiento verde.
Estas acciones sirven para apoyar a las empresas, inversionistas, entidades financieras, entidades públicas y privadas, entre otros, en la identificación y evaluación de actividades económicas y activos con contribuciones sustanciales para el logro de objetivos ambientales.
Esto con el propósito de impulsar la movilización efectiva de recursos privados y públicos hacia las inversiones ambientales, que permitan cumplir con los compromisos internacionales del país como el Acuerdo de París, Convenio marco de Diversidad Biológica, los ODS asociados, entre otros.
También para facilitar la diferenciación y clasificación de los instrumentos financieros denominados como verdes (ej.: bonos verdes, carteras verdes, portafolios de inversión e índices bursátiles) de otros instrumentos financieros y promover el desarrollo de los mercados de capitales verdes en Colombia.
Finalmente para apoyar el monitoreo y rastreo de las inversiones verdes que apunten a metas de sostenibilidad ambiental, así como la identificación de actividades con potencial y brechas para la focalización de recursos.
Los principos para el desarrollo de esta taxonomía son el establecimento de objetivos ambientales, la creación de criterios de elegibilidad y requisitos de cumplimiento, la alineación con el marco normativo y regulatorio, la articulación con sistemas de certificación ambiental, con el sistema CIIU (clasificación de los sectores de las naciones unidas) y conexión con otras taxonomías a nivel internacional.
Los objetivos ambientales que persigue son:
Sectores analizados
Se seleccionó un grupo de siete sectores:
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Energía
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Construcción
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Gestión de Residuos y Captura de Emisiones
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Suministro y Tratamiento de Agua
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Transporte
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TIC
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Manufactura
En un segundo documento técnico se presenta el sector Ganadería, Agricultura y Forestería, con tres anexos.
La separación de los documentos responde a las características particulares de las actividades económicas ligadas al uso del suelo en Colombia que justifican un abordaje diferenciado.
El mismo permite avanzar simultáneamente en varios objetivos ambientales de manera sustancial bajo un enfoque integral y se adapta a la estructura productiva del país. Esta justificación se explica en mayor detalle en el documento correspondiente. Los documentos técnicos definen la elegibilidad bajo un mismo enfoque y estructura como se explica a continuación.
https://www.minhacienda.gov.co/webcenter/portal/TaxonomiaVerdeColombia/pages_taxonomiavercolombia
1 Naciones Unidas, 2015. Acuerdo de París. Artículo 2, numeral c). Disponible en: https://unfccc.int/sites/default/files/spanish_paris_agreement.pdf
Mar. 21 de Sep. de 2021
Gobierno-Superservicios Públicos. Natasha Avendaño. 14 de Septiembre.
El Fondo Empresarial es el centro del debate, pues se le dieron recursos en el plan de desarrollo, normativa que fue demandada y suspendida en mayo de 2021, por lo que no pudo materializarse como estaba diseñada, restando la capacidad de actuación de la Superintendencia. El Plan de Desarrollo estableció una contribución adicional a la ya establecida en la ley 142 del 1% sobre la misma base de la contribución original, además de una sobretasa de 4 pesos por KW para estratos 4, 5 6 y usuarios industriales y comerciales.
La situación continúa igual a la de hace 3 años esperando recursos que no van a llegar, señala la Superintendente.
Mientras la directriz del plan de desarrollo estuvo vigente, la asignación entre 2019 y 2021 empezó a cambiar con el ingreso de más recursos.
Estos recursos iban al Fondo Empresarial para apoyar las empresas que están en toma de posesión y se pudiera hacer la inversión que se necesita.
Estos recursos eran del Fondo Empresarial, pero la corte los declaró inexequibles e iban al fondo para fortalecer y las empresas en toma de posesión relacionadas con el servicio de energía.
Es preciso aclarar que Electricaribe ya no recibe recursos por que ya no presta el servicio de energía. Las inversiones las realizan los nuevos operadores.
Sin embargo, en la Superservicios hay 9 empresas intervenidas, con dificultades principalmente en saneamiento básico que requieren de recursos del Fondo Empresarial, que por cuenta de la inexiquibilidad de la base de la contribución se redujeron a una tercera parte. Son 300 mil millones de pesos que ya no van a ingresar. Se hizo la solicitud al Minhacienda para que se apruebe la reducción de los gastos. Aunque se puede cobrar lo correspondiente a 2021 por que la norma dice solamente hasta 2021, no va a ser el monto de recursos inicialmente proyectado.
En el balance de la Superitendencia, se señala que se lograron importantes devoluciones por 15 mil millones de pesos por cobros indebidos y mala aplicación de la metodología tarifaria y no ejecución de inversiones por 17 mil millones de pesos. Se realizó vigilancia directa sobre la calidad del agua y se pudo alertar a más de 100 municipios frente al 2019. Se dictaron sanciones por 31 mil millones de pesos y multas por 5 mil millones de pesos.
Se levantó la toma de posesión del acueducto de Yopal, se inició la búsqueda de inversionistas en la Costa Caribe y se creó la unidad de monitoreo de mercados de energía y gas mayorista. Se reactivó el comité de seguridad del GLP.
En 2020 se abrieron 203 pliegos de cargos a empresas de servicios públicos que habían incumplido con obligaciones, 116 sanciones por 25 mil millones de pesos, efectuando devolución por cobros no autorizados por 42 mil millones de pesos y 12 mil empresas de aseo con procesos de devolución por inversiones no autorizadas por 18 mil millones. Sanciones por 30 mil millones de pesos y se resolvieron recursos.
Se realizaron 41 averiguaciones preliminares a prestadores de servicios públicos domiciliarios, y se realizaron sanciones por cobros indebidos.
Se materializó el proceso de modernización de la Superintendencia y se implementa la nueva estructura de la entidad en 2021 con dos nuevas territoriales.
https://www.youtube.com/watch?v=Dorq6waej-k
Lun. 20 de Sep. de 2021
Gobierno-Energía. CREG resolución 129 de 2020, resolución que publica proyecto de normativa: “Por la cual se convoca a una Subasta de Reconfiguración de Venta de Obligaciones de Energía Firme -OEF- para el período 2022-2023”.
La resolución tiene por objeto establecer el cronograma para que el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales del Mercado de Energía Mayorista (ASIC) lleve a cabo una Subasta de Reconfiguración de Venta para el período comprendido entre el 1 de diciembre de 2022 y el 30 de noviembre de 2023, de acuerdo con las normas definidas en la Resolución CREG 051 de 2012.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas convoca a todos los agentes con Plantas o Unidades de generación que tienen asignaciones de Obligaciones de Energía Firme (OEF) para el período 2022-2023 a participar en la Subasta de Reconfiguración de Venta para el período 2022-2023, la cual será realizada según los plazos definidos en la presente Resolución.
En la Subasta de Reconfiguración de Venta se asignarán las OEF de Venta para el período de Transición para plantas en construcción. Los plazos para el cumplimiento de la actualización de garantías y registro de contratos de respaldo previstos en la Resolución CREG 061 de 2007, y las auditorias de plantas de que trata el artículo 8 de la Resolución CREG 071 de 2006, se suspenderán para las plantas en construcción que tengan OEF para el período 2022-2023 y que declaren interés en participar en la Subasta de Reconfiguración de Venta.
Se reanudará la contabilización de los plazos y auditorias señaladas en el presente artículo, cinco (5) hábiles después de la etapa de asignación y publicación de la Subasta de Reconfiguración de Venta para el período 2022-2023.vigencia comprendido entre el 1 de diciembre de 2022 y el 30 de noviembre de 2023.
Los agentes que deseen participar en la Subasta de Reconfiguración de Venta para el período de vigencia comprendido entre el 1 de diciembre de 2022 y el 30 de noviembre de 2023 deberán remitir la información establecida en el Anexo 1 de esta Resolución en los plazos allí señalados.
Los plazos establecidos en el Anexo 1 de la presente Resolución vencerán a las 17:00 horas del respectivo día. Los agentes que no cumplan los plazos establecidos en el anexo no serán considerados en la Subasta de Reconfiguración de Venta.
Transición para plantas en construcción. Los plazos para el cumplimiento de la actualización de garantías y registro de contratos de respaldo previstos en la Resolución CREG 061 de 2007, y las auditorias de plantas de que trata el artículo 8 de la Resolución CREG 071 de 2006, se suspenderán para las plantas en construcción que tengan OEF para el período 2022-2023 y que declaren interés en participar en la Subasta de Reconfiguración de Venta.
Se reanudará la contabilización de los plazos y auditorias señaladas en el presente artículo, cinco (5) hábiles después de la etapa de asignación y publicación de la Subasta de Reconfiguración de Venta para el período 2022- 2023.
http://apolo.creg.gov.co/Publicac.nsf/1c09d18d2d5ffb5b05256eee00709c02/8a33444c9cad3be205258750000676b0/$FILE/Creg129-2021.pdf
Sector de la semana
Sector de la semana
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Jue. 23 de Sep. de 2021
Gobierno-Hacienda. Taxonomía Verde de Colombia Fase I (4-Construcción). Documentos publicados para comentarios desde el 20 de septiembre con comentarios hasta el 5 de octubre.
Mié. 22 de Sep. de 2021
Gobierno-Hacienda. Taxonomía Verde de Colombia Fase I (2-Desarrollo del mercado financiero y oportunidades de negocios relacionados con la acción climática). Documentos publicados para comentarios desde el 20 de septiembre con comentarios hasta el 5 de octubre.
En cuanto a la movilización de recursos, Colombia no sólo cuenta con la Estrategia Nacional de Financiamiento Climático, sino también con un sistema de rastreo de financiación climática, conocido como el Sistema de Medición, Reporte y Verificación (MRV); un impuesto nacional al carbono, creado por el artículo 221 de la Ley 1819 de 2016 (Reforma Tributaria Estructural), y la estrategia para el enverdecimiento del sistema financiero, liderada por la Superintendencia Financiera de Colombia (SFC) y lanzada en marzo de 2019.
Finalmente, en diciembre de 2020, el país actualizó su NDC (Actualización de la Contribución Determinada a Nivel Nacional de Colombia (NDC)) con una visión de mediano plazo (2020-2030) en Mitigación y Adaptación.
En Colombia, el DNP estimó en 2017 que necesitaría 57,4 billones de pesos (3,1 billones de pesos anuales hasta el año 2030) para poder lograr la reducción de emisiones pactadas en la primera NDC (20%) en materia de mitigación del cambio climático. En materia de adaptación al cambio climático, se planteó como punto de aproximación, que se necesitarían 31,8 billones de pesos para evitar los impactos del fenómeno de La Niña durante el período 2010-20111
Dado el tamaño de las cifras, el Sisclima, a través del Comité de Gestión Financiera (CGF), desarrolló la Estrategia Nacional de Financiamiento Climático, la cual tiene como objetivo identificar los mecanismos que permitan movilizar de manera sostenible y escalable los recursos para lograr los objetivos de la PNCC.
Esta estrategia está compuesta por dos líneas estructurales:
1. Desarrollo de instrumentos económicos y financieros;
2. Gestión y acceso a fuentes de financiamiento
Entre los principales entregables se desarrolló el diagnóstico y la hoja de ruta para el desarrollo de bonos verdes - y dos líneas transversales de trabajo (generación y fortalecimiento de capacidades; gestión del conocimiento y la información).
Por su parte, el sector privado, y en específico el sistema financiero, viene manifestando su compromiso desde hace ya varios años a través del Protocolo Verde, iniciativa voluntaria que ha promovido junto con Asobancaria, entre otras cosas, el diseño de innovaciones financieras para la movilización de capital privado hacia proyectos sostenibles.
En Colombia esas innovaciones han estado asociadas principalmente con los bonos verdes.
Dicho esto, las taxonomías se convierten en un instrumento que apoya la identificación y el desarrollo de los negocios verdes2, fundamentales para movilizar flujos financieros alineados con objetivos ambientales.
Actividades económicas y activos elegibles
ara la identificación de activos y actividades económicas elegibles del objetivo de mitigación del cambio climático cubierto en este documento se aplicaron los dos filtros para la selección. Los sectores, las actividades económicas y los activos presentados a continuación tienen la (1) relevancia económica y el potencial de hacer una (2) contribución sustancial a la mitigación del cambio climático.
Específicamente se dio prioridad a los sectores responsables de las emisiones directas de GEI, según los reportes del IDEAM y la homologación sectorial actualizada en la última NDC, sobre los cuales se determinaron actividades que aportan en gran medida a la mitigación del cambio climático y al logro de la NDC.
La entidad que desarrolla la actividad económica debe demostrar la existencia de sistemas de gestión para identificar, priorizar, gerenciar y prevenir daños relacionados con los objetivos ambientales de la taxonomía, y que dichos sistemas son efectivos para evitar las condiciones que se señalan en la tabla.
https://www.minhacienda.gov.co/webcenter/portal/TaxonomiaVerdeColombia/pages_taxonomiavercolombia
1 Sisclima. Estrategia Nacional de Financiamiento Climático. Disponible en: https://mrv.dnp.gov.co/Publicaciones/Documents/ESTRATEGIA%20NACIONAL%20DE%20FINANCIAMIENTO%20CLIMÁTICO.pdf
2 Ministerio de Medio Ambiente y Desarrollo Sostenible (2021), Disponible en: https://www.minambiente.gov.co/index.php/component/content/article/1381-plantilla-negocios-verdes-y-sostenibles-38
Mar. 21 de Sep. de 2021
Balance recuperación y presupuesto sector energía y servicios públicos en el congreso. Ministro de Minas y energía. 14 de Septiembre de 2021.
El sector energía, minería e hidrocarburos y servicios públicos representa el 7% del PIB y es responsable del 3% del empleo del país. La importancia macro radica en su aporte entre el 12% y 15% de los ingresos fiscales de la nación y en los presupuestos regionales 1 de cada 3 pesos provienen de las regalías de las empresas mineras y petroleras.
Entre el 44% y 56% de las exportaciones dependen de la minería e hidrocarburos y un tercio del total de la Inversión Extrajera Directa depende de este sector. Somos una economía altamente dependiente de estos sectores de allí su importancia en el Presupuesto General de la Nación.
En cuanto al impacto de la pandemia el sector petrolero recibió el colapso sectorial mas fuerte de la historia en marzo de 2020, generada por la disputa entre Rusia y Arabia Saudita a la que se sumó el colapso de la demanda global de hidrocarburos del 10% a nivel global con el respectivo impacto en la demanda y la producción local.
Esta circunstancia obligó a flexibilizar las obligaciones contractuales desde la Agencia Nacional de Hidrocarburos para evitar que se dieran incumplimientos y se perdieran las inversiones pactadas anteriormente sino que simplemente se aplazaran por la duración de la pandemia.
La pandemia tuvo efecto también en la demanda de diesel, de jet y de gasolina, entre el 25 y 35% y en la demanda de energía también se observa una reducción del 16%.
Pero los bloqueos tuvieron un efecto aún mayor: se dejó de producir 1,5 millones de barriles de barriles de crudo, que equivalen a más de 400 mil millones de pesos, se dejaron de producir 2.700 millones de metros cúbicos de gas y 625 mil toneladas de carbón, por bloqueos en meta Casanare, Cundinamarca y Santander, entre otros.
Las cifras de la recuperación
Los precios del crudo han tenido un crecimiento de más del 70% desde marzo de 2020 logrando balancear la caída en volúmenes y por lo tanto el recaudo de regalías en el primer semestre se dió un sobre cumplimiento en la meta del bienio.
El 23 de julio se registró el consumo de energía mas alto de la historia del país con 220 gigavatios hora/día, récord que se repitió en el 3 de septiembre, con buenos indicadores también en julio.
En hidrocarburos se ha recuperado en 6% la producción de crudo y nos acercamos al promedio de los 750 mil barriles, en gas el crecimiento ha sido aún mayor cerca del 20% comparado con el 2020 y en combustibles líquidos ya se está con el mes de julio con el segundo mejor despacho de Diesel (transporte de carga), el segundo mejor en la historia del país y gasolina también en julio se presentó el día de mayor consumo de la historia.
En Minerales Oro, níquel y carbón crecieron en el segundo trimestre de 2021 con la producción más alta de oro de los últimos cuatro años y una recuperación del 40% en la producción del carbón respecto al año pasado.
Frente a los indicadores del plan de desarrollo, las metas más emblemáticas están asociadas a las de transición energética, se ha creado un marco fiscal y regulatorio y hoy es reconocida como la regulación mas atractiva de latinoamérica.
Cuando se inició el gobierno habían dos proyectos de energías renovables que sumaban 28 MW de capacidad instalada. Con el PND, la ley 1715, los programas de subastas, la ley de financiamiento y en la ley de transición energética se superó la meta de 1500 MW, hay más de 2500 MW y se ha superado la capacidad instalada.
Se cuentan 16 Granjas solares, 1500 proyectos de autogeneración y una nueva subasta que se adjudicará en el mes de octubre que incrementará la participación de las renovables del 0,1% al 12%-14% de la matriz de generación del país.
Se inauguró el primer proyecto de generación con geotermia en el Casanare y la primera planta de generación con biomasa forestal vegetal en Vichada, para generar independencia energética de su capital Puerto Carreño para los 18 mil habitantes del municipio que antes dependía de una conexión con Venezuela.
En puerto Gaitán en el Meta se está inaugurando una de las primeras plantas de Biogás en la Fazenda, en un proyecto de economía circular. El 30 de Septiembre de este año se lanzará la hoja de ruta del hidrógeno para exportar energía renovable al mundo.
La ONU nombró a Colombia campeón en transición energética con España, Alemania y Costa Rica y se destacó este sector del país en el World Economic Forum. El Consejo Mundial de la Energía también se logró un ascenso de 14 posiciones en el ranking de transición.
Finalmente, Colombia solicitó el ingreso a la Agencia Internacional de Energía, donde se consolidará este proceso entre 12 y 18 meses.
Destacó la ley 1964 para la movilidad sostenible, con una meta de llegar a 6.00 vehículos eléctricos matriculados al inicio del gobierno, que está llegando a un cumplimiento del 75%, siendo el país líder regional en venta de vehículos eléctricos, con un aumento del 90% en 2020 y del 240% en 2021, líder en América Latina.
En cuanto al cierre de brechas energéticas. La meta del Plan de Desarrollo es llegar a 100 mil familias va en 60 mil y se espera superar la meta a agosto de 2022. La mitad de estas familias son de municipios PDET, con páneles solares para una inversión de 880 mil millones de pesos.
En gas combustible por redes se superó la meta de 1 millón de familias conectadas para alcanzar 1.200.000.
En E&P de hidrocarburos, hace cinco años que no se firmaban nuevos contratos, la meta es llegar a 40 nuevos contratos de los cuales van 35 firmados con inversiones de más de 2 billones de dólares en la etapa exploratoria y una ronda en curso que se adjudicará en diciembre para llegar al menos a 50 nuevos contratos.
En el tema presupuestal, va en el 61% con recursos comprometidos del 2021, la mayor parte de la ejecución es en materia de subsidios. El prespuesto de 2021 era de más de 6 billones de pesos, dos tercios correspondía a subsidios, 0,4 billones en fondos para electrificación rural y gasificación y en inversión donde están los subsidios el resto de los recursos.
El el proyecto de Presupuesto General de la Nación de 2022 se registra una reducción al pasar de 6 billones en 2021 a 4,6 billones en 2022 por menores subsidios de energía eléctrica y de gas por lo que se esta trabajando con Minhacienda para aumentar este proceso.
https://www.youtube.com/watch?v=Dorq6waej-k
Noticias de la semana
Noticias
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Jue. 23 de Sep. de 2021
Energía
21 de septiembre de 2021
| Histórico de Noticias GM |
Minenergía autorizó 8 nuevas obras de trasmisión para mejorar el servicio de energía en el país
Fondos
22 de septiembre de 2021
| Conozca las subreglas aplicables a la compartibilidad pensional | Ámbito Jurídico |
| MinTrabajo estableció cohortes del Sisbén Metodología IV, para el reconocimiento de la pensión familiar |
Gobierno
22 de septiembre de 2021
| Claves para entender la nueva Ley de Inversión Social |
Hidrocarburos
21 de septiembre de 2021
| Foros GM |
Reglamenta Fondo Especial Cuota de Fomento de Gas Natural
Infraestructura
22 de septiembre de 2021
| Concepto de la Secretaría Distrital de Planeación sobre el origen de las áreas para la conformación del sistema vial arterial |
Salud
22 de septiembre de 2021
| Modifican plan de vacunación contra covid-19 para la aplicación de refuerzos con una dosis de biológicos homólogos | Ámbito Jurídico |
Servicios Financieros
22 de septiembre de 2021
| Superfinanciera: alcance de la regulación de los depósitos de bajo monto (DBM) |
Mié. 22 de Sep. de 2021
Aseguradoras
21 de septiembre de 2021
| Superfinanciera adiciona la información para implementar el Sistema de consulta de intermediarios de seguros | Ámbito Jurídico |
Energía
21 de septiembre de 2021
| CREG llevará a cabo evento para socializar proyecto que establece procedimiento para asignación de capacidad de transporte en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) |
Gobierno
21 de septiembre de 2021
| Esta es la ponencia del proyecto de ley de presupuesto 2022, para primer debate | Ámbito Jurídico |
Hidrocarburos
21 de septiembre de 2021
Infraestructura
21 de septiembre de 2021
| Novedades en el Manual de diseño geométrico de carreteras | Ámbito Jurídico |
Salud
21 de septiembre de 2021
| Proyecto de norma de MinSalud busca conformar el Comité de Expertos Nacional ad hoc para eventos adversos posteriores a la vacunación contra la COVID-19 |
Telecomunicaciones
20 de septiembre de 2021
| Superindustria formuló pliego de cargos contra seis operadores de servicios móviles |
Mar. 21 de Sep. de 2021
Energía
20 de septiembre de 2021
Fondos
20 de septiembre de 2021
| Negar sustitución pensional sin desvirtuar pruebas que infieran convivencia antes de muerte del causante vulnera derechos fundamentales | Ámbito Jurídico |
Gobierno
20 de septiembre de 2021
| Negar sustitución pensional sin desvirtuar pruebas que infieran convivencia antes de muerte del causante vulnera derechos fundamentales | Ámbito Jurídico |
Hidrocarburos
20 de septiembre de 2021
| A través de un comunicado oficial, el ministerio de Minas tomó la decisión de no aplicar la redistribución de los volúmenes máximos asignados durante el mes de septiembre de 2021 |
Infraestructura
20 de septiembre de 2021
| A estudio del Concejo de Bogotá proyecto que adopta la revisión general del Plan De Ordenamiento Territorial de Bogotá (2022-2035) |
Salud
20 de septiembre de 2021
| Minsalud explicó los cinco nuevos lineamientos para avanzar en el plan nacional de vacunación | Ámbito Jurídico |
Coyuntura normativa
Coyuntura normativa
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Jue. 23 de Sep. de 2021
Gobierno-Hacienda. Taxonomía Verde de Colombia Fase I (5-Transporte). Documentos publicados para comentarios desde el 20 de septiembre con comentarios hasta el 5 de octubre.
Según la Tercera Comunicación Nacional de Cambio Climático de Colombia ante la Convención Marco de las Naciones Unidas, el sector transporte genera el 11% de las emisiones de GEI en el país1.
Las flotas de transporte de cero o bajas emisiones de GEI directas, como los vehículos eléctricos e híbridos, y aquellos impulsados por hidrógeno bajo en carbono o biocombustibles sostenibles son elegibles en la taxonomía de forma directa. Para otros tipos de vehículos de pasajeros o de carga se aplican umbrales de emisiones basados en pasajero/km o tonelada/km. Adicionalmente, la infraestructura necesaria para el funcionamiento de los sistemas de transporte bajo en carbono, como estaciones de servicios de hidrógeno, puntos de carga eléctrica, autopistas eléctricas, infraestructura para la movilidad de bicicletas, infraestructura para la gestión de la demanda de transporte bajo en carbono (p. ej., facilidades de transferencia intermodal para modos bajos en carbono, como fluvial y férreo), se consideran actividades elegibles.
El transporte público urbano debe demostrar una reducción sustancial de las emisiones de GEI al:
• Aumentar o renovar la flota de vehículos de bajas o cero emisiones, mejorando así la eficiencia del sistema de transporte público urbano con una menor huella de carbono.
• Estar alineado con el Plan Maestro de Movilidad Sostenible de la ciudad o de la región, o con el instrumento de planeación equivalente ( p. ej.: planes de movilidad, planes de desarrollo), incluyendo programas o instrumentos del orden nacional (p. ej., la NAMA –Acción Nacionalmente Apropiada de Mitigación, la sigla es por su nombre en inglés– de Movilidad Eléctrica).
1 IDEAM, PNUD, MADS, DNP, CANCILLERÍA. 2017. Tercera Comunicación Nacional De Colombia a La Convención Marco De Las Naciones Unidas Sobre Cambio Climático (CMNUCC). Disponible en: http://www.cambioclimatico.gov.co/3ra-comunicacion-cambio-climatico
Mié. 22 de Sep. de 2021
Gobierno-Salud. Prespuesto 2021 y 2022.
El horizonte presupuestal para 2022 plantea una necesidad de recursos por 68 billones, de los cuales 41,8 se financiación con recursos del PGN y el resto con los aportes de régimen contributivo y otros ingresos.
La estimación de necesidad de recursos PGN para 2022 es de 41,78 billones de los cuales aseguramiento, corresponde a 40,6 (28,87 por PGN y 11,89 por SGP) billones 108 mil millones e inversión 907 mil millones.
Estos recursos bajo los siguientes supuestos, que suman 50 millones de personas e incluyen el servicio de salud de 967.762 migrantes afiliadas a 2022
Se va a tener una mayor participación del régimen contributivo que del subsidiado, con un esfuerzo especial avalado por los decretos de emergencia en salud y económica que generaron el subsidio a la cotización para mantener 2 millones de personas afiliadas al sistema de salud en el régimen contributivo
En cuanto a fuentes y se requerirán 29 billones del PGN, 12 billones del SGP, de cotizaciones del régimen contributivo 24 billones y de otros ingresos 3 billones. Este total de recursos por fuentes suman 68 billones para al año 2022.
De estos recursos 56 billones se financiarán la UPC, 6,3 billones para presupuestos máximos, para prestaciones económicas 2 billones, las actividades de promoción y prevención y reclamaciones 1 billón de pesos.
Cuando se compara el proyecto PGN presentado por Minhacienda para salud con lo anterior, se encuentra un déficit de 2,7 billones de pesos, concentrado el faltante en Aseguramiento en salud:
En el funcionamiento del aseguramiento se requieren 40,76 vs 38,10 del proyecto presentado por Minhacienda.
En gasto de personal se cubre lo solicitado por el Minhacienda pero se ajusta la adquisición de bienes y servicios en 1200 millones de pesos para quedar en 18 mil millones frente a los 19 mil solicitados por el Ministerio.
En cuanto a recursos de inversión, se solicitaron 881 mil millones de pesos se asignaron 884 mil millones. Si bien parece un recurso adicional, se habían solicitado 125 mil millones, dan 215 mil pero con destinación específica desde el PGN para el hospital de Pereira y 15 mil millones para el hospital de Coveñas. El Ministerio queda sin recurso para otros municipios y departamentos. Por lo que el déficit real del programa es de 222 mil millones para un total de 231 mil millones de déficit de recursos de inversión para la vigencia 2022.
Los proyectos con déficit en el Minsalud, muestra que en atención a población migrante, frente a lo solicitado de 33 mil millones de pesos se asignaron 0 pesos. En la ley de inversión social, hay un compromiso por el Minhacienda frente a solicitud del Minsalud de la apropiación de 500 mil millones de pesos para atención y pago de deudas atrasadas con hospitales de frontera, es un tema de extrema urgencia.
El segundo proyecto en déficit es el PAI (Programa ampliado de inmunización), con un déficit de 27 mil millones frente a lo solicitado. En promoción y prevención se presenta un déficit de 14 mil millones, en información relacionada con situación de salud un déficit por que durante la pandemia se ha gastado mucho recurso en sistemas de información y no es claro como va a ser el próximo año, en certificaciones de discapacidad que son temas de ley, auditoría y regulación de temas de salud, actualización del plan de beneficios y análisis de tecnologías en salud, entre otros.
Sobre la pandemia y vacunación
Las necesidades estimadas para 2022 son de 3.8 billones de pesos, corresponden a una situación que tiende al a normalidad en la cual pasa de una pandemia a una endemia, muchas de las actividades que se hacen en cuidado intensivo se plantean para ser cubiertas por la UPC sin embrago hay dos rubros que no son incluidos son las vacunas y las pruebas. Se encontraron necesidades de alrededor de 11 millones de vacunas para el año entrantes por un costo de 806 mil millones de pesos más el costo de las pruebas de 2,6 billones de pesos.
Lo planteado es que los recursos del FOME no alcanzaría para estos recursos nuevos.
A manera de anexo, se presenta el balance de Gasto de los recurso del FOME para cubrir las necesidades de la pandemia.
Se identifica de la dinámica de la pandemia,se identifica que lsa IPS no son buenas facturadoras, se espera que la factura electrónica les ayude, van 100 sesiones con el Ministro para la facturación de las IPS, EPS y entes territoriales o que se refleja la situación de cartera, punto final hay problemas en la facturación de las IPS.
https://www.youtube.com/watch?v=LOPOX8r15KQ
Mar. 21 de Sep. de 2021
Decreto días sin IVA y Planta de Regasificación del Pacífico
Minhacienda. Proyecto decreto sobre los días sin IVA. Este decreto establece los días sin IVA, (28 de octubre, 19 de noviembre y 3 de diciembre).
Además de establecer las fechas, señala que los responsables de IVA están en el deber de parametrizar sus sistemas informáticos, con el fin de ejercer control sobre el número de unidades vendidas y garantizar que los bienes cubiertos adquiridos no superen los montos económicos establecidos en el artículo 38 de la Ley 2155 de 2021.
Para los aspectos generales de aplicación de la excención en el impuesto sobre las ventas:
El precio de venta del bien cubierto debe corresponder al valor efectivamente pagado por el adquiriente del bien antes del impuesto sobre las ventas -IVA, considerando lo dispuesto en el inciso 3 del artículo 90 del Estatuto Tributario y sin superar el monto en unidades de valor tributario –UVT determinado para cada bien cubierto. La facturación se debe realizar mediante factura electrónica expedida el mismo día. Sólo si es por correo electrónico se permitirá que sean expedidas a más tardar a las 11:59 p.m. del día siguiente.
Si hay cambios, devoluciones, o garantías, deben por otro bien de la misma referencia, marca, valor y al mismo adquiriente del bien objeto de devolución, cambio o garantía. Si se devuelve el dinero lo que se compre no tendría el beneficio.
Los pagos por el bien cubierto deberán realizarse en efectivo, tarjetas débito, tarjetas crédito o cualquier otro mecanismo de pago electrónico. La fecha de voucher debe corresponder a la misma del día en que se efectuó la venta.
Cuando la forma de pago sea realizada con un documento generado por el responsable del impuesto sobre las ventas -IVA producto de una devolución realizada en los términos del numeral 3 de este artículo, será válido como mecanismo de pago.
Tratamiento de impuesto sobre las ventas -IVA descontable en la venta de bienes cubiertos por la exención. Los responsables del impuesto sobre las ventas -IVA cuando vendan los bienes cubiertos por la exención de que trata el artículo 37 de la ley 2155 de 2021, podrán tratar como impuesto descontable el impuesto sobre las ventas -IVA pagado en la adquisición de dichos bienes, de conformidad con lo previsto en el parágrafo 2 del artículo 38 de la misma ley.
Cuando se genere saldo a favor por la venta de los bienes cubiertos por la exención en el impuesto sobre las ventas -IVA, los responsables del impuesto no podrán solicitarlo en devolución y/o compensación y solo podrán imputarlo en la declaración del impuesto sobre las ventas -IVA del periodo fiscal siguiente, de conformidad con el artículo 37 de la Ley 2155 de 2021.”
https://www.minhacienda.gov.co/webcenter/ShowProperty?nodeId=%2FConexionContent%2FWCC_CLUSTER-175202%2F%2FidcPrimaryFile&revision=latestreleased
Adendas Planta de regasificacion del Pacífico
https://www1.upme.gov.co/PromocionSector/Paginas/Convocatorias-gas-natural.aspx
Sep. 13 - Sep. 16 de 2021
Boletín Normativo Sectorial
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Contexto Normativo
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Jue. 16 de Sep. de 2021
Bitácora Normativa 2021. Resumen general. Normas publicadas entre mayo y septiembre de 2021.
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Mié. 15 de Sep. de 2021
Bitácora Normativa 2021. Sector Gobierno-Hacienda. Normas publicadas entre mayo y septiembre de 2021
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Mar. 14 de Sep. de 2021
Gobierno-Energía. UPME, Proyecto de resolución 8 de Septiembre 2021, en comentarios hasta el 17 de Septiembre. “Por la cual la UPME define los proyectos IPAT del Plan de Abastecimiento de Gas Natural susceptibles de ser ejecutados en primera instancia por el transportador incumbente del sistema de transporte correspondiente.”
Este proyecto de resolución se relaciona con la actividad de distribución de gas combustible así como sus actividades complementarias y la potestad de la UPME de señalar los lineamientos orientados a garantizar la confiabilidad y seguridad den el abastecimientos y algunos criterios que permiten determinar la demand esencial, la priorización de la misma e inversiones requeridas para asegurar el abstecimiento de gas natural en el país.
Que en el marco del plan de abstecimeinto de gas natural, se eestablece la necesidad de identificar proyectos estatégicos y que estos cuenten con un estuido técnico necesarios para garantizar la seguridad de abastecimiento y la confiabilidad del servicio de gas natural en el corto plazo. Así mismo la normativa de la CREG establece los procedimientos que se deben seguir para ejecutar proyectos del plan de abastecimiento de gas natural en los siguientes términos:
Inversiones en proyectos prioritarios del plan de abastecimiento en un sistema de transporte, IPAT: Son los valores eficientes de proyectos prioritarios del plan de abastecimiento de gas natural que están embebidos en la infraestructura de un sistema de transporte existente. Para efectos regulatorios estos proyectos corresponderán únicamente a gasoductos loops, estaciones de compresión y adecuaciones de la infraestructura de transporte de gas que contribuyan a garantizar la seguridad de abastecimiento y la confiabilidad del servicio de gas natural. (…)
Proceso de selección: Procedimiento mediante el cual la UPME hace una convocatoria abierta del orden nacional, internacional o ambas para que, en condiciones de libre concurrencia y con base en lo establecido en la regulación y en los documentos de selección, los proponentes presenten ofertas para la ejecución y operación de un proyecto prioritario del plan de abastecimiento de gas natural y se seleccione al adjudicatario.
Con esta definición también se hace referencia a los mecanismos abiertos y competitivos de que trata el parágrafo del Artículo 2.2.2.2.29 del Decreto 1073 de 2015, adicionado por el Decreto 2345 de 2015, o aquellos que lo modifiquen o sustituyan. (…)
Proyectos prioritarios del plan de abastecimiento de gas natural: Proyectos incluidos en el plan de abastecimiento de gas, o en el plan transitorio de abastecimiento de gas natural, adoptado por el Ministerio de Minas y Energía, que la UPME considera necesario ejecutar mediante mecanismos centralizados con el fin de asegurar su entrada en operación oportuna. Estos mecanismos centralizados serán el proceso de selección y el procedimiento para que el transportador incumbente ejecute en primera instancia proyectos de IPAT.. (…)
Transportador incumbente: Transportador que opera y administra la infraestructura del sistema de transporte en la cual está embebido un proyecto que cumple las condiciones del IPAT.
La normativa de la CREG establece también el procedimiento para que el transportador incumbente ejecute en primera instancia proyectos de IPAR,, que “Dentro de los tres meses siguientes a la fecha en que la UPME defina los proyectos prioritarios del plan de abastecimiento de gas natural, el transportador podrá declarar a la UPME y a la CREG el nombre de los proyectos de IPAT que prevé realizar.
En su parte resolutiva, esta resolución señala entonces los proyectos IPAT sucecptibles de ser ejecutados por el transportador incumbente:
|
No. |
Proyecto IPAT del Plan de Abastecimiento de Gas Natural |
|
1 |
Capacidad de transporte en el tramo Mariquita Gualanday |
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2 |
Bidireccionalidad Barranca-Ballena |
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3 |
Bidireccionalidad Barranquilla-Ballena |
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4 |
Interconexión Barrranquilla – Ballena con Ballena Barrancabermeja |
|
5 |
Ampliación capacidad de transporte ramal Jamundí-Valle del Cauca |
|
6 |
Bidireccionalidad Yumbo Mariquita |
Plazo para que el Transportador incumbente manifieste su intención de ejecutar en primera instancia proyectos de IPAT. Una vez publicada la presente Resolución, los transportadores incumbentes interesados podrán declarar ante la UPME y la CREG, dentro de los tres (3) meses siguientes, el nombre del proyecto de IPAT que prevé realizar de conformidad con el procedimiento y los requisitos establecidos en el artículo 4 de la Resolución CREG 107 de 2017.
Las obras propuestas por la UPME a través del ETPAGN, conforme a lo establecido en el decreto 2345 de 2015, fueron adoptadas por el Ministerio de Minas y Energía a través de la Resolución 40304 de 2020.
Según lo establecido por la Resolución CREG 107 de 2017, para los proyectos 7 y 8, al no estar embebidas sobre infraestructura existente, la UPME debe proceder con la aplicación del mecanismo del proceso de Selección.
En cuanto a los proyectos 1, 2, 3, 4, 5 y 6, al estar embebidas sobre infraestructura existente se debe aplicar el procedimiento establecido por la regulación para que el transportador incumbente ejecute en primera instancia el proyecto. Conforme a los resultados de los análisis realizados en el ETPAGN se tiene que los proyectos 1, 2, 3, 4, 5 y 6 se encuentran embebidos a los siguientes tramos regulatorios existentes:
Sector de la semana
Sector de la semana
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Jue. 16 de Sep. de 2021
Bitácora Normativa 2021. Salud y otros sectores. Normas publicadas entre mayo y septiembre de 2021.
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Mié. 15 de Sep. de 2021
Bitácora Normativa 2021. Hidrocarburos. Normas publicadas entre mayo y septiembre de 2021.
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Mar. 14 de Sep. de 2021
Bitácora Normativa 2021. Sector Energía y gas. Normas publicadas entre mayo y septiembre de 2021.
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Noticias de la semana
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Jue. 16 de Sep. de 2021
Aseguradoras
15 de septiembre de 2021
| Seguros tomados por cuenta de deudores | Brigard Urrutia |
Energía
15 de septiembre de 2021
Fondos
15 de septiembre de 2021
| Durante licencias no remuneradas se deben pagar aportes al sistema integral de seguridad social | Ámbito Jurídico |
Hidrocarburos
15 de septiembre de 2021
Salud
15 de septiembre de 2021
Telecomunicaciones
15 de septiembre de 2021
| MinTIC publica para comentarios borrador del Plan Nacional de Infraestructura de Datos |
Mié. 15 de Sep. de 2021
Aseguradoras
14 de septiembre de 2021
| Gobierno modificó acto relacionado con las normas aplicables a las instituciones financieras que actúen como tomadoras de seguros por cuenta de sus deudores |
Energía
14 de septiembre de 2021
Gobierno
14 de septiembre de 2021
Hidrocarburos
14 de septiembre de 2021
| A través de concepto, MinAmbiente reiteró que la construcción y operación de una Bio Refinería requiere de licenciamiento ambiental por parte de la ANLA |
Telecomunicaciones
14 de septiembre de 2021
| CRC Detalle de la noticia |
Compilamos y simplificamos la regulación vigente en materia de televisión
Mar. 14 de Sep. de 2021
Energía
13 de septiembre de 2021
Fondos
13 de septiembre de 2021
Gobierno
13 de septiembre de 2021
| Texto del informe de conciliación al proyecto de ley de inversión social |
Hidrocarburos
13 de septiembre de 2021
Salud
13 de septiembre de 2021
Coyuntura normativa
Coyuntura normativa
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Jue. 16 de Sep. de 2021
Bitácora Normativa 2021. Sector Telecomunicaciones. Normas publicadas entre mayo y septiembre de 2021.
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Mié. 15 de Sep. de 2021
Bitácora Normativa 2021. Infraestructura. Normas publicadas entre mayo y septiembre de 2021.
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Mar. 14 de Sep. de 2021
Bitácora Normativa 2021. Sector Financiero, Asegurador, Pensiones. Normas publicadas entre mayo y septiembre de 2021.
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Lun. 13 de Sep. de 2021
Gobierno-energía. Minhacienda. Resolución 2123 9 de Septiembre de 2021. Por la cual se autoriza a TRANSELCA S.A. E.S.P. para celebrar una operación de manejo de deuda pública interna.
Que de acuerdo con la certificación suscrita por el Secretario General de TRANSELCA S.A. E.S.P. de fecha 28 de junio de 2021, “La Junta Directiva en reunión celebrada el 21 de abril de 2021, autorizó al Gerente General de TRANSELCA S.A. E.S.P. o sus suplentes, para celebrar operaciones de manejo de deuda hasta por la suma de $158.050 millones, con el objetivo de sustituir de forma parcial o total la deuda vigente, en las mejores condiciones que ofrezca el mercado y garantizando en todos los casos mejoras frente al perfil de la deuda. De igual forma, se otorgaron facultades al Gerente General y/o sus respectivos suplentes para suscribir los contratos de crédito y otorgar las garantías necesarias a favor de las entidades financieras, para la consecución y posterior desembolso de los recursos. Esta autorización se encuentra vigente conforme ala reunión de la Junta Directiva celebrada el 21 de abril de 2021”;
Que la operación de manejo de deuda pública interna consistente en la sustitución de una serie de créditos con la Banca Privada con ahora condiciones más favorables. : Plazo de diez (10) años contados a partir de la fecha de cada desembolso, incluido un período de gracia a capital de tres (3) años contados a partir de la misma fecha, pagadero en veintiocho (28) cuotas trimestrales consecutivas; Tasa de Interés: Durante el plazo, incluido el periodo de gracia, TRANSELCA S.A.E.S.P. pagará sobre saldos de capital adeudados, intereses corrientes liquidados a la tasa IPC (E.A) adicionada en un margen de tres punto cero cinco por ciento (3.05%) (IPC + 3.05% E.A.).Para el pago de los intereses se ajustará la tasa de interés con el IPC E.A. que esté vigente al inicio del periodo de causación, esto es, el del mes inmediatamente anterior al trimestre vencido que se cobra, incrementado en el mismo número de puntos porcentuales anteriormente indicados así: (1 + IPC% E.A.) * (1 + 3.05%) – 1
Que el empréstito interno que TRANSELCA S.A. E.S.P. proyecta celebrar con base en la presente autorización será garantizado con el otorgamiento de un pagaré por cada desembolso.
Con estas consideraciones, lap arte resolutiva establece
Artículo 1. Autorizar a TRANSELCA S.A. E.S.P. para celebrar una operación de manejo de deuda pública interna, consistente en la sustitución del Contrato de Empréstito Interno No. 015-15 suscrito el 26 de octubre de 2015 entre TRANSELCA S.A. E.S.P. y el Banco de Bogotá S.A. hasta por la suma de OCHENTA Y NUEVE MIL TRESCIENTOS SETENTA Y CINCO MILLONES DE PESOS ($89.375.000.000) moneda legal colombiana, del Contrato de Empréstito No. 025-16 suscrito el 10 de octubre de 2016 entre TRANSELCA S.A. E.S.P. y el Banco de Occidente S.A. hasta por la suma de CUARENTA Y UN MIL MILLONES DE PESOS ($41.000.000.000) moneda legal colombiana, y del Contrato de Empréstito No. 004-19 suscrito el 18 de febrero de 2019 entre TRANSELCA S.A. E.S.P. y el Banco Davivienda S.A. redescontable ante la Financiera de Desarrollo Territorial S.A. - FINDETER, hasta por la suma de CUARENTA Y SIETE MIL DOSCIENTOS CINCUENTA MILLONES DE PESOS ($47.250.000.000) moneda legal colombiana, mediante la suscripción de un Contrato de Empréstito Interno entre TRANSELCA S.A. E.S.P. y el Banco Bilbao Vizcaya Argentaria Colombia S.A., hasta por la suma de CIENTO CINCUENTA Y OCHO MIL CUARENTA Y NUEVE MILLONES NOVECIENTOS NOVENTA Y NUEVE MIL NOVECIENTOS NOVENTA Y OCHO PESOS ($158.049.999.998) moneda legal colombiana.
Artículo 2. Términos y Condiciones. Los términos y condiciones financieras de la operación de manejo de deuda pública interna (sustitución) que proyecta celebrar TRANSELCA S.A. E.S.P. con el Banco Bilbao Vizcaya Argentaria Colombia S.A, son las siguientes: Plazo de diez (10) años contados a partir de la fecha de cada desembolso, incluido un período de gracia a capital de tres (3) años contados a partir de la misma fecha, pagadero en veintiocho (28) cuotas trimestrales consecutivas; Tasa de Interés: Durante el plazo, incluido el periodo de gracia, TRANSELCA S.A. E.S.P. pagará sobre saldos de capital adeudados, intereses corrientes liquidados a la tasa IPC (E.A) adicionada en un margen de tres punto cero cinco por ciento (3.05%) (IPC + 3.05% E.A.). Para el pago de los intereses se ajustará la tasa de interés con el IPC E.A. que esté vigente al inicio del periodo de causación, esto es, el del mes inmediatamente anterior al trimestre vencido que se cobra, incrementado en el mismo número de puntos porcentuales anteriormente indicados así: (1 + IPC% E.A.) * (1 + 3.05%) – 1. El interés así estipulado se convertirá en su equivalente trimestre vencido y será pagadero trimestre vencido. Los intereses remuneratorios serán calculados con base en años de trescientos sesenta (360) días y meses de treinta (30) días;
En desarrollo de la presente autorización, TRANSELCA S.A. E.S.P. podrá celebrar el Contrato de Empréstito Interno con el Banco Bilbao Vizcaya Argentaria Colombia S.A, recursos que se destinarán a la sustitución de los siguientes empréstitos:
En atención a lo establecido en esta resolución, Traselca deberá constiuris la garantía del empréstito interno, la minuta del contrato y pagaré, las apropiaciones relacionadas al cubrimiento del servicio de la deuda, y el registro en el Sistema de deuda pública de la operación, entre otros procedimientos.
Sep. 6 - Sep. 9 de 2021
Boletín Normativo Sectorial
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Contexto Normativo
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Jue. 9 de Sep. de 2021
Gobierno – Telecomunicaciones. Agenda regulatoria CRC 2021-2022 (1). Experiencias Internacionales y Aplicaciones en la Regulación Local.
En el boletín BCO hemos pulbicado a lo largo del año diversos documentos asociados a temas regulatorios en el sector, que se encuentran en discusión y se materializarán en políticas o normativas que propenden garantizar la operación de los mercados en condiciones competitivas.
Este informe plantea áreas de avance en la regulación sectorial, la primera a partir de Benchmarking con tendencias internacionales de política regulatoria y la iniciativas para la agenda regulatoria 2021-2022
De la revisión internacional de normativa regulatoria, la CRC recoge en su Agenda Regulatoria 2021-2022 los planteamientos intenacionales con proyectos locales de regulación en cuanto al enfoque de simplificación regulatoria y mejora normativa, la compartición de infraestructura, las tendencias de los servicios OTT, la generación de valor público y eficiencia regulatoria a partir de la explotación de datos, el monitoreo del pluralismo informativo y el apoyo a la reactivación sectorial post COVID-19, aspectos que se presentan a continuación.
Tendencias internacionales en política regulatoria:
Promoción a la competencia. En el último año la Unión Europea actualizó el marco regulatorio del sector de telecomunicaciones, para incorporar la evolución experimentada por la industria desde 2088, promoviendo una maro conectividad y satisfacción de la demanda de redes de muy alta capacidad a través de la inversión en fibra óptica y tecnología 5G. El resultado de una serie de consultas realizadas por la Comisión Europea en julio del año pasado prorizó :
Mantener únicamente dos mercados relevantes en esa región (pasar de 5 a 2), con mercados mayoristas solamente para:
1.Acceso local proporcionado en una ubicación fija para ofrecer paquetes y servicios de banda ancha para el mercado masivo.
2. Capacidad dedicada, principalmente para uso empresarial que requiera conectividad de alta calidad.
Régimen de despliegue ligero para puntos de acceso inalámbricos de áreas pequeñas. El objetivo de la medida es garantizar la “aceptación pública y el despliegue sostenible” de celdas pequeñas exceptuadas de permisos. Estas se pueden utilizar para proporcionar cobertura de redes 5G en interiores. En el documento se menciona que los puntos de acceso inalámbricos de área pequeña (SAWAP8 o celdas pequeñas) necesarios para el despliegue de redes 5G deben ser “invisibles o instalados de manera visualmente no molesta”.
En este sentido, y compartiendo en gran medida los objetivos de iniciativas frente la eliminación efectiva de tarifas de roaming entre países llevadas a cabo por algunos países, en la Agenda Regulatoria 2021-2022 la CRC ha considerado revisión de mercados, de condiciones competitivas y de condiciones de compartición de infraestructura, mediante de proyectos como la revisión del Régimen de Acceso Uso e Interconexión, las condiciones de remuneración para la provisión de Roaming Automático Nacional, la revisión de los mercados de voz móvil y de servicios fijos, la facilitación del despliegue de infraestructura con la acreditación de municipios y la compartición de infraestructura con otros sectores.
Innovación. Una de las principales modalidades dentro de estos mecanismos ha sido la de los llamados Sandbox Regulatorios.
Uno de los casos más interesantes es el de Corea del Sur, que ha extendido la aplicación de este mecanismo no solo para el sector FinTech, como ya sucede en varios países, sino también para lo que han denominado ICT, Convergence Industries and FinTech, en donde se involucra a todos los sectores económicos apalancados en Tecnologías de la Información y las Comunicaciones.Para este Sandbox existe un procedimiento que permite a los gobiernos locales crear zonas especiales libres de regulación, que busca promover la innovación en sus territorios.Así, en alianza con empresas interesadas en aprovechar este mecanismo, las ciudades o provincias pueden presentar una solicitud a la Comisión Nacional de Ciencia y Tecnología con el fin de obtener el permiso requerido para ser definidas como áreas especiales.
Otro mecanismo alternativo de regulación que está siendo explorado en Europa es la Regulación Basada en Datos. La idea central de la estrategia, impulsada por ARCEP desde el 2016 , es complementar las herramientas tradicionales de regulación mediante el uso de datos públicos y privados cuando estos estén disponibles (por ejemplo, a través de crowdsourcing) para orientar mejor el mercado. . Como ejemplo, ARCEP lanzó este año una herramienta que permite a las personas, empresas y autoridades locales informar sobre fallos en la calidad de servicios postales, de Internet y de telefonía móvil. Según la entidad, esta herramienta permite a los consumidores ir más allá de los procedimientos de denuncia y realizar acciones cívicas que ayudan al regulador a tomar las medidas necesarias para implementar mejores acciones de regulación del mercado y de protección de usuarios.
En términos de proyectos regulatorios, la CRC incluirá la puesta en marcha de la fase de implementación del Sandbox Regulatorio, la publicación de un estudio sobre los servicios OTT (que incluirá, entre otros aspectos, la medición de parámetros relativos a contenidos audiovisuales) y la implementación de tecnologías emergentes en la operación de la CRC.
https://www.crcom.gov.co/uploads/images/files/201229%20AR%202021-22%20VPUB.pdf
Mié. 8 de Sep. de 2021
Gobierno – Minenergía. Comisión Quinta del Senado debate sobre los precios del GLP. Viceministro de Energía Miguel Lotero. 31 de agosto de 2021.
Se inicia destacando el impulso al autoglp con la normativa aprobada en 2020 Terpel y otros empresarios y han puesto pilotos de estaciones de servicios que cumplen con la regulación y las señales que se han dado para las empresas puedan funcionar con este energético.
El sistema de regulación del GLP es de los más sencillos del sector energético. Cómo está compuesto el precio final del GLP se compone el costo unitario. El componente G es el costo de compra del GLP cuando lo produce Ecopetrol es un precio regulado así como en los siguientes eslabones como el transporte por ducto o por vehículo (la mayoría del GLP se transporta en su mayoría son carros cisterna). La distribución y la comercialización no son reguladas son régimen de libertad vigilada por la ley 142.
Con respecto al precio unitario, se analiza primero la coyuntura internacional, se observa desde 2020 que los precios internacionales registran tendencia al alza soportada en tres factores por tres razones: 1) se conforman como un ciclo que estaba en su punto más bajo en los inicios del 2020. El GLP del butano y propano registraron niveles bajos récord hasta abril de 2020, pero con al recuperación económica mundial generó un desacoplamiento entre la producción y la demanda y el reacomodo de la industria postpandemia estos precios han venido creciendo. Esto sumado a la devaluación lo que ha afectado este precio.
Estos precios se reflejan en las cantidades que Ecopetrol pone en el mercado y que está afectado por los precios internacionales. Sin embargo los comercializadores y distribuidores están en libertad vigilada. Adicionalmente los precios del GLP han tenido ciclos, pero se mantienen similares a los que se registraban en 2011.
El componente del GLP es muy poco sensible a lo que pasa con el Gel precio del usuario final no es sensible al precio de compra por parte de Ecopetrol. En el caso de distribución comercialización el mayor porcentaje de crecimiento de los precios se registra en los segmentos de distribución y comercialización. Muchas veces baja el el G(Ecopetrol) mientras el D+C no trasladan la reducción del precio al consumidor. La semana pasada el principal gremio de los comercializadores anunció que trasladaría estas eficiencias al consumidor.
Ecopetrol produce el 94% del GLP proviene de Ecopetrol. Adicionalmente, la contratación entre comercializadores y distribuidores y la totalidad de comercializadores mayoristas de GLP como Ecopetrol, el 74% proviene de Ecopetrol.
En este contexto la medida regulatoria que está publicando el Minenergia con la CREG que es una opción tarifaria que no es otra cosa que es suavizar los picos (generados por la volatilidad de butano y propano) que puede tener el componente G para los distribuidores de tal forma que cuando los precios están altos ellos puedan ver un precio mas estable y cuando estén bajo Ecopetrol pueda recuperar este crédito que le dió a los distribuidores con este precio más estable. Esto aplica al componente G regulado principalmente compuesto principalmente por la oferta de Ecopetrol.
Este hecho sumado a la manifestación que han hecho comercializadores y distribuidores minoristas de trasladar el precio a los consumidores tendrá un efecto en trasladar estos ajustes por lo menos el 75% del mercado de GLP, una decisión que operará mientras los precios internacionales se mantengan altos.
https://www.youtube.com/watch?v=aBcEBxS1c24
Mar. 7 de Sep. de 2021
Gobierno – Hacienda. CONPES 4041 del 9 de agosto de 2021. Declaración de importancia estratégica del proyecto de inversión, mejoramiento e integración de la gestión financiera pública nacional
Este documento tiene el objetivo financiar la puesta en funcionamiento del Sistema Integrado de Activos y Pasivos (SIAP) de la Dirección General de Crédito Público y Tesoro Nacional (DGCPTN) del Ministerio de Hacienda y Crédito Público y superar la persistencia de procesos manuales, la ausencia de funcionalidad y la baja interoperabilidad de algunos de los sistemas de información de la dirección. Permitirá la financiación del SIAP de la DGCPTN, y con ello, contribuirá directamente a avanzar en la integración tecnológica de la Dirección, además de financiar el Sistema Unificado de Gestión de Información Financiera Pública (SUGIFP) como repositorio unificado, al cual el SIAP y la DGCPTN deberán contribuir con información.
A marzo de 2021, la deuda pública de la Nación en su pasivo financiero tenía un saldo cercano a los 620 billones de pesos, siendo un 38 % de este deuda externa y el otro 62 % deuda interna, y esta última en su gran mayoría correspondiente a Títulos de Tesorería (TES). Con corte a la misma fecha, el portafolio de la Nación en su activo financiero, incluía 10 billones de pesos en los mismos TES, 19 billones de pesos en depósitos en el Banco de la República, y otros 5 billones en moneda extranjera.
Hasta la fecha, en el marco de estos procesos, la DGPTN reconstruyó y mejoró el sistema de flujo de caja, reduciendo, por medio de la introducción de un software, los riesgos operacionales y el cargue y descargue de la información. En segundo lugar actualizó tecnológicamente el portafolio de activos, con una actualización tecnológica y una mejora en la administración de la base de datos para buscar información y creó y mejoró el sistema de cuentas inactivas para reemplazar el proceso de entrega física en las instalaciones del Minhacienda. Otras mejoras son el sistema de las APP para su registro y análisis y se incluyó dentro de la DGTPN una visión de mediano plazo de sus sistemas de información.
Entre los aspectos en revisión están
1. La DGCPTN ha establecido, por ejemplo, como objetivo para el 2021 contar con una hoja de ruta para unificar los estados financieros de la Nación en un sólo balance general, estado de resultado y flujo de caja, que cumpla además con los estándares internacionales más actualizados de finanzas y contabilidad pública.
2. Con relación a los sistemas de información, se recomienda que la solución tecnológica que los reemplace permita una evolución futura de la gestión integrada de activos y pasivos para lograr :
(i) Mayor interoperabilidad con los demás sistemas existentes con la finalidad de mitigar el alto grado de riesgos operativos que existen
(ii) Aumentar la fiabilidad y propiciar mayor oportunidad de acceso a la información financiera
(iii)Posibilitar una mayor evolución de la gestión de los flujos financieros (ingresos, gastos y tesorería).
Adicionalmente, el FMI en una misión realizada en 2020, estableció la necesidad de establecer cauces adecuados de comunicación en la implementación del nuevo SIAP con el Sistema Integrado de Información Financiera (SIIF) para asegurar la interoperabilidad y complementariedad desde el inicio.
Durante la evolución del modelo de negocio respecto a la gestión integrada de activos y pasivos financieros, la DGCPTN ha implementado procedimientos internos orientados a atender la integralidad del proceso de financiación de la Nación, la administración del flujo de caja y las actividades de tesorería.
Dichos procedimientos han llevado a adoptar un modelo de negocio conocido con los anglicismos de front, middle y back office, el cual es ampliamente utilizado en el sector financiero privado.
Así las cosas, la segmentación y especialización de los roles de las áreas funcionales en la interacción con clientes externos, como lo son inversionistas, entidades públicas, sector financiero, entre otros, se considera como el front office; la función de control y gestión del riesgo, es el middle office y; las relacionadas con los procesos internos de pagos, cumplimiento, contabilidad y administración de títulos valores, es el back office, conforme se ilustra en la siguiente figura:
Para dar un contexto que permita un análisis de costo beneficio del Proyecto de inversión mejoramiento e integración de la información en la gestión financiera pública nacional, es fundamental dimensionar el volumen de activos y pasivos financieros que administra la DGCPTN y de las operaciones relacionadas con estos que realiza.
La DGCPTN administra a través de sus sistemas de información el saldo de los pasivos y activos financieros de la Nación, los cuales sumados representan el 61,6 % del PIB con corte de marzo de 2021, conforme se muestra en la siguiente tabla:
Los activos y pasivos se administran en dos sistemas: el sistema de información del portafolio de activos y el sistema de información de deuda pública, donde se administran de los pasivos financieros de largo plazo. Estos dos sistemas generan información independiente entre ellos, careciendo de una arquitectura integrada por cuanto fueron adquiridos o desarrollados cuando la Dirección General de Crédito Público era una dependencia distinta a la Dirección General del Tesoro Nacional.
Así las cosas, se estima que la implementación de mejoras en la integración de sistemas en la misma dirección o con las demás dependencias del Ministerio de Hacienda y Crédito Público podría generar un ahorro en costos o un aumento en ingresos que superan la inversión asociada a esta declaratoria de importancia estratégica para la ejecución del proyecto de inversión previsto en 30.000 millones de pesos.
De no realizarse esta inversión se presentan riesgos asociados a la integridad de la información, derivada de que los datos sean manejados en hojas de cálculo, como cuando es necesario bajar la información de un sistema, transformarla y subirla a otro sistema para continuar con su procesamiento o para producir informes, reportes o estadísticas, este como uno de los problemas centrales de la gestión financiera pública nacional.
Incluso si es posible detectar y corregir errores, se retrasa la oportunidad de la información fiscal y se generan dudas sobre los valores precisos, lo cual que puede dificultar la optimización de las herramientas de la gestión fiscal.
De igual forma, en un caso extremo, la subestimación o sobreestimación de los pasivos de la Nación puede generar errores en las proyecciones del servicio de la deuda, que es uno de los mayores rubros financieros en el Presupuesto General de la Nación.
Si se sobreestima el valor del servicio de la deuda, se pueden haber colocado más TES o deuda externa de la que era necesaria, incrementando los costos de intereses para la Nación.
Por el contrario, si se subestima el servicio de la deuda, puede ser necesario realizar una colocación en un momento inoportuno aumentando las tasas de interés de toda la deuda pública, o puede ser necesario reducir los gastos de funcionamiento o, con mayor frecuencia, la inversión de la Nación.
Teniendo en cuenta que el saldo de los pasivos de la Nación se acerca a 645 billones de pesos, de continuarse el uso del sistema de información de la deuda pública se corre el riesgo de obsolescencia y se podrían presentar errores en los saldos.
Un error de sobre o subestimación de apenas 0,01 % del saldo de los pasivos de la Nación equivale a cerca de 64,500 millones de pesos, lo cual representa más del doble del valor de este proyecto de inversión objeto de declaratoria de importancia estratégica mediante el presente documento.
Otro riesgo detectado por E&Y es que, aún si no se exige la integridad, no existe una interoperabilidad automatizada con otros sistemas internos de la DGCPTN, o con sistemas transaccionales externos, lo que hace que en varios casos sea necesario bajar manualmente información de un sistema, transformarla en una hoja de cálculo y subirla en otro sistema de información, estos entre otros riesgos o aspectos que pueden optimizar la operación.
Definición del proyecto
La DGCPTN realizará la contratación, adquisición, instalación y parametrización de una herramienta de software mediante servicio en la nube para la gestión integrada del portafolio de activos y pasivos financieros públicos; y establecerá interoperabilidades con otros sistemas de información.
Consiste principalmente de las deficiencias en los sistemas de información, avanzando hacia un flujo completo desde la negociación de una operación, pasando por complementación, análisis de riesgo, cumplimiento, hasta el registro contable y estadístico para luego ser incluido en informes, se reducirán en el SIAP procesos manuales para descargar, transformar y volver a cargar archivos en otros sistemas de información.
Se habilitarán nuevas funcionalidades de análisis como proyecciones de FC y simulaciones de operaciones de tesorería y del servicio de deuda, que no se pueden realizar en forma oportuna en hojas de cálculo o en los sistemas de información actuales de deuda pública y del portafolio de activos de la DGCPTN.
También se realizará una evaluación de las exposiciones agregadas a ciertas variables financieras y el impacto de operaciones de tesorería, deuda, manejo y cobertura más complejas. De igual forma, el SIAP permitirá la implementación de los depósitos del Tesoro, que es un nuevo instrumento en proceso de reglamentación en la DGCPTN.
Los depósitos del Tesoro tendrán prioridad para recibir los recursos públicos y excedentes de liquidez, lo que hará más eficiente el manejo de la liquidez y podría reducir la necesidad de algunas operaciones de deuda.
El SIAP también apoyará una mayor frecuencia de compraventa de divisas, TES, entre otras operaciones, con las entidades públicas. Ello reducirá sus costos, facilitando la administración y aumentando los rendimientos de los activos financieros de las entidades públicas.
EL SIAP permitirá mejorar las interoperabilidades automáticas con otros sistemas de información del Ministerio de Hacienda y Crédito Público, como el SIIF, para apoyar directamente la información fiscal, por ejemplo, en la preparación, propuesta, ejecución, seguimiento y ajuste del Presupuesto General de la Nación. Hay que mencionar, además, que el SIAP logrará una mayor precisión en el registro y asociación de las operaciones de deuda pública interna y externa y de las operaciones de tesorería con el Presupuesto General de la Nación y los reportes, contabilidades y estadísticas asociadas.
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Jue. 9 de Sep. de 2021
Gobierno - Telecomunicaciones. Agenda regulatoria CRC 2021-2022 (2). Experiencias Internacionales y Aplicaciones en la Regulación Local.
Sobre explotación de datos. A pesar de algunos avances en el terreno, convertir la promesa de los datos en resultados tangibles, medibles y consistentes sigue siendo un desafío. En lo público la experiencia internacional tiene como objetivo definir para los siguientes años un marco regulatorio que anticipe la dinámica de los mercados y los cambios tecnológicos del sector de telecomunicaciones, basándose en herramientas de monitoreo del entorno, tales como análisis de datos para el diseño normativo basado en la evidencia y la acción para mejorar prácticas regulatorias y la transparencia y reducir cargas innecesarias sobre la industria y la comunidad.
En su Agenda Regulatoria 2021-2022, la CRC ha considerado incluir proyectos e iniciativas como la revisión del régimen de reportes de información con énfasis en simplificación normativa, la revisión del régimen de reporte de información para contenidos audiovisuales y la evaluación ex post del marco regulatorio de la CRC, entre otros proyectos detallados en la sección 5.5. de este documento.
2.5 Protección de usuarios y audiencias. En la siguiente tabla se ilustra el estado del arte de un grupo de países asociado a la regulación de los servicios móviles y fijos.La agenta de la CRC contempla proyectos e iniciativas como la digitalización del régimen de protección de usuarios, la simplificación medidas para reducción de hurto de equipos y el empoderamiento de audiencias desde actividades de pedagogía y formación, así como un estudio sobre accesibilidad a la televisión para personas con discapacidad auditiva, tal como se expone en la sección 5.2 de este documento.
2 .7. Contexto Covid 19. El despliegue paulatino de medidas de prevención adoptadas por los gobiernos para hacer frente a la pandemia derivada del COVID-19, tales como el cierre de los lugares de trabajo y la cuarentena domiciliaria, ha provocado un aumento en el uso de las redes de telecomunicaciones, con algunos ejemplos que se reseñan a continuación:
Si bien los aumentos en base de usuarios y tráfico son bien recibidos, los reportes iniciales indican que la pandemia ha tenido un efecto casi inmediato sobre el desempeño financiero de las empresas. Las estimaciones preliminares ubican el impacto negativo en los ingresos anuales de los operadores de telecomunicaciones hasta entre el 5 y el 10 por ciento35, y señalan que algunos servicios requerirían de 18 a 24 meses para volver a los niveles pre COVID-19.
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Con base en un informe de la Unión Internacional de Telecomunicaciones, entre las tendencias derivadas del Covid destacan:
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Reducciń de las ventas de equipos terminales móviles ydispositivo de internet de las cosas IoT debido a las dificultades económicas generadas por la pandemia.
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Los servicios móviles no se estima tengan tanta afectación pero si un traslado de postpago a prepago.
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El aumento en el tráfico ha resultado en una aceleración de gastos en capital (CAPEX) para atender las necesidades de mayor capacidad (es decir, CAPEX de operaciones y mantenimiento).
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Por otro lado, el gasto no relacionado con un aumento de la capacidad (es decir, CAPEX para modernización de la red) se está posponiendo, especialmente en los países emergentes.
Los expertos consultados por esa organización coincidieron en que, a la luz de la presión financiera, deben impulsarse nuevos modelos de compartición de infraestructura (ej., compartición pasiva, compartición de infraestructura rural y compartición de la red de acceso radiodifundida) , además de las siguientes recomendaciones
Los gobiernos deben adoptar una visión mucho más amplia y holística de la inversión en redes de banda ancha de alta velocidad, considerando los beneficios y costos no solo económicos, sino también dimensionando los costos sociales y medioambientales asociados a dichas inversiones.
En los mercados emergentes es fundamental que los gobiernos sigan avanzando en la regulación de infraestructura, particularmente en lo que respecta a la compartición
El COVID-19 podría convertirse en un catalizador para la adopción de la digitalización en sectores donde no había ocurrido antes, especialmente en el segmento corporativo.
Los enfoques innovadores para la obtención, procesamiento y análisis de datos contribuyen a hacer más eficientes las políticas regulatorias. Las tecnologías digitales, como la inteligencia artificial y el big data40 pueden ayudar a proveer información relevante para el seguimiento y control del movimiento de personas en la emergencia, especialmente la colaboración entre gobierno y proveedores de comunicaciones móviles, geolocalización y sistemas biométricos.
En adición a la recepción de observaciones prevista para el desarrollo de la Agenda Regulatoria, en esta ocasión la CRC realizó una encuesta para conocer el nivel de interés y relevancia que los grupos de valor dan a las actividades planteadas en la propuesta de Agenda. Dicha encuesta contó con la participación de 59 agentes del sector46 , quienes adelantaron un ejercicio que consistió en ordenar, según sus preferencias, el nivel de prioridad de las actividades y proyectos de cada eje estratégico de la Agenda, catalogándolas de la más a la menos prioritaria.
A continuación, se presentan los principales resultados del sondeo, en donde los actores del sector priorizan:
1. La regulación en el ŕegimen de acceso, uso e interconexión,
2. La revisión de los esquemas de remuneración móvil y del mercado minorista de voz saliente móvil
3. La digitalización del régimen de protección a usuarios,
4.La implementación del reglamento interno de telecomunicaciones RITEL,
5. Implementación del Sandbox Regulatorio
6. Implementación de tecnologías emergentes en la operación de la CRC
7. Revisión del régimen de reportes de información.
https://www.crcom.gov.co/uploads/images/files/201229%20AR%202021-22%20VPUB.pdf
Mié. 8 de Sep. de 2021
Gobierno – energía. CREG. Sobre los precios del GLP, comisión V del Senado, 31 agosto 2021. Jorge Valencia, director.
El marco tarifario y el gas combustible se regula por principios de eficiencia económica y sosteniblidad de las empresas y calidad en la prestación del servicio. El principio de solidaridad y distribución del ingreso no esta como de aplicación directa a la CREG. La ley se encarga de stablecer el esquema de subsidio para la energía y el gas combustible.
La tarifa por estratos no se diferencia por que en un servicio público que no es estrictamente domiciliario al no llegar por una conexión física donde el usuario sea perfectamente identificable y pasa que alguien va a comprar donde venden el producto subsidiado y llevarlo a usuario que no requiere este subsidio.
Esto hace difícil que la mayoría de los usuarios como es portable hacia un lugar de consumo u otro es difícil asignar subsidios por esta razón. Aún así, hay regiones del país muy vulnerables donde se asignan subsidios directamente a las personas pero son condiciones especiales que se establecen en regiones vulnerables del país.
El gobierno nacional está haciendo esfuerzos para identificar en que zonas o segmentos del país se podrían subsidiar pero hay que tener estas dificultades en cuenta. Cuando es transportado por redes este problema no existe y recibe el beneficio de subsidio por que lo que está subsidiada es la actividad de gas combustible por redes.
La formula tarifaria refleja la estructura de costos, con cuatro componentes, el G la producción, el T que es el transporte que lo regula la comisión cuando se da por propanoductos, luego vienen dos componentes muy importantes que son distribución y comercialización.
Solamente se regulan los precios cuando Ecopetrol es quien suministra el gas por tener una posición dominante en el mercado por que es lo que establece la norma.
La comisión no actúa en comercialización ni distribución por que hay mucha competencia, con dos o mas empresas en la mayoría de municipios del país por lo que el precio final se deja al libre mercado además por que así lo establece la ley cuando hay libre competencia por parte de los oferentes.
Sin embargo, la comisión hace un monitoreo permanente y si ve que se requiere entraría a regular la distribución y la comercialización si se encuentra necesario lo que no ha sucedido todavía.
Sobre la dinámica de los precios del mercado se señala que como el precio de referencia es el dólares se usa la TRM para establecer la referencia de precios a nivel nacional, las empresas van a tener dos opciones, se acogen al precio regulado o van a buscar otro mercado donde el precio no este regulado.
Por esta razón la comisión de regulación establece el precio de paridad de exportación, si la comisión no establece un precio que para ellos les de los suficientes ingresos para pagar las inversiones para producir el producto (Ecopetrol) y entregarlo al mercado en la calidad requerida, si no se recibe la remuneración adecuada van a buscar otro mercado al producto. También ocurre que si ese ingreso no es suficiente para ellos en cuanto al nivel de producción que se requiere, lo pueden usar para otras labores que realizan en producción como generación o codilusion, preferirán utilizarlo en otras actividades.
El precio internacional, que ha tenido un incremento importante en los últimos meses, se hace que tenga impacto a nivel de precio interno que se está regulando para Ecopetrol. Los precios que se experimentan hoy si bien son altos no lo son tanto como en el primera parte de la década.
Durante la pandemia, muchos de los productores mundiales tuvieron afectación en las capacidades de producción lo que afectó el precio internacional con impacto en Colombia. La ley manda que se debe estabilidad en las tarifas, pero garantizando estabilidad en tarifas y no se pueden estar cambiando o fijando precios salvo que se esté poniendo en riesgo la oferta a nivel nacional.
https://www.youtube.com/watch?v=aBcEBxS1c24
Mar. 7 de Sep. de 2021
Gobierno – Hacienda. CONPES 4044, 3 de Septiembre. Declaración de importancia estratégica de los proyectos de actualización y gestión catastral nacional e implementación del sistema nacional catastral multipropósito desde el DNP alcance nacional.
La política de Catastro Multipropósito busca contar con un catastro completo, actualizado, confiable, consistente con el sistema de registro de la propiedad inmueble, digital e interoperable con otros sistemas de información relacionados con el territorio.
En este documento se declara de importancia estratégica los proyectos de inversión que buscan garantizar la consolidación de la transformación tecnológica que soporta el desarrollo de la política pública de Catastro Multipropósito.
En la ejecución de estos proyectos participan el Instituto Geográfico Agustin Codazzi (IGAC), que desarrollará el Repositorio de Datos Maestros (RDM) y el sistema nacional de información catastral (SINIC).
También participa el DNP realizando la auditoría al desarrollo del RDM por parte del IGAC, con un horizonte de tres años (2021-2023).
El plan de acción del proyecto es el siguiente y se da para cada entidad en dos proyectos diferentes:
El DNP dirige la coordinación interinstitucional para el desarrollo de la Política Pública del Catastro Multipropósito, en particular la implementación del crédito con la banca multilateral par la implementación de la política.
Los beneficios del proyecto son:
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Fortalecimiento institucional y tecnológico de las entidades responsables de la ejecución de la Política Pública de Catastro Multipropósito
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La interoperabilidad entre sistemas de información de los diferentes gestores catastrales del país
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La interoperabilidad entre catastro y registro.
-
Disposición de información integrada del territorio
Este ecosistema tecnológico proveerá al país de herramientas que suministren información oficial, útil, actualizada y certera del territorio para la gestión pública, a fin de permitir que los procesos de toma de decisiones de administración del territorio y la formulación e implementación de políticas públicas de gestión territorial se sustenten en datos únicos, actualizados y oficiales.
Costo
El proyecto tendrá un costo de 150 millones de dólares, presentando a continuación el cronograma de contratación:
Estos proyectos cuentan con apropiaciones presupuestales disponibles y para los años 2022 y 2023 se solicitan recursos mediante vigencias futuras ordinarias, para lo cual el CONFIS otorgó aval fiscal el 17 de agosto de 2021:
https://documentcloud.adobe.com/link/review?uri=urn:aaid:scds:US:0c6f50d6-4a50-453a-a8fb-f9646e21a774#pageNum=22
Noticias de la semana
Noticias
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Jue. 9 de Sep. de 2021
Energía
8 de septiembre de 2021
Gobierno
30 de agosto de 2021
| https://www.minhacienda.gov.co/webcenter/ShowProperty?nodeId=%2FConexionContent%2FWCC_CLUSTER-173397%2F%2FidcPrimaryFile&revision=latestreleased |
Por la cual se autoriza a TRANSELCA S.A. E.S.P. para celebrar un contrato de empréstito interno con el Banco Bilbao Vizcaya Argentaria Colombia S.A., hasta por la suma de SETENTA MIL QUINIENTOS MILLONES DE PESOS ($70.500.000.000) moneda legal colombiana.
| https://www.minhacienda.gov.co/webcenter/ShowProperty?nodeId=%2FConexionContent%2FWCC_CLUSTER-173398%2F%2FidcPrimaryFile&revision=latestreleased |
Fecha de Publicación: 31 de agosto de 2021Por la cual se autoriza al Distrito Especial, Industrial y Portuario de Barranquilla para celebrar un contrato de empréstito externo de corto plazo de carácter transitorio con el Deutsche Bank AG, en calidad de prestamista, y TMF Group New York, LLC, en calidad de agente administrativo, hasta por la suma de CIEN MILLONES DE DÓLARES (USD100.000.000) de los Estados Unidos de América.
8 de septiembre de 2021
| A un paso de ser ley el proyecto de reforma tributaria | Ámbito Jurídico |
Hidrocarburos
8 de septiembre de 2021
| Concepto de la CREG sobre la obligación de mantener la estabilidad operacional del sistema de transporte de energía y gas |
Infraestructura
8 de septiembre de 2021
| Nueve empresas de ingeniería presentan propuestas para construir viaducto en el km 58 de la vía Bogotá - Villavicencio |
Salud
8 de septiembre de 2021
| Estos son los recientes ajustes de Minsalud a la PILA | Ámbito Jurídico |
| Proyecto de norma de MinSalud establece los grupos de corte del Sisbén, Metodología IV |
Mié. 8 de Sep. de 2021
Energía
7 de septiembre de 2021
Fondos
7 de septiembre de 2021
| Corte declaró constitucional norma que establece liquidación de la pensión de invalidez |
Gobierno
7 de septiembre de 2021
| Con dos ponencias que incluyen cambios, inicia segundo debate de reforma tributaria | Ámbito Jurídico |
Hidrocarburos
7 de septiembre de 2021
Infraestructura
7 de septiembre de 2021
| Proyecto de Ley busca actualizar el inventario nacional de la Red Vial Terciaria |
Salud
7 de septiembre de 2021
| MinSalud modificó disposiciones sobre las obligaciones de las EPS y EPSI de atender las condiciones de presupuesto máximo establecidas por SuperSalud |
Mar. 7 de Sep. de 2021
Energía
6 de septiembre de 2021
Fondos
6 de septiembre de 2021
| Es necesario valorar antecedentes y soportes médicos para constatar desprotección de quién solicita sustitución pensional por invalidez | Ámbito Jurídico |
Gobierno
6 de septiembre de 2021
| Así funcionarán los esquemas asociativos territoriales | Ámbito Jurídico |
Hidrocarburos
6 de septiembre de 2021
Coyuntura normativa
Coyuntura normativa
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Jue. 9 de Sep. de 2021
Gobierno-Telecomunicaciones.Agenda regulatoria CRC 2021-2022 (3). Iniciativas para la Agenda Regulatoria 2021-2022.
En promoción a la competencia, se tiene previsto actualizar el régimen de acceso, uso e interconexión ya que identificó en 2020 que este no responde a las necesidades actuales de interacción entre los agentes. Durante la vigencia 2021, la Comisión completará la evaluación de las alternativas regulatorias identificada y presentará al sector una propuesta regulatoria.
Revisión de la Resolución CRC 5107 de 2017 - Condiciones generales para la provisión de la instalación esencial de Roaming Automático Nacional. Con respecto a esta resolución, la comisión tiene previstorevisar los valores de remuneración del acceso a la instalación esencial de Roaming Automático Nacional (RAN). . El problema identificado consiste en que las condiciones de remuneración para el uso del RAN por parte de proveedores establecidos no reflejan las dinámicas actuales de los mercados de servicios móviles. A partir de los comentarios recibidos se adelantó el proceso de Análisis de Impacto Normativo y se elaboró la respectiva propuesta regulatoria. Así las cosas, se prevé tomar la decisión regulatoria en las instancias correspondientes durante 2021.
5.1.3. Observatorio de Inversión en Telecomunicaciones. En la vigencia 2021 se contará con los primeros resultados del Observatorio de Inversión en Telecomunicaciones, a partir de información de inversión de los Proveedores de Redes y Servicios de Telecomunicaciones y del MinTIC. Igualmente, durante dicha vigencia se tiene previsto diseñar el mecanismo idóneo para que todos los agentes interesados tengan acceso a las cifras de inversión calculadas por la CRC, las cuales serán actualizadas periódicamente, junto con los datos de los factores relacionados con las decisiones de inversión y los análisis que adelanten la Comisión u otros interesados.
Este observatorio ya lanzó su primer informe, que puede consultarse en el siguiente link
https://www.postdata.gov.co/story/observatorio-de-inversi%C3%B3n-en-telecomunicaciones
5.1.4. Análisis del mercado de servicios de envíos postales masivos y servicios de valor agregado. Este infomre ya ha sido reseñado en nuestro Boletín BCO
5.1.5. Revisión del mercado de giros postales y aprovechamiento de la red de giros para promover la inclusión financiera en Colombia
5.1.6. Despliegue de infraestructura – Acreditación de municipios libres de barreras. La facultad de constatar obstáculos que restrinjan, limiten o impidan el despliegue de infraestructura de telecomunicaciones.Si bien en 2019 solo fue acreditada una ciudad, a 23 de diciembre de 2020 la Comisión ha recibido solicitudes de 575 municipios, que derivaron en la acreditación de 328 de ellos como libres de barreras al despliegue.
5.1.7. Nuevo esquema de marcación de números fijos - Comité Técnico de Seguimiento de Numeración. Ya implementado
5.1.8. Implementación de recursos de identificación. La Comisión adoptó un nuevo modelo de administración de los recursos de identificación. Como parte del modelo adoptado, la CRC debe adelantar actividades puntuales propias de la administración de recursos, como son el trámite único de recursos de identificación, la base de datos unificada de enrutamientos hacia números 1XY65, los reportes de información asociados a la etapa de verificación de uso eficiente de algunos recursos y el cambio en el esquema de prestación de servicios haciendo uso de la numeración para el acceso a los servicios suplementarios bajo el esquema de marcación #ABB66 , entre otros.
5.1.9. Revisión de los esquemas de remuneración móvil y del mercado minorista de Voz Saliente Móvil. Se publicó un primer estudio para comentarios, ya reseñado en nuestro boletín BCO.
5.1.10. Revisión de los mercados de servicios fijos . El objetivo de este tema en la agenda de la CRC es realizar un estudio sobre los mercados relevantes de servicios fijos, que fue publicado en 2021 y estaremos revisando en nuestro boletín BCO
5.1.11. Compartición de infraestructura de otros sectores - Fase II. En complemento de los análisis previos, referidos al uso compartido de la infraestructura, la Comisión continuará en esta segunda fase, principalmente con la revisión de otros sectores respecto de los que aún no se han estudiado condiciones de compartición de infraestructura susceptible de ser utilizada por agentes del sector TIC, como son las redes e infraestructura del sector vial, de transporte público o de alumbrado público, entre otros. No obstante, la revisión también incluirá dentro de su alcance algunas de las condiciones de compartición de infraestructura dentro del mismo sector TIC.
5.1.12. Necesidades regulatorias en radiodifusión sonora. Otro de los cambios introducidos con la expedición de la Ley 1978 de 2019 es que la CRC asumió funciones como regulador de los servicios de radiodifusión sonora el país. Por tanto, se requiere que el marco regulatorio esté acorde con las necesidades de dicho sector y garantizar que las disposiciones regulatorias vigentes se encuentren armonizadas con el marco normativo dispuesto por MinTIC en el ámbito de sus competencias.
Las medidas de aislamiento adoptadas como consecuencia de la pandemia del COVID-19 modificaron los comportamientos de consumo de estos servicios. De acuerdo con la encuesta realizada por Datexco en abril 202080, para las ciudades de Bogotá, Medellín y Cali, se evidenció un incremento del consumo habitual de radio en un 61.6% durante los primeros meses de aislamiento.
El 61.1% de los encuestados manifestó escuchar radio entre 1 y 3 horas al día, y el 38.9% dijo hacerlo entre 3 y 4 horas diarias; se destacó que el 96% de los consultados indicaron que la radio es el medio de comunicación que les permite estar más informados sobre la actualidad del país, siendo un medio que los distrae y divierte (92%), entretiene (94%) y ofrece compañía (86%).
Adicionalmente, manifiestan su preferencia en un 80% por la inmediatez de la información, seguido de un contenido confiable en un 69%. Por tanto, la CRC ha identificado la necesidad de realizar un diagnóstico del sector de radiodifusión sonora en el país que le permita identificar las posibles necesidades regulatorias que fomenten el desarrollo de dicho sector con el objeto de realizar la publicación del estudio en el cuarto trimestre del 2021.
Mié. 8 de Sep. de 2021
Gobierno-energía. CREG. Resolución No.108 del 20 de agosto de 2021. Por la cual se define una opción tarifaria para el suministro de GLP.
En sus consideraciones, la resolución cita la comunicación de la Asociación Colombiana de GLP, GASNOVA, allegó al Ministerio de Minas y Energía, con copia a la Comisión, una “Propuesta para manejo urgente de la situación generada por las alzas sostenidas del precio regulado del GLP, que supera máximos históricos.”, la cual menciona, entre otras cosas, lo siguiente: “El precio alcanzó en julio un máximo histórico y el proyectado para agosto es aún mas alto. Esto está generando un descontento generalizado entre los consumidores, que están afrontando simultáneamente alzas importantes en el costo de la canasta familiar, dada la coyuntura social y económica por la que atraviesa el país.
Este descontento es compartido por los contratistas de los comercializadores minoristas que transportan y distribuyen al mercado el GLP (…). Por esta razón, GASNOVA propone hacer un cambio normativo para aplicar de forma inmediata consistente en establecer, para el precio regulado de ECOPETROL, un precio fijo que, como medida temporal, tenga vigencia en forma inmediata y por el segundo semestre del presente año. Proponemos que dicho precio fijo sea el definido en junio 15 (costa $1.607 /kg e interior $1.273/kg). Esta medida estaría en línea con el manejo que se le viene dando a los precios de las gasolinas y el diésel. Proponemos efectuar una evaluación de la decisión tomada al finalizar el año (…)”.
A su vez, Naturgas señala que: ““Desde Naturgas consideramos que adoptar un precio techo al GLP ofertado por el comercializador mayorista sujeto a precios regulados es totalmente inadecuado para el mercado de energéticos del país, pues contraría la política de competitividad entre energéticos plasmada en nuestra legislación. El pilar del mercado de energéticos en el país es la competencia, de tal manera que el consumidor elija el energético que más le convenga por sus atributos de precio, calidad y continuidad, entre otros. En este sentido, la regulación debe buscar la formación de precios eficientes en cada energético, garantizar condiciones regulatorias simétricas y promover la competencia entre los agentes que comercializan los energéticos (…). En su momento planteamos que una alternativa para mitigar el impacto de precios en usuarios residenciales de GLP, es establecer un piso en las tarifas de los usuarios elásticos, i.e. industriales, que asegure el cubrimiento de los costos operativos, y un techo en las tarifas o precio de venta del cilindro a los usuarios inelásticos, i.e. residenciales, de tal forma que la discriminación de precios entre tipo de usuarios tenga un límite frente a los usuarios inelásticos. Esta medida también contribuiría a equilibrar la competencia entre los dos energéticos y a mejorar la trazabilidad en los precios en el mercado de GLP. (…)”
Para recoger estos y otros pronunciamientos llegados a la CREG por agentes del sector, se publica esta resolución que tiene como objeto “Establecer una opción tarifaria, de carácter transitorio, que podrán aplicar los comercializadores mayoristas a los distribuidores para el traslado del precio máximo regulado de suministro de GLP”.
En su parte resolutiva, se establecen unas reglas para la aplicación de la opción tarifaria,
1. Los comercializadores mayoristas de GLP de fuentes de producción nacional de precio regulado interesados en ofrecer la opción tarifaria deberán informarlo,a la CREG, y a la Superservicios dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la entrada en vigencia de la presente resolución.
2. En el mismo plazo indicado en el numeral 1 de este artículo, los comercializadores mayoristas de GLP de fuentes de producción nacional de precio regulado publicarán en su página web los documentos mediante los cuales se ofrece la opción tarifaria, y el correo de notificación al que debe enviarse la documentación diligenciada.
3. Para los anteriores efectos, el comercializador mayorista que ofrece la opción tarifaria podrá establecer el esquema de garantías que considere pertinente, sin perjuicio de lo previsto en el literal c del artículo 3 de la Resolución CREG 053 de 2011 o aquellas que la modifiquen o sustituyan, así como de lo previsto en el artículo 4 de la Resolución CREG 080 de 2019.
De ser este el caso, deberá publicar, según lo previsto en el numeral 2 de este artículo, los términos y condiciones para que los distribuidores de GLP interesados en acoger la opción puedan darle cumplimiento.
4. La participación por parte de los distribuidores de GLP en la opción tarifaria es voluntaria y podrá aceptarse hasta en un plazo máximo de treinta (30) días calendario, contados desde el día siguiente a la publicación de la documentación mencionada en el numeral 2 de este artículo.
5. El distribuidor de GLP que acoja la opción tarifaria será el único responsable por las obligaciones que se deriven de acogerla, en particular del saldo, del que trata el numeral 10 de este artículo.
6. Para aquellos casos en donde el distribuidor de GLP, interesado en acoger la opción tarifaria, compre producto en la OPC por intermedio de un representante, según lo previsto en el literal c del artículo 12 de la Resolución CREG 053 de 2011, se deberá suscribir la documentación particular que haya definido para este caso el comercializador mayorista que ofrece la opción, de tal forma que las obligaciones derivadas de acoger la opción queden a su nombre.
7. La opción tarifaria deberá aplicarse al distribuidor de GLP a partir del día siguiente calendario al recibo, de parte del comercializador mayorista que ofrece la opción tarifaria, de la totalidad de la documentación de la que tratan los numerales 2, 3 y 6 de este artículo, según corresponda.
8. El comercializador mayorista de GLP que ofrece la opción deberá informarle a la CREG y a la SSPD, mediante comunicación suscrita por el representante legal, dentro los cinco (5) primeros días de cada mes, y discriminando por cada distribuidor de GLP que se acogió a la opción tarifaria: (i) cantidades de GLP vendidas y entregadas sujetas a la opción tarifaria; (ii) saldo al cierre del mes anterior. De todas formas, el comercializador mayorista de GLP deberá tener disponible esta información en todo momento, con el fin de que un distribuidor pueda darle aplicación al numeral 11 de este artículo, o para el caso en que sea requerida por las autoridades competentes.
9.Durante el tiempo que dure la aplicación de la opción tarifaria, esto es, mientras el saldo sea mayor que cero (0), el comercializador mayorista trasladará al distribuidor el precio de suministro de referencia del que trata el numeral 10 del presente artículo.
Se establece la formulación que servirá para calcular el saldo en el artículo 10
En los siguientes artículos se establece que en cualquier momento, el distribuidor de GLP podrá reducir el valor del saldo, mediante pago directo al comercializador mayorista que ofreció la opción, a través de los medios que este haya dispuesto para este fin. Si el pago corresponde al valor total del saldo, para el día la opción tarifaria para dicho distribuidor habrá terminado.
Una vez el saldo de un distribuidor de GLP llegue a cero (0) y se termine la opción, el comercializador mayorista de GLP trasladará el precio máximo regulado de suministro de GLP que en ese momento se encuentre publicado y sea aplicable, según lo previsto en la Resolución CREG 066 de 2007 o aquellas que la modifiquen, complementen o sustituyan.
Mientras un distribuidor de GLP se encuentre bajo la aplicación de esta opción tarifaria, para efectos de determinar el costo máximo de traslado de compras de GLP, del que trata el artículo 4 de la Resolución CREG 180 de 2009, deberá considerar el precio de suministro de referencia, para las compras de GLP a las que les aplique. 14. El distribuidor que haya efectuado pagos, de los que trata el numeral 11 de este artículo y una vez haya terminado la opción tarifaria para este, al momento de determinar el costo máximo de traslado de compras de GLP, del que trata el artículo 4 de la Resolución CREG 180 de 2009, podrá adicionarle el monto que considere razonable, hasta tanto sus ventas, expresadas en kilogramos, multiplicadas por el monto adicionado, expresado en $ / kg, igualen la suma total de pagos. El distribuidor deberá mantener disponible la información que permita dar trazabilidad a la aplicación de este numeral para el caso en que sea requerida por alguna autoridad competente.
El comercializador mayorista de GLP que ofrece la opción tarifaria, al darle cumplimiento a la publicación de precios de la que trata el artículo 7 de la Resolución CREG 059 de 2009 o aquella norma que la modifique, adicione o sustituya, deberá incluir el valor de los precios de suministro de referencia, que se encuentren vigentes.
16. En cumplimiento de lo previsto en el artículo 125 de la Ley 142 de 1994, del artículo 6 de la Resolución CREG 001 de 2009 y el artículo 10 de la Resolución CREG 180 de 2009, a más tardar siete (7) días calendario después de acoger la opción tarifaria, y mientras esta se esté aplicando, los distribuidores de GLP, así como los comercializadores minoristas de GLP con los que estos tengan suscritos contratos de exclusividad, deberán hacer las respectivas publicaciones reflejando la aplicación de la opción tarifaria dentro del costo máximo de traslado de compras de GLP y dentro del costo unitario de prestación del servicio de GLP. Así mismo, deberán hacer la publicación informado lo respectivo cuando sea aplicable lo previsto en el numeral 14.
17. Una vez los distribuidores de GLP que se acogen a la opción tarifaria y los comercializadores minoristas de GLP con los que estos tengan suscritos contratos de exclusividad, determinen el costo máximo de prestación del servicio trasladable al usuario reflejando el efecto de la opción tarifaria, aplicarán las disposiciones vigentes sobre subsidios y contribuciones para efectos de determinar la tarifa.
http://apolo.creg.gov.co/Publicac.nsf/1c09d18d2d5ffb5b05256eee00709c02/369dadaf6da46c780525873d00519849/$FILE/Creg108-2021.pdf
Mar. 7 de Sep. de 2021
Gobierno-Infraestructura. CONPES - Borrador. Lineamientos de política de riesgo contractual del estado para proyectos de participación privada en infraestructura que se desarrollen para proyectos de sistemas férreos de carga del país.
Desde el propósito de reactivar las operaciones comerciales en el modo férreo y en respuesta al interés de adelantar proyectos de sistemas férreos de carga que involucren esquemas de participación privada, es imprescindible contar con lineamientos de política en materia de riesgos, que permitan la estructuración y el desarrollo de proyectos bajo esquemas de participación privada.
Los lineamientos para la distribución de los riesgos en el sector de carga, tendrán encuenta la provisión y/o construcción y/o rehabilitación y/o mejoramiento y/u operación y/o mantenimiento de infraestructura férrea, la operación y administración de infraestructura logística asociada, la operación y/o administración de material rodante y/o la prestación de servicios de transporte férreo de carga.
La asignación de una política de riesgos es aquella que contribuye a reducir el costo de su mitigación. A partir de estos lineamientos, ciertos riesgos quedarán en cabeza de la entidad pública, entendida como la entidad concedente o contratante. Lo anterior, sin perjuicio de que, en el caso de los proyectos de iniciativa privada, el originador, en beneficio del proyecto, pueda mejorar la propuesta de asignación de riesgos, asumiéndolos en mayor cantidad en caso de que sean compartidos, manteniendo siempre el balance entre riesgos y evaluando que no se desbalance la ecuación contractual.
Riesgo predial
Los riesgos asociados al área predial están relacionados con eventos como la variación en el costo de los predios21, su disponibilidad oportuna y la gestión necesaria para su adquisición en cumplimiento de los requisitos de Ley, así como las actividades de vigilancia y defensa jurídica que deban ejecutarse sobre dichos predios. En los siguientes cuadros se registran los diferentes riesgos y el responsable entre el privado y el estado.
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Riesgo Predial |
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Costo y demora de gestión predial. (Privado) |
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Costo y demora en gestión predial cuando estos se ubican en zonas de uso público, baldíos o en cabeza de una entidad pública que reunirá algún tipo de gestión pública. (Estado) |
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Variaciones en el estimado de los predios. (Compartido Público-Privado) |
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Efectos desfavorables derivados de la vigilancia y tenencia de los predios que reciba, así como de su defensa jurídica por causas posteriores a dicha recepción. (Privado) |
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Área ambiental |
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Riesgos en gestión para la obtención, cesión o modificación de las licencias, permisos autorizaciones o cualquier plan o instrumento de manejo y control ambiental y conpensaciones que sean aplicables al proyecto y su efecto en las variaciones de los costos de las compensaciones ambientales. Riesgos derivados de las demoras de estos procedimientos. |
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Efectos favorables y desfavorables asociados a la gestión ambiental, estarán a cargo del concesionario en su totalidad. Salvo que la necesidad del tramite ambiental se derive de una normativa posterior. (Privado) |
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Los efectos derivados de las variaciones en las compensaciones ambientales después de la licitación o el estudio de factibilidad. (Se compartirán entre publico y privado) |
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Los efectos derivados de la variación en el valor estimado de las compensaciones ambientales derivadas de licencias ambientales, permisos, autorizaciones, planes o instrumentos de manejo que han sido cedidos o se encuentren vigentes a la fecha de apertura a la licitación. (Privado) |
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Efectos derivados de cambios del inversionista privado asociados a estos procedimientos o decida de manea unilateral iniciar el trámite de estos procedimientos. (Privado) |
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Costos asociados a realización de obras no previstas a partir de tramites o requerimientos ambientales nuevos,que sean reconocidas mediante fallo judicial, certificadas por autoridad ambiental, posteriores al fallo judicial ambiental. (Público) |
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Área social |
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Dentro de esta área se enmarcan los riesgos relacionados con eventos como la invasión de la vía férrea o de las áreas en la que se desarrollarán las obras del proyecto cuando las mismas impidan u obstaculicen su realización |
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Así mismo se incluyen los relacionados a la gestión de socialización, que deben realizar con la comunidad y/o grupos de interés y consultas previas y los costos de los resultados que impliquen estos acuerdos y los costos de la protección de bienes de interés cultural |
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Efectos de las demoras y costos de acciones de socializaciones con comunidad, acuerdos de consulta previa. (Privado) |
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Los efectos de las variaciones en el valor estimado para las actividades derivadas de los acuerdos de consulta previa con comunidades protocolizados antes de la fecha de apertura del proceso licitatorio. (Privado) |
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Los efectos desfavorables correspondientes a pérdidas, daños, gastos, cargos o expensas con ocasión de la invasión de la infraestructura del proyecto por parte de terceros, en cualquiera de las etapas del proyecto. (Privado desde el momento en que se realice la entrega de la infraestructura a este.) |
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Efectos derivados de los permisos para el uso o intervención de bienes de interés cultural. (Privado bajo su cuenta y riesgo si se cuenta con el permiso expedido y notificado a fecha de apertura del proceso licitatorio. También si a la fecha no se cuenta con permiso o autorización con anterioridad a la apertura de la licitación. Publico cuando el proyecto no requiere un permiso específico cuando el publico exija el permiso posterior a la licitación.) |
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Área de redes |
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De manera general, los riesgos que se ubican bajo esta área, se refieren a los efectos favorables y/o desfavorables derivados del traslado, intervención, protección y/o reubicación de cualquier tipo de infraestructura para el transporte y suministro de servicios públicos, telecomunicaciones, hidrocarburos y, en general, de cualquier fluido o cable, o de protección de las mismas, con el fin de evitar la afectación o interferencias con el desarrollo de la infraestructura férrea y/o infraestructura logística asociada . La variación en costos derivadas del traslado, intervención, protección y/o reubicación de las redes será compartido con la entidad pública, de acuerdo como se defina contractualmente.
En todo caso la variación en costos y plazos derivados de la gestión de traslado, intervención, protección y/o reubicación de las redes. (Privado) |
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Área de diseño |
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Variación de los costos derivados de los cambios en el diseño para cumplir las especificaciones. (Privado por ser el encargado de desarrollar los estudios y diseños del proyecto) |
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Área de construcción |
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Efectos favorables o desfavorables que se generen por las variaciones en las cantidades de obra, precios de mercado de los insumos y plazos para llevar a cabo las actividades de construcción provisión y/o rehabilitación y/o mejoramiento de la infraestructura férrea y/o infraestructura logística asociada. |
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Los factores componentes de este riesgo son las Cantidades de obra, precios de mercado de los insumos, plazos, disponibilidad de insumos, licencias y permisos, entrega anticipada o tardía de la infraestructura existente, condiciones de infraestructura entregada. (Privado) |
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No existirán cubrimientos o compensaciones de parte de la entidad pública como consecuencia de la variación de cualquiera de los factores asociados con los riesgos de construcción frente a lo realmente ejecutado, incluyendo, pero sin limitarse a los citados en este apartado. (Privado y publico en las excepciones mencionadas) |
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De la regla general, se exceptúan los siguientes casos: Si contractualmente la entidad concedente se compromete a entregar una infraestructura con determinadas especificaciones y no lo hace, este sobrecosto de terminar de construir o intervenir la infraestructura para llegar a las especificaciones pactadas, será asumido por la entidad pública. (ii) En caso de obras de mayor complejidad técnica constructiva45, como es el caso de los túneles y los viaductos ferroviarios, estos riesgos podrán ser compartidos con la entidad concedente. |
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Operación y mantenimiento |
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Los factores determinantes del riesgo en este caso están asociados a las cantidades de obra, precios de mercado, plazo, disponiblidad de insumos y suministro así como de fuentes de materiales, licencias y permisos, variación de los costos de operación y mantenimiento. (Privado) |
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Material rodante |
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Los factores determinantes del riesgo en este caso son los sobrecostos de suministro, variación de los costos de los repuestos y partes, demoras en tiempos de entrega de material rodante, costos y plazos para la provisión y puesta en funcionamiento de los equipos del proyecto, condiciones del material rodante. (Privado) |
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Área Comercial |
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Relacionados con los eventos que afectan de manera directa los ingresos generados por el proyecto. (Los ingresos regulados: son aquellos cuya actividad de recaudo se cede al concesionario y que se perciben por el uso de la infraestructura férrea, de conformidad con la resolución de tarifas que expida el Ministerio de Transporte o la entidad competente, según aplique, como lo son los ingresos por el uso de la vía férrea (demanda).
Las variaciones en los ingresos regulados podrán ser compartidas entre la entidad concedente y el inversionista privado, los porcentajes serán definidos contractualmente. Por otro lado, la actividad de recaudo puede ser cedida al inversionista privado en virtud del contrato firmado entre el inversionista privado y la entidad pública, sin que ello implique necesariamente el traslado del riesgo. La variación de los ingresos por explotación comercial derivados de la operación comercial con los generadores de carga, es decir, aquellos que se cobran al usuario final47, podrán ser compartidos siempre y cuando los ingresos representen un porcentaje superior al que defina la entidad concedente.
Las condiciones bajo las cuales se compartirá se definirán contractualmente Los otros ingresos por explotación comercial: son todos aquellos diferentes de los mencionados en el numeral ii) y de los ingresos regulados que puede recaudar el inversionista privado durante la ejecución del contrato por la explotación comercial de la infraestructura del proyecto. La entidad concedente podrá incluir dentro de estos ingresos, entre otros, el uso de las zonas logísticas. Los riesgos de esta área deberán ser asignados al privado.) |
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Área de financiación |
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El área de riesgos de financiación se refiere de manera general a los efectos generados por la falta de recursos provenientes de la financiación y con los cuales debe contar el inversionista privado indispensablemente durante la ejecución del proyecto, para el adecuado desarrollo del mismo. Por su naturaleza, quien se encuentra en mejor capacidad de mitigar y manejar este riesgo es el inversionista privado. A continuación se registran: i) La no obtención del financiamiento para la ejecución del proyecto. ii) La alteración de las condiciones de financiación, es decir, los costos efectivos de la consecución de la financiación necesaria para el proyecto en términos de montos plazos, intereses y comisiones
iii) La alteración de la composición de las fuentes de financiación del inversionista privado.
iv) La variación del monto de financiación necesaria para la ejecución del contrato. (Privado) |
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Área de Liquidez |
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Los riesgos del área de liquidez se refieren a los efectos generados por la falta de recursos líquidos que necesita el proyecto durante su ejecución, para el adecuado desarrollo y funcionamiento del mismo. Por su naturaleza, quien se encuentra en mejor capacidad de manejar y mitigar este riesgo es el inversionista privado. En este sentido, los efectos favorables y desfavorables derivados de las condiciones de la liquidez del proyecto. (Privado) |
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Área económica |
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En general, los riesgos de ésta área hacen referencia a los efectos favorables y desfavorables derivados de las variaciones y/o cambios en los ciclos de la economía nacional o internacional, así como el efecto generado sobre el proyecto de cualquier variable o situación económica que afecte de manera transversal o general a cualquier agente económico.
La totalidad de efectos de los cambios en la economía global asociados a ésta área de riesgo debe ser asumidos por el inversionista privado. En este sentido, se recomienda el uso de instrumentos financieros como coberturas, garantías o seguros, entre otro tipo de instrumentos existentes en el mercado que mitiguen el riesgo descrito en este apartado. |
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Las variaciones en las condiciones macroeconómicas, en los indicadores económicos colombianos o de los países de donde sean originarios los integrantes del inversionista privado o sus accionistas o de otros países que puedan afectar la economía colombiana o el desarrollo del proyecto. ii) Las variaciones en la rentabilidad del proyecto, incluyendo pero sin limitarse a variables como la Tasa Interna de Retorno (TIR), así como la obtención de las utilidades o el sufrimiento de pérdidas. (Privado) |
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Area Cambiaria |
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Los riesgos del área cambiaria se definen como la exposición a cambios en los flujos debido a ingresos o erogaciones del proyecto que se encuentren denominadas en divisas distintas al peso colombiano y por tanto dependen de su tasa de cambio.
La variación en el poder adquisitivo del peso colombiano o de cualquier otra moneda, con efectos en cualquier flujo del proyecto; y (ii) La variación de los flujos del proyecto, debido a que sus ingresos y egresos pueden estar denominados en otras monedas y depender así del comportamiento de la tasa de cambio frente a monedas distintas al peso colombiano. Lo anterior, toda vez que el concesionario cuenta con mayor capacidad para la gestión de los instrumentos de cobertura del riesgo cambiario en el mercado de capitales o de coberturas naturales, donde logre que su estructura de costos e ingresos estén denominados en la misma moneda. Así, el inversionista privado asume los efectos favorables y desfavorables derivados de la devaluación y revaluación real del peso colombiano frente a otras monedas, independientemente de que estas coincidan o no con las estimaciones y cálculos efectuados por las partes con anterioridad o durante la ejecución del contrato respectivo. El inversionista privado podrá acceder a instrumentos como opciones o forwards, disponibles en el mercado de capitales para mitigar dicho riesgo. Lo anterior sin perjuicio que el Gobierno Nacional pueda otorgar el ofrecimiento de una proporción de los pagos a que se comprometa en una moneda extranjera diferente a pesos colombianos. Para esto, el efecto se circunscribirá a la indexación o conversión de los montos en pesos a una moneda extranjera. (Privado) |
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Área regulatoria |
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Cambios en estructura tarifaria, legislación tributaria, especificaciones técnicas derivados de cambios regulatorios. (Público) |
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Fuerza mayor |
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En el caso de que la ocurrencia de un evento eximente de responsabilidad impida al inversionista privado concluir las obras o intervenciones del proyecto dentro de los plazos máximos previstos en el contrato, la entidad pública podrá introducir mecanismos mediante los cuales reconozca al inversionista privado una compensación especial correspondiente a la porción de la remuneración asociada a lo efectivamente ejecutado y de acuerdo con las condiciones que se establezcan contractualmente, no obstante, se recomienda que las obligaciones contingentes que se deriven de cualquiera de estos riesgos y que sean pactadas en el contrato, no sean pagadas a través del FCEE. (En los eventos no asegurables será asumido por la entidad pública. En los asegurables la asume el privado.) |
Lun. 6 de Sep. de 2021
Gobierno-energía. Subasta de energías renovables CLPE 03-2021. Registrados y adenda N° 1 al Pliego de la Subasta CLPE 03-2021.
XM indicó que en el total se registraron 107 interesados en participar en la subasta, cifra superior en 57% a los presentados en la subasta de 2019. De este total, 52 fueron vendedores y 55 compradores.
Adicionalmente, se publicó la Adenda No.1 a las condiciones de la subasta, en donde se modifican aspectos como:
1. El Numeral 5 sobre definiciones y abreviaciones, agregando la definición de “ADMINISTRADOR CENTRALIZADO DE CONTRATOS Y SUS GARANTÍAS”, modificando la de “CONDICIONES DE COMPETENCIA”, la definición de “FECHA DE PUESTA EN OPERACIÓN FPO” y la de “GARANTÍA DE SERIEDAD”
2. Se modifica el Numeral 29 del “CRONOGRAMA” del PLIEGO, agregando una actividad y un Parágrafo respecto a la entrega de documentación física, de la siguiente manera así: “A continuación, se relaciona el CRONOGRAMA que contiene las actividades y las fechas en las cuales se desarrollará la SUBASTA. En el evento en que se decida modificar alguna de estas fechas, el SUBASTADOR expedirá la correspondiente ADENDA.
3. Relaciona aspectos asociados al Mecanismo Alterno de Adjudicación ante fallas en la plataforma tecnológica, señalando que el subastador cuenta con un mecanismo alterno que será puesto en la página web xm.
4. Se modifica el Numeral 8.2. Representante Legal o Designación de APODERADO por el INTERESADO lo cual deberá aplicarse para personas naturales y jurídicas sin cuantía limitada, y en elcaso de sociedades de promesa futura los integrantes deberán nombrar un apoderado. Este apoderado en todos los casos deberá estar en capacidad de participar en la subasta con ltodo lo queimplica en cuanto a suscripción de documentos ytratar con el subastador todos los aspectos que sean requeridos. Adicionalmente, se aclara que cuando se haga referencia en el PLIEGO al REPRESENTANTE LEGAL se entiende éste o el APODERADO según aplique, el cual será el único contacto, una vez realizada la evaluación de los documentos de precalificación y hasta la adjudicación de la SUBASTA por lo que no podrá ser modificado una vez sean evaluados los documentos de precalificación, salvo situaciones excepcionales que afecten al Representante Legal inscrito, las cuales deberán ser acreditadas ante el SUBASTADOR. El subastador no se hace responsable por la afectación, cambios o demoras que como consecuencia de esta situación excepcional afecten la participación del Registrado, participante comprador y/o vendedor en la subasta.
5. Se adiciona el literal a contenido en el Numeral 8.4. “Documentos para el Registro”, sobre la exigencia de cerficiado de existencia y representación legal, el documento equivalente encaso de ser extranjero o cedula en caso de ser persona natural.
6. Se modifica el Numeral 8.5. “Comunicaciones a partir del Registro”, que se hará solamente a través de la plataforma tecnológica destinada para la subasta, o a un correo electrónico - ” estableciendo idenficiando en el asunto la subasta y siempre y cuando este dentro de los términos de esta. Las comunicaciones que no tengan un plazo establecido en este PLIEGO se les dará respuesta dentro de los 10 días hábiles siguientes a su radicación.
7. El numeral 7 detalla algunos requisitos técnicos que deben cumplir los registrados, que deberá ser ingresada por cada uno de los proyectos de generación FNCER de propiedad o representados por el registrado.
8. Se modifica el Numeral 6° del numeral 9.1.1.1.2 Requisitos Legales, en lo relacionado con las empresas de sociedad futura.
9. En el numeral 9 se establecen los Requisitos Financieros señalando que se debe presentar la certificación del capital suscrito y la composición accionaria del REGISTRADO, firmada por el revisor fiscal o en caso de no contar con este por el REPRESENTANTE LEGAL. La fecha de expedición no podrá exceder los treinta (30) días calendario anteriores a la presentación de esta información. Este requisito no aplica para personas naturales ni a promesas de sociedad futura”.
En el numeral 10 se continúa con los requisitos financieros, señalando precisando aspectos asociados a los Estados Financieros de cada entidad así:
Copia de los Estados financieros con sus notas, con corte al 31 de diciembre de 2020, auditados por el revisor fiscal junto con el certificado. La Certificación emitida por el Revisor Fiscal de los Estados Financieros deberá ser allegada en original ya sea con firma digital o manuscrita. En caso de empresas creadas con posterioridad al año 2020, presentar los estados financieros en el momento de la constitución. De no estar obligado a tener Revisor Fiscal, los Estados Financieros y su certificado serán firmados por el Contador Público que los elaboró y Representante Legal. El SUBASTADOR publicará los estados financieros de los PARTICIPANTES quienes aceptan y autorizan dicha publicación con la presentación de los documentos que hacen parte de los requisitos de PRECALIFICACIÓN. El SUBASTADOR no será responsable por el contenido ni verificación o estudio de los mismos”.
El numeral 11 trata sobre la revisión y subsanación de documentos de los requisitos de precalificación y el 12 sobre la formulación matemática para definir el problema de optimización que buscará la combinación de ofertas que maximice el beneficio del consumidor.
Finalmente se establecen algunas modificaciones a los formatos de presentación de las propuestas.
Para consultar el detalle de la adenda, puede dar click en el siguietne link
https://www.xm.com.co/SubastaCLPE2021/Adenda_N%C2%B01_Subasta_CLPE%2003_2021.pdf
Ago. 30 - Sep. 2 de 2021
Boletín Normativo Sectorial
Dar click sobre el color de la sección a consultar.
Contexto Normativo
Contexto Normativo
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Jue. 2 de Sep. de 2021
Gobierno-Salud. Minsalud. proyecto de resolución sobre el plazo para presentar cuentas por concepto de los servicios y tecnologías en salud no financiados con cargo a la UPC del Régimen Contributivo, validaciones automáticas y la verificación de los resultados de auditoría y medidas para el saneamiento definitivo de las cuentas.
Este proyecto de decreto modifica el decreto 521 de 2020, adicionando al artículo 4 el plazo para la presentación de cuentas por concepto de servicios y tecnologías en salud no financiadas con la UPC del régimen contributivo.
Las entidades recobrantes tendrán plazo hasta el 30 de diciembre de 2021 para presentar las cuentas por concepto de servicios y tecnologías en salud no financiados con cargo a la UPC del régimen contributivo, prestados hasta antes del 25 de mayo de 2019.
Vencido este plazo, no se podrán presentar cuentas a la ADRES para el proceso de saneamiento previsto en este Decreto.
En el artículo 2 modifica el artículo 11 de este decreto así:
Auditoría de servicios y tecnologías no financiados con recursos de la UPC objeto del saneamiento. La ADRES o el tercero que se contrate para el efecto, a través de un proceso de auditoría, verificará que los ítems sometidos al proceso de saneamiento cumplan los requisitos establecidos en el artículo 237 de la Ley 1955 de 2019 y en el artículo 10 del presente Decreto.
En caso de no superar las validaciones automáticas, la ADRES comunicará el resultado a las entidades recobrantes, con el fin de que estas decidan si desean volver a presentar los ítems que no hayan cumplido con estas validaciones.
Se establece que la ADRES podrá contratar terceros para adelantar todo o parte del proceso de auditoría de los servicios y tecnologías no financiadas con cargo a la UPC del régimen contributivo que se someten al proceso de saneamiento previsto en este decreto. El término para adelantar el proceso de validaciones automáticas, adicionales y el consolidado de los resultados de auditoría por entidad recobrante, será máximo de 90 días calendario, contados a partir de la presentación de los documentos requeridos para el saneamiento.
En el artículo tres se modifica el artículo 12 del decreto 521 de 2020, sobre los términos de prescripción aquí señalados se entienden interrumpidos de acuerdo con lo establecido en el artículo 94 de la Ley 1564 de 2012, para los recobros por concepto de servicios y tecnologías en salud no financiados con cargo a la UPC que se encuentren incursos en procesos judiciales, en los que haga parte la entidad responsable de pago en el régimen contributivo
El artículo 4 modifica el parágrafo 2 del artículo 12 del decreto 521 de 2020. en cuanto a los Los términos de prescripción de los servicios y tecnologías no financiados con cargo a la UPC radicados ante la ADRES o el FOSYGA por el trámite administrativo especial de recobros, que se encuentren pendientes por resolver o que no tienen resultado definitivo, se entienden suspendidos desde la fecha de su radicación y podrán presentarse al saneamiento definitivo.
La presentación de peticiones o reclamaciones administrativas que recaigan sobre recobros que ya tengan un resultado de auditoría a través del trámite administrativo especial, no darán lugar a reiniciar ni suspender los tiempos de prescripción.
Verificación de los resultados de auditoría. Una vez se consoliden los resultados de auditoría por cada entidad recobrante, la ADRES aplicará directamente o a través de un tercero, la metodología para verificar la calidad de los resultados de auditoría, sin que este proceso supere treinta (30) días calendario, contados a partir de la entrega del consolidado de resultados de auditoría por entidad recobrante.
El artículo 6 modifica el artículo 16 del decreto 521 de 2020, quedando así:
Contrato de transacción. El contrato de transacción de que trata el numeral 1° del artículo 237 de la Ley 1955 de 2019, se suscribirá por parte de los representantes legales de la ADRES y la entidad recobrante o de quien se encuentre legalmente facultado para tal efecto, una vez se aprueben las validaciones.
Cuando se trate de ítems que hagan parte de las pretensiones de una demanda, el contrato de transacción deberá incluir todos los recobros contenidos en ellas.
Las partes que suscriban el contrato se obligará como mínimo a: 16.1 Por parte de la entidad recobrante:
16.1.1. Aceptar los resultados de la auditoría.
16.1.2. Aceptar los resultados de la aplicación de la metodología de verificación de la calidad de la auditoría.
16.1.3. Renunciar a instaurar cualquier acción judicial o administrativa relacionada con los ítems sometidos al proceso de saneamiento previsto en este decreto.
16.1.4. Radicar, ante el respectivo despacho, el memorial suscrito en conjunto con la ADRES, por medio del cual se desisten de las pretensiones de la demanda, se allega el contrato de transacción y se solicita su admisión y la consecuente terminación del proceso judicial, renunciando a la condena en costas procesales.
16.1.5. Renunciar expresamente al cobro de cualquier tipo de interés y otros gastos, independientemente de su denominación, sobre los ítems presentados al proceso de saneamiento definitivo.
16.1.6. No celebrar negocio jurídico alguno, asociado a los valores que se reconozcan como resultado del proceso de saneamiento, sin perjuicio de las excepciones que establezca la ley. Cuando las facturas o documento equivalente hagan parte de obligaciones generadas con anterioridad a la expedición de la Ley 1955 de 2019, se respetará el acto jurídico correspondiente.
16.1.7. Revelar, depurar y registrar en sus estados financieros el resultado del proceso de auditoría.
16.1.8 Asumir los costos de la auditoría y autorizar que se descuente dicho valor de lo aprobado en el procedimiento de saneamiento definitivo.
16.2. Por parte de la ADRES:
16.2.1. Aceptar los resultados de la auditoría.
16.2.2. Aceptar los resultados de la aplicación de la metodología de verificación de la calidad de la auditoría.
16.2.3. Suscribir, junto con la entidad recobrante, el memorial por medio del cual se desisten de las pretensiones de la demanda, se allega el contrato de transacción y se solicita su admisión y la consecuente terminación del proceso judicial, renunciando a la condena en costas procesales.
16.2.4. Expedir el acto administrativo a través del cual se liquida el valor a favor de la entidad recobrante producto del proceso de auditoría.
16.2.5. Pagar los valores que resulten a favor de la entidad recobrante producto del proceso de auditoría, previa aplicación de los descuentos y compensaciones que correspondan y una vez el Ministerio de Hacienda y Crédito Público ponga a disposición los recursos para tal efecto, según las reglas previstas en el presente decreto.
16.2.6 Revelar, depurar y registrar en sus estados financieros el resultado del proceso de auditoría
El artículo 7 modifica el artículo 28 del decreto 521 de 2020:
Efectos de la depuración de las cuentas por concepto de servicios y tecnologías en salud no financiadas con cargo a la UPC en los indicadores financieros.
Las EPS que presenten diferencias entre el valor reconocido y el valor radicado a través del mecanismo de saneamiento previsto en este decreto, por concepto de servicios y tecnologías en salud no financiados con cargo a la UPC, descontando el deterioro de sus cuentas por cobrar, contarán con un plazo de tres (3) años contados a partir de la firma del contrato de transacción para amortizar tal diferencia.
Este plazo será adicional al contemplado en los artículos 2.5.2.2.1.12 y 2.5.2.2.1.17 del Decreto 780 de 2016 para el cumplimiento de las condiciones financieras y de solvencia de las EPS.
La Superintendencia Nacional de Salud impartirá las instrucciones necesarias para la debida aplicación, medición y control de las condiciones y plazos definidos para la amortización de las cuentas por concepto de servicios y tecnologías no financiados con cargo a la UPC.
Los recobros por concepto de servicios y tecnologías en salud no financiados con cargo a la UPC prestados antes de la expedición de la Ley 1753 de 2015, que no sean incluidos en un contrato de transacción, ni estén a la fecha radicados ante la ADRES para surtir el proceso de auditoría, así como aquellos que se encuentren prescritos en los términos de la precitada ley, deberán ser castigados en los estados financieros en un plazo no mayor a un (1) año contado a partir del plazo establecido en el artículo 4A del presente Decreto.
Mié. 1 de Sep. de 2021
Gobierno – Transporte. Ley 2133 del 4 de agosto de 2021, por medio de la cual se establece el régimen de abanderamiento de naves y artefactos para actividades relacionadas con el sector marítimo
Esta ley crea el registro único de naves y artefactos navales, aplicable a personas naturales y jurídicas que en su calidad de propietarios y armadores, registren naves y artefactos navales bajo bandera colombiana, disposición no aplicable a los buques de guerra.
El registro único tendrá la siguiente calificación:
Naves y artefactos navales,
Naves y artefactos navales de cabotaje,
Naves menores,
Naves dedicadas a la pesca industrial,
Naves dedicadas a la pesca artesanal
Naves de recreo o deportivas
Se establece un certificado de Matrícula de las naves y artefactos navales. La Dirección General Marítima otorgará a toda nave o artefacto naval que se inscriba en el registro único colombiano un Certificado de Matrícula provisional o definitivo, según corresponda, en el que conste el nombre de la nave o artefacto naval, el de su armador y/o propietario, el número de registro, el servicio para el cual está autorizado y los arqueos bruto y neto, así como los demás datos contenidos en su inscripción.
Actos sujetos a registro sobre naves y artefactos navales. En el registro de naves y artefactos navales se inscribirán los siguientes actos y negocios jurídicos:
a. Los contratos de construcción, adquisición, enajenación o cesión, así como los constitutivos de derechos reales, traslativos o extintivos del dominio, las hipotecas, demás gravámenes y ernbargos.
b. Los contratos de fletamento a casco desnudo.
c. Los contratos de arrendamiento financiero.
d. Las decisiones expedidas por autoridades judiciales y administrativas, que por expresa disposición legal, sean objeto de registro.
e. Cualquier otro acto o contrato relativo a las naves y artefactos navales cuando la ley exija dicha formalidad. Parágrafo. Con excepción de las hipotecas, los actos y contratos a que se refieren los literales a), b) y c) del presente artículo no requerirán de escritura pública, siendo suficiente el registro del documento privado contentivo del acto o negocio jurídico celebrado.
Cuando dichos documentos se extiendan en idioma diferente al castellano, se requerirá su traducción efectuada por autoridad o traductor oficial debidamente inscrito ante el Ministerio de Relaciones Exteriores, así como su debida legalización y apostilla cuando se requiera.
Los actos y documentos que deban ser inscritos en el registro y no cumplan con las formalidades establecidas en el presente artículo, sólo producirán efectos entre quienes los otorguen y no serán oponibles a terceros.
La compra, venta e hipoteca de naves y artefactos navales no requierá permiso o autorización alguna.
Entre la documentación para el registro y expedición de la martícula provisional y definitiva para naves y artefactos navales, deberá incluirse un seguro de responsabilidad civil extracontractual que ampare el riesgo de contaminación súbita a favor de terceros afectados, por la suma previamente fijada por la Dirección General Marítima-Ministerio de Defensa Nacional, según la clase, el porte y el servicio al cual se destinará la nave o artefacto naval.
El mencionado seguro podrá ser contratado con compañías aseguradoras colombianas o extranjeras o Clubes de Protección e Indemnización P & I que ofrezcan dichas coberturas.
Se establece también el pago de una tarifa para este trámite
Individualización de las naves y artefactos navales. Las naves y artefactos navales colombianas se individualizan en el orden interno y para todos los efectos legales, por su nombre, número de registro, puerto de registro y arqueo.
Nombre de las naves y artefactos navales. El nombre de la nave o artefacto naval no puede ser igual al de otra nave o artefacto registrado. A tal efecto, la Dirección General Marítima reglamentará la imposición, uso y cese de dicho elemento de individualización.
Número de registro de las naves y artefactos navales. El número de registro de una nave o artefacto naval es el de su inscripción. La Dirección General Marítima depurará y organizará el registro colombiano de naves y artefactos navales, con el fin de dar cumplimiento a lo establecido en la presente ley.
Pabellón de las naves y artefactos navales. Toda nave o artefacto naval con registro y matrícula colombiana debe izar, en lugar visible, el pabellón nacional y llevará su nombre marcado en los lugares en que disponga la reglamentación que emitirá la Dirección General Marítima.
El decreto precisa los procesos formales para la matrícula, el cambio de dominio y cancelación del registro, entre otras disposiciones.
Sector de la semana
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Jue. 2 de Sep. de 2021
Gobierno-Energía. Situación precios GLP. Comisión Quinta del Senado 31 de Agosto 2021, audiencia sobre precios del GLP. Presidente Ecopetrol, Felipe Bayón
Planta de GLP de Cupiagua, que entró en operación en 2019 (400 mil millones de pesos de inversión), permite producir entre 8.000 y 9.000 barriles al día que dependen del momento puntual entre 35% y 45% de la demanda de GLP del país, planta asociada a la producción de gas del Casanare.
El país debe seguir siendo autosuficiente en términos de hidrocarburos, Ecopetrol está realizando investigaciones para inversiones en hidrógeno para que en conjunto con ISA contribuir la diversificación de la matriz energética.
El mercado nacional del GLP es de 60 mil toneladas mensuales (se mide por kilogramos) de las cuales Ecopetrol produce 54 mil, el 90% de la producción de GLP desde el punto de vista de producción, un jugador más importante de la producción mas no de la cadena completa.
Campo de Dina en el Huila, o desde Cusiana o desde Apiay o desde las dos refinerías sale GLP, se produce en varias regiones del país
El GLP llega a 12 millones de colombianos más de 980 municipios del país dependen en alguna medida del GLP, tres compañías que tienen el 60% de participación de mercado, compañías que hacen la distribución final, aunque hay más de 70 compañías que hacen la distribución final.
Si se parte la cadena entre producción, distribución, mayorista y usuario final, están otros tres productores que son Parex, Frontera y Termoyopal son el 7% de la oferta y se importa el 3%.
Finalmente está la facilidad de distribución del GLP, transporte para llegar al usuario final, donde hay que utilizar bicicletas, motocicletas y demás.
Desde la participación de la cadena como se ve Ecopetrol?.
El “G” es el 15% del costo como tal, entre 450 pesos kilogramo a 1400 pesos kilogramo Ecopetrol es el 25% de la cadena, el otro 75% es parte de la distribución y comercialización.
De los 2950-4000 pesos que vale un kilo de GLP al a usuario final, entre 450-y1400 corresponden a Ecopetrol, es decir el 25% del valor.
Hay 67 compañías comercializadoras y 69 minoristas donde si bien Ecopetrol es parte fundamental como oferente la solución no pasa solamente por esta empresa.
La opción tarifaria planteada por la Resolución de la CREG no es la única es momentánea se requieren más de largo plazo, si las compañías van a adoptar el esquema tarifaria porque en ultimas el beneficio debería transmitirse al usuario final que son 250 o 300 pesos finalmente.
Todos tenemos que aportar, es un tema de la mayor relevancia, de gran impacto social, la recuperación y salir de la mejor manera posible de esta crisis que ha sido tan difícil.
El desarrollo de los precios y la TRM muestra que hay un aumento del consumo de los precios en Estados Unidos y Asia con aumento importante en los precios del gas propano y butano en casi de 70%, mas el efecto de la TRM.
Los indicadores de propano y butano, que solo abarca del 2020 a hoy hay momentos de utilidad positiva y perdida, por lo que el negocio debe ser visto de mediano y largo plazo.
El precio de venta en el vehículo repartidor, lo que está en blanco es lo que le queda al productor.
Hay que profundizar en la masificación del gas. El año pasado se conectaron 4.600 usuarios por Ecopetrol, pero se tiene una meta de 70 mil usuarios nuevos de gas al año 2024, para que se requiere el gas disponible
Desde 2019 se ha puesto un volumen adicional de GLP con un salto importantísimo en 2019 con la entrada en operación de Cupiagua.
En Ecopetrol se anunció desde 2016 se anunció una parte del GLP la codilusión (mezclar con GLP los crudos más pesados) para poderlos transportar por los oleoductos y aumentar la oferta disponible.
En capacidad instalada hay posibilidad de importar el 50% en términos de facilidades e instalaciones, aunque mas caros por los precios internacionales.
Al 2025 habría una oferta de 29 o 30 mil toneladas mensuales adicionales desde Ecopetrol, porque el GLP se utilizará en generación de energía y además se están desarrollando 21 MW y 63 MW que entran en un par de meses por lo que Ecopetrol tendrá 150 MW de capacidad instalada en renovables, con Ecoparques, que ya están funcionando en Castilla en el Meta y proyectos de geotermia.
Si el precio estuviera a 45 dólares el Barril menores costos de producción que generan 50 mil millones en impuestos, por ejemplo.
Otro de las alternativas es la Codilusión, que estará en septiembre de 2021 se esta desarrollando desde hace 5 años.
Hoy hay que importar Nafta más costosa, transportarla, mezclarla con los crudos, para sacar el crudo para exportación. En cambio, si el GLP estuviera a 45 dólares del barril, tener menores costos de transporte y producción que generaría impuestos de 50 millones de pesos al año.
Esto a pesar de que el único precio regulado en la cadena es de Ecopetrol.
Es importante desarrollar nuevas fuentes de GLP, pero esto requiere que la ecuación económica cierre, puntualiza Ecopetrol.
La resolución CREG 108 de 2021 permite a Ecopetrol ofrecer un mecanismo de opción tarifaria: con un precio de referencia fijo, dismución del 13% al 16% en el precio de venta de Ecopetrol, siempre y cuando se establezca el compromiso de los distribuidores de trasladar a los usuarios finales.
https://www.youtube.com/watch?v=aBcEBxS1c24
Mié. 1 de Sep. de 2021
Gobierno-Transporte. Proyecto de resolución Mintransporte “Por la cual se adopta el reglamento técnico para la evaluación del desempeño de sistemas de contención vehicular”.
Los sistemas de contención vehicular implican inversiones en los sectores de infraestructura y vehículos, para garantizar, ya sea con infraestructuras o dispositivos la reducción de riesgo de accidentes o contingencias.
Esta norma se aplica n. Las disposiciones contenidas en la presente resolución son aplicables a los productores y proveedores de sistemas de contención vehicular, incluidos sus terminales y transiciones, destinados a la red vial de transporte terrestre automotor, viaductos y puentes de Colombia, que se encuentren clasificados en las siguientes subpartidas arancelarias del Arancel de Aduanas Colombiano:
Las subpartidas arancelarias no serán criterio exclusivo para la aplicación del presente reglamento técnico, por lo cual deberán tenerse en cuenta las características del producto.
Esta normativa indica que deberá incluirse en al sistema de contención vehicular una etiqueta que contenga, de forma legible y a simple vista, toda la información que se describe a continuación:
a) País de origen
b) Indicación de la norma técnica o estándar que cumple entre los señalados en este reglamento.
c) Productor, importador o proveedor d) Número de lote
e) Fecha de producción
f) País de origen de la certificación
g) Nivel de contención, de ensayo o clase de comportamiento según corresponda
Se establecen unos requisitos técnicos y ensayos y los estándares a cumplir en este sentido, como los del Comité Europeo de Normalización (CEN) y se establecen una equivalencias en requisitos, ensayos y resultados para los estándares de la Asociación Americana de Oficiales de Carreteras estatales y Transporte (AASHTO) y de la Asociación Española de Normalización (UNE).
Los productores y proveedores de los productos contemplados en el presente reglamento técnico deberán obtener el respectivo certificado de conformidad en el cual se manifieste que el producto es conforme a los requisitos técnicos y ensayos referidos en el artículo 6 y 7 de esta Resolución.
El certificado de conformidad referido deberá expedirse de acuerdo con una de las alternativas establecidas en el artículo 2.2.1.7.9.2 del Decreto 1074 de 2015 - Decreto Único Reglamentario del Sector Comercio, Industria y Turismo, , o en la norma que lo adicione, modifique o derogue.
Los Organismos de Certificación Acreditados por el Organismo Nacional de Acreditación de Colombia (ONAC) o por un Organismo de Acreditación que sea signatario de los acuerdos de reconocimiento multilateral suscritos por ONAC bajo la norma internacional ISO/IEC 17065, con alcance a este reglamento técnico, deberán soportar sus certificados de conformidad, en los resultados de ensayos realizados en laboratorios los cuales se realizarán de acuerdo con lo contemplado en el artículo 2.2.1.7.9.5 del Decreto 1074 de 2015 - Decreto Único Reglamentario del Sector Comercio, Industria y Turismo, modificado por el Decreto 1595 de 2015, o en la norma que lo adicione, modifique o derogue.
Artículo 9°. Elementos de la certificación de producto. Los certificados de conformidad de producto para el presente reglamento técnico deberán ser expedidos utilizando los esquemas tipo 1B, 4 o 5 contenidos en la norma ISO/IEC17067 o la que modifique o sustituya, de conformidad con lo dispuesto en el artículo 2.2.1.7.9.2 del Decreto 1074 de 2015 - Decreto Único Reglamentario del Sector Comercio, Industria y Turismo o en la norma que lo adicione, modifique o derogue.
Parágrafo. Para identificar el alcance del certificado, este deberá incluir como mínimo la misma información establecida en el artículo 5 de la presente Resolución.
Ventanilla Única de Comercio Exterior. Para la emisión del registro o licencia de importación, la Superintendencia de Industria y Comercio (SIC) verificará que el (los) documento(s) de evaluación de la conformidad cumplan con lo previsto en artículo 8 del presente reglamento técnico, según corresponda, a través de la Ventanilla Única de Comercio Exterior (VUCE).
Transición. Los proveedores deberán adoptar las medidas necesarias para agotar el inventario existente en un plazo de doce (12) meses contados a partir de la publicación de la presente resolución en el diario oficial, una vez vencido este plazo.
Mar. 31 de Ago. de 2021
Gobierno – Energía. Minenergía. Resolución 40279 del 26 de agosto de 2021 por la cual se adoptan obras establecidas en el Plan de Expansión de Referencia Generación Transmisión 2020-2034.
En las consideraciones de esta resolución se establece la necesidad de realizar nuevas obras en materia de transmisión para los departamentos del Huila y el Valle así:
Se dispone también el cambio de reactor que se retiró en Copey 500 kV a la subestación San Marcos 230 kV y el comité manifestó estar deacuerdo con esta ubicación.
Se aprueban, además la realización de las siguientes obras en las regiones que fueron planteadas en el plan de Expansión de Referencia Generación Transmisión:
En atención a estas necesidades de inversión establecidas, la parte resolutiva adopta en su artículo 1 el Plan de Expansión de Referencia de Generación Transmisión 2020-23034 elaborado por la UPME, en sus capítulos de Introducción y demanda, Generación y Transmisión.
Establece además el grupo de obras que se resume a continuación, que deberán ser ejecutadas a través de convocatoria pública o ampliaciones en el STN, según corresponda:
Estos proyectos se consideran de utilidad pública e interés social de acuerdo con lo dispuesto en la ley 142 y 143 de 1994.
https://www.minenergia.gov.co/en/normatividad
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1 de septiembre de 2021
| Medida de aislamiento selectivo se mantiene hasta el 1º de diciembre del 2021 | Ámbito Jurídico |
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1 de septiembre de 2021
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1 de septiembre de 2021
Mié. 1 de Sep. de 2021
Hidrocarburos
31 de agosto de 2021
| https://www.anh.gov.co/la-anh/sobre-la-anh/normatividad/Normatividad/RESOLUCI%C3%93N%20No.%200562%20DEL%2027-08-2021.pdf |
Resolución 0562 de 2021 ANH
Infraestructura
31 de agosto de 2021
| INVÍAS reinicia cronograma para licitación del viaducto del km 58 en vía Bogotá - Villavicencio |
Salud
31 de agosto de 2021
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31 de agosto de 2021
| Acuerdo que impuso nuevos requisitos para el servicio público de televisión es legal | Ámbito Jurídico |
Mar. 31 de Ago. de 2021
Energía
30 de agosto de 2021
| Concejo de Bogotá: proyecto de Acuerdo busca establecer medidas para la implementación y fortalecimiento del uso y desarrollo de Fuentes de Energía No Convencionales |
Fondos
30 de agosto de 2021
| Proyecto de Ley presentado al Senado busca regular el acceso a Seguridad Social para el Trabajador Digital Económicamente Dependiente |
Hidrocarburos
30 de agosto de 2021
Salud
30 de agosto de 2021
Servicios Financieros
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| BanRepública publicó circular relacionada con los procedimientos aplicables a las operaciones de cambio |
Telecomunicaciones
30 de agosto de 2021
| Así funcionará nuevo esquema para hacer llamadas en el país | Ámbito Jurídico |
| Concejo de Bogotá estudiará tres proyectos de acuerdo que buscan garantizar el mínimo vital al internet |
Coyuntura normativa
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Jue. 2 de Sep. de 2021
Gobierno –Salud. Proyecto de decreto para comentarios, en relación con el uso, por parte de las EPS, de los recursos que tengan invertidos en títulos de deuda pública interna, títulos de renta fija y depósitos a la vista, que forman parte de la reserva técnica
En sus consideraciones, este proyecto de decreto señala que el decreto 780 de 2016 establece las condiciones de habilitación financiera que deben cumplir las EPS dentro de las cuales está la obligación de constituir y mantener actualizadas las reservas técnicas allí referidas, según el régimen y portafolio computable como inversión de tales reservas.
Que dentro de estas inversiones se deben incluir títulos de deuda pública interna, títulos de renta fija y los depósitos a la vista, en entidades vigiladas por la Superfinanciera, descontados los descubiertos en cuenta corriente registrados en el pasivo de acuerdo con las normas contables aplicables
También deben mantener una provisión para garantizar el pago de la prestación de servicios de salud en cuanto a los servicios ya conocidos por la entidad y a los ocurridos pero no conocidos, que hagan parte del POS y las incapacidades.
Teniendo en cuenta que las IPS requieren un flujo de recursos que permita responder ante la demanda de servicios de salud para garantizar la oportuna y adecuada prestación y suministro de los servicios y tecnologías en salud es necesario habilitar mecanismos excepcionales que permitan a la EPS utilizar las reservas técnicas para el pago de las cuentas por pagar que se financian con la UPC.
Que teniendo en cuenta la ley de pago a plazos justos las cuentas de las IPS deben pagarse en máximo 45 días calendario a partir de la fecha de recepción de los servicios o productos.
En atención a estas consideraciones, la parte resolutiva establece:
El uso de los recursos que respaldan reservas técnicas de las EPS podrán por orden de la Supersalud a las EPS, el uso de los recursos que tengan invertidos en depósitos a la vista, títulos de renta fija, títulos de deuda pública interna o carteras colectivas abiertas, que respaldan sus reservas técnicas, de acuerdo con la edad y monto de la cartera.
Los recursos deberán ser utilizados para disminuir las cuentas por pagar por servicios y tecnologías en salud, que se encuentran registrados como reserva técnica, de acuerdo con las siguientes condiciones:
-
Las EPS revisarán el total de las cuentas por pagar y distribuirán los pagos según antigüedad, que el prestador no sea vinculados económicos, y aplicando criterios objetivos de distribución como el valor de la deuda, georreferenciación del prestador, porcentaje de población atendida o porcentaje de población atendida por esos prestadores, entre otros.
Los pagos efectuados en virtud de la orden impartida por la Supersalud, se tendrán en cuenta para el cálculo del régimen de inversiones como parte del cumplimiento de las condiciones de habilitación financiera.
-
Los pagos efectuados en virtud de la orden impartida por la Superintendencia Nacional de Salud, una vez sean reportados a dicha entidad, se tendrán en cuenta para el cálculo del régimen de inversiones como parte del cumplimiento de las condiciones de habilitación financiera, por el período de transición que aplique a cada EPS, según la normatividad vigente.
-
Las EPS serán responsables de los defectos de inversión que se produzcan por cambios en la valoración del portafolio o riesgo de mercado. En todo caso, una vez se produzcan dichos defectos, las EPS deberán informarlos de manera inmediata a la Superintendencia Nacional de Salud y tendrán un plazo de un (1) mes para su ajuste, contado a partir de la fecha en que dicha Superintendencia ordene el uso de los recursos invertidos que respaldan reservas técnicas de las EPS.”
https://www.minsalud.gov.co/Normatividad_Nuevo/Uso%20de%20reservas%20t%C3%A9cnicas.pdf
Mié. 1 de Sep. de 2021
Gobierno-Energía. Ley 2128 del 4 de agosto de 2021 por medio de la cual se promueve el abastecimiento, continuidad, confiabilidad y cobertura del gas combustible en el país.
Esta ley tiene por objeto incentivar el abastecimiento de gas combustible en el país y ampliar su utilzación.
En el artículo 3 establece que el gobierno nacional, a través del Minenergía y sus entidades adscritas, dictará normas que garanticen el abastecimiento y la confiabilidad en el suministro de gas combustible en el mercado, como eje de la transición energética.
Establece que para garantizar el abastecimiento de la demanda potencial, los costos de la infraestructura de regasificación e importación que sea impulsada por el Gobierno Nacional a través del Plan de Abastecimiento de Gas Natural y GLP, serían asumidos por la demanda que se beneficie de la misma. Esto es, aquellos usuarios cuya disposición a pagar de mediano y largo plazo supere el costo de prestación del servicio que incluye, entre otros, el precio del gas importado, tarifas de regasificación, cargo para remunerar la infraestructura, tarifas de transporte, tarifas de distribución y comercialización.
Adicionalmente, la CREG deberá garantizar la eficiencia económica en las tarifas de dicha infraestructura de regasificación e importación de gas combustible, de conformidad con el artículo 87 de la Ley 142 de 1994.
En el artículo 4, sobre desarrollo del gas combustible, establece que el gobierno diseñará una política pública que establezca las condiciones para promover la masificación del uso del gas combustible y garantizar sus abastecimiento como eje de la transición energética.Para lo cual, dentro de los 2 (dos) meses siguientes a la entrada en vigor de la presente Ley, el Ministerio de Minas y Energía deberá incluir en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural y GLP los proyectos necesarios para la conexión al Sistema Nacional de Transporte - SNT de gas natural proveniente delos hallazgos offshore.
Sin perjuicio de las competencias propias de los órganos de control, la Comisión de Regulación de Energía y Gas - CREG, dentro de los 2 (dos) meses siguientes a la entrada en vigencia de la presente Ley, dará cumplimiento al artículo 126 de la Ley 142 de 1994, actualizando la metodología tarifaria del transporte de gas natural.
El artículo 5 norma sobre la innovación e implementaciónd e nuevos usos del gas combustible. Para la promoción del emprendimiento, investigación y desarrollo de nuevas tecnologías e innovación en el uso del gas combustible, el Ministerio de Ciencia, Tecnología e Innovación, podrán incentivar la promoción del uso de nuevas tecnologías, mediante la cofinanciación de ejecución de proyectos, con cargo a su presupuesto.
En cuanto a los subsidios, el decreto establece que El Gobierno Nacional según la normatividad vigente, podrá otorgar subsidios al consumo del servicio público domiciliario de GLP distribuido por cilindros, según los lineamientos establecidos en la Ley 142 de 1994 o la que la modifique o sustituya y los procedimientos determinados por los l"1inisterios de Minas y Energía y Hacienda y Crédito Público. El monto máximo a subsidiar por usuario será un porcentaje del costo del consumo básico o de subsistencia definido por la UPME que no podrá superar el 50% para el estrato 1 y el 40% para el estrato 2.
Establece que se deberá realiza un plan en este sentido dentro de los 12 meses siguientes a la promulgación de la ley
El artículo 7 establece el programa de sustitución de laña, carbón, y residuos por GLP El Ministerio de Minas y Energía desarrollará el Programa de Sustitución de leña, carbón, residuos, kerosene, gasolina y alcohol por gas combustible para la cocción de alimentos, el cual tendrá una duración de hasta diez (10) años y a través del cual se podrá subsidiar, financiar o cofinanciar la conexión de cada usuario al servicio público de gas combustible.
Tal conexión podrá incluir mangueras, reguladores y estufas, así como otros artefactos requeridos para poder hacer uso del gas combustible. Lo anterior con el fin de asegurar el acceso al servicio público de gas combustible para aquellas familias que continúan cocinando con leña, carbón, residuos, kerosene, gasolina y alcohol.
Podrán ser beneficiarios del Programa de Sustitución de leña, carbón, residuos, kerosene, gasolina y alcohol por Gas Combustible los usuarios que, conforme al SISBEN, utilicen como combustible para cocinar carbón, residuos, kerosene, gasolina y alcohol y que a su vez pertenezcan a los estratos 1 y 2 o, comunidades indígenas que utilizan los mencionados combustibles para cocinar.
El Ministerio de Minas y Energía expedirá los lineamientos para la ejecución y aprobación de los programas de sustitución de leña, carbón, residuos, kerosene, gasolina y alcohol por gas combustible, para lo que tendrá en cuenta la disponibilidad presupuestal y en caso de ser necesario podrá priorizar los municipios con niveles altos e intermedios de Necesidades Básicas Insatisfechas, municipios rurales y zonas de difícil acceso y tendrá en cuenta el nivel de cobertura del servicio de gas combustible por redes.
El programa de Sustitución de leña, carbón, residuos, kerosene, gasolina y alcohol por Gas Combustible podrá ser financiado con recursos del Presupuesto General de la Nación, rubro que se señalará en la Ley anual del presupuesto. Así mismo, el Ministerio de Minas y Energía podrá utilizar los recursos otorgados en el Presupuesto General de la Nación al proyecto de infraestructura de GLP por red y Fondo Especial Cuota de Fomento, para subsidiar, financiar o cofinanciar la conexión de cada usuario al servicio público de gas combustible. La conexión podrá incluir lo señalado en el primer inciso del presente artículo.
El artículo 8 establece la generación de energía eléctrica con gas combustible, señalando que el Gobierno nacional priorizará los proyectos de sustitución de diésel por gas combustible para la generación de energía eléctrica.
El Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas para las Zonas No Interconectadas (IPSE) o quien haga sus veces, iniciará un plan de implementación de proyectos de sustitución de diésel por gas combustible con criterios de eficiencia económica, dentro de los doce (12) meses siguientes a la fecha de entrada en vigencia de la presente Ley y acorde con los lineamientos incluidos en el artículo 287, parágrafo 10 de la Ley 1955 de 2019.
Se declara de interés nacional y estratégico para el desarrollo económico, social y ambiental del país, la masificación del uso del gas natural, AutoGLP y l\lautiGLP como combustible vehicular terrestre, marítimo y fluvial, atendiendo sus múltiples beneficios ambientales, en salud, en competitividad, económicos y sociales para la población.
El artículo 13 señala sobre el transporte público de pasajeros, que s partir de los doce (12) meses siguientes a la fecha de entrada en vigencia de la presente Ley y por el término de los diez (10) años siguientes, las ciudades que cuenten con Sistemas de Transporte Estratégico, Integrado o Masivo deberán implementar políticas públicas, programas y acciones tendientes a garantizar que por lo menos el treinta por ciento (30%) de los vehículos utilizados para la operación de las flotas, operen con motores dedicados a gas combustible, cuando se pretenda aumentar la capacidad transportadora de los sistemas; cuando se requiera reemplazar un vehículo por destrucción total o parcial que imposibilite su utilización o reparación y cuando requiera reemplazarse al finalizar su vida útil.
En el artículo 14 se establece una iniciativa pública de uso de vehículos a gas combustible, en la cual, dentro de los doce (12) meses siguientes a la fecha de entrada en vigencia de la presente Ley, el Gobierno l\Iacional, los municipios de categoría 1 y especial y los prestadores del servicio público de transporte, deberán cumplir con una cuota mínima del treinta por ciento (30%) de vehículos convertidos o dedicados a gas combustible en los vehículos que anualmente sean comprados o contratados para su uso, teniendo en cuenta las necesidades de cada entidad.
En el artículo 15 sobre el transporte terrestre automotor de carga, establece que el Gobierno Nacional, a través de los ministerios de Minas y Energía, de Ambiente y Desarrollo Sostenible, de Transporte y de Hacienda y Crédito Público, dentro de los doce (12) meses siguientes a la entrada en vigencia de la presente Ley, deberán adoptar vía decreto, programas para promover la masificación del uso de vehículos dedicados a gas combustible en automotores de transporte terrestre de carga, tendientes a garantizar que, por lo menos, el treinta por ciento (30%) de los vehículos utilizados, operen con motores dedicados a gas combustible, cuando se pretenda aumentar la capacidad transportadora, cuando se requiera reemplazar un vehículo por destrucción total o parcial que imposibilite su utilización o reparación y cuando requiera reemplazarse al finalizar su vida útil.
El artículo 16 establece que en cuanto al transporte de servicio especial, dentro de los doce (12) meses siguientes a la fecha de entrada en vigencia de'la presente Ley, el Gobierno Nacional a través del Ministerio de Transporte deberá implementar políticas públicas, programas y acciones tendientes a garantizar que por lo menos el treinta por ciento (30%) de los vehículos nuevos que se matriculen para la prestación del servicio de transporte de servicio especial, operen con motores dedicados a gas combustible.
Finalmente, establece en los artículos 17 y 18, que para los vehículos dedicados a gas combustible, las tarifas de impuestos sobre los vehículos aplicables no podrán superar en ningún caso, el uno por ciento (1%) del valor comercial del vehículo. Igualmente estarán exentos del certificado de emisiones contaminantes y tendrán descuento sobre la revisión técnico mecánica
https://dapre.presidencia.gov.co/normativa/normativa/LEY%202128%20DEL%204%20DE%20AGOSTO%20DE%202021.pdf
Mar. 31 de Ago. de 2021
Gobierno – Energía Gas Natural. Resolución 40280 del 30 de agosto de 2021, por la cual se declara el inicio de un racionamiento programado de gas natural.
En sus consideraciones la resolución establece que en atención a la potestad del estado para intervenir los servicios públicos a fin de garantizar la calidad y su disposición final, y que cuando se presenten insalvables restricciones en la oferta de gas natural o situaciones de grave emergencia no transitorias, que impidan garantizar el mínimo de abastecimiento de la demanda el CNO del gas fijará el orden de atención prioritaria de que se trate teniendo en cuenta los efectos sobre la población y que el Minenergía fijará el orden de atención en la demanda entre agentes con similar prioridad cuando se trate de un racionamiento.
Establece también que la normativa indica a los agentes que atienden la demanda esencial que tienen la obligación de contratar el suministro y transporte de gas natural para la atención de dicha demanda.
Que se define el racionamiento programado de gas natural como la situación de déficit cuya duración sea indeterminable, originada en una limitación técnica identificada, como la falta de recursos energéticos o una catástrofe natural que indique que el suministro de transporte de gas es insuficiente para atender la demanda.
Establece que en estos casos los agentes de la cadena atenderán la demanda en el siguiente orden de prioridad en el siguiente orden:
1. Demanda esencial,
2. Demanda no esencial que cuente con contratos vigentes con garantía de suministro sin interrupciones establecidas en la regulación aplicable.
3. Exportaciones pactadas en firme
La CREG determinará los protocolos operativos que sean requeridos para la entrega en que se realizará la entrega física del gas natural y que que el usuario al que se asigne gas natural de un productor comercializador o importador de gas con el que no tenga contrato firme no podrá nominar una cantidad superior a la que requiera y si tiene excedentes no podrá ofrecerlos en el mercado secundario.
Que por el mantenimiento de la planta de Ecopetrol de Cupiagua que se extenderá hasta el 3 de Septiembre sumado a la explosión del Gasoducto Gibraltar-Bucarmanga que tuvo lugar el 3 de agosto, la atención de la demanda viene sufriendo gran estrés que había sido gestionado hasta el momento con la concurrencia de la demanda y los agentes que permitieron estabilizar la oferta.
Que el 29 de agosto TGI informó un evento de fuerza mayor desde el 29 de agosto de 2021 debido a una baja de presión en el tramo Cusiana -Porvenir que causa la suspensión de obligaciones de gas Cusiana Interior.
Que en consecuencia el Consejo Nacional de Operación del Gas recomendó la declaratoria del inicio de un racionamiento programado de gas natural para mantener la estabilidad del sistema de transporte del interior del país y garantizar la atención de la demanda.
Que fruto de las situaciones descritas se podría presentar una afecEn sus consideraciones la resolución establece que en atención a la potestad del estado para intervenir los servicios públicos a fin de garantizar la calidad y su disposición final, y que cuando se presenten insalvables restricciones en la oferta de gas natural o situaciones de grave emergencia no transitorias, que impidan garantizar el mínimo de abastecimiento de la demanda el CNO del gas fijará el orden de atención prioritaria de que se trate teniendo en cuenta los efectos sobre la población y que el Minenergía fijará el orden de atención en la demanda entre agentes con similar prioridad cuando se trate de un racionamiento.
Establece también que la normativa indica a los agentes que atienden la demanda esencial que tienen la obligación de contratar el suministro y transporte de gas natural para la atención de dicha demanda.
Que se define el racionamiento programado de gas natural como la situación de déficit cuya duración sea indeterminable, originada en una limitación técnica identificada, como la falta de recursos energéticos o una catástrofe natural que indique que el suministro de transporte de gas es insuficiente para atender la demanda.
Establece que en estos casos los agentes de la cadena atenderán la demanda en el siguiente orden de prioridad en el siguiente orden:
1. Demanda esencial,
2. Demanda no esencial que cuente con contratos vigentes con garantía de suministro sin interrupciones establecidas en la regulación aplicable.
3. Exportaciones pactadas en firme
La CREG determinará los protocolos operativos que sean requeridos para la entrega en que se realizará la entrega física del gas natural y que que el usuario al que se asigne gas natural de un productor comercializador o importador de gas con el que no tenga contrato firme no podrá nominar una cantidad superior a la que requiera y si tiene excedentes no podrá ofrecerlos en el mercado secundario.
Que por el mantenimiento de la planta de Ecopetrol de Cupiagua que se extenderá hasta el 3 de Septiembre sumado a la explosión del Gasoducto Gibraltar-Bucarmanga que tuvo lugar el 3 de agosto, la atención de la demanda viene sufriendo gran estrés que había sido gestionado hasta el momento con la concurrencia de la demanda y los agentes que permitieron estabilizar la oferta.
Que el 29 de agosto TGI informó un evento de fuerza mayor desde el 29 de agosto de 2021 debido a una baja de presión en el tramo Cusiana -Porvenir que causa la suspensión de obligaciones de gas Cusiana Interior.
Que en consecuencia el Consejo Nacional de Operación del Gas recomendó la declaratoria del inicio de un racionamiento programado de gas natural para mantener la estabilidad del sistema de transporte del interior del país y garantizar la atención de la demanda.
Que fruto de las situaciones descritas se podría presentar una afectación en las fuentes de gas que podrían agregar alrededor del 57% de la oferta del país.
Por lo tanto en la parte resolutiva, se establece:
Declarar el inicio de un racionamiento programado de gas natural con el fin de garantizar la atención de la demanda de gas natural para consumo interno.
Establece entonces el orden de prioridad de atención así:
1. En primer lugar será atendida la demanda escencial, definida como :
-
La necesaria para la operación de las estaciones de compresión del SNT.
-
La demanda de usuarios residenciales y pequeños usuarios comerciales inmersos en la red de producción
-
La demanda de GNCV para sistemas masivos de transporte público
-
La demanda de gas natural de las refinerías excluyendo la que pueda reemplazarse con energía del SIN.
2. En segundo lugar será atendida la demanda no esencial en el siguiente orden:
-
Demanda no esencial industrial, necesaria para el transporte de crudo con destino a la refinación para garantizar el abastecimiento de combustibles líquidos regulados del país con contratos vigentes y registrados en el gestor del mercado de gas natural con garantía de suministro sin interrupciones establecidos en la regulación aplicable en cualquiera de sus modalidades.
-
La demanda no esencial que cuente con contratos vigentes y registrados en el gestor del mercado de gas natural con garantía de suministro sin interrupciones establecidos en la regulación aplicable, en cualquiera de sus modalidades.
Para los casos señalados en este numeral, el volumen será asignado por los productores comercializadores, los comercializadores y los transportadores conforme a las condiciones de suministro pactadas contractualmente. En caso de empate deberá darse prioridad al usuario con el más alto costo de racionamiento y así sucesivamente.
3. En tercer lugar se atenderán los demás contratos vigentes y registrados en el gestor del mercado de gas natural.
4. En cuarto lugar las exportaciones pactadas en firme.
Lun. 30 de Ago. de 2021
Gobierno-Transporte-Infraestructura. Agencia Nacional de Infraestructura, Rendición de cuentas, agosto 27 de 2021. Presidente y Vicepresidente ANI (2). Las 5G o concesiones del Bicentenario.
Están planteadas dos Olas de la 5G, la primera con 14 iniciativas multimodales, con proyectos carreteros, aeroportuarios, fluviales y férreos para generar 600 mil empleos, con una inversión de 20,71 billones.
La visión fijada hace muchos años constituye esa la de construir un eje movilidad que atraviesa el país, viabilizada la ruta del sol 3, viene las troncales del magdalena que fue la ruta del sol 2, doble calzada y baja por la concesión Girardot- Honda -Puerto Salgar y en Santana y San Miguel se llega a frontera con Ecuador conformando el eje de movilidad del país se logró en 4G. Este corredor que atraviesa el país se completa con las obras 5G, que se ejecutarán en el próximo gobierno.
Se está desarrollando un CONPES para la segunda ola de las 5G con un mapa de inversiones por 50 billones de pesos, con por ejemplo un corredor que salga desde el Cesar, conecte Sucre y pase por el sur de Bolívar donde no hay vías, que se incluirá en el CONPES.
El primer proyecto en ser adjudicado, es la Malla vial del Valle, con una inversión de 1,22 billones de pesos, se construirán 310 Km de vía para facilitar movilización de carga y pasajeros en el pacífico Colombiano. 1,2 billones en Capex y 1,8 en Opex.
Son vías que comunican desde el Norte a Buga con Palmira y Cali y hacia el sur a Cali con Santander de Quilichao para comunicarse hacia el sur del país. Segundas calzadas de Cali hacia Jamundí y la prolongación de la av. Ciudad de Cali y la Y de Villa Rica.
Se trabaja en la Aló Sur y Accesos Norte Fase II, con un costo de 1,2 billones de pesos.
Aló Sur son 23 Km que comunican estas dos vías, comunican la salida de Bogotá por el Sur (ruta 40) con la Calle 13 , con 23 Km que comunican estas dos vías de doble calzada y el tercer año se construirá una vía bidireccional que dará comunicación eficiente entre Bogotá y la Calle 13 para evitar la congestión que con una inversión de 700 mil millones de pesos en Capex y 470 mil en Opex y una concesión por 30 años. 6 unidades funcionales donde 1,2 y 3 van desde Soacha hasta la calle 13 por el costado oriental en los primeros tres años y luego el costado occidental donde se hará la segunda calzada.
Este proyecto ya se encuentra en licitación en etapa de manifestaciones de tercero y se abrirá proceso de selección abrevada por lo que se adjudicará en noviembre de este año.
Accesos Norte 2. Es el primer proyecto estructurado por la ANI, va por la autopista desde la 245 hasta la 192 de regreso a Bogotá y en la carrera séptima en doble calzada por la calle 200 a la 245. Tiene una longitud 18 Km, con inversiones por 1,3 billones den Capex y 400 mil millones en Opex, con 5 unidades funcionales, dos carriles adicionales para que quede en 5 carriles mas el carril de Transmilenio.
Para la 7a la construcción en doble calzada desde la 200 hasta la 245 y la variante de Sopó que es muy importante para evitar los trancones actuales. 6 años de construcción.
Dentro de la estructuración se hizo la parte técnica, jurídica financiera y legal, hoy se encuentra en licitación y cierra proceso en noviembre para estar adjudicado en diciembre de 2021. Se va a levantar la Autopista norte y se construirán viaductos mientras la séptima va a quedar en doble calzada hasta la Caro.
La Aló, que conecta la calle 13 con Soacha va a generar un ahorro en tiempos sustancial. Se está trabajando con el distrito en ampliar la calle 13 en la entrada a Bogotá y la continuación de la ALO saliendo de la calle 13 y llegando hasta la 80 para generar un desembotellamiento de la ciudad mejorarando los accesos de Bogotá. Actualmente se tiene en los proyectos la calle 13 fuera de Bogotá pero se incluirán las obras en Bogotá.
Se va a incluir la Alo del occidente y todos los accesos a Bogotá quedarán bajo responsabilidad de la ANI.
Contextualizando Bogotá, ya se tiene vía Bogotá-Santa Marta, con troncales y Ruta del Sol y queda un tramo pequeño entre Villeta y Guaduas que la completa. También queda en doble calzada completo Bogotá a Medellín reduciendo de 8 a 4 las horas para llegar a Medellín desde Bogotá con el proyecto Santuario- Caño Alegre.
Bogotá va a tener doble calzada hasta Buenaventura se está estructurando el tramo pequeño desde Calarcá la paila y tener en doble calzada con Bogotá con Buenaventura.
Troncales del Magdalena 1 y 2. Con estos dos proyectos quedan conectados con la ruta del sol 2 en una vía toda en doble calzada y llegar a la zona caribe. Desde Puerto Salgar a Barrancabermeja y Sabana de Torres a Curumaní, se consolidará con 532 Km una autopista de doble calzada que permitirá una velocidad de 100 Km/h.
Magdalena 1 tiene una longitud de 259 Km, con una inversión de 2 billones de pesos, con la inversión de las más altas, para terminar toda la doble calzada. La construcción de 10 variantes en los municipios con una concesión de 25 años y un opex de 1,5 billones de pesos. El proyecto cuentan con 13 unidades funcionales.
Este proyecto se encuentra en licitación se espera adjudicar en 2021.
Magdalena 2. 272 Km de intervención para rehabilitación y terminar 66 Km de doble calzada. 1,6 en Capex y 1,9 en OPEX para cuna concesión de 30 años con 10 unidades funcionales.
Este proyecto se encuentra en licitación y se espera que en noviembre lleguen las propuestas para adjudicarlas este mismo año.
Doble calzada Santuario-Caño Alegre, busca mejorar conexión entre Bogotá y Medellín, son 135 Km para tener doble calzada y comunicarse con la ciudad de Medellín. Es una iniciativa privada que implicará 3,2 billones en Capex y 35 Km que se intervendrían y para tener una vía en doble calzada. Es una iniciativa privada que hoy está en etapa de factibilidad y una vez se apruebe entraría en etapa de selección abreviada.
Los proyectos fluviales son la APP del Río Magdalena y el Canal del Dique que permitirán la navegabilidad del río en el primer caso y en el Canal del Dique recuperar los ecosistemas degradados entre Calamar y las ciénagas de Barbacoas y Cartagena a lo largo de 117 Km.
En proyectos aeroportuarios están la adjudicación del nuevo aeropuerto en Cartagena en Bayunca y la terminal aérea y la modernización del aeropuerto Rafael Núñez en la Ciudad Heróica.
El proyecto de transición en lo aeroportuario es la modernización del Rafael Núñez, con una transición que cubra los próximos 8 años para dar paso a la construcción del nuevo aeropuerto de Bayunca.
El proyecto de ampliación del Rafael Nuñez tiene 270 mil millones de pesos en Capex, cuenta con dos unidades funcionales: la ampliación de la terminal actual, la construcción de una nueva terminal y otra unidad funcional en la plataforma con edificaciones requeridas. Cuenta con un Opex de 380 mil millones de pesos, un proyecto a plazo fijo para que empalme con el proyecto de Bayunca.
El Nuevo Aeropuerto Bayunca será uno de los más importantes del país, nuevo con una inversión de 3 billones de pesos y un Opex de 4,2 billones de pesos. Horizonte de planeación de 30 años que cubrirá 17 millones de pasajeros una vez terminada la concesión.
Intervenciones en Aeropuertos del Suroccidente Cali, Neiva, Palmira y Buenaventura y en San Andrés se realizará la construcción y modernización del aeropuerto. Modernización completa del Alfonso Bonilla Aragón, que pasará de 58 mil a 65 mil metros cuadrados para aumentar la capacidad a 15 millones de pasajeros. En el aeropuerto de Neiva está la ampliación completa de las áreas comerciales.
Corredor Férreo La Dorada Chiriguaná permitirá impulsar el multimodalismo.
Se logró viabilizar la concesión Ruta Caribe 2 donde se generarán 2.000 empleos y una inversión de 1,4 billones de pesos acercando Cartagena con Barranquilla.
Buga- Buenaventura segunda calzada. Longitud de 126 Km y la avenida que conecta con la ciudad de Buenaventura (Invías) que entraría en rehabilitación en este proyecto. Hay que terminar 30 Km. El proyecto cuenta con un Opex de 1 billón de pesos para una concesión de 30 años.
Este proyecto esta próximo a salir a licitación y se adjudicará en los próximos meses.
A nivel de proyectos están las vías de pasto y un proyecto que conecte la vía entre pasto y Popayán para reducir el tiempo de movilidad a la mitad y una vía entre Puerto Gaitán, Maní y Aguazul y subir hasta Sogamoso que hoy no puede hacerse por que la vía Sogamoso Yopal.