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Oct. 30 - Nov. 02 de 2023
Boletín Normativo Sectorial
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Contexto Normativo
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Jue. 02 de Noviembre de 2023
Gobierno-Energía. XM. Sobre proyectos que han ingresado al Sistema Interconectado Nacional SIN. Comunicado 18 de Octubre de 2023
De abril a septiembre de 2023, han ingresado 18 proyectos de generación y 10 proyectos de transmisión para reforzar las redes de transporte de energía.
1.Durante el mismo período, la capacidad instalada de generación solar en la matriz energética colombiana aumentó en un 32%, con la entrada en operación comercial de 15 nuevos proyectos, mientras que la capacidad de generación hidroeléctrica se incrementó en un 0,33% con la puesta en servicio de 3 pequeñas centrales hidroeléctricas.
2.Actualmente, 8 proyectos de generación con una capacidad de 742 MW, se encuentran en etapa de
pruebas iniciales inyectando energía a la red y se espera su entrada en operación comercial en los próximos meses.
3.En las redes de transporte ingresaron en operación 3 proyectos en el Sistema de Transmisión Nacional, STN, 4 asociados con redes del Sistema de Transmisión Regional, STR y 3 proyectos de transformación en el Sistema de Distribución Local, SDL.
4.Para que la operación del sistema de energía eléctrica en Colombia cumpla con los criterios de seguridad, confiabilidad y economía, es necesario el ingreso oportuno de los proyectos de generación y transmisión.
5.Con el objetivo de ayudar al cumplimiento de los requisitos para la entrada en operación de los proyectos de expansión, XM realizó el segundo taller para promotores de proyectos y acompañó el taller convocado por el MME y la UPME dirigido a los promotores de proyectos de generación eólica y solar.
Proyectos de generación
Durante el segundo y tercer trimestre de 2023, a la matriz energética ingresaron 6 nuevas plantas de generación solar, 2 proyectos asociados a generación distribuida con tecnología solar (es decir, generar energía eléctrica con una planta con capacidad instalada o nominal de generación menor a 1MW y que se encuentra instalada cerca de los centros de consumo, conectada al Sistema de Distribución Local, SDL, y que está reglamentada por la Resolución CREG 174 de 2021); 7 proyectos asociados a autogeneración con tecnología solar y 3 plantas que generan energía con pequeños aprovechamientos hídricos. Las nuevas plantas que ingresaron al SIN se detallan a continuación:
Adicionalmente, hay 9 proyectos de generación en etapa de pruebas iniciales, es decir, conectados al SIN realizando las pruebas requeridas para el adecuado cumplimiento de los requisitos técnicos definidos en la reglamentación vigente previos a la declaración en operación.
En total la capacidad de entrega al SIN de estas plantas es de 777 MW de los cuales el 65% son plantas solares, 31% térmicos y 4% eólicos. Resaltamos además que, de los 9 proyectos, 3 que suman 458 MW fueron adjudicados en la subasta del CxC de 2019 y 3 con una capacidad total de 185 MW fueron adjudicados en la subasta CLPE 3 de 2021.
Como hecho relevante, según lo informado por EPM en cumplimiento de la Resolución CREG 136 de 2020 el parque eólico Jepirachi no suministra energía al SIN desde el 9 de octubre de 2023.
Finalmente, a la fecha el sistema cuenta con un poco más de 19 GW de capacidad efectiva para la atención de la demanda.
Mié. 01 de Noviembre de 2023
Gobierno-Energía. UPME. Informe de rendición de cuentas Agosto de 2022 a Agosto de 2023 (1). Avances y desafíos en oferta de energía eléctrica
En este informe, la UPME señala que entre las acciones más destacadas se encuentran la generación y publicación de planes, proyección de demanda y oferta de energéticos, evaluación de proyectos que solicitan recursos de los diferentes fondos y asignación de capacidad de transporte, entre otros.
Igualmente, se dio apertura a diversas convocatorias públicas de transmisión de energía eléctrica e importación de gas. Se tramitaron las solicitudes de incentivos tributarios para proyectos de Fuentes No Convencionales de Energía (FNCE), Gestión Eficiente de Energía (GEE) e Hidrógeno, así como, la asignación de cupos de diésel exento de sobretasa
Como hechos relevantes se destacan:
Subdirección de Energía Eléctrica
Esta subdirección finalizó en febrero el proceso de asignación de capacidad de transporte, aprobando conexiones por 8.321 MW de proyectos de generación de energía eléctrica; distribuidos así:
Se publicó la versión final del Plan Indicativo de Expansión de Cobertura Energía Eléctrica – PIEC, lo que permitió actualizar el índice de cobertura, identificar el número de vivienda sin servicio de energía eléctrica, las posibles soluciones entre conexión a la red, suministro individual o colectivo (microrredes) y estimar los costos asociados.
- Se adoptó el Plan de Expansión de Transmisión 2022-2036 el cual aprobó 6 obras que se deben ejecutar mediante convocatoria o ampliación según el caso, y analiza una obra en corriente continua para la conexión de una nueva fase de renovables desde La Guajira.
- Bajo la premisa de “sin transmisión no hay transición” se ha dado apertura oficial a seis (6) Convocatorias Públicas de Transmisión: Segundo Transformador Primavera 500/230kV (UPME 01-2023), Cuarto Transformador Sogamoso 500/230 kV UPME 02-2023, Subestación Huila 230 kV (UPME 01-2022), San Antonio – Alcaraván para Casanare (UPME 07-2021), Alcaraván – Banadía – La Paz para Arauca (UPME 08-2021) y Carreto 500 kV para Bolívar (UPME 06-2021).
- Se prevé el inicio de 4 convocatorias más de obras de transmisión en lo que resta del año.
Se avanzó en el Plan de Expansión de Generación bajo la formulación de tres escenarios base y dos sensibilidades para cada uno suponiendo metas más exigentes en términos de emisiones y en el logro de mejores costos de producción de energía.
- Se avanzó en los análisis y definición de la nueva subestación Sopó 230/115 kV para dar confiabilidad a la zona centro oriental. Esta obra deberá surtir proceso de aprobación en octubre.
- Se avanzó en la preparación del nuevo ciclo de asignación de capacidad de transporte (2023-2024). Al 31 de agosto la UPME había recibido 428 solicitudes de conexión por 22,3 GW.
- Entre los principales retos de corto plazo se tienen:
i) La expedición de las nuevas versiones de los planes de expansión de generación y transmisión y cobertura
ii) las aprobaciones de las obras de expansión del STR que han solicitado los operadores de red,
iii) la definición de las nuevas obras de transmisión necesarias para atender la demanda, solucionar problemas en la prestación del servicio y ampliar la capacidad de transporte para la conexión de nuevos generadores y usuarios,
iv) surtir el proceso de asignación de capacidad 2023-2024, y
v) definir la viabilidad de la obra en corriente continua asociada la conexión de la segunda fase de renovables en La Guajira. Se avanza en la definición de algunas obras prioritarias, las cuales podrían surtir un proceso más ágil para su aprobación según lo dispuesto en la regulación.
https://www1.upme.gov.co/Participa/Paginas/Rendicion-de-cuentas.aspx
Mar. 31 de Octubre de 2023
Gobierno-General. Empresas en procesos de reorganización o liquidación empresarial, evolución 2018-2023
La dinámica económica de la pandemia generó un aumento del número de empresas en procesos de reorganización o liquidación en la Superintendencia de Sociedades. Mientras entre 2017 y 2019 636 empresas ingresaron a estos procesos en la Supersociedades, entre los años 2020 y 2022 esta cifra aumentó a 2753. De este total, 1.263 empresas entraron a reorganización o liquidación en 2022
En el primer trimestre de 2023 estos procesos ascendieron a 364.
Fuente: Cálculos EA con base en cifras Supersociedades
En 2022, estas empresas totalizaron activos por 16,6 billones de pesos, cifra menor a los 18,9 billones de de 2021 y mayor a los 12 billones de 2020. En el primer trimestre de 2023, los activos de las empresas que enfrentan estos procesos ascendieron a 8,2 billones de pesos.
Estas cifras son elevadas frente a los promedios de la prepandemia, cuando anualmente, los activos de las empresas que ingresaban a la Super eran en promedio de 3,5 billones de pesos vs 14 billones en el promedio anual desde 2020.
Fuente: Cálculos EA con base en cifras Supersociedades
En términos de empleos comprometidos, en 2022 estos ascendieron 39 mil, cifra menor a los 59 mil de 2021, un promedio anual de 12 mil empleos, mayor a los 10 mil de la prepandemia. Para 2023 esta cifra asciende a 5261 empleos en el primer trimestre
En 2022, los pasivos de las empresas en reorganización ascendieron a 17 billones, mientras en 2023 esta cifra asciende a 12,2 billones de pesos para el primer trimestre del año (información disponible)
La evolución de los pasivos muestra una tendencia mas marcada de crecimiento en las empresas, con un aumento del 22,7% en 2022 frente a 2021, cuando había crecido 28%. Por lo que muestran las cifras del primer trimestre de este año, el cierre 2023 mostraría un valor superior aún al de los años anteriores en los pasivos que reportan estas empresas
También frente a los promedios prepandemia, pues mientras en el promedio anual de los pasivos 2017-2019 fue de 3,2 billones, en los últimos tres años fue de 13,8 billones de pesos.
Fuente: Cálculos EA con base en cifras Supersociedades
Empresas en reorganización en 2023
En el primer trimestre de 2023 206 empresas entraron en proceso de reorganización, 20 en la construcción, principalmente de obras civiles, sector que representó el 467% de los activos (2,79 bill) y el 54% de los activos (2,78)
Ingresaron 72 empresas de servicios, que representaron 35,5% de los activos (2,2 bll) y 30% de los pasivos (1,6 bll), entre estas están Yuma concesionaria, Constructora Ariguaní, Construcciones Vásquez, Rem Construcciones, Corfiamérica, Promotora inmobiliaria Bari, Tecno Ductos, y Promotora de Vivienda del Sinú
28 empresas pertenecen al sector de manufactura, entre estas se encuentran las Industrias de Bicicletas Milan, Luis Eduardo Caicedo, Atunes y Enlatados Frugal, Nuovo Alimentos, Carrocerías el sol, Equipos bancarios y montajes petroleros, entre otras
En el primer de 2023, 31 empresas solicitaron ingresar a procesos de negociación de emergencia la gran mayoría medianas y pequeñas empresas entre las que están 5 del comercio, 12 de la industria, 5 de servicios y tres de construcción entre otras.
Se anexa base de datos correspondiente
Lun. 30 de Octubre de 2023
Gobierno-Energía-GAS. Contexto sectorial. Promigas. Estado actual del mercado de gas en Colombia (1). Reservas de gas y capacidades de producción continental y al desarrollar Costa Afuera. Aquiles Mercado, Vicepresidente Financiero y Administrativo de Promigas. Septiembre 5 de 2023
Colombia tiene gas para 7,2 años, el más bajo de los últimos 17 años, si se calcula respecto al consumo del momento. El cruce entre la demanda y la oferta se alcanzaría en febrero de 2026 entrando en zona de vulnerabilidad. Sin embargo, si se tienen en cuenta las importaciones através de la planta del Atlántico con 400 mpbd se puede dilatar este cruce y se alcanza en 2029.
Cuando se analiza el cruce entre oferta y demanda en la Costa Caribe que es la zona beneficiada con la importación, el cruce entre la curvas de oferta y demanda sería en enero de 2027 mientras en el interior del país se daría en el 2024, el año entrante.
Hay claramente un desbalance, hoy los sistemas integrados desde la Guajira pero sólo en este momento pueden pasar de la Costa al Interior o del Interior hacia la Costa 50 mpcd día.
Para lograr mayor integración entre los sistemas se requieren las señales regulatorias que remuneren las inversiones particularmente en compresión que se necesitan en este momento. La noticia del ministro de energía entrante, en Agosto de 2023 en el cual informaba que se iba a mantener la actividad exploratoria.
Cúales son las alternativas de abastecimiento?, existen varias pero hay que tomar las decisiones de manera oportuna, tenemos reservas continentales, la sisguiente es una matriz compleja, completa pero alcanzables, basadas puede ser en autoabastecimeinto o importaciones ya sea por la planta de regasificación del pacífico (si se construye), la del Atlántico, que está en capacidad de importar 400 mpcd al día, lo que significa 40-45% del consumo diario del país y Venezuela, que se menciona como una alternativa.
No tiene nada de malo importar desde Venezuela siempre y cuando pertenezca a una matriz que está complementada por otra fuente y no depende específicamente de cualquiera de estas.
A continuación se desagrega cada una de las distintas alternativas de abastecimiento:
1. En las continentales, se habla de un potencial de 30 trillones de pies cúbicos, los campos menores representan cerca de un 30% lo cual es importante y bueno, están presentando problemas algunos de estos campos en este momento, pero seguimos dependiendo en un 70% de la Guajira y de Cusiana, es decir, no hemos evolucionado como deberíamos haberlo hecho para soportar la matriz energética del país con confiabilidad la matriz energética con confiabilidad y sin la alta dependencia de pocos productores.
Desde mediados de 2018 Estados Unidos toma una decisión y se vuelca sobre la fracturación hidráulica, el Fracking y se convierte en el mayor productor mundial de crudo y de gas natural, en el caso de Ecopetrol, que no hace fracking en Colombia, muestra que pocas apuestas de esta empresa han mostrado un éxito comparable como la de sacar crudo en América del Norte mediante Fracking, tecnología proscrita en Colombia y la contribución de la Alianza con Occidental en la cuenca Permian supera los 100 mil barriles de petróleo por día, esto significa el 12% o 13% de la producción que tiene Ecopetrol en Colombia, lo importante que es el tema de diversificar, un nivel de ingresos a Ecopetrol muy importante, remunera las inversiones y el riesgo importantes y el riesgo que asumió al empezar este emprendimiento.
2. En el caso de costa afuera, todos los campos identificados en esta zona, en los más cercanos a los campos locales que actualmente proveen el gas natural, de Chuchupa y Ballena, se habla de entre 3,4 y 5,5 teras, esto más que duplica más que triplica nuestras reservas actuales, lo que permitiría extender nuestras reservas de gas de 7,2 años a 20-25 años, lo cual daría un respiro para adelantar el proceso de transición energética ordenada.
Pero se habla en las fuentes oficiales de Ecopetrol una potencia de gas natural, que estaría entre 70 y 100 teras, nos convertiríamos en una potencia de Gas Natural, hay que tener reserva respecto a estas estimaciones. Son proyectos en etapas preliminares, pero se requiere una inversión entre 9 y 12 billones de dólares que nos e evidencia que se esté haciendo. Necesitamos sin lugar a dudas aprovechar estos campos que están aquí, para complementar nuestra matriz energética en segunda instancia.
Sector de la semana
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Jue. 02 de Noviembre de 2023
Gobierno-Energía. XM. Sobre proyectos que han ingresado al Sistema Interconectado Nacional SIN (2). Proyectos de transmisión. Comunicado 18 de Octubre de 2023
Proyectos de transmisión
Las redes del SIN son un conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, incluyendo las interconexiones internacionales, que transportan la energía desde las plantas de generación a las subestaciones de transformación y finalmente al consumidor final. Este sistema está conformado por el Sistema de Transmisión Nacional, STN, y los Sistemas de Transmisión Regional, STR, y de Distribución Local, SDL.
En el segundo y tercer trimestre del año ingresaron al SIN 10 proyectos, distribuidos de la siguiente manera: 3 proyectos en el STN, 4 en la red del STR y 3 de conexión entre el STR y SDL, propios de los operadores de red.
De estos proyectos se destacan:
- Sistema de Transmisión Nacional, STN O TRANSELCA declaró en operación los dispositivos tipo D-FACTS, sistemas que funcionan como válvulas para regular el flujo de potencia transmitido por las líneas de transmisión, serie SSSC en las líneas Santa Marta-Guajira 1 220 kV y Santa Marta-Termocol 1 220 kV, el 20 y 24 de mayo respectivamente. Estos equipos fueron definidos por la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, como medida para permitir la conexión de proyectos de generación en la subárea GCM.
- El 26 de junio ISA INTERCOLOMBIA declaró en operación la línea BOLÍVAR – SABANALARGA 500 kV y la bahía de línea en la subestación Bolívar a Sabanalarga 500 kV. Con la cual se encuentra en operación todos los activos asociados con la convocatoria UPME 07 — 2017 “LT Sabanalarga - Bolívar 500 kV y segundo transformador Bolivar 450 MVA 500/220 kV”.
- La puesta en operación de este enlace en 500 kV, brinda confiabilidad en la atención de la demanda de la subárea Bolívar, mejora su fortaleza de tensión y la capacidad de importación de potencia del área Caribe en red completa y indisponibilidades de elementos de la red 500 kV,
- Como parte del proyecto UPME 05-2018 subestación Toluviejo 220 kV, el 10 de agosto CELSIA COLOMBIA declaró en operación la primera etapa del proyecto que consiste en la entrada de nuevos elementos en la subestación Toluviejo 220 kV con los cuales se aumenta la confiabilidad y flexibilidad en la operación de esta de acuerdo con su configuración.
Sistema de Transmisión Regional, STR
- ELECTROHUILA el 28 de abril, declaró en operación la subestación Segovianas con transformación de 25 MVA 115/34.5/13.8 kV, la línea Altamira-Segovianas 1 115 kV y sus bahías asociadas. Este proyecto permitió incrementar la confiabilidad del área Suroccidental ante indisponibilidades, fallas y mantenimientos de elementos de esta red
- ESSA el 20 de julio declaró en operación comercial la subestación Mesa del Sol 115 kV ubicada en el área operativa de Nordeste, la cual fue definida como punto de conexión de varios proyectos de generación en la zona.
- ENERGÍA DE COLOMBIA el 14 de agosto declaró en operación algunos activos asociados al proyecto UPME STR 02-2019 Atlántico, con la entrada de los nuevos activos se aumentó la flexibilidad operativa y confiabilidad en la atención de demanda de la subárea Atlántico, al eliminar restricciones que se generaban por sobrecarga ante contingencia sencilla.
- EPM el 21 de agosto declaró en operación la subestación El Rodeo 110 kV en la subárea Antioquia, la cual seccionó el circuito Guayabal - Ancón Sur 110 kV, logrando con ello la ampliación de la capacidad para la atención de la demanda actual y futura de la zona de influencia de la subestación.
Sistema de Transmisión Regional
- STR- Sistema de Distribución Local, SDL O AIR-E el 1 de mayo conectó en T el Transformador provisional 10 MVA 110/13.2 kV en la línea Fundación - Río Córdoba 1 110kV, el cual fue instalado mitigar la alta cargabilidad de un transformador existente y con ello mantener la continuidad y calidad de la prestación del servicio de energía eléctrica con los usuarios en la zona de influencia.
- ENEL COLOMBIA el 26 de mayo, como parte de la ampliación de la subestación Ubaté 115 kV de la subárea Bogotá declaró en operación el transformador UBATE D2 40 MVA 115/13.2 kV y sus bahías asociadas.
- CELSIA MVA COLOMBIA como parte de su plan de inversión instaló dos transformadores de 25 115/34.5 kV en la subestación El Carmelo ubicada en la subárea Valle, que declaró en operación el pasado 5 de agosto, con estos equipos se espera aumentar la confiabilidad en la atención de la demanda de la zona.
- Según la información reportada por los promotores de los proyectos de transmisión, se espera que en el último trimestre de 2023 ingresen en operación los activos faltantes de la convocatoria UPME STR 02-2019 Atlántico y UPME STR 13-2015 La Loma 110 kV.
Mié. 01 de Noviembre de 2023
Gobierno-Energía. UPME. Informe de rendición de cuentas Agosto de 2022 a Agosto de 2023 (2) . Avances y desafíos en Demanda de energía eléctrica
Subdirección de Demanda
- Se publicó el Plan Energético Nacional 2022-2052 (PEN) para comentarios el 1 de julio de 2023, y está próximo a publicarse la versión final a partir del análisis de éstos. También se publicó y socializó la edición anual de las Proyecciones de Demanda de Energía Eléctrica para el periodo 2023-2037 y se encuentra en la construcción de las proyecciones de demanda de gas y combustibles líquidos.
Estas proyecciones se estiman a partir de información de consumos históricos, así como de la definición de variables que explican los comportamientos propios de cada energético, según su naturaleza.
Se publicó la versión preliminar del BALANCE ENERGÉTICO COLOMBIANO (BECO) 2022. El Balance presenta información desagregada de los segmentos producción, transformación y consumo de los diferentes energéticos para cada uno de los sectores de la economía del país. En esta actualización del BECO se implementó la metodología presentada por la Agencia Internacional de Energía en el documento "International Recommendations for Energy Statistics (IRES)", con el fin de estructurar la información de acuerdo con los estándares internacionales.
En cumplimiento del artículo 237 del Plan Nacional de Desarrollo, PND, 2022-2026 ‘Colombia Potencia Mundial de la Vida’, la UPME se encuentra elaborando, a partir de mesas de trabajo con las Universidades del Programa de Evaluación Industrial, PEVI, la metodología para el cálculo de la línea base de consumo y de ahorro estimado, que deberán aplicar las entidades públicas para establecer sus objetivos y elaborar sus medidas de eficiencia energética, en el marco de sus auditorías energéticas según lo descrito en el presente artículo.
Teniendo en cuenta lo anterior, durante el cuarto trimestre del presente año se publicará para consulta y comentarios la metodología mencionada, con el fin de adoptarla de manera definitiva antes de terminar el año.
En cumplimiento del artículo 237 del Plan Nacional de Desarrollo, PND, 2022-2026 ‘Colombia Potencia Mundial de la Vida’, la UPME se encuentra elaborando, a partir de mesas de trabajo con las Universidades del Programa de Evaluación Industrial, PEVI, la metodología para el cálculo de la línea base de consumo y de ahorro estimado, que deberán aplicar las entidades públicas para establecer sus objetivos y elaborar sus medidas de eficiencia energética, en el marco de sus auditorías energéticas según lo descrito en el presente artículo.
Teniendo en cuenta lo anterior, durante el cuarto trimestre del presente año se publicará para consulta y comentarios la metodología mencionada, con el fin de adoptarla de manera definitiva antes de terminar el año.
Así mismo, la UPME en cumplimiento de los artículos 108 y 272 del PND, ha iniciado un estudio para la definición del nivel de consumo indispensable de energía eléctrica que requieren los usuarios en condiciones socioeconómicas vulnerables de los estratos 1 y 2, considerando las condiciones climáticas de las zonas en las que habitan los usuarios y las buenas prácticas para el consumo eficiente de energía; a partir de la actualización del consumo básico de subsistencia de energía eléctrica, considerando las necesidades energéticas de los usuarios en las diferentes regiones del país. Teniendo en cuenta lo anterior, antes de terminar el presente año se enviará la propuesta al Ministerio de Minas y Energía para que tome las decisiones correspondientes en cumplimiento de los artículos mencionados del PND.
- La UPME está trabajando en la consolidación de nuevas estrategias y medidas de eficiencia energética para el sector terciario, en la caracterización energética del sector agropecuario y agroindustria, en una nueva apuesta de biocombustibles de segunda y tercera generación con análisis B/C y los requerimientos técnico-económicos para una biorrefinería, así como en los factores de emisión de combustibles colombianos en los segmentos de vehículos livianos y motocicletas. Lo anterior permitirá integrar elementos innovadores a los planes energéticos de corto, mediano y largo plazo.
En desarrollo de los incentivos tributarios para proyectos de Fuentes No Convencionales de Energía (FNCE), Gestión Eficiente de la Energía (GEE) e hidrógeno (H2), según las leyes 1715 de 2014 y 2099 de 2021, la UPME expidió las resoluciones 319 del 31 de agosto de del 2022, 504 del 7 de julio del 2023 y la 610 del 8 de septiembre del 2023, estas dos últimas, de ampliación de lista de Bienes y Servicios de GEE y de FNCE respectivamente.
Entre agosto de 2022 y agosto de 2023, la entidad recibió un total de 2.483 solicitudes de proyectos de las cuales se han certificado alrededor del 75% de ellas. Estos mecanismos tributarios han aportado al dinamismo y uso de FNCE, de gestión eficiente de la energía y la introducción de nuevas tecnologías en la matriz energética nacional, lo que contribuye a su vez con las estrategias de transición energética y las metas ambientales del país.
Finalmente, en este marco legal de incentivos tributarios y, considerando el artículo 5 del Decreto Ley 1276 de 2023, “...por el cual se adoptan medidas para ampliar el acceso al servicio de energía eléctrica y preservar los medios de subsistencia de la población a través del rescate de la transición energética, con la finalidad de superar la crisis humanitaria y el estado de cosas inconstitucionales o evitar la extensión de sus efectos, en el marco del Estado de Emergencia Económica, Social y Ecológica declarado en el departamento de La Guajira...”; la UPME expidió la resolución 672 del 26/09/2023, por la cual se establece la lista de bienes y servicios que se consideran inversiones susceptibles de beneficios tributarios y arancelarios, para efectos de lo dispuesto en el artículo 5 del Decreto Ley mencionado. (Resolución que quedaría en vilo mientras se aprueban en el congreso estos decretos que fueron derogados por la Corte).
https://www1.upme.gov.co/Participa/Paginas/Rendicion-de-cuentas.aspx
Mar. 31 de Octubre de 2023
Gobierno-Financiero. Unidad de Regulación Financiera. Agenda Regulatoria 2023-2024.
https://www.urf.gov.co/webcenter/portal/urf/pages_n/decretos2023
Lun. 30 de Octubre de 2023
Gobierno-Energía-GAS. Promigas. Estado actual del mercado de gas en Colombia (2), opciones de abastecimiento desde la importación de gas. Aquiles Mercado, Vicepresidente Financiero y Administrativo de Promigas. Septiembre 5 de 2023
En nuestra sección contexto normativo se presentaron dos de las cinco opciones con las que cuenta Colombia para abastecer gas en el mercado interno, estas fueron el área continental y la exploración Costa Afuera. A continuación se presentan las opciones de abastecimiento con importaciones, tanto por la planta de regasificación del Atlántico, la planta de regasificación del Pacífico o importar gas desde Venezuela.
3. En el caso de la importación de GNL por el Atlántico, ha sido un ejemplo de una decisión oportuna, 400 mpcd, ha recibido 2 millones 352 mpc de GNL, 42 buques desde 2016 que se inaugura la planta. En marzo de 2020 en medio del COVID cuando las reservas de las plantas hidroeléctricas alcanzaban sus mínimos históricos, con las UCI llenas por la pandemia del COVID se trajeron 12-13 bracos en un mes, lo cual permitió soportar toda la generación eléctrica que alimentaba principalmente en los hospitales uno de los puntos de mayor consumo, 99% de disponibilidad operativa, 800 días regasificados, 10 mpc el volumen mínimo entregado en un día y se puede ampliar.
Promigas señala que se puede ampliar la capacidad de importación en 50 mpcd para el segundo semestre de 2024, la entrada temprana y para el 2026 se podría ampliar en 130 mpcd. Si se lográramos ampliarlo hasta 130 estaríamos hablando de una capacidad de 530 mpcd que es más del 50% del consumo del país en un día en gas natural.
4. Esto se complementaría bien con la importación por la regasificadora del pacífico. Aunque esta opción complementaría bien las anteriores tres, desafortunadamente mientras la del pacífico nos conecta con Estados Unidos y Guyana y Trinidad y Tobago, esta nos permitiría conectarnos con Australia, Mozambique y Perú que exporta el 50% de su producción diaria y estamos a pocos Km por navegación. Pero se creó desierta hace tres semanas, pero ha faltado algo para lograr el interés de los inversionistas para lograr que se inviertan los 700 millones de dólares que requiere la construcción de este proyecto.
5. Sobre la importación de gas de Venezuela, lo ha mencionado el presidente de Ecopetrol, Promigas considera que no es tan fácil en términos de tiempo, una de las variables críticas de la transición energética, pues la calidad del gas de Venezuela que no es la óptima para los sistemas de transporte de Colombia, desarrollar la infraestructura, que conecte desde la frontera los campos de producción con el gasoducto de Antonio Ricaute, que hay que recordar que fue construido para exportar de Colombia a Venezuela cuando se envió por 8 o 10 años para apoyarlos mientras consolidaban su producción de gas en la zonas que la necesitaban. Pero hay que ejecutar millonarias inversiones para poner en funcionamiento el gasoducto ya que está inactivo desde el 2015.
En Colombia hay que adquirir y adecuar equipos y redes, que harían las posibles importaciones, lo cual tomaría al menos cuatro años en millonarias inversiones, el gasoducto atraviesa por zonas complejas, principalmente comunidades Wayuú que requieren complejidades y consultas previas
En un diario español se advertían los riesgos de contraparte, pues contar con grandes reservas no supone una gran producción perse, pues países con grandes reservas no han desarrollado gran producción efectiva como ese el caso de Venezuela, Nigeria o Libia, ya sea por las dificultades de acceder a las tecnologías o los regímenes vigentes de cada país u otras variables. Son variables que tener en cuenta antes de depender de la importación, aunque importar persé no esté mal siempre y cuando haya un equilibrio entre la matriz que se vaya a utilizar.
Noticias de la semana
Noticias
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Jue. 02 de Noviembre de 2023
Energía
01 de noviembre de 2023
| El ingeniero Javier Campillo Jiménez se posesiona como nuevo viceministro de Energía |
Gobierno
01 de noviembre de 2023
| Publican la agenda de proyectos normativos que expediría el Minhacienda para el 2024 | Ámbito Jurídico |
| Proyecto de ley busca fortalecer el Sistema Nacional de Crédito Agropecuario |
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01 de noviembre de 2023
Salud
01 de noviembre de 2023
| Supersalud le exige a la EPS Sanitas soluciones de fondo por no entregar medicamentos | Ámbito Jurídico |
| Cámara de Representantes retomará la votación de la reforma a la salud | Ámbito Jurídico |
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01 de noviembre de 2023
| “Vamos a potencializar la economía popular y el desarrollo de las regiones con tecnología”: ministro TIC Mauricio Lizcano |
Mié. 01 de Noviembre de 2023
Energía
31 de octubre de 2023
| CREG emitió concepto sobre la normatividad aplicable a la actividad de autogeneración |
Gobierno
31 de octubre de 2023
| Corte decidirá sobre la inconstitucionalidad de la deducción de las regalías en renta |
| MinHacienda realizará audiencia de Rendición de Cuentas de su primer año |
Infraestructura
31 de octubre de 2023
| SuperTransporte presentó informe de Rendición de Cuentas del período octubre 2022 a septiembre 2023 |
Salud
31 de octubre de 2023
| Contralor declaró de impacto nacional la suspensión de medicamentos de Cruz Verde |
Telecomunicaciones
31 de octubre de 2023
Mar. 31 de Octubre de 2023
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30 de octubre de 2023
| Aseguradora no puede alegar incumplimiento de garantías si se comporta como si el contrato siguiera vigente | Ámbito Jurídico |
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30 de octubre de 2023
| Colombia aumentará exportación de energía a Ecuador | Ámbito Jurídico |
| CREG indicó la aplicación de la Limitación normativa respecto de la Actividad de Generación y Autogeneración de Electricidad |
Gobierno
30 de octubre de 2023
Hidrocarburos
30 de octubre de 2023
| MinMinas inició el despegue hacia la descarbonización del transporte aéreo local en el mercado nacional e internacional |
Telecomunicaciones
30 de octubre de 2023
| Contraloría General de la República lanzó advertencias sobre pliego para subasta de la frecuencia 5G por rentabilidad y dividendos |
Coyuntura normativa
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Jue. 02 de Noviembre de 2023
Gobierno-Energía. XM. Recordatorio cumplimiento requisito: Renovación Encargo Fiduciario - Resolución CREG 031 de 2021
XM informa a todas las empresas registradas como agentes ante el ASIC y el LAC que a más tardar el 30 de noviembre de 2023 deberán acreditar ante XM que su contrato de encargo fiduciario tiene una vigencia mínima hasta el 1 de enero de 2026, lo anterior para dar cumplimiento con lo establecido en la Resolución CREG 031 de 2021. El incumplimiento de esta obligación dará lugar a la aplicación del procedimiento de retiro o limitación de suministro, de acuerdo con lo establecido en las resoluciones CREG 116 de 1998, CREG 156 de 2011 y demás que la modifiquen o sustituyan.
Por lo anterior, sugerimos que se comuniquen a la mayor brevedad con la fiduciaria correspondiente para iniciar el trámite de renovación de la vigencia. Es preciso aclarar que, para cumplir todos los requisitos, la fiduciaria debe remitir a XM una certificación en la que conste que se ha ampliado la vigencia del contrato y que se ha realizado el pago de la comisión respectiva; por lo tanto, recomendamos hacer seguimiento de la remisión de la misma, ya que para el 30 de noviembre deberá haber sido aprobada dicha renovación.
Cualquier información adicional con gusto será atendida a través de nuestra línea de Orientación a Clientes 3172929 de Medellín, digitando la opción 1, por medio del WhatsApp corporativo 321 334 91 13, el chat o remitiendo su solicitud al correo electrónico
Sobre esta disposición habrá una capacitación el próximo 7 de noviembre de 2023, anexmos link
https://www.xm.com.co/noticias/6325-capacitacion-encargo-fiduciario
Mié. 01 de Noviembre de 2023
Gobierno-Energía. UPME. Informe de rendición de cuentas Agosto de 2022 a Agosto de 2023 (3). Avances y desafíos en Hidrocarburos y minería
Se realizó la publicación del Plan Nacional de Sustitución de Leña y un taller desocialización del mismo el cual contó con la participación de agentes tanto del sector público como del privado.
- Se llevó a cabo el proceso de convocatoria pública UPME GN 001-2022 Infraestructura de Importación de Gas del Pacífico, luego de la publicación y modificación de los DSI a partir de 6 adendas; la cual mediante Resolución UPME 000588 del 28 de agosto de 2023 fue declarada desierta.
- Se actualizaron las proyecciones de precios de energéticos con base en nuevos supuestos y consideraciones del contexto internacional. El documento definitivo de análisis de estas proyecciones se publicará en el cuarto trimestre del año 2023.
- Para Plan de Abastecimiento de Gas Natural se elaboraron análisis y simulaciones de transporte de GN respecto a la asociación entre tramos, puntos de salida y nodos; así como proyección de escenarios de demanda sectorial y regional y proyección de precios para gas natural. El documento para comentarios será publicado en el cuarto trimestre del año 2023.
- En relación con la lista de grandes consumidores individuales no intermediarios de ACPM, se expidieron 2 resoluciones, la primera relativa al trimestre de enero, febrero y marzo y la segunda para el trimestre de abril, mayo y junio, ambos documentos correspondientes a la vigencia 2023 y publicadas en la página de la entidad.
En cuanto a la asignación de cupos de diésel marino exento de sobretasa, durante el mes de febrero de 2023, se emitieron 16 resoluciones con cobertura para 16 empresas acuícolas, 1 resolución para 240 embarcaciones de bandera nacional con actividades de pesca, cabotaje y remolcador, 2 resoluciones para 2 embarcaciones de bandera extranjera y por último 1 resolución de para las embarcaciones de la Armada Nacional. Dichas resoluciones fueron notificadas de acuerdo con lo establecido en la normatividad vigente.
Para los meses entre marzo y septiembre de 2023, se presentaron novedades reportadas por la DIMAR para embarcaciones de Bandera Nacional, por lo que se emitieron 5 resoluciones. Dichas resoluciones fueron notificadas de acuerdo con lo establecido en la normatividad vigente.
- Se expidieron 4 resoluciones con cobertura para 4 empresas, respecto a la compensación por el transporte de GLP al departamento de Nariño. Dichas resoluciones fueron notificadas de acuerdo con lo establecido en la normatividad vigente
Subdirección de Minería
Participación activa en la elaboración Política Minero Ambiental "Una Nueva Visión de la Minería en Colombia", la cual se publicó el 5 de junio de 2023 para comentarios. En esta construcción están las instituciones del sector minero, Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible y su Autoridad Nacional de Licencia Ambiental ANLA y el DNP.
Participación en las mesas de trabajo que se están realizando en torno a la estructuración del CONPES para la Política de Reindustrialización, cuyo objetivo general es desarrollar condiciones para aumentar la generación de valor agregado de los diferentes sectores de la base empresarial colombiana.
De manera articulada con el MinEnergía, ANM, MinAgriculatura, MinComercio, las Gobernaciones del Huila y Santander, gremios e industrias, han participado en la primera mesa de diálogo para el sector agrícola, con el fin de identificar las necesidades y retos de los encadenamientos productivos para el mercado de roca fosfórica y de fertilizantes.
En conjunto con la ANM y la OAAS del Ministerio de Minas y Energía en la construcción de los lineamientos para la implementación de los programas de sustitución de actividades o reconversión y reubicación laboral de los pequeños mineros tradicionales ubicados en los ecosistemas de páramos.
Se elaboró el informe sobre emisiones fugitivas de gas metano por la extracción de carbón para los años 2019 a 2022.
Se encuentra en elaboración documento de caracterización de consumos energéticos de la minería subterránea de carbón en Colombia en en los departamentos de Antioquia, Boyacá, Cundinamarca y norte de Santander.
https://www1.upme.gov.co/Participa/Paginas/Rendicion-de-cuentas.aspx
Mar. 31 de Octubre de 2023
Gobierno-Minhacienda. Proyecto de decreto sobre el Fondo para el Desarrollo del Plan todos Somos Pazcífico
Este decreto establece unas disposiciones específicas para el desarrollo del Plan Todos Somos Pazcífico, en el cual se establece como patrimonio autónomo administrado por el Minhacienda y Crédito Público o por la entidad o entidades que éste defina.
El Ministerio de Hacienda y Crédito Público, en uso de la facultad otorgada por el artículo 185 de la Ley 1753 de 2015 y para efectos de la operatividad y funcionamiento del Fondo, podrá definir la administración del mismo en: (i) una entidad encargada de su gestión y seguimiento (en adelante la Entidad Gestora) y/o; (ii) en una Sociedad Fiduciaria que conserve y transfiera los recursos, y que actúe como vocera del patrimonio autónomo (en adelante Sociedad Fiduciaria).
El Fondo tendrá por objeto la financiación y/o la inversión en el Litoral Pacífico, en proyectos de agua potable y saneamiento básico, energización rural sostenible, interconexión eléctrica, mejoramiento de la conectividad en Transporte, conectividad digital, educación y vivienda entre otros, y en general, en las necesidades más urgentes para promover el desarrollo integral de dicha zona.
Los recursos del fondo estarán constituidos por las partidas del PGN que se le asignen, los recursos aportados por las sociedades y entidades de la rama ejecutiva, los aportes de las entidades territoriales, los recursos de operaciones de financiamiento interno o eterno que a nombre del fondo celebre la sociedad fiduciaria, las donaciones que reciba y los rendimientos financieros.
El Fondo podrá suscribir operaciones de financiamiento interno o externo, a través de la Sociedad Fiduciaria y a su nombre. La celebración de las operaciones de financiamiento y las asimiladas a éstas por parte del Fondo, de carácter interno o externo y con plazo superior a un año, requerirá de la autorización previa del Ministerio de Hacienda y Crédito Público.
Cuando se trate de financiamiento dirigido a gastos de inversión, la mencionada autorización se otorgará una vez se cuente con el concepto favorable del Departamento Nacional de Planeación. No obstante, cuando se trate de operaciones de financiamiento que vayan a ser garantizadas por la Nación, no se requerirá concepto favorable del Departamento Nacional de Planeación, sino del Consejo Nacional de Política Económica y Social, CONPES. La celebración de operaciones para el manejo de la deuda requerirá autorización previa del Ministerio de Hacienda y Crédito Público.
La Nación o las entidades territoriales podrán otorgar avales o garantías a las operaciones de financiamiento. La Nación podrá otorgar su aval o garantía al Fondo una vez cuente con lo siguiente: 1. Concepto favorable del Consejo Nacional de Política Económica y Social, CONPES, respecto del otorgamiento del aval o la garantía; 2. Concepto de la Comisión Interparlamentaria de Crédito Público, respecto del aval o la garantía de la Nación, si éstas se otorgan por un plazo superior a un año; y 3. Autorización para celebrar el contrato de aval o de garantía, impartida por el Ministerio de Hacienda y Crédito Público, una vez se hayan constituido a favor de la Nación las contragarantías adecuadas, a juicio del mencionado Ministerio.
El Fondo podrá utilizar para la constitución de las contragarantías a favor de la Nación, entre otras, las vigencias futuras aprobadas para el Fondo por el Consejo Superior de Política Fiscal. Cuando el aval o la garantía vayan a ser otorgadas por una entidad territorial, deberá realizarse conforme a las normas y procedimientos vigentes. Cuando alguna obligación de pago del Fondo sea garantizada por la Nación, éste deberá realizar los aportes financieros requeridos al Fondo de Contingencias de las Entidades Estatales de acuerdo con lo establecido por el Título 2 de la Parte 4 del Libro 2 del Decreto 1068 de 2015 o las normas que lo modifiquen, sustituyan o adicionen.
El Gobierno nacional, a través del Ministerio de Hacienda y Crédito Público transferirá́ los recursos que sean requeridos por el Fondo con el fin de que este atienda:
i. El equivalente al servicio de la deuda, incluidos capital e intereses, derivados de las operaciones de financiamiento interno o externo que celebre para el desarrollo de proyectos, así́como las comisiones que se cobren en relación con dichas operaciones de financiamiento.
ii. Los aportes al Fondo de Contingencias de las Entidades Estatales de que trata el parágrafo 2° del presente artículo;
iii. La comisión de administración del Fondo por parte de la Sociedad Fiduciaria. Para efectos de la transferencia de los respectivos recursos, la Sociedad Fiduciaria deberá presentar al Ministerio de Hacienda y Crédito Público, una comunicación con el soporte y la certificación de la existencia y necesidad de atender alguno de los gastos antes relacionados. Previa disponibilidad presupuestal, se ordenará la transferencia de los recursos a través de acto administrativo. En todo caso, la vigilancia y responsabilidad de la ejecución de los recursos y proyectos, estará a cargo de la Entidad Gestora, sin perjuicio de las obligaciones que le corresponden a la Sociedad Fiduciaria como vocera del Fondo y responsable de la conservación y transferencia de los recursos.
El decreto define los órganos componentes de su junta directiva, que tendrá participación de algunos alcaldes de la región, las funciones de la junta administradora, la dirección ejecutiva y sus funciones,
Crea una entidad gestora para la gestión y seguimiento de la ejecución de los recursos del fondo. La Entidad Gestora será la entidad definida por el Ministerio de Hacienda y Crédito Público para la gestión y seguimiento de la ejecución de los recursos del Fondo.
El decreto establece entre sus funciones la de diseñar la implementación para cada una de las líneas de inversión del fondo, efectuar el seguimiento a la ejecución de los recursos, presentar y postular a la junta en coordinación con el Director Ejecutivo,los planes y líneas estratégicas, participar en la gestión de operaciones de financiamiento interno y externo, entre otras.
Sociedad fiduciaria
La Sociedad Fiduciaria será la definida por el Ministerio de Hacienda y Crédito Público para la conservación y transferencia de los recursos y la vocería del Fondo, según lo dispuesto en las normas que regulan lo correspondiente a las obligaciones y deberes fiduciarios de las sociedades administradoras de patrimonios autónomos y según lo señalado en esta Parte. La Sociedad Fiduciaria será la competente para comprometer jurídicamente al Fondo, incluyendo la suscripción de las operaciones de financiamiento interno y externo que deban ser celebradas a su nombre, así como la atención del servicio de la deuda.
De igual manera, le corresponderá ejercer los derechos y obligaciones del Fondo y representarlo judicial y extrajudicialmente. Para lo anterior, la Sociedad Fiduciaria deberá atender a las políticas definidas por la Junta y a las precisas instrucciones que reciba del Director Ejecutivo, cumpliendo con lo acordado en el Reglamento Operativo.
Se mantendrá una absoluta separación entre los recursos de la Entidad Gestora, los de la Sociedad Fiduciaria, los de otras cuentas administradas por ésta y los del Fondo, de modo tal, que todos los costos y gastos del Fondo se financien con sus recursos y no con los de otras entidades. Para el cumplimiento de las obligaciones del Fondo, no se podrá perseguir el patrimonio de ninguna de las entidades señaladas. La responsabilidad por los actos, contratos y convenios del Fondo será asumida de manera exclusiva con su patrimonio.
No obstante, la Sociedad Fiduciaria responderá con su patrimonio por el incumplimiento de sus deberes fiduciarios y hasta por la culpa leve en el cumplimiento de su gestión. La Sociedad Fiduciaria celebrará de manera diligente y eficiente todos los actos jurídicos necesarios para cumplir con el objeto del Fondo, en atención a las políticas definidas por la Junta y según las instrucciones que reciba del Director Ejecutivo. La Sociedad Fiduciaria expedirá las certificaciones de las donaciones recibidas.
Aspectos que se regularán en el Reglamento Operativo. El Reglamento Operativo que acuerden la Entidad Gestora y la Sociedad Fiduciaria, deberá recoger lo dispuesto en esta Parte para la administración y ejecución de los recursos, y el desarrollo del objeto del Fondo, así como todo aquello que sea necesario para la adecuada regulación de la relación las partes, incluyendo lo relativo a las instrucciones que se otorguen en desarrollo de dicha relación, la forma y tiempos en que se le dará cumplimiento a tales instrucciones, las obligaciones y derechos de cada parte de conformidad con las actividades y competencias propias de cada una de ellas, incluyendo la comisión fiduciaria, el comité fiduciario, la forma en que se efectuarán los pagos, los desembolsos y transferencias de bienes, instancias de comunicación entre ambas partes y demás aspectos que se requieran.
PARÁGRAFO. La Sociedad Fiduciaria celebrará con los entes territoriales o entidades del Estado competentes para recibir y administrar los bienes, los contratos o convenios que resulten necesarios para esta finalidad. Así mismo, acordará con los Instrumentos Asociativos de Origen Comunitario que sean beneficiarios de la administración de los bienes, las condiciones en las que se desarrollará esta actividad. Todo lo anterior, atendiendo a las instrucciones que imparta la Junta en ese sentido. En el documento que ordene la transferencia y/o de entrega en administración se indicará la destinación de los bienes transferidos o entregados en administración y las responsabilidades que de dicha transferencia o administración se deriven.
Lun. 30 de Octubre de 2023
Gobierno-Energía-GAS. Promigas. Estado actual del mercado de gas en Colombia (3), transporte, distribución y perspectivas del abastecimiento de gas en la transición energética. Aquiles Mercado, Vicepresidente Financiero y Administrativo de Promigas. Septiembre 5 de 2023
Transporte de gas natural
Colombia cuenta con una infraestructura robusta, con una red de gasoductos de más de 7 mil Km, 170 mil km de redes de distribución, este sistema de transporte permite transportar casi un billón de piés cúbicos diarios, el consumo diario del país es de 921, parece que no hubiera crecimiento en el consumo, pero hay que sacar el consumo asociado a la industria de refinación petrolera que tiene volatilidad, y el térmico.
Si se incluyen estas dos fuentes de consumo pareciera que el consumo no crece pero si se excluyen el consumo crece el 17% en volumen por el consumo de residencias y la industria. Quienes crecieron, las residencias y la industria.
Desde marzo de 2023 entró en uso para el sistema energético nacional la interconexión de los sistemas de transporte de gas natural entre TGI y Promigas, lo que aumenta la confiabilidad y seguridad del sistema, hoy en día podrían transportarse desde TGI a la costa o desde Costa a TGI 50 mpcd, como se mencionaba anteriormente, se puede expandir esta capacidad hasta 170 pero se requieren las señales regulatorias que visibilicen estas inversiones en gas y compresión.
Distribución
Colombia ha logrado posicionarse como el país número 1 o 2 como caso de éxito a nivel mundial, con 11 millones de colombianos que hoy se benefician del gas natural, el 66% - 70%, 84% de estos pertenecen a los estratos 1,2 y 3, aquellos que requieren asequibilidad y accesibilidad a los sistemas de energía y no una condena a la pobreza con una transición energética desordenada.
Movilidad sostenible a base de gas
Colombia fue precursor en Latinoamérica, acompañando a Argentina en el tema de gas natural vehicular, tuvo un freno importante por los precios del gas, ante la percepción de escasez. Hoy el día el país cuenta con corredores verdes que permiten la autonomía de estos vehículos, pero se requiere un impulso más importante a esta segmento de consumo por que el gas natural es soluciona a los problemas de calidad del áire del país, además de colaborar significativamente contra el cambio climático.
Acciones para el crecimiento sectorial:
El gas natural es el centro de la transición energética, hay que tomar decisiones, garantizar la entrada de proyectos, incentivar la nueva demanda, apoyo a la descarbonización de las operaciones, materializar la entrada de proyectos clave que faciliten la transición energética ordenada, llevando el mundo y a Colombia a través de las dificultades que implica la transición energética manteniendo la seguridad energética en el camino, brindando equilibrio en el trilema energético
Trilema Energético:
Satisfacer la demanda creciente de energía sin comprometer el medio ambiente ni la economía, esto se logra a partir del equilibrio de tres vértices: seguridad energética, transición energética, sosteniblidad medio ambiental.
La transición no debe alterar el equilibrio, la transición no discute si algo puede funcionar técnicamente, eso no se discute, puede funcionar, lo importante es si p0uede funcionar económicamente, proporcionar energía a bajo costo, a plena disponibildad, fiable y accequible para millones de personas en miles de hogares, una premisa que no es tan fácil de cumplir cuando se empieza una transición de fósiles a renovables.
Oct. 23 - Oct. 26 de 2023
Boletín Normativo Sectorial
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Contexto Normativo
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Jue. 26 de Octubre de 2023
Gobierno-Hacienda. Proyecto de decreto relacionado con relacionado con las condiciones para el desarrollo de operaciones especiales de fondeo o financiamiento de la Financiera de Desarrollo Territorial SA -Findeter con bancos o entidades multilaterales o bilaterales adicionado por el artículo 288 de la Ley 2294 de 2023 -Plan Nacional de Desarrollo 2023-2026.
En sus consideraciones, se señala que -Findeter- “podrá celebrar operaciones especiales de fondeo o financiamiento con bancos o entidades multilaterales o bilaterales que deberán ser realizadas a través de operaciones de redescuento en las que dichos bancos o entidades actuarán como intermediarios.
Que en este sentido, las condiciones a fijar por el Gobierno nacional para estas operaciones le apuntarán a: a) que se desarrollen siguiendo las reglas previstas en la normativa vigente aplicable a operaciones de redescuento por parte de la Financiera de Desarrollo Territorial S.A. -Findeter, b) generar herramientas de información y seguimiento a cargo de la Financiera de Desarrollo Territorial S.A. - Findeter, y c) establecer mecanismos de cumplimiento tanto de las condiciones de las operación como de los convenios y tratados internacionales suscritos por Colombia con el respectivo banco o entidad multilateral o bilateral. entre otros aspectos.
En la parte resolutiva se establece:
Artículo 1. Adición del Capítulo 13 al Título 7 de la Parte 6 del Libro 2 del Decreto 1068 de 2015 Único Reglamentario del Sector Hacienda y Crédito Público. Adiciónese el Capítulo 13 al Título 7 de la Parte 6 del Libro 2 del Decreto 1068 de 2015, así:
“CAPÍTULO 13 CONDICIONES PARA LA OPERACIÓN DE FONDEO O FINANCIAMIENTO DE LA FINANCIERA DE DESARROLLO TERRITORIAL S.A. -FINDETER- CON BANCOS O ENTIDADES MULTILATERALES O BILATERALES.
Artículo. 2.6.7.13.1. Términos y condiciones de la operación de fondeo o financiamiento de la Financiera de Desarrollo Territorial S.A. -Findeter- con bancos o entidades multilaterales o bilaterales.
Las operaciones de fondeo o financiamiento de la Financiera de Desarrollo Territorial S.A. -Findeter- con bancos o entidades multilaterales o bilaterales, de que trata el parágrafo 3 del numeral
1. del artículo 270 del Decreto 663 de 1993 - Estatuto Orgánico del Sistema Financiero, se realizarán como operaciones de redescuento en las que el respectivo banco o entidad multilateral o bilateral actuará como intermediario. Estas operaciones se realizarán bajo el cumplimiento de los siguientes términos y condiciones: 1. Estar destinadas a la financiación y asesoría de proyectos o programas de inversión relacionados con las actividades previstas en el numeral 2. del artículo 268 del Decreto 663 de 1993 - Estatuto Orgánico del Sistema Financiero.
2. Deberán ser beneficiarios finales de la operación las entidades a que se refiere el literal a. del numeral 1. del artículo 270 del Decreto 663 de 1993 - Estatuto Orgánico del Sistema Financiero.
3. A través de los reglamentos, la Financiera de Desarrollo Territorial S.A. - Findeter- establecerá: 3.1.Los montos máximos de recursos que se destinarán a la operación autorizada, y las condiciones financieras generales de la operación.
3.2.Los requisitos y condiciones mínimas que deben cumplir los bancos o entidades multilaterales o bilaterales para garantizar que para el desarrollo de la operación se cumplan con los sistemas de gestión de riesgos de la Financiera de Desarrollo Territorial S.A. -Findeter, previstos por la normatividad vigente. 3.3.Los mecanismos y condiciones de intercambio y seguimiento de información entre la Financiera de Desarrollo Territorial S.A. - Findeter y los bancos o entidades multilaterales o bilaterales, incluyendo reportes de información periódica y de resultados de la operación, así como herramientas y procedimientos para el tratamiento y monitoreo de esta información.
Los reportes de información que presenten los bancos o entidades multilaterales o bilaterales a la Financiera de Desarrollo Territorial S.A. – Findeter, deberán incluir, como mínimo, la información sobre las condiciones de la operación y su seguimiento que Findeter requiere a los establecimientos de crédito cuando estos actúan como intermediarios financieros en las operaciones de redescuento.
3.4.Las condiciones, plazos y requisitos para el reintegro de recursos por parte del respectivo banco o entidad multilateral o bilateral, los cuales deben ser concordantes con las condiciones de amortización aplicables a las operaciones de redescuento. 3.5.Los requisitos prudenciales, de gobierno corporativo, identificación y gestión de riesgos y conflictos de interés, entre otros, aplicables a los intermediarios para el desarrollo de la operación. 3.6.
El régimen de responsabilidad de las partes en caso de incumplimiento de las condiciones previstas en el presente Capítulo. En todo caso, de acuerdo con lo previsto en el parágrafo 3 del del Decreto 663 de 1993 - Estatuto Orgánico del Sistema Financiero el banco o entidad multilateral o bilateral asumirá el riesgo de crédito de los recursos destinados a los programas o proyectos de inversión. 4. En los acuerdos o contratos en que se formalicen las operaciones de que trata el presente artículo, la Financiera de Desarrollo Territorial S.A. – Findeter y el respectivo banco o entidad multilateral o bilateral, se establecerán, como mínimo, los siguientes aspectos:
4.1.Los requisitos prudenciales, de gobierno corporativo, identificación y gestión de riesgos y conflictos de interés, entre otros, aplicables al respectivo intermediario para el desarrollo de la operación.
4.2.Las condiciones bajo las cuales el respectivo banco o entidad multilateral o bilateral realizará seguimiento a los recursos que serán destinados a los proyectos de financiación de que trata el presente artículo, así como los reportes de este seguimiento que el respectivo banco o entidad multilateral o bilateral realizará a la Financiera de Desarrollo Territorial S.A. – Findeter. En todo caso, las entidades territoriales deberán garantizar que los recursos desembolsados sean destinados únicamente a los proyectos financiados.
4.3.La responsabilidad de las partes en caso de incumplimiento de las condiciones previstas en el respectivo acuerdo o contrato. En todo caso, de acuerdo con lo previsto en el parágrafo 3 del del Decreto 663 de 1993 - Estatuto Orgánico del Sistema Financiero el banco o entidad multilateral o bilateral asumirá el riesgo de crédito de los recursos destinados a los programas o proyectos de inversión. 5. En general, los términos y condiciones previstos en el parágrafo 3º del numeral 1. del artículo 270 del Decreto 663 de 1993 - Estatuto Orgánico del Sistema Financiero.
Parágrafo 1. Serán aplicables a las operaciones de qué trata el presente artículo, las disposiciones que rigen a las operaciones de redescuento celebradas por la Financiera de Desarrollo Territorial S.A. – Findeter, entre ellas las condiciones previstas en el numeral 2. del artículo 270 del Decreto 663 de 1993 - Estatuto Orgánico del Sistema Financiero. Parágrafo 2. En todo caso, para el desarrollo de las operaciones de que trata el presente artículo, la Financiera de Desarrollo Territorial S.A. – Findeter verificará que se realicen en condiciones que garanticen la sostenibilidad financiera de la entidad.”.
Mié. 25 de Octubre de 2023
Gobierno-Hacienda. Proyecto de decreto por medio del cual se crea el programa “CREO, un crédito para conocernos” y se adiciona la Parte 25 al Libro 2 del Decreto 1068 de 2015, Único Reglamentario del Sector Hacienda y Crédito Público. (1) Consideraciones generales.
En sus consideraciones el decreto establece que Que en las bases de la Ley 2294 de 2023 por el cual se expide el Plan Nacional de Desarrollo 2022-2026 “Colombia Potencia Mundial de la Vida” se establece que la Economía Popular se refiere a los oficios y ocupaciones mercantiles (producción, distribución y comercialización de bienes y servicios) y no mercantiles (domésticas o comunitarias) desarrolladas por unidades económicas de baja escala (personales, familiares, micronegocios o microempresas), en cualquier sector económico.
Que el artículo 88° de la referida Ley establece que el Ministerio de Hacienda y Crédito Público, en articulación con otras entidades del Estado, impulsará el desarrollo de instrumentos y programas para promover, entre otros, la inclusión financiera y crediticia de la Economía Popular, especialmente pequeños productores del sector agropecuario y los micronegocios de otros sectores.
Que el Gobierno nacional a través del Programa de Inversión Banca de las Oportunidades creado en virtud del artículo 10.4.2.1.1. del Decreto 2555 de 2010, busca promover el acceso al crédito y los demás servicios financieros a las familias de menores ingresos, micro, pequeñas y medianas empresas y emprendedores, así como, impulsar la articulación, ejecución y seguimiento de las políticas de inclusión y educación económica y financiera que fije el Gobierno nacional dirigidas a la comunidad educativa y público en general.
Que el artículo 10.4.2.1.3 del Decreto 2555 de 2010 creó la Comisión Intersectorial para la inclusión y educación económica y financiera - Banca de las Oportunidades como la instancia a cargo de ejercer la coordinación y seguimiento a la formulación y ejecución de la política de inclusión y educación económica y financiera, así como las actividades que se pretendan financiar con los recursos del Programa de Inversión Banca de las Oportunidades. El Ministerio de Hacienda y Crédito Público preside esta Comisión.
Que el Programa de Inversión Banca de las Oportunidades publicó el documento Lineamientos para la estrategia de inclusión crediticia de la economía popular del Gobierno Nacional 2022-2026, el cual establece como uno de los principales hitos superar obstáculos al acceso a financiación formal y reemplazar la informal en la economía popular, potenciando su desarrollo, bienestar financiero y crecimiento. Este propósito se alcanza a través de tres objetivos específicos, a saber:
i) Financiación individual popular
ii) Financiación asociativa y
iii) Financiación grupal popular
Que en virtud del Decreto 2111 de 2019 el Gobierno nacional creó el Grupo Bicentenario como sociedad matriz o controlante de las empresas sujetas a la vigilancia de la Superintendencia Financiera de Colombia o que desarrollen actividades conexas al servicio financiero, que hagan parte de la Rama Ejecutiva del orden nacional, y que estén registradas a nombre de Ministerios, Departamentos Administrativos y demás entidades del orden nacional. A través de estas empresas se busca facilitar el acceso al crédito, la inclusión financiera, otorgar créditos en mejores condiciones, entre otros aspectos.
Que en virtud de lo anterior, se hace necesario crear el programa “CREO, Un crédito para conocernos” (en adelante, el Programa), como uno de los instrumentos del Gobierno nacional encaminados a cumplir los propósitos del artículo 88 de la Ley 2294 de 2023, particularmente, lo concerniente a la promoción de la inclusión crediticia a través de financiación individual y grupal popular que apunte a la superación de las barreras para acceder a financiación formal, sustituyendo los esquemas de financiamiento informal de la economía popular.
Sector de la semana
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Jue. 26 de Octubre de 2023
Gobierno-Telecomunicaciones. “Por la cual se modifican los artículos 3 y 5 de la Resolución 917 de 2015”, sobre garantías de cumplimiento para la asignación del derecho de uso del espectro radioeléctrico
En sus consideraciones, se señala la normativa según la cual los permisos por el uso del espectro radioeléctrico tendrán un plazo definido inicial hasta de veinte (20) años, el cual podrá renovarse a solicitud de parte por períodos de hasta veinte (20) años.
Que la contraprestación económica que deberá pagarse por el respectivo proveedor de redes o servicio de telecomunicaciones con ocasión del otorgamiento o renovación del permiso para la utilización del espectro radioeléctrico podrá pagarse parcialmente, hasta un 90% del monto total, mediante la ejecución de obligaciones de hacer o de cobertura, que serán previamente autorizadas por el Ministerio de Tecnologías de la Información y las Comunicaciones.
Que en la determinación del valor de la contraprestación económica de la que trata el artículo 13 de la Ley 1341 de 2009, así como la determinación de su exigibilidad y forma de pago, se tendrán en cuenta tanto el otorgamiento del permiso como la utilización misma del espectro.
Ministerio de Tecnologías de la Información y las Comunicaciones adelantará mecanismos de selección objetiva, que fomenten la inversión en infraestructura y maximicen el bienestar social, previa convocatoria pública, para el otorgamiento del permiso para el uso del espectro radioeléctrico y exigirá las garantías correspondientes.
A través de la Resolución No. 917 del 22 de mayo de 2015, modificada por las Resoluciones Nos. 2410 de 2015, 162 de 2016 y 1090 del mismo año, el Ministerio de Tecnologías de la Información y las Comunicaciones determinó las garantías que se deben constituir, aportar y aprobar para garantizar el cumplimiento en el pago de la contraprestación, derivada de los permisos para uso del espectro radioeléctrico, la provisión de redes y servicios de telecomunicaciones, el acceso al espectro radioeléctrico asociado a la capacidad satelital, la prestación de los servicios postales de pago, y las concesiones otorgadas para la prestación del servicio de radiodifusión sonora y demás obligaciones derivadas de este último servicio.
El Ministerio de Tecnologías de la Información y las Comunicaciones, teniendo en cuenta los procesos de selección objetiva de asignación y las renovaciones de permisos de uso de espectro que se realizarán en los años 2023 y 2024 en bandas del espectro radioeléctrico identificadas para las telecomunicaciones móviles internacionales (en adelante IMT por sus siglas en ingles), ha identificado oportunidades de mejora respecto del esquema de garantías aplicable a la garantía del pago de la contraprestación económica derivada de los permisos de uso del espectro radioeléctrico de bandas identificadas para servicios IMT.
Esto, con el fin de que la asignación del espectro no resulte excesivamente onerosa para los asignatarios, pues ello podría conllevar a la imposibilidad de conseguir las garantías respectivas o, al menos, a provocar que dicha garantía resulte demasiado onerosa, lo que repercutiría en una menor posibilidad de competencia y en un traslado de dichos costos al usuario.
En este sentido, se considera que una optimización de costos en beneficio del asignatario puede derivar en una mayor cobertura y mejor conectividad, situación que cobra especial relevancia considerando la modificación del porcentaje para la posibilidad de ejecución de obligaciones de hacer contenida en la Ley 2294 de 2023.
Luego de la expedición del Decreto 1740 de 2023, que armoniza lo dispuesto sobre la contraprestación en el artículo 13 de la Ley 1341 de 2009, debe entonces procederse a ajustar el régimen de garantías para los permisos de uso de espectro en bandas identificadas para servicios IMT, para entre otras cosas asegurar que:
(i) las garantías se mantengan durante la vigencia del permiso por el 100% del valor de las obligaciones que deban ser amparadas por el asignatario en el periodo o tramo correspondiente;
(ii) no obstante lo anterior, se permita la división del valor a amparar por el cumplimiento de las obligaciones que correspondan al respectivo tramo, de acuerdo con lo dispuesto en el acto administrativo particular que otorgue o renueve el permiso de uso del espectro radioeléctrico;
(iii) la determinación exacta de la extensión de esos tramos en que se divide el amparo del pago de la contraprestación así como los términos de constitución y presentación de la garantías quedará regulado en la resolución particular de adjudicación, pero que, en todo caso, dichos periodos o tramos en que se divide el amparo de la duración completa del permiso no podrán ser inferiores a tres (3) años y, deberán establecer un valor específico para la correspondiente etapa o tramo en orden a viabilizar la consecución de las garantías;
(iv) se establezca en beneficio de los asignatarios la posibilidad de que durante el tiempo de vigencia del permiso el monto de las obligaciones a cargo del asignatario se vaya reduciendo paulatinamente en la medida en que se vayan realizando pagos o se vayan ejecutando satisfactoriamente las obligaciones de hacer, lo cual abrirá la posibilidad de que los asignatarios puedan reemplazar las garantías vigentes por unas de menor valor o modificar las existentes, siempre y cuando las nuevas garantías continúen amparando el 100% de las obligaciones pendientes de ejecución.
En ese sentido durante toda la vigencia del permiso, las garantías mantendrán una cobertura del 100% del valor de las obligaciones pendientes de cumplirse en el respectivo tramo o periodo.
Se reitera que la presente Resolución, aplica únicamente al otorgamiento, modificación, renovación o cesión de permisos para el uso del espectro radioeléctrico en las bandas identificadas para IMT y modifica aspectos relacionados con las garantías, con el propósito de viabilizar el amparo de la contraprestación por tramos y que el asignatario del permiso para el uso del espectro radioeléctrico pueda solicitarle al Ministerio de Tecnologías de la Información y las Comunicaciones el ajuste o reducción del valor asegurado de las garantías conforme al cumplimiento gradual de las obligaciones, previa acreditación por parte del asignatario del monto de inversión o de pagos efectuado y de la correspondiente validación de cumplimiento por parte del Ministerio de Tecnologías de la información y las comuniaciones.
En la parte resolutiva establece:
ARTICULO 1. Modificación del artículo 3 de la Resolución No. 917 de 2015. Adiciónese un parágrafo en el artículo 3 de la Resolución No. 917 de 2015, en los siguientes términos: “PARÁGRAFO. Para los efectos de amparar las obligaciones derivadas del otorgamiento, renovación, modificación o cesión de permisos para el uso del espectro radioeléctrico en bandas identificadas para telecomunicaciones móviles internacionales (IMT por sus siglas en ingles), los titulares de los permisos podrán presentar, en los términos que defina el Ministerio de Tecnologías de la Información y las Comunicaciones en el correspondiente acto administrativo particular para la asignación del derecho de uso del espectro radioeléctrico, la garantía de cumplimiento correspondiente por tramos, a la cual se le podrán descontar los montos efectivamente ejecutados por concepto de la contraprestación, bien sea por el pago de obligaciones dinerarias o por la ejecución de obligaciones de hacer o de cobertura, de conformidad con lo establecido en la presente Resolución.”
ARTÍCULO 2. Modificación del numeral 5.4.2 del artículo 5 de la Resolución No. 917 de 2015: Modifíquese el numeral 5.4.2 del artículo 5 de la Resolución No. 917 de 2015, el cual quedará así:
“5.4.2. Valor a garantizar para los titulares del permiso para el uso del espectro radioeléctrico: Para asegurar el cumplimiento en el pago de la contraprestación económica derivada del otorgamiento, renovación, modificación o cesión de permisos para el uso del espectro radioeléctrico, la suma a garantizar será del cien por ciento (100%) del valor de dicha contraprestación, de acuerdo con lo establecido en el régimen de contraprestaciones vigente. Con el fin de garantizar el pago de la contraprestación económica de que trata el artículo 13 de la Ley 1341 de 2009 por la utilización del espectro radioeléctrico de bandas identificadas para servicios IMT, el Ministerio de Tecnologías de la Información y las Comunicaciones podrá dividir el valor a amparar en las garantías que debe constituir y presentar el asignatario en varios tramos o periodos consecutivos no inferiores a tres (3) años del permiso para la utilización del espectro radioeléctrico, conforme lo determine el Ministerio de Tecnologías de la Información y Comunicaciones en el acto administrativo particular y concreto de asignación del permiso de uso del espectro radioeléctrico.
El último tramo de la vigencia del permiso podrá ser inferior a tres (3) años, únicamente con fines de empatar exactamente con la vigencia total del permiso. En la medida en que el Ministerio de Tecnologías de la Información y las Comunicaciones verifique el pago de la contraprestación económica de que trata el artículo 13 de la Ley 1341 de 2009 para los titulares del permiso para el uso del espectro radioeléctrico de bandas identificadas para servicios IMT, ya sea de las sumas líquidas o de la parte que se pague mediante obligaciones de hacer o de cobertura, el asignatario podrá solicitar al Ministerio de Tecnologías de la Información y las Comunicaciones que se ajuste el monto de la contraprestación económica objeto de garantía, de forma tal que el asignatario, si lo tiene a bien, pueda reemplazar las garantías vigentes por unas de menor valor -o modificar las existentes-.
El reemplazo o modificación de la garantía por una de menor valor será válido, siempre que la nueva garantía sea suficiente para amparar el 100% del valor de las obligaciones que continúan pendientes de cumplimiento en el periodo o tramo correspondiente y siempre que la nueva garantía no desmejore en ninguna medida la posición del Ministerio de Tecnologías de la Información y las Comunicaciones como beneficiario, en todo aquello diferente o adicional al monto mismo.
En cualquier caso, si vencido el tramo correspondiente quedan obligaciones pendientes por cumplir a cargo del asignatario o el Ministerio no ha certificado su cumplimiento, este deberá extender la vigencia de la garantía de cumplimiento por el valor de las obligaciones pendientes del respectivo tramo, sin perjuicio de las sanciones a que haya lugar. Para tal efecto, el Ministerio de Tecnologías de la Información y las Comunicaciones adelantará las actividades de verificación de la ejecución de las obligaciones de hacer, siguiendo los principios de celeridad, economía y eficiencia. En cualquier caso, será facultad del Ministerio de Tecnologías de la Información y las Comunicaciones aceptar o no la solicitud de reemplazo de las garantías.
En los permisos de uso del espectro radioeléctrico en las bandas identificadas para servicios IMT, que contemplen un pago inicial de la contraprestación económica por parte del asignatario antes del cumplimiento de la obligación de presentación de la garantía de cumplimiento para la aprobación del Ministerio de Tecnologías de la Información y las Comunicaciones o en caso de que el titular del permiso realice el pago inicial antes del plazo para constituir la garantía de cumplimiento, se descontará el valor que haya sido efectivamente pagado por el asignatario del permiso del valor que deberá ser garantizado para la primera etapa o tramo inicial del permiso. El presente numeral no aplica a los proveedores del servicio de Radiodifusión Sonora, los cuales se regirán por lo establecido en el numeral 5.4.5. de la presente Resolución.
https://www.mintic.gov.co/portal/715/articles-281118_recurso_1.pdf
Mié. 25 de Octubre de 2023
Gobierno-Hacienda. Proyecto de decreto por medio del cual se crea el programa “CREO, un crédito para conocernos” y se adiciona la Parte 25 al Libro 2 del Decreto 1068 de 2015, Único Reglamentario del Sector Hacienda y Crédito Público. (2) Parte resolutiva que establece características, condiciones, proveedores de crédito, garantías.
En la parte resolutiva, el proyecto de decreto establece:
Artículo 1. Adición de la Parte 25 al Libro 2 del Decreto 1068 de 2015 - Único Reglamentario del Sector Hacienda y Crédito Público. Adiciónese la Parte 25 al Libro 2 del Decreto 1068 de 2015, la cual quedará así: “PARTE 25 PROGRAMA CREO, UN CRÉDITO PARA CONOCERNOS. ARTICULO 2.25.
1. Objeto. El presente Decreto tiene como objeto la creación e implementación del Programa “Creo, Un crédito para conocernos”, destinado a promover el acceso a financiación formal para la Economía Popular, esto es, unidades económicas de baja escala que llevan a cabo oficios y ocupaciones mercantiles y no mercantiles de producción, distribución y comercialización de bienes y servicios, domésticas y comunitarias, a través de los instrumentos financieros establecidos en el artículo 2.25.5. del presente Decreto; el Programa buscará reducir las fuentes informales de financiación y potenciar el desarrollo y bienestar financiero de las unidades productivas de la Economía Popular. Parágrafo: Los créditos podrán ser otorgados de manera individual, grupal o asociativa y podrán ser otorgados a personas naturales, personas jurídicas o agrupaciones de personas que cumplan las condiciones contenidas en el artículo 2.25.3 del presente Decreto.
ARTICULO 2.25.2. Entidades intervinientes en el Programa. Conformarán el Programa, por parte del Gobierno nacional: el Ministerio de Hacienda y Crédito Público, el Ministerio de Comercio, Industria y Turismo, el Ministerio de Agricultura y Desarrollo Rural y el Grupo Bicentenario S.A.S. A su vez, las siguientes empresas del Grupo Bicentenario conformarán el Programa: Banco Agrario de Colombia S.A., Banco de Comercio Exterior de Colombia S.A. Bancóldex, Fondo Nacional de Garantías S.A. - FNG y el Fondo para el Financiamiento del Sector Agropecuario S.A. – FINAGRO (incluido el Fondo Agropecuario de Garantías - FAG).
También hará parte del Programa, el Programa de Inversión de Banca de las Oportunidades. También serán parte del Programa los Proveedores de Crédito, que son los establecimientos de crédito vigilados por la Superintendencia Financiera de Colombia; cooperativas de ahorro y crédito, cooperativas multiactivas e integrales con sección de ahorro y crédito y fondos de empleados vigilados por la Superintendencia de Economía Solidaria; organizaciones no gubernamentales, fundaciones o sociedades por acciones simplificadas especializadas en la colocación de microcrédito; o empresas del sector Fintech que sean colocadoras de crédito.
ARTICULO 2.25.3. Condiciones de acceso. Los créditos solo podrán ser otorgados a quienes cumplan las siguientes condiciones:
a) Ser personas naturales o personas jurídicas.
b) Ser mayores de edad, para el caso de las personas naturales.
c) Se deberá tener en cuenta la definición de pequeño productor de bajos ingresos, establecida por la Comisión Nacional de Crédito Agropecuario -CNCA- y/o pertenecer a los grupos A, B o C del SISBEN IV, o el equivalente en el sistema que lo reemplace en el futuro y/o tener ingresos anuales inferiores a 50 SMLMV.
d) Usar el crédito para financiar proyectos o actividades productivas, ya sea para cubrir: 1. Necesidades de capital de trabajo o inversión o; 2. Sustitución de pasivos con el sector real.
e) No haber recibido crédito o tener operaciones de crédito vigentes en los últimos dos (2) años con Proveedores de Crédito.
Parágrafo 1: La condición establecida en el literal e) del presente artículo no aplicará para los créditos en la modalidad grupal y/o asociativa, además, no será tenido en cuenta cuando se trate de la posibilidad de la segunda postulación de que trata el parágrafo 2 del presente artículo.
Parágrafo 2: Los beneficiarios del Programa que hayan utilizado alguno de los Instrumentos de Promoción Crediticia establecidos en el artículo 2.25.5 del presente Decreto, podrán postularse por una segunda vez al Programa, siempre y cuando, el uso de los recursos del segundo crédito sea el descrito en el numeral 1 del literal d) del artículo 2.25.3 del presente Decreto.
ARTICULO 2.25.4. Condiciones de las operaciones de crédito autorizadas. Las operaciones de crédito individual dirigidas al segmento no agropecuario serán de hasta dos millones de pesos ($2,000,000) y tendrán hasta 12 meses de plazo para su pago.
Las operaciones de crédito del segmento agropecuario serán de hasta cuatro millones de pesos ($4,000,000) y tendrán hasta 24 meses de plazo para su pago. En el caso de los créditos grupales y/o asociativos para el segmento no agropecuario, tendrán un monto máximo de dos millones de pesos ($2,000,000) por integrante de la agrupación con un plazo de hasta 12 meses para su pago.
En el caso de los créditos grupales y/o asociativos para el segmento agropecuario, tendrán un monto máximo de cuatro millones de pesos ($4,000,000) por integrante de la agrupación con un plazo de hasta 24 meses para su pago.
ARTICULO 2.25.5. Instrumentos de Promoción Crediticia. El Gobierno nacional podrá utilizar alguno o varios de los siguientes instrumentos en el marco del Programa, así:
1. Garantías parciales al crédito con cobertura a la comisión. La garantía que acompañará el Programa tendrá una cobertura de hasta el 70% sobre el saldo insoluto del capital del crédito, con una altura mínima de mora para la reclamación de 120 días para respaldar parcialmente las operaciones de crédito descritas en esta Parte con los Proveedores de Crédito con cupo en el Fondo Nacional de Garantías S.A. - FNG y/o en el Fondo para el Financiamiento del Sector Agropecuario – FINAGRO.
2. Líneas de crédito especiales a través de bancos de segundo piso. Los deudores cuyos créditos sean desembolsados a través de las líneas descritas en la presente Parte y ofrecidas por los Proveedores de Crédito que cuenten con cupo en el Banco de Comercio Exterior de Colombia S.A. - Bancóldex y en el Fondo para el Financiamiento del Sector Agropecuario S.A. – FINAGRO, obtendrán una compensación en la tasa de interés que permitirá mejores condiciones de mercado, así: 2
.1. Para el segmento No Agropecuario operado por el Banco de Comercio Exterior de Colombia S.A. – Bancóldex, una compensación de la tasa de interés de cinco (5) puntos porcentuales aplicados a la tasa de interés otorgada por el Proveedor de Crédito en condiciones estándar.
2.2. Para el segmento Agropecuario operado por Fondo para el Financiamiento del Sector Agropecuario -FINAGRO, una compensación de la tasa de interés de veinte (20) puntos porcentuales aplicados a la tasa de interés otorgada en el crédito.
3. Incentivos al hábito del buen pago. Los deudores que hayan realizado sus pagos en los términos establecidos del crédito (capital e intereses) y no hayan incurrido en una mora superior a 30 días durante la vigencia del mismo, podrán recibir un incentivo correspondiente a un porcentaje del monto financiado para fomentar la cultura de buen pago, así:
3.1. Para el segmento No Agropecuario operado por el Banco de Comercio Exterior de Colombia S.A. – Bancóldex, un incentivo a pago oportuno de hasta cinco (5%) puntos porcentuales del valor del capital del crédito. La aplicación del incentivo se realizará cuando se haya saldado al menos el 70% del capital, siempre y cuando se esté al día en el pago de la obligación.
3.2. Para el segmento Agropecuario operado por el Fondo para el Financiamiento del Sector Agropecuario -FINAGRO, un incentivo a pago oportuno de hasta cinco (5%) puntos porcentuales del valor del capital del crédito. La aplicación del incentivo se realizará cuando se haya saldado al menos el 70% del capital, siempre y cuando se esté al día en el pago de la obligación.
Parágrafo: Sin perjuicio de lo anterior, el Gobierno nacional podrá optar por ampliar, restringir, modificar o suspender los instrumentos financieros del presente artículo, conforme con la ejecución del Programa y la disponibilidad presupuestal que deberá guardar concordancia con el Marco de Gasto de Mediano Plazo del sector y el Marco Fiscal de Mediano Plazo.
Parágrafo 1. Para la vigencia de este Programa, se podrán utilizar recursos asignados al Ministerio de Agricultura y Desarrollo Rural y al Ministerio de Comercio, Industria y Turismo, que permitirán apalancar el Programa en sus respectivos sectores y dar cumplimiento a los instrumentos de promoción crediticia establecidos en el numeral 2.25.5 del presente Decreto.
Parágrafo 2. El Fondo Nacional de Garantías S.A. - FNG y el Fondo Agropecuario de Garantías – FAG por medio del Fondo para el Financiamiento del Sector Agropecuario – FINAGRO, reportarán trimestralmente al Ministerio de Comercio, Industria y Turismo y al Ministerio de Agricultura y Desarrollo Rural, respectivamente, el valor equivalente a las comisiones para respaldar las garantías otorgadas de las operaciones de crédito desembolsadas y emitidas en el último trimestre y que hayan sido requeridas para respaldar las operaciones de crédito desembolsadas.
Para el caso del Banco de Comercio Exterior de Colombia S.A. - Bancóldex y el Fondo para el Financiamiento del Sector Agropecuario – FINAGRO, en lo relacionado con los instrumentos de compensación de tasa y abono de capital, reportarán trimestralmente al Ministerio de Comercio, Industria y Turismo y al Ministerio de Agricultura y Desarrollo Rural, respectivamente, según sea el caso, el valor equivalente de la tasa de interés efectivamente compensada de las operaciones de crédito activas o el valor equivalente a los incentivos efectivamente abonados de las operaciones de crédito en el último trimestre.
El Fondo Nacional de Garantías S.A. – FNG, el Fondo Agropecuario de Garantías – FAG por medio del Fondo para el Financiamiento del Sector Agropecuario – FINAGRO y el Banco de Comercio Exterior de Colombia S.A. - Bancóldex también deberán reportar trimestralmente a la Dirección General de Participaciones Estatales del Ministerio de Hacienda y Crédito Público la misma información que le reportarán a los ministerios respectivo.
Mar. 24 de Octubre de 2023
Gobierno-General. Mincomercio. General. “Por el cual se modifica parcialmente el Arancel de Aduanas para las importaciones clasificadas en la subpartida 7229.90.00.00, correspondiente a los demás alambres de los demás aceros aleados”
En sus consideraciones el decreto establece que por medio del Decreto 2917 de agosto de 2011, se estableció una tarifa NMF del 10% para un amplio grupo de subpartidas arancelarias del sector acero y metalmecánico, entre ellos los alambres sin alear.
No obstante, la subpartida 7229.90.00.00 correspondiente a los alambres de los demás aceros aleados, no fue incluida dentro del ámbito de dicho Decreto, por lo cual su arancel NMF se mantuvo en la tarifa de 5%.
Que, al analizar las importaciones de los diferentes tipos de alambres tanto aleados como sin alear que ingresan al país, se observa que los alambres de los demás aceros aleados clasificados por la subpartida 7229.90.00.00 han representado el mayor volumen importado, creciendo sistemáticamente en más 800% desde 2017. Para 2022 alcanzan una participación del 86% sobre el total importado, con un volumen récord de 38.246 toneladas.
Que más del 95% de las importaciones de alambres aleados ingresan al país desde países con los que Colombia no tiene acuerdo comercial o a través de zona franca y pagan un arancel del 5%, inferior al 10% que aplica para los alambres sin alear del capítulo 7217, por lo que se evidencia que existe una desviación del comercio de las importaciones correspondientes a las subpartidas agrupadas bajo la partida 7217, hacia la subpartida 7229.90.00.00, incentivada por el menor arancel NMF (5%) aplicable a esta última
Que en Sesión 365 del 19 de septiembre de 2023, el Comité de Asuntos Aduaneros, Arancelarios y de Comercio Exterior, recomendó el incremento del arancel NMF de 5% a 10% para la subpartida 7229.90.00.00, correspondiente a los demás alambres de los demás aceros aleados, de manera permanente.
Que conforme a lo dispuesto en el parágrafo 2º del artículo 2º de la Ley 1609 de 2013, la medida adoptada en el presente decreto entra en vigor transcurridos quince (15) días calendario contados a partir del día siguiente a su publicación en el Diario Oficial.
En atención a estas consideraciones, la parte resolutiva establece un Gravamen arancelario NMF para la subpartida 7229.90.00.00. Establecer un arancel del diez por ciento (10%) para las importaciones clasificadas en la subpartida 7229.90.00.00, correspondiente a los demás alambres de los demás aceros aleados.
El presente decreto entra en vigencia transcurridos quince (15) días calendario contados a partir del día siguiente al de la fecha de su publicación en el Diario Oficial y modifica parcialmente el artículo 1 del Decreto 1881 de 2021, o las normas que lo modifiquen, aclaren o sustituyan.
Lun. 23 de Octubre de 2023
Gobierno-Energía-GAS. Contexto sectorial Promigas. Proporcionalidad entre inversión requerida para sustituir la capacidad de generación entre fósiles y renovables. Informe del sector Gas Natural InfoGas 2023 (1). Aquiles Mercado, Vicepresidente Financiero y Administrativo de Promigas. Septiembre 5 de 2023
El informe tiene un énfasis en la transición energética, concepto que implica llevar a Colombia y el mundo a un equilibrio en el trilema energético (sostenibilidad,seguridad energética y equidad energética) pasando desde los fósiles como soporte, a las renovables como soporte por medio de la transición. Un equilibrio que debe construirse por que se pone en riesgo la matriz energía de cada país. Pero más allá de la reducción de emisiones de CO2, se plantean desafíos como el manejo ambiental de los residuos derivados de las renovables.
Cuál es el principal reto de esta transición?. La más importante es la soberanía energética, en particular el tema de vulnerabilidad, riesgo y daño, por que empezamos a ver en Colombia eventos como el de mayo, en el sur occidente, que implican que transcendimos de la vulnerabilidad y el riesgo al daño.
Funciona una regla de tres de la transición energética?
Un ejemplo de regla de 3 es que cinco técnicos construyen 10 carros por día, cuántos carros construirán 10 técnicos?. 6 vehículos. Para dar esta respuesta desde la regla de tres se considera una relación lineal entre las variables, simple, directa o inversamente proporcional. Ya empezamos a encontrar una serie de restricciones para decir que es válida-
Pero en la transición energética las preguntas son un poco más complejas.
En el caso del país A del cuadro anterior, que genera 700 toneladas de CO2 para generar 1 MW hora con fósiles mientras el país B para generar la misma cantidad de energía con generación eólica o solar emite 0 ton de CO2. Teniendo en cuenta esta consideración, la pregunta es si se debe eliminar la participación con fósiles en el país A?. Si se usa la regla de tres la respuesta es si por que elimina la contaminación.
Pero una transición económica justa implica que no, por que no se cumplen las relaciones entre las variables. Varios de los análisis contemplan esta regla, planteando Promigas que esta proporcionalidad, ya sea directa o inversa, no vale para todos los casos pues no todas las relaciones son matemáticas o siguen un patrón lineal. Autores como de Back, Van Dorem, Jamnsens y Verschaffel habla de la ilusión de linealidad, es decir aplicar, al modelo de proporcionalidad en situaciones que no lo permiten. Difícil sacar conclusiones tan estrictas y tan matemáticas para seguir el concepto de transición energética.
El tamaño de las esferas indica lo que sucede con estos países, el caso particular de China y Estados Unidos, donde se anuncia la entrada de capacidad de generación eléctrica de 50 gigas a carbón. China acaba de entrar a 50 gigas a carbón y es el país que más emite toneladas de CO2, un país que tienen metas de descabonización e inversiones en transición energética, pero le sigue apostando a los combustibles fósiles.
Encontramos a China y Estados Unidos, en el ranking de transición de los combustibles fósiles, son también los principales consumidores de carbón en el mundo.
En este sentido se piensa si Colombia debería estar pensando con la misma intensidad en la transición?, Colombia es el país 135 en emisiones percápita, emitimos el 0,66 de las emisiones mundiales de las cuales el 31% está relacionado con energía eléctrica, una tercera parte de este porcentaje está relacionado con la emisión de gas natural.
Si logramos cambiar toda la matriz de generación eléctrica por gas natural, si nosotros logramos cambiar toda la matriz de generación eléctrica por eólica o solar pasaríamos a emitir 0,66 por 0,64 con todas las inversiones mencionadas por 112 billones?.
Cuando la gente supone algo sin reconocer sus beneficios, tiende a exagerar el impacto negativo de estos, como ocurrió con las vacunas hasta hacer dudar a las personas de vacunarse como pasó en 2020. Distintos análisis muestran que el progreso de la humanidad requieren más petróleo, carbón y gas natural. Hoy en día, el petróleo, gas natural y carbón proveen el 84% de toda la energía mundial, se ha bajado en 2% la utilización de carbón y petróleo. El 97% del transporte global está soportado por el petróleo, indicando la alta dependencia de los fósiles. Dos décadas después y cinco trillones de dólares de inversiones han logrado una sustitución efectiva de fósiles por energías verdes, principalmente en los principales consumidores de energías fósiles.
Sobre el estudio de Fedesarrollo realizado con Promigas, hay un caso específico de la física de la transición energética, para sacar conclusiones que no necesariamente están soportadas, extrapolar sin bases.
Hay un caso específico de la física de la transición energética donde se muestra que los análisis tipo regla de tres no son los indicados para tomar decisiones asociadas a la transición energética.
Con una inversión en un millón de dólares en páneles solares, en horizonte de producción de 30 años se pueden producir 40 millones de KW/h. La misma inversión en eólica permitiría producir 55 millones de KW/h.
Con la misma inversión en equipos de extracción en Shell, Oil and Gas, 300 millones de KW, lo que muestra la no proporcionalidad que hay en prescencia de la misma inversión para generar energía eléctrica con diferentes fuentes. Se requiere construir energía eléctrica con diferentes fuentes.
Se requiere construir una capacidad de 3 MW de equipo solares o eólicos por cada MW de equipos términos reemplazados, el efecto de intermitencia, la confiabilidad de lo solar durante la noche si no hay respaldo, hay temas que poco se tratan o se omiten, como la inexistencia de tecnologías comerciales para reemplazar masivamente la producción de acero, concreto, plástico, fertilizantes, todos ligados a los hidrocarburos o combustibles fósiles.
La baja densidad por área de potencia, necesaria para producir energía mediante renovable y su baja alienación con las densidades de usos finales, lo que hace que los grandes parque solares y eólicos, estén primero utilizando grandes áreas que son lejanos a la demanda, por lo que el consumo u beneficios sean mas costosos y más difíciles de operar que los sistemas tradicionales.
Se buscar multiplicar por 90 la producción de renovables en 20 años mientras los hidrocarburos les llevó 50 años multiplicarse por 10, hay ilusión de linealidad que no puede materializar una transición ordenada, justa y sostenible en el tiempo y sustentable.
El trilema energético exige el equilibrio entre los tres vértices del sistema.
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Gobierno-Telecomunicaciones. Proyecto de decreto para reglamentar el procedimiento único para el despliegue de redes e infraestructura de telecomunicaciones.
En sus consideraciones, el proyecto de decreto establece que de debe actualizar el decreto 1078 de 2015, que contiene los requisitos únicos que pueden ser exigibles por parte de las autoridades territoriales para el despliegue de infraestructura de redes de telecomunicaciones, estos son:
i) certificado de Inscripción y/o Incorporación al Registro Único de TIC;
ii) plano de localización del predio donde se instalará la estación;
iii) licencia de construcción, cuando sea necesario adelantar obras de construcción, ampliación, modificación o demolición de edificaciones y
iv) los demás requisitos dispuestos en la reglamentación que expida la Agencia Nacional del Espectro.
Que, para los anteriores propósitos, se requiere adicionar el Título XX a la Parte 2 del Libro 2 del Decreto 1078 de 2015, Decreto Único Reglamentario del Sector de Tecnologías de la Información y las Comunicaciones, con el fin de reglamentar el procedimiento único para el despliegue de redes e infraestructura de telecomunicaciones en el territorio nacional, de que trata el inciso segundo del artículo 193 de la Ley 1753 de 2015, adicionado por el artículo 147 de la Ley 2294 de 2023.
Bajo estas consideraciones, en la parte resolutiva se adiciona un título al Decreto único regalmentadio del sector TIC
“TÍTULO XX PROCEDIMIENTO ÚNICO PARA EL DESPLIEGUE DE REDES E INFRAESTRUCTURA DE TELECOMUNICACIONES EN EL TERRITORIO NACIONAL ARTÍCULO 2.2.XX.1. Objeto. El presente Título tiene por objeto reglamentar el procedimiento único para el despliegue de redes e infraestructura de telecomunicaciones en el territorio nacional de que trata el artículo 193 de la Ley 1753 de 2015, modificado por el artículo 147 de la Ley 2294 de 2023. ARTÍCULO 2.2.XX.2. Ámbito de aplicación. Las disposiciones del presente Título aplican a las entidades territoriales, los proveedores de redes y servicios de telecomunicaciones, los proveedores de infraestructura de telecomunicaciones y los instaladores de infraestructura de telecomunicaciones.
ARTÍCULO 2.2.XX.3. Solicitante. La solicitud de autorización para el despliegue de redes e infraestructura de telecomunicaciones podrá ser presentada por el proveedor de redes y servicios de telecomunicaciones, por el proveedor de la infraestructura de telecomunicaciones o por el instalador de infraestructura de telecomunicaciones.
ARTÍCULO 2.2.XX.4. Obligaciones del solicitante. Son obligaciones del solicitante, las siguientes:
1. Cumplir con las disposiciones del presente título y toda aquella normativa que le resulte aplicable para el despliegue de redes e infraestructura de telecomunicaciones.
2. Suministrar información clara, veraz, completa y oportuna, respecto del despliegue de redes e infraestructura de telecomunicaciones, cuando sea requerida por las autoridades competentes.
3. Constituir y mantener vigente durante todo el tiempo que dure el despliegue de la red e infraestructura de telecomunicaciones, una póliza de responsabilidad civil extracontractual para amparar cualquier riesgo de daños a terceros.
ARTÍCULO 2.2.XX.5. Declaración de cumplimiento de requisitos. El solicitante deberá presentar ante la entidad territorial competente, una manifestación expresa de cumplimiento integral de las disposiciones nacionales y municipales que permiten la instalación de la infraestructura de telecomunicaciones. El solicitante se hace responsable de todos los efectos legales frente a la documentación e información que reporte y allegue con la declaración de que trata este artículo.
ARTÍCULO 2.2.XX.6. Formulario único de solicitud de autorización para el despliegue de redes e infraestructura de telecomunicaciones. El solicitante deberá presentar ante la entidad territorial competente a través de la ventanilla única de que trata el artículo 2.2.XX.12 del presente decreto, junto con la Declaración de Cumplimiento de Requisitos de que trata el artículo 2.2.xx.5 de este decreto, el Formulario único de solicitud de autorización para el despliegue de redes e infraestructura de telecomunicaciones, el cual será establecido por el Ministerio de Tecnologías de la Información y las Comunicaciones.
ARTÍCULO 2.2.XX.7. Documentación única requerida. El Formulario Único de solicitud de autorización para el despliegue de redes e infraestructura de telecomunicaciones de que trata el artículo 2.2.XX.6 del presente decreto, deberá estar acompañado con la siguiente documentación:
1. Manifestación escrita y sustentada de imposibilidad de compartición de la infraestructura.
2. Póliza de responsabilidad civil extracontractual de que trata el numeral 3 artículo 2.2.XX.4 del presente decreto.
3. Si la infraestructura se localiza en un bien privado o en un bien fiscal, el certificado de tradición y libertad de dicho bien expedido como máximo un (1) mes antes de la presentación de la solicitud de autorización para el despliegue de redes e infraestructura de telecomunicaciones.
4. Dirección de los bienes colindantes al bien sobre el cual recae la solicitud.
5. Autorización de altura de la infraestructura expedida por la Unidad Administrativa Especial de la Aeronáutica Civil, cuando aplique.
6. Propuesta técnica descriptiva de la instalación, que deberá contener la evaluación estructural de cargas sobre la infraestructura existente, en la que conste que la instalación de la infraestructura es viable. Así como, el diseño estructural del elemento soporte (torre, monopolo o mástil) y anclajes (plano estructural)
7. Estudio de suelo y diseño estructural de la cimentación, cuando aplique.
8. Propuesta de mimetización o camuflaje de la infraestructura, cuando aplique.
9. Acreditación del cumplimiento de los requisitos que disponga la normativa vigente, para el caso de instalaciones en zonas de patrimonio cultural, protección ambiental, edificaciones o espacio público.
Parágrafo. El solicitante radicará la totalidad de los documentos, ante la entidad territorial competente. Si falta alguno de los documentos dispuestos en el presente artículo, la entidad requerirá al solicitante para que radique la documentación completa en los términos del artículo 17 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo, o la norma que lo modifique, adicione o sustituya.
Autorización para el despliegue de redes e infraestructura de telecomunicaciones. En caso que se dé cumplimiento a todos los requisitos dispuestos en este título y en la normativa vigente que resulte aplicable para el despliegue de redes e infraestructura de telecomunicaciones, la autorización deberá ser emitida por la autoridad competente dentro del mes siguiente a la radicación de la solicitud, so pena que opere el silencio administrativo positivo en los términos del parágrafo 2º del artículo 193 de la Ley 1753 de 2015.
Plan de despliegue para infraestructura de telecomunicaciones. Dentro de los dos primeros meses de cada año, los proveedores de redes y servicios de telecomunicaciones debe presentar ante la autoridades municipales competentes, el plan anual de despliegue de redes e infraestructura de telecomunicaciones, el cual contendrá como mínimo, el número de sitios o zonas a ser intervenidos con dicho despliegue y el cronograma de instalación.
Ventanilla Única. El Ministerio de Tecnologías de la Información y las Comunicaciones implementará una Ventanilla Única de presentación de solicitudes de autorización para el despliegue de redes e infraestructura de telecomunicaciones. En tanto se lleve a cabo esta implementación, el solicitante deberá presentar ante la entidad territorial competente el Formulario único de solicitud de autorización para el despliegue de redes e infraestructura de telecomunicaciones, de que trata el artículo 2.2.XX.6 del presente decreto.”
https://www.mintic.gov.co/portal/715/articles-281093_recurso_1.pdf
Mié. 25 de Octubre de 2023
Gobierno-Hacienda. Proyecto de decreto por medio del cual se crea el programa “CREO, un crédito para conocernos” y se adiciona la Parte 25 al Libro 2 del Decreto 1068 de 2015, Único Reglamentario del Sector Hacienda y Crédito Público (3). Financiación del programa
ARTICULO 2.25.6. Recursos para los instrumentos de promoción crediticia. El Gobierno nacional, a través del Ministerio de Comercio, Industria y Turismo y el Ministerio de Agricultura y Desarrollo Rural, incluirán anualmente en el Presupuesto General de la Nación, los recursos correspondientes para apalancar los instrumentos de promoción crediticia establecidos en el presente Decreto. La apropiación de estos recursos deberá guardar concordancia con la disponibilidad fiscal establecida tanto en el Marco de Gasto de Mediano Plazo del sector, así como en el Marco Fiscal de Mediano Plazo.
El Ministerio de Hacienda y Crédito Público asignará dichos recursos con arreglo a las disposiciones del Estatuto Orgánico del Presupuesto. Para efecto de lo establecido en el presente artículo, durante la programación y preparación del proyecto anual de Presupuesto General de la Nación, las siguientes entidades que hacen parte del Programa deberán presentar la información relacionada para cada uno de los instrumentos:
i) Garantías parciales al crédito con cobertura a la comisión. El Fondo Nacional de Garantías S.A. - FNG y el Fondo Agropecuario de Garantías - FAG por medio del Fondo para el Financiamiento del Sector Agropecuario – FINAGRO, presentarán anualmente al Ministerio de Comercio, Industria y Turismo y al Ministerio de Agricultura y Desarrollo Rural respectivamente, la información relacionada con el valor de las comisiones requeridas para respaldar las operaciones de crédito que se desembolsarán en la vigencia correspondiente, acompañado de las autorizaciones de los órganos correspondientes.
Deberán incluir la certificación del monto máximo aprobado por el órgano respectivo, con el fin de incluir las partidas necesarias en el mencionado proyecto para la vigencia correspondiente.
ii) Líneas de crédito especiales a través de bancos de segundo piso, el Banco de Comercio Exterior de Colombia S.A. -Bancóldex y el Fondo para el Financiamiento del Sector Agropecuario – FINAGRO, presentarán anualmente al Ministerio de Comercio, Industria y Turismo y al Ministerio de Agricultura y Desarrollo Rural respectivamente, la información relacionada con el valor necesario de aportes para compensar las tasas de interés de las operaciones de crédito activas que se originarán con los recursos de la vigencia correspondiente. Deberán incluir la certificación del monto máximo aprobado por el órgano respectivo, con el fin de incluir las partidas necesarias en el mencionado proyecto para la vigencia correspondiente.
iii) Incentivos al hábito del buen pago. El Banco de Comercio Exterior de Colombia S.A. – Bancóldex y el Fondo para el Financiamiento del Sector Agropecuario – FINAGRO, presentarán anualmente al Ministerio de Comercio, Industria y Turismo y al Ministerio de Agricultura y Desarrollo Rural respectivamente, la información relacionada con el valor de los incentivos de las operaciones de crédito que se originarán con los recursos de la vigencia correspondiente. Deberán incluir la certificación del monto máximo aprobado por el órgano respectivo, con el fin de incluir las partidas necesarias en el mencionado proyecto para la vigencia correspondiente.
Parágrafo 1. Para la vigencia de este Programa, se podrán utilizar recursos asignados al Ministerio de Agricultura y Desarrollo Rural y al Ministerio de Comercio, Industria y Turismo, que permitirán apalancar el Programa en sus respectivos sectores y dar cumplimiento a los instrumentos de promoción crediticia establecidos en el numeral 2.25.5 del presente Decreto.
Parágrafo 2. El Fondo Nacional de Garantías S.A. - FNG y el Fondo Agropecuario de Garantías – FAG por medio del Fondo para el Financiamiento del Sector Agropecuario – FINAGRO, reportarán trimestralmente al Ministerio de Comercio, Industria y Turismo y al Ministerio de Agricultura y Desarrollo Rural, respectivamente, el valor equivalente a las comisiones para respaldar las garantías otorgadas de las operaciones de crédito desembolsadas y emitidas en el último trimestre y que hayan sido requeridas para respaldar las operaciones de crédito desembolsadas.
Para el caso del Banco de Comercio Exterior de Colombia S.A. - Bancóldex y el Fondo para el Financiamiento del Sector Agropecuario – FINAGRO, en lo relacionado con los instrumentos de compensación de tasa y abono de capital, reportarán trimestralmente al Ministerio de Comercio, Industria y Turismo y al Ministerio de Agricultura y Desarrollo Rural, respectivamente, según sea el caso, el valor equivalente de la tasa de interés efectivamente compensada de las operaciones de crédito activas o el valor equivalente a los incentivos efectivamente abonados de las operaciones de crédito en el último trimestre.
El Fondo Nacional de Garantías S.A. – FNG, el Fondo Agropecuario de Garantías – FAG por medio del Fondo para el Financiamiento del Sector Agropecuario – FINAGRO y el Banco de Comercio Exterior de Colombia S.A. - Bancóldex también deberán reportar trimestralmente a la Dirección General de Participaciones Estatales del Ministerio de Hacienda y Crédito Público la misma información que le reportarán a los ministerios respectivos.
ARTICULO 2.25.7. Transferencia de recursos para los instrumentos de promoción crediticia. Durante la vigencia de las operaciones de crédito desembolsadas en el marco del Programa, el Gobierno nacional, a través del Ministerio de Agricultura y Desarrollo Rural y el Ministerio de Comercio, Industria y Turismo, transferirá al Fondo Nacional de Garantías S.A. - FNG, al Fondo Agropecuario de Garantías – FAG, al Banco de Comercio Exterior de Colombia S.A. - Bancóldex y al Fondo para el Financiamiento del Sector Agropecuario – FINAGRO, según corresponda, el valor requerido para el cubrimiento de las necesidades de caja que se generen por ocurrencia de los instrumentos de promoción crediticia establecidos en el numeral 2.25.5 del presente Decreto, sin superar el valor apropiado en el presupuesto para la respectiva vigencia fiscal y sujeto al Programa Anualizado de Caja.
Parágrafo 1. En caso de que haya diferencia entre los recursos transferidos y la sumatoria de los valores reportados trimestralmente en la vigencia, el Fondo Nacional de Garantías S.A. - FNG, el Banco de Comercio Exterior de Colombia S.A. – Bancóldex deberán reintegrar los recursos no utilizados al cierre de la vigencia al Ministerio de Comercio, Industria y Turismo. En el caso de que haya diferencia entre los recursos transferidos y la sumatoria de los valores reportados trimestralmente en la vigencia, el Fondo Agropecuario de Garantías – FAG, y el Fondo para el Financiamiento del Sector Agropecuario – FINAGRO, deberán reintegrar los recursos no utilizados al cierre de la vigencia al Ministerio de Agricultura y Desarrollo Rural
ARTICULO 2.25.8. Obligaciones de las Partes. Los Proveedores de Crédito que hagan parte del Programa descrito en el presente decreto serán responsables de hacer los análisis de riesgo, liquidez y solvencia para el otorgamiento de los créditos y deberán proveer la información a las entidades del Grupo Bicentenario para el análisis de la ejecución de los créditos desembolsados, tal como los montos desembolsados, y el número de beneficiarios finales, la morosidad de los créditos y la demás información que sea requerida para el efecto. Lo anterior, sin perjuicio de los requisitos impartidos por la Superintendencia Financiera de Colombia y la Superintendencia de Economía Solidaria para el otorgamiento de créditos.
El Gobierno nacional, a través de los Ministerios correspondientes, deberá trasladar los recursos de los instrumentos mencionados en el artículo 2.25.2 del presente Decreto a las entidades del Grupo Bicentenario. La apropiación de estos recursos deberá guardar concordancia con la disponibilidad fiscal establecida tanto en el Marco de Gasto de Mediano Plazo del sector, así como en el Marco Fiscal de Mediano Plazo. Los Proveedores de Crédito y las empresas del Grupo Bicentenario serán responsables del seguimiento de los créditos, el cobro de estos y los riesgos que estos puedan conllevar. Los Proveedores de Crédito tendrán la obligación de verificar y controlar lo relativo a las condiciones y requisitos de acceso del Programa, así como lo relacionado con las causales de terminación. En lo relacionado con las causales de terminación, los Proveedores de Crédito deberán informar esta novedad a la entidad a través de la cual accedió al instrumento de promoción crediticia.
El Ministerio de Hacienda y Crédito Público podrá convocar, a través del Programa de Inversión Banca de las Oportunidades, mesas interinstitucionales en las cuales participará el Ministerio de Hacienda y Crédito Público, el Ministerio de Agricultura y Desarrollo Rural, el Ministerio de Comercio, Industria y Turismo y el Grupo Bicentenario S.A.S, y podrán participar gremios del sector bancario, del sector cooperativo, la academia, entre otros. Estas mesas tendrán el objetivo de proveer insumos sobre el desarrollo del Programa, los puntos que se deben potencializar y los que se deben modificar.
Para este propósito, el Programa de Inversión Banca de las Oportunidades deberá presentar a las mesas interinstitucionales un reporte frente a la evaluación y seguimiento del Programa conforme lo establecido en el artículo 2.25.9 del presente Decreto.
ARTICULO 2.25.9. Evaluación y Seguimiento del Programa. El Ministerio de Hacienda y Crédito Público, a través del Programa de Inversión Banca de las Oportunidades, será la entidad encargada de monitorear el cumplimiento de las metas, evaluar el impacto del Programa y proponer posibles cambios que ayuden a cumplir el objeto establecido en el artículo 2.25.1 del presente Decreto.
El Programa de Inversión Banca de las Oportunidades deberá realizar el seguimiento estadístico y de impacto al Programa y sus condiciones establecidas en el artículo 2.25.5 del presente Decreto. El seguimiento se realizará con una periodicidad trimestral y contemplará a todos los beneficiarios de los créditos del Programa desde el momento en que recibieron el desembolso y hasta un (1) año después de haber pagado el capital, sin perjuicio de poder hacer un seguimiento después de esta fecha. Para esto, podrá suscribir contratos para el uso de datos de los burós de crédito y con entidades especializadas en la evaluación y seguimiento de políticas. Los recursos requeridos para el desarrollo de la evaluación y seguimiento del Programa señalado en este artículo serán gestionados por el Programa de Inversión Banca de las Oportunidades, para lo cual podrá hacer uso de recursos de cooperación internacional.
El Programa de Inversión Banca de las Oportunidades solicitará datos a las Partes que ayuden a evaluar la ejecución del Programa. Parágrafo. Las entidades del Grupo Bicentenario S.A.S. deberán permitir el acceso al Programa de Inversión Banca de las Oportunidades, o de la firma consultora contratada para llevar a cabo la evaluación, a la información requerida para el seguimiento y evaluación del Programa, bajo el cumplimiento de las leyes 1266 de 2008 y 1581 de 2012 y los Decretos que las reglamenten, así como de los anexos de Tratamiento de Datos Personales “HABEAS DATA” incluidos en las circulares reglamentarias de los instrumentos del FNG, Finagro y Bancóldex.
ARTÍCULO 2.25.10. Educación Económica y Financiera: Reconociendo la importancia de la educación económica y financiera que contribuye a la formación integral de los usuarios para que estos logren desarrollar una cultura económica y financiera que les permita incrementar su patrimonio y alcanzar un mejor nivel de vida personal, familiar y social, los proveedores de crédito del Programa garantizarán los mecanismos e instrumentos de educación para los beneficiarios de este Programa, incluyendo los diferentes mecanismos establecidos para la defensa de sus derechos.
ARTICULO 2.25.11. Causales de terminación de los instrumentos: Los instrumentos establecidos se darán por terminados de manera anticipada en los siguientes eventos. 1. Por pago anticipado del crédito. 2. Por mora en el pago de dos (2) cuotas consecutivas a cargo del deudor. 3. Por petición del deudor. 4. Por cesión del crédito por parte del deudor. 5. Por modificación del crédito que implique el incremento de los montos o saldos de las obligaciones y también los que impliquen ampliación del plazo de los créditos. 6. Las demás que establezca el Ministerio de Hacienda y Crédito Público de acuerdo con la naturaleza y finalidad del Programa.
Mar. 24 de Octubre de 2023
Gobierno-Mincomercio. General. “Por el cual se modifica parcialmente el Decreto 2147 de 2016, en lo relacionado con la autorización o prórroga del término de declaratoria de existencia de las Zonas Francas Permanentes y Zonas Francas permanentes Especiales, ubicadas en predios catalogados como bienes fiscales, y se dictan otras disposiciones”
En sus consideraciones el decreto establece que son finalidades de la zonas francas la creación de empleo, la captación de nuevas inversiones de capital, la promoción de la competitividad en las regiones donde se establezcan, desarrollar procesos industriales altamente productivos y competitivos bajo los conceptos de seguridad, transparencia, tecnología, producción limpia y buenas prácticas empresariales; la generación de economías de escala y, la simplificación los procedimientos del comercio de bienes y servicios para facilitar su venta.
Que se requiere establecer las condiciones para las que las entidades del Estado destinen bienes fiscales para la operación de Zonas Francas, en el evento de que así lo decidan. Superando de esta manera, un vacío con el que cuenta actualmente el Decreto 2147 de 2016, al no contar con reglas que orienten con suficiencia, la existencia de zonas francas ubicadas en terrenos de propiedad de la Nación o de las entidades territoriales, por lo que en el presente decreto se señala el proceso de destinación de bienes fiscales para el régimen franco, los aspectos procedimentales de la selección de los eventuales arrendatarios dichos predios, las autorizaciones y prorrogas del régimen franco que puede solicitar el arrendatario seleccionado, y se modifican las disposiciones actuales respecto de las zonas francas permanentes ubicadas en terrenos de propiedad de la Nación - Ministerio de Comercio, Industria y Turismo, para incorporar las recomendaciones hechas por la Sala de Consulta y Servicio Civil del Consejo de Estado en los Conceptos: 2478 de 2022, 2448 de 2021, y 2385 de 2019.
Que el Ministerio de Comercio, Industria y Turismo es propietario de inmuebles ubicados en los distritos de Cartagena (Bolívar) y Barranquilla (Atlántico) y en el corregimiento de Palmaseca en el municipio de Palmira (Valle del Cauca), donde operan zonas francas. Que precisamente en desarrollo de las funciones reseñadas anteriormente, el Ministerio de Comercio, Industria y Turismo, en el marco de la política de reindustrialización proyecta preservar la operación de las zonas francas en los inmuebles de su propiedad, condición que ostentan desde el año 1994, con el propósito de impulsar el desarrollo de las regiones donde se encuentran ubicados, generar nuevos empleos y aumentar la capacidad exportadora del país.
Que, por consiguiente, para preservar la operación de cada una de las zonas francas autorizadas en los mencionados inmuebles de su propiedad, el Ministerio de Comercio, Industria y Turismo seleccionará la persona jurídica que dispondrá de los inmuebles, y podrá en consecuencia, tramitar la autorización de la prórroga de la declaratoria de existencia de las zonas francas y su designación como usuario operador. Atendiendo la recomendación del concepto emitido por la Sala de Consulta y Servicio Civil del Consejo de Estado del veintiséis (26) de abril de 2021 radicado No. 11001-03-06-000-2020-00151-00 (2448), que señala que deberá surtirse el procedimiento de licitación pública en los términos dispuestos en el Estatuto General de Contratación de la Administración Pública.
Que, con arreglo a lo anteriormente expuesto, la preservación de la condición de zona franca sobre los inmuebles de propiedad del Ministerio de Comercio, Industria y Turismo impone a los interesados en participar en el proceso de selección, acreditar los requisitos previstos en el ordenamiento jurídico para la autorización de la prórroga de la declaratoria de existencia de aquella, sobre la base de que se trata de extender en el tiempo la destinación que ostentan áreas determinadas y potenciar sus beneficios.
Que, por la particularidad de ser inmuebles de propiedad de la Nación - Ministerio de Comercio, Industria y Turismo y el imperativo de adelantar procedimiento de licitación pública para seleccionar al arrendatario, se requiere ajustar los requisitos previstos en el ordenamiento jurídico para la presentación de la solicitud y la autorización de la prórroga de la declaratoria de existencia de las zonas francas que allí operan hasta junio de 2024, dado que la normativa actual solo desarrolla el procedimiento, cuando éste tiene iniciativa privada, incluso respecto del predio sobre el cual se pretende la declaratoria.
DECRETA Artículo 1. Adición del artículo 12-1 al Decreto 2147 de 2016. Adiciónese el artículo 12-1 al Decreto 2147 de 2016, el cual quedará así:
“Artículo 12-1. Predios catalogados como bienes fiscales que pueden destinarse para zonas francas. Las entidades públicas que ostenten la propiedad sobre predios catalogados como bienes fiscales, podrán destinar total o parcialmente sus áreas geográficas para su uso como zonas francas. Dicha destinación deberá constar en acto administrativo y registrarse en la correspondiente oficina de instrumentos públicos, y contendrá la identificación del predio, la aptitud del terreno para el uso urbanístico de la zona franca, y la descripción de las instalaciones e infraestructura existente, que permita cumplir los objetivos del régimen de zona franca.
La persona jurídica que presente su solicitud ante el Ministerio de Comercio, Industria y Turismo para ser el usuario operador de la zona franca permanente o el único usuario industrial de la zona franca permanente especial, ubicada en predios catalogados como bienes fiscales, deberá acreditar la disponibilidad jurídica del predio, allegando el documento idóneo en el que se demuestre que la entidad pública propietaria, le ha entregado la tenencia, uso y goce del inmueble a cualquier título, y que el predio fue objeto de la destinación a la que se refiere el presente artículo.”
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Normativa Vigente |
Proyecto de decreto |
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Artículo 86-7. Zonas francas permanentes ubicadas en terrenos de propiedad de la Nación - Ministerio de Comercio, Industria y Turismo. Los requisitos y condiciones, previstos en el presente Decreto o las normas que lo modifiquen, adicionen o sustituyan, para la autorización de la prórroga del término de la declaratoria de existencia de las zonas francas se aplicarán para las zonas francas permanentes donde los terrenos sean total o parcialmente propiedad de la Nación - Ministerio de Comercio, Industria y Turismo. Parágrafo 1°. La solicitud de prórroga del término de declaratoria de existencia de la zona franca permanente de que trata este artículo, se podrá presentar sin la acreditación del requisito de disponibilidad de los terrenos para el uso de la zona franca contemplado en el numeral 4 del numeral 8.8.5 del artículo 26 del presente Decreto o las normas que lo modifiquen, adicionen o sustituyan.
Este requisito deberá acreditarse por parte del solicitante de manera previa a la solicitud del concepto de la Comisión Intersectorial de Zonas Francas.
El término de la autorización de la prórroga de la declaratoria de existencia de la zona franca permanente en ningún caso podrá exceder el término de vigencia por el cual se acredite la disponibilidad del predio.
La disponibilidad jurídica de los bienes inmuebles que son de propiedad total o parcial de la Nación - Ministerio de Comercio, Industria y Turismo será independiente del acto administrativo por el cual se resuelve la solicitud de prórroga presentada por el usuario operador de la zona franca.
Parágrafo 2°.El incumplimiento de los compromisos adquiridos con la prórroga del término de la declaratoria de existencia de la zona franca constituirá causal de pérdida de la declaratoria de existencia de la zona franca permanente, para lo cual se adelantará el procedimiento previsto en el artículo 54 del presente Decreto o las normas que lo modifiquen, adicionen o sustituyan.
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“Artículo 86-7. Zonas francas permanentes ubicadas en terrenos de propiedad de la Nación o de las entidades territoriales.
El Ministerio de Comercio, Industria y Turismo podrá autorizar o prorrogar el término de declaratoria de existencia de las zonas francas permanentes ubicadas en predios de la Nación o de las entidades territoriales, mediante acto administrativo, previa presentación de la solicitud por parte de la persona jurídica que opte por ser el usuario operador de la misma y verificación del cumplimiento de los requisitos establecidos en el presente Decreto y en las demás normas vigentes sobre la materia.
La persona jurídica interesada deberá acreditar el cumplimiento de los requisitos dispuestos en los numerales 7, 7.1, 7.2, 7.2.1, 7.2.3, 7.3, 7.3.1, 7.5, y 7.6 del artículo 26 del presente Decreto o en las normas que lo modifiquen, adicionen o sustituyan, además de los soportes para la autorización del usuario operador de acuerdo con lo establecido en el artículo 70, con excepción de los numerales 6 y 7, y los artículos 71 y 72 también del presente decreto.
Lo anterior, sin perjuicio que el solicitante presente información adicional que complemente la solicitud de autorización de la prórroga del término de declaratoria de existencia de la zona franca permanente.
Parágrafo 1. El Plan Maestro de Desarrollo General se refiere a la iniciativa de inversión que se pretende desarrollar como parte del proyecto asociado a la autorización o prórroga del término de la declaratoria de existencia de la zona franca. Parágrafo 2. La nueva inversión por generarse deberá corresponder a lo establecido para zonas francas permanentes en el numeral 4.1 del artículo 86-2 del presente Decreto o las normas que lo modifiquen, adicionen o sustituyan.
Parágrafo 3. La acreditación del requisito de disponibilidad de los terrenos para el uso de la zona franca contemplado en el numeral 7.7.3 del artículo 26 del presente Decreto o las normas que lo modifiquen, adicionen o sustituyan, se demostrará con los documentos señalados en el artículo 12-1 del presente decreto. Parágrafo 4. La solicitud de autorización o prórroga del término de declaratoria de existencia de las zonas francas de que trata este artículo deberá surtir la actuación prevista en el artículo 86-5 del presente Decreto o las normas que lo modifiquen, adicionen o sustituyan.
Parágrafo 5. Las funciones asignadas por el artículo 20 del presente Decreto a la Comisión Intersectorial de Zonas Francas, serán ejercidas directamente por el Ministerio de Comercio, Industria y Turismo, siempre que se trate de alguno de los trámites a que hace referencia el presente artículo.
Parágrafo 6. El término de la autorización o prórroga de la declaratoria de existencia de la zona franca permanente, en ningún caso podrá exceder el término de vigencia por el cual se acredite la disponibilidad del predio. La prórroga del término de la declaratoria de existencia de las zonas francas de que trata este artículo, se podrá autorizar por más de una (1) vez, pero en ningún caso el término total será mayor de treinta (30) años.
Parágrafo 7. El incumplimiento de los compromisos adquiridos con la prórroga del término de la declaratoria de existencia de la zona franca constituirá causal de pérdida de la declaratoria de existencia de la zona franca permanente, para lo cual se adelantará el procedimiento previsto en el artículo 54 del presente Decreto o las normas que lo modifiquen, adicionen o sustituyan.
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Artículo 3. Disposiciones especiales para las zonas francas permanentes ubicadas en terrenos de propiedad de la Nación – Ministerio de Comercio, Industria y Turismo. Las solicitudes de autorización o prórroga del término de declaratoria de existencia de zonas francas permanentes ubicadas en terrenos de propiedad de la Nación – Ministerio de Comercio, Industria y Turismo, que hayan sido radicadas con anterioridad a la entrada en vigencia del presente Decreto, serán archivadas sin necesidad de acto administrativo que así lo declare.
La solicitud para la autorización o prórroga del término de declaratoria de existencia de las zonas francas permanentes a que se refiere el presente artículo, deberá estar contenida en la propuesta que presente el interesado en participar en el proceso que se adelante para seleccionar al arrendatario de los inmuebles de propiedad del Ministerio de Comercio, Industria y Turismo.
Lun. 23 de Octubre de 2023
Gobierno-Energía-GAS. Contexto sectorial Promigas. Informe del sector Gas Natural InfoGas 2023 (2). Aquiles Mercado, Vicepresidente Financiero y Administrativo de Promigas. Balance de los tres componentes del trilema energético. Septiembre 5 de 2023
Un estudio sobre la hoja de ruta de la transición energética Colombia 2050, realizado por Enel y el Centro de Estudios Regionales en Energía CREE, señala que tiene que sea justa, la transición energética debe minimizar los impactos negativos en el nivel de bienestar de los grupos de alta vulnerabilidad.
Hoy en día hay grupos que dependen de los fósiles y van a tener una pérdida de ingresos, que tiene que haber un plan para la transición de estos grupos vulnerables y van a tener una pérdida de ingresos, y tiene que haber un plan para la transición productiva de estos grupos vulnerables, se tiene que garantizar el acceso a la energía, si no aumenta la pobreza, lo que hace necesario subsidios cruzados, cuantiosos recursos económicos y públicos, máxime cuanto la transición costaría 112 billones de pesos.
Buscar sustituir las fuentes de ingresos atadas a los fósiles requiere el crecimiento de otros sectores y cambio de las estructuras tributarias para aumentar la productividad fiscal y la realización de proyectos generalmente por el alto espacio que se necesita y la lejanía con los puntos de consumo, en las comunidades vulnerables, con los grandes proyectos eólicos o solares.
La transición energética requiere validez, eficacia y justicia, lo que no se logra con el planteamiento actual. El balance de este trilema se presenta a continuación:
Equidad energética
Los países que mas contribuyen al crecimiento global son también los que más consumen combustibles fósiles. La energía percápita que se consumía en Alemania y Francia en 1860, en 2020 el 40% de la población mundial la consumió. Más de 700 millones de personas, en el cono sur carecen de electricidad e incluso en Colombia ha personas que no tienen.
Sosteniblidad ambiental
Hay un grupo de países que han emitido más allá de lo que les correspondería desarrollando sus economías con combustibles fósiles, con una participación no proporcional frente al presupuesto de carbón que se manejan a nivel mundial. Los países en desarrollo son los que menos contribuyen con las emisiones. Con las restricciones al consumo de combustibles fósiles se les condena a la pobreza.
Seguridad energética
Hay estrategias para fortalecer la seguridad energética, definida como la disponibilidad ininterrumpida de fuentes de energía: la disponibilidad, la accesibilidad a las fuentes, la aceptación , la asequibilidad (precios justos), la confiabilidad garantizando el servicio sin interrupciones.
Las estrategias para lograr estos objetivos son la gestión de riesgos, diversificar las fuentes de energía, reducir la dependencia exclusiva de unas pocas fuentes o proveedores de energía, se entra en momentos de crisis, avisos muy temporales pero que son señales que indican que estamos muy concentrados en pocas fuentes y falta la diversificación adecuada para sostener la matriz energética.
Soberanía energética
La soberanía energética es la Capacidad de tomar decisiones libremente y sin costos para la economía de un país. Un ejemplo es la invasión a Ukrania donde los países que tenían dependencia energética de Rusia tuvieron desabastecimiento y precios muy altos. Los países debieron invertir más de 200 mil millones de euros, con problemas incluso en gas natural licuado. Parecía un efecto aislado, incluso en el GNL, que cualquier crisis se escala rápidamente.
Esto llevó a que la Unión Europea pasaran de eliminar el gas natural de la Taxonomía a considerarlo como el combustible de transición, lo que se materializó en la declaraciń conjunta entre Estados Unidos y la Unión Europea sobre seguridad energética, realizó compromisos para aumentar las exportaciones de GNL desde Estados Unidos ha Europa hasta 2030 y se implemntó en Estados Unidos la Ley de Reducción de la Inflación la cual aumenta la dinámica de la producción de hidrocarburos no convencionales en este país hasta 2030. La transición energética exige un esfuerzo aún mayor de seguridad energética.
En Colombia se está dando una fractura en el trilema en el vértice de la seguridad energética, derivada de la vulnerabilidad energética, la generación de un riesgo y dos daños que ya se han materializado, como son la crisis del suroccidente (que se hubiera podido solventar con la planta de regasificación del pacífico) y el racionamiento de la Costa Caribe, generada por una crisis del suministro, sin solución a la vista. En esta región se consume el 20% del consumo total del país. Si las térmicas están trabajando a un ritmo normal, pero con el fenómeno del niño el uso de la capacidad aumentará agudizando el problema. Estas dos crisis han impactado en estos momentos el 38% de los usuarios que dependen del paque térmico.
Oct. 17 - Oct. 19 de 2023
Boletín Normativo Sectorial
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Jue. 19 de Octubre de 2023
Gobierno-Energía. Resolución 40611 del 10 de octubre de 2023, por la cual se adoptan medidas para darle continuidad a la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica durante el periodo de baja hidrología e inminente llegada del Fenómeno del Niño”
En sus consideraciones esta resolución establece que en el marco de las funciones del Minenergía en términos de deberes, competencias y responsabilidades relativas a la prestación de los servicios públicos, su cobertura, calidad y financiación, el deber de prestación continua, ininterrumpida y eficiente de dichos servicios, en particular garantizar que se realicen las actividades de generación, interconexión, a las redes nacionales de energía eléctrica, entre otros, a través de diversos agentes públicos y privados que presten el servicio.
Que en el marco de la planeación que es deber del Minenergía y las funciones de planeación, coordinación y seguimiento de todas las actividades relacionadas con el servicio con base en las cuales definirá criterios para el aprovechamiento económico de fuentes convencionales y no convencionales de energía, dentro de un manejo integral eficiente y sostenible de los recursos energéticos del país.
Que la normativa vigente establece como competencia del Minenergía la definición de los planes de expansión de la generación y de la red de interconexión y así mismo, la fijación de criterios para orientar el planeamiento de la transmisión y la distribución, con el objetivo de optimizar el balance de los recursos energéticos para la satisfacción de la demanda nacional de electricidad, en concordancia con el Plan Nacional de Desarrollo y el Plan Energético Nacional.
Que en atención a los dos decretos aprobados la semana pasada que asignan dos líneas de redescuento con tasa compensada de Findeter por 1,6 billones de pesos para las empresas que tuvieron a cargo la opción tarifaria y para financiar proyectos del sector energético y capital de trabajo para eficacia de generación, comercialización, distribución, transmisión y almacenamiento.
Que, la CREG expidió la Resolución CREG 116 de 1998 ‘Por la cual se reglamenta la limitación del suministro a comercializadores y/o distribuidores morosos, y se dictan disposiciones sobre garantías de los participantes en el mercado mayorista, como parte del Reglamento de Operación del Sistema Interconectado Nacional”.
En virtud de esta resolución, cuando un agente que realice conjuntamente las actividades de comercialización y distribución presente mora en el pago de las obligaciones que se listan en el literal a) del artículo 5o, estará sujeto a un programa de limitación de suministro, lo cual implica la desconexión diaria de los usuarios que son atendidos por él, conforme a lo previsto en el artículo 60 de la misma norma. El mismo programa se aplicará cuando sea solicitado por uno o más agentes que participen en el mercado mayorista, cuando el comercializador incurra en mora en el pago de alguno de los conceptos listados en el literal b del artículo 5o, antes mencionado.
Que, la Resolución CREG 119 de 2007 estableció la fórmula tarifaria general que permite a los Comercializadores Minoristas de electricidad establecer los costos de prestación del servicio a usuarios regulados en el Sistema Interconectado Nacional.
Que, mediante la Resolución CREG 012 de 2020, se estableció una opción tarifaria para definir los costos máximos de prestación del servicio que pueden trasladarse a los usuarios regulados.
Que, con la Resolución CREG 058 de 2020, se adoptaron medidas transitorias para el pago de las facturas del servicio de energía eléctrica durante la emergencia sanitaria declarada con ocasión de la pandemia de COVID-19 y se estableció la obligatoriedad de aplicar la opción tarifaria definida mediante la Resolución CREG 012 de 2020 por un periodo determinado.
Que, mediante la Resolución CREG 101 027 de 2022, se permitió el cambio de IPP para el cálculo de componentes del costo unitario de prestación del servicio de energía eléctrica y se dictaron otras disposiciones.
Que, la Resolución CREG 101 031 de 2022 estableció que el porcentaje máximo de variación mensual de las tarifas, correspondientes a los meses entre diciembre de 2022 y septiembre de 2023, es el de la variación mensual del Índice de Precios al Consumidor, IPC, del mes anterior al del cálculo.
Que,el precio en la bolsa de energía en las últimas Semanas, dada la materialización del Fenómeno del Niño, ha presentado un comportamiento creciente tal que para el mes de septiembre ha superado en cada uno de los días el precio de escasez, alcanzando valores de 1,064.08 [S/KWh]. A su vez, el crecimiento de la demanda de energía en el país, principalmente para las ciudades donde la ola de calor implica elevados consumos de energía.
Esta disyuntiva, conforme con el Reglamento de Mecanismos de Cubrimiento para las Transacciones en el MEM conllevan a un mayor valor de garantías a suscribir por parte de los agentes.
Que, varios comercializadores de energía que atienden a usuarios finales cuentan con saldos acumulados asociados a la aplicación de la opción tarifaria definida en la Resolución CREG 012 de 2020, que sumado a la presión adicional de los prepagos que realizan en el Mercado de Energía Mayorista MEM, así como a los incrementos en el precio de bolsa y de la demanda, generan una situación de estrés sobre el flujo de caja de las empresas y afectan la disponibilidad de capital de trabajo.
Que, según el Informe de Predicción Climática a Corto, Mediano y Largo Plazo en Colombia que se encuentra publicada en la página “el comportamiento esperado del clima en Colombia para los próximos seis meses no solo estará influenciado por el ciclo estacional típico de la época del año, de oscilaciones de distinta frecuencia como las ondas intraestacionales y ecuatoriales, sino también por la evolución de la actual condición de El Niño en la cuenca del océano Pacífico tropical y la condición cálida del océano Atlántico; la cual, de acuerdo a los modelos, se prevé continúe persistiendo por lo que resta de la temporada de huracanes; es decir, hasta noviembre e incluso hasta los primeros meses de 2024; dicha condición podría seguir favoreciendo el desarrollo y tránsito de ondas tropicales del este en la franja tropical del océano Atlántico; las cuales en algunos casos podrían dejar humedad sobre el territorio nacional (Ver Fig. 1).
En respuesta a ello, el modelo de predicción climática del Ideam para la precipitación estima durante el trimestre consolidado octubre diciembre/23, déficits entre el 10% y 20% con respecto a los promedios históricos en La Guajira, Cesar, norte del Magdalena, norte-centro de Bolívar y Sucre en la región Caribe; en los departamentos de Norte de Santander, oriente de Cundinamarca y algunos sectores de Boyacá en la región Andina; y Casanare y Arauca en la Orinoquía. Lluvias por encima de la climatología de referencia 1991-2020 en el occidente de Nariño. (para ver la predicción detallada mes a mes, dirigirse a la sección 2). Para el trimestre consolidado eneromarzo/24 se estiman disminuciones de lluvias entre el 10% y cercanos al 30% en las regiones Caribe, Andina y Pacífica y algunos sectores de Arauca, oriente de Vichada y Guainía. Para el resto de país, se esperan registros de lluvia cercanos a los promedios climatológicos.”
Que, bajo este contexto en que confluyen diversas situaciones críticas para el mercado, como son la inminente llegada del fenómeno del niño, la baja pluviosidad, los saldos acumulados asociados a la aplicación de la opción tarifaria definida en la Resolución CREG 012 de 2020, la presión adicional de los prepagos que realizan en el Mercado de Energía Mayorista MEM y los incrementos en el precio de bolsa y de la demanda, podrian llegar a afectar la prestación del servicio de energía y el goce efectivo de los usuarios al derecho a este derecho.
En consecuencia, es necesario para el Ministerio de Minas y Energía, como cabeza del sector de energía y en ejercicio de su función de formular políticas y criterios, así como la de expedir reglamentación técnica, tomar medidas transitorias de suspensión del esquema de limitación del suministro a los distribuidores y/o comercializadores . Lo anterior con el fin de asegurar la continuidad en la prestación del servicio mediante el mantenimiento de la disponibilidad de capital de trabajo y el flujo de caja de los comercializadores que atienden a usuarios finales.
En atención a estas consideraciones, la parte resolutiva establece:
ARTÍCULO 10. ÁMBITO DE APLICACIÓN. Las disposiciones contenidas en esta resolución se aplican a todos aquellos agentes que desarrollen de manera integrada las actividades de distripución y comercialización y que cumplan con las siguientes condiciones:
(i) Atienden a usuarios finales;
(ii) Tengan saldos acumulados pendientes de cobro a los usuarios por la aplicación de la opción tarifaria a la que se refiere la Resolución CREG 012 de 2020 y sus modificaciones;
(iii) Presenten Saldos Acumulados posítivos de opción tarifaria superior al promedio mensual de pagos al Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales-ASIC y al Liquidador y Administrador de Cuentas-LAC de los últimos doce (12) meses.
A partir de la expedición de esta Resolución y en los términos de la Resolución CREG 080 de 2019, será responsabilidad de los comercializadores informar al ASIC, que cumplen con los requisitos indicados en el inciso anterior. Igualmente, estos deberán comunicar a más tardar al día siguiente cuando dejen de cumplir al menos uno de estos requisitos, s0 pena de los procesos administrativos sancionatorios en los que pudiera incurrir y de competencia de las entidades de vigilancia y control del sector de servicios públicos domiciliarios. Las medidas establecidas en la presente reglamentación estarán vigentes por el término de un (1) mes contado a partir de la expedición de esta Resolución.
Parágrafo Primero. Las medidas podrán ser prorrogadas por el Ministerio de Minas y Energia hasta por un mes adicional y sujeto al análisis de este sobre la efectividad del desembolso de los créditos establecidos en el Decreto 1637 del 9 de octubre de 2023 y el Decreto 1638 del 9 de octubre de 2023
Parágrafo Segundo. Las medidas dejarán de aplicar para aquellos agentes que reciban el desembolso de los créditos solicitados por estos y aprobados por FINDETER según el Decreto 1637 del 9 de octubre de 2023 y Decreto 1638 del 9 de octubre de 2023
Parágrafo Tercero: Las medidas aquí contempladas dejarán de aplicar para aquellos agentes a los cuales les fuera negado, mediante decisión en firme, el crédito solicitado a FINDETER, en virtud del Decreto 1637 del 9 de octubre de 2023 y del Decreto 1638 del 9 de octubre de 2023.
ARTÍCULO 20. SUSPENSIÓN DE LOS PROGRAMAS DE LIMITACIÓN DE SUMINISTRO. Durante la vigencia de la presente Resolución no se aplicarán los programas de limitación de suministro a los distribuidores y/o comercializadores que se encuentren en los supuestos de que trata el artículo anterior, siempre que el agente presente ante el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales — ASICcertificación o documento equivalente proveniente de FINDETER que de testimonio de la radicación de la solicitud de crédito, conforme al Decreto 1637 del 9 de octubre de 2023 y Decreto 1638 del 9 de octubre de 2023 Para el efecto, cuando se presente alguna de las causales previstas en la normatividad aplicable para ejecutar tales procesos de limitación de suministro, el ASIC no dará cumplimiento a tales procedimientos. Por su parte, el CND se abstendrá de coordinar la implementación de tales programas de limitación de suministro.
Parágrafo Primero. Para mantener los beneficios de las medidas de suspensión aquí establecidas, es requisito necesario que el agente cumpla durante el periodo de suspensión al que se refiere la presente resolución con el pago de sus obligaciones conforme al recaudo que obtenga de la prestación del servicio a los usuarios en el siguiente orden de prelación y bajo los siguientes términos:
1. Las obligaciones exigibles para Transacciones Internacionales de Electricidad - TIEs, administradas por el ASIC, 2 Las obligaciones exigibles por la Bolsa de Energía de Colombia, administradas por el ASIC y, una vez pagadas estas en su totalidad,
3. Las obligaciones exigibles por el resto de los acreedores a prorrata entre estos La Superintendencia de Servicios Públicos ejercerá sus funciones de inspección, vigilancia y control sobre el recaudo y pago a que se refiere este parágrafo.
Parágrafo Segundo. La suspensión de que trata este artículo es también aplicable a los procesos de limitación de suministro que ya se encuentran en curso.
Parágrafo Tercero. Terminado los plazos establecidos en la presente resolución y en el caso que hubiere lugar a ello, según lo establecido en la Resolución CREG 116 de 1998 y sus modificaciones, se iniciarán los procedimientos y programas de limitación de suministro.
Parágrafo Cuarto: Los agentes beneficiados con esta resolución no podrán registrar nuevas fronteras ni nuevos contratos de venta. Sin embargo, sí podrán registrar nuevos contratos de compra
Mié. 18 de Octubre de 2023
Gobierno-Hacienda-Infraestructura. Comisión cuarta Senado de la República, reunión informal sobre la inversión del PGN en el presupuesto del año entrante en Antioquia. Ministro de Transporte William Camargo.
El propósito de esta reunión se convocó por las declaraciones del Mintransporte en la comisión sexta según las cuales Antioquia no contaría con inversión en el PGN en la vigencia del año entrante para terminar las concesiones 4G asociadas a la región.
Sobre las Autopistas de la Prosperidad, que llevan una inversión de 11 billones de pesos operando actualmente bajo el sistema de ejecución que están en el 96% de ejecución. Pacífico 1 tuvo unos diseños iniciales, ya fue contratada y asignada la concesión respectiva pero no fue exitosa por que colapsó al estar al borde de montaña, los estudios recomiendan no insistir sino que se plantea un bitunel, cambiar los diseños, obra que costaría 400 mil millones de pesos. Existen compromisos pendientes asociados a esta concesión por parate del Invías en términos de doble calzada de 3,2 km, lo que cuesta 300 mil millones de pesos.
Hay un pendiente que es el intercambiador vial, que cuesta 1.2 billones de pesos que se requieren en el transcurso de 3,4 o 5 años. Hay otro tema adicional, donde se han invertido 12 billones de pesos ya.
El túnel del Toyo, será entregado, pero hace falta el componente del Invías de incorporar los recursos para el tramo 2 que es la vía de acceso al Túnel e instalar los aparatos que permitan que el túnel se ponga en funcionamiento. Para finalizar esta obra que conecta el país con los puertos de Urabá y el puerto de Buenaventura, cuesta 1,9 billones de pesos, que no hay que incorporarlos en la vigencia entrante. Para la vigencia entrante se requieren 300 mil millones de pesos.
El Ministro de Transporte, señala que no es que se vayan dejar las obras sin terminar, pero hay un problema de disponibilidad de recursos que hay que agenciar conjuntamente. En los procesos de ejecución se presentan obras adicionales, recursos que no se habían presupuestado y cuando se suman terminan afectando la disponibilidad presupuestal del sector
En los balances iniciales se habla de 1.2 billones de pesos mas lo que inicialmente estaba previsto para el Túnel del Toyo, mas otras obras adicionales y no tenemos en cuenta que las mismas obras concesionadas tienen riesgos adicionales en la magnitud que hoy en día se está evidenciando.
La tarea del ministerio es finalizar las obras, honrar los contratos pero garantizar que la disponibilidad presupuestal y también los proyectos nuevos que se han estructurado en el plan plurianual y que hacen parte de los procesos de iniciativa presidencial, las bancadas y los departamentos para su ejecución.
Se enfrenta un problema de disponibilidad de recursos. Los proyectos que hacen parte del 4G suman en Capex y Opex cerca de 50 billones y se habían estimado 7 billones para cubrir los riesgos, prediales, de demanda, comerciales, ambientales pero a la fecha se estima que los riesgos serán de 14 billones adicionales. Esto ha consumido los recursos de las mismas concesiones y que están poniendo en riesgo su finalización y la incorporación de obras adicionales que se han requerido.
No es que las obras no vayan a tener recursos a terminar, se propone la concurrencia de fuentes como valorización, regalías, obras por impuestos, contraprestación portuaria, por que en el ejercicio que hay que gestionar con la bancada de Antioquia también también tendrá que hacerse con los Santandres, Valle, que presentan las mismas problemáticas donde se observa que no hay espacio fiscal y las vigencias futuras.
Los peajes son una necesidad, esto lo muestra el caso de vías del NUS, donde acaba requiriendo a la ANI un tribunal de arbitramento, por lo que hay una disponibilidad de riesgos contingentes que hay que administrar frente a estos tribunales. El equipo del Mintransporte está dimensionando estas circunstancias en todas concesiones no solo las de Antioquia que son el 40% de las 4G y que conectan al país mucho más de las fronteras de Antioquia, el cronograma de cuarta generación cuál es el realmente el costo que termina generando el esquema concesionado.
Se tienen unos riesgos materializados, una estimación optimista de los datos de crecimiento del tráfico y unos riesgos que se vienen materializando y consumieron la estimación que tenía previsto en CONPES, en las necesidades del gobierno nacional y departamental el esquema concesionado.
Hay unos riesgos materializados, una estimación optimista de los datos de crecimiento de tráfico, riesgos que se vinieron materializando y consumieron la materialización que tenía previsto el CONPES. El problema no es sólo de Antioquia sino de las 4G que tiene que acometer una reflexión de concesiones adicionales que tiene que acometer una reflexión de fuentes adicionales y de concesión por concesión para aplicar mecanismos como la extensión de las mismas una revisión de los concesionarios acompañaron las estructuraciones.
Por ejemplo, en la concesión Bucaramanga, Barranca Yondó, y es que la estimación de tráfico es del 25% del estimado, lo que ha obligado a pagar diferenciales que estaban previstos en los contratos, que se suman a tarifas diferenciales cuando hay bloqueos o problemas sociales, lo que factura en contra de todos, en especial en el PGN.
Hay que buscar la concurrencia de fuentes, con la competencia regional, que a todos conviene incorporar, para ampliar la posiblidad e inversión del departamento. Todos los municipios y departamentos, requieren esta concurrencia, el gobierno apoya la búsqueda de recaudos. En este momento, con el déficit que hay del Fondo de Estabilización de Combustibles, tanto en vigencias de cuatro años como en el MFMPL está viéndose estresado.
https://www.youtube.com/watch?v=hkeBvKYnFFE
Mar. 17 de Octubre de 2023
Gobierno-energía. CREG Proyecto de resolución No 701 020 del 4 de septiembre de 2023 “Por la cual se habilita transitoriamente la comercialización de energía excedentaria de plantas menores, cogeneradores y autogeneradores a gran escala y se dictan otras disposiciones”.
En sus consideraciones, el proyecto de resolución establece que en el marco de la función de la CREG de establecer el reglamento de operación para realizar el planeamiento y la coordinación de la operación del Sistema Interconectado Nacional.
En el anexo 7 de la Resolución CREG 071 de 2006 establece la liquidación del cargo por confiabilidad cuando el precio de bolsa nacional horario en algún periodo horario del día, supera el precio de escasez de activación.
En el parágrafo del artículo 3 de la resolución CREG 086 de 1996 y el artículo 14 de la Resolución CREG 024 de 2015 establecen el cambio de potencia máxima declarada cuando las plantas menores a 20WM, generación distribuida y autogeneradores a gran escala presenten entregas de potencia promedio por encima de la declarada ante el MEM.
Como respuesta a los impactos del fenómeno de El Niño en 2015, se emitió la Resolución 171 de 2015. Esta resolución estableció de manera temporal la participación de las plantas no despachadas centralmente con energía excedentaria en el Mercado de Energía Mayorista (MEM) con el objetivo de aumentar la disponibilidad de energía en el Sistema Interconectado Nacional (SIN).
En el artículo 3 de la Resolución CREG 130 de 2019 se definieron las formas en las cuales los comercializadores pueden realizar coberturas para atender la demanda regulada, dentro de los cuales están los mecanismos que la CREG señale expresamente.
Mediante la Resolución CREG 101 002 de 2022 se definió la fórmula de traslado en el componente de compras de energía (G) del costo unitario de prestación del servicio (CU), con el fin de incluir las compras que realicen los comercializadores en los mecanismos autorizados como resultado de la aplicación de la Resolución CREG 114 de 2018.
Mediante el artículo 6 del Decreto 0929 de 2023 se establece lo siguiente sobre las compras de energía en el mercado regulado
La CREG regulará el marco aplicable a las compras de energía con destino al Mercado Regulado, con el objeto de que todos los usuarios obtengan los beneficios de la competencia en el Mercado Mayorista de Energía y disminuya su exposición a los precios de la bolsa.
En todo caso, para los mecanismos de compras de energía mediante convocatorias públicas, la regulación deberá atender las siguientes directrices.
a) Propiciar la participación de los agentes generadores en las convocatorias públicas de compra de energía que realicen los agentes comercializadores para la atención de la demanda regulada.
b) Promover el tratamiento equitativo entre agentes integrados y no integrados, de manera que mantengan las mismas condiciones de participación en las convocatorias.
c) Velar por la celeridad en los procesos de convocatorias públicas. Para lo cual, entre otras medidas, deberán ajustar los plazos vigentes en el mecanismo de convocatorias de la Resolución CREG 130 de 2019.
PARÁGRAFO 2. Frente a pronósticos de hidrología crítica y de acuerdo con los lineamientos que defina la CREG, los agentes que tengan demanda regulada expuesta a la bolsa, deberán acoger las convocatorias públicas para la compra de energía.”
Teniendo en cuenta las diferentes advertencias emitidas por organismos nacionales e internacionales, en relación con la alta probabilidad de ocurrencia del Niño en la región el IDEAM estimó el inicio de este fenómeno en el segundo semestre de 2023.
De otro lado, varios proyectos de generación de energía, adjudicados por medio de las subastas de CLPE 02-2019 y CLPE 03-2021 convocadas por el Ministerio de Minas y Energía en el 2019 y 2021, en su mayoría ubicados en el departamento de La Guajira, no entraron en operación en las fechas previstas. En consecuencia, en aplicación de lo establecido en el artículo 7 del Decreto 1276 de 2023 “Por el cual se adoptan adopta medidas para crear un régimen tarifario especial y diferencial de carácter transitorio que abarate la energía en La Guajira”, se podría presentar la suspensión de los contratos adjudicados y celebrados como resultado de las subastas mencionadas. Esta situación generaría un incremento en la exposición a bolsa de la demanda nacional cercana al 4.1%, según cálculos realizados a partir de la información suministrada por XM mediante comunicación identificada con radicado CREG E2023015015 del 16 de agosto de 2023.
Existe un aumento en el número de agentes que están expuestos en bolsa en un porcentaje superior al 25%; según cifras publicadas por XM para el mes de septiembre de 2023 esta cifra se sitúa en 30 agentes, en comparación con los 13 y 19 agentes registrados en el mismo período de los años 2022 y 2021, respectivamente.
En consecuencia, algunos comercializadores presentan una menor cobertura en contratos, lo cual representa un aumento en la exposición de los usuarios regulados, a las fluctuaciones de los precios de bolsa. Así mismo, ante una alta probabilidad de ocurrencia del fenómeno de El Niño que puede resultar en aumentos significativos en los precios de bolsa, es conveniente reducir la exposición de la demanda regulada a dichos aumentos, aumentando la energía disponible en el Sistema Interconectado Nacional que pueda ser destinada a contratación de energía.
En este contexto la Comisión considera adecuado habilitar transitoriamente la contratación con destino al mercado regulado, de la energía excedentaria de las plantas menores, cogeneradores y autogeneradores a gran escala, con el fin de promover una mayor cobertura ante los aumentos del precio de bolsa que podrían presentarse como consecuencia del Fenómeno de El Niño.
En consecuencia, algunos comercializadores presentan una menor cobertura en contratos, lo cual representa un aumento en la exposición de los usuarios regulados, a las fluctuaciones de los precios de bolsa. Así mismo, ante una alta probabilidad de ocurrencia del fenómeno de El Niño que puede resultar en aumentos significativos en los precios de bolsa, es conveniente reducir la exposición de la demanda regulada a dichos aumentos, aumentando la energía disponible en el Sistema Interconectado Nacional que pueda ser destinada a contratación de energía.
En este contexto la Comisión considera adecuado habilitar transitoriamente la contratación con destino al mercado regulado, de la energía excedentaria de las plantas menores, cogeneradores y autogeneradores a gran escala, con el fin de promover una mayor cobertura ante los aumentos del precio de bolsa que podrían presentarse como consecuencia del Fenómeno de El Niño.
En la parte resolutiva establece:
Artículo . Objeto. Establecer medidas transitorias que permitan a las plantas menores, cogeneradores y autogeneradores a gran escala, comercializar en contratos con destino a la demanda regulada su energía excedentaria, a través del mecanismo de comercialización definido en esta resolución.
Artículo . Alcance. La presente resolución aplica a los agentes que participan en el Mercado de Energía Mayorista con plantas de generación menores, cogeneradores o autogeneradores a gran escala..
Artículo . Definiciones. Para la interpretación y aplicación de esta resolución se tendrán en cuenta las siguientes definiciones:
Contrato pague lo contratado – condicional a la generación excedentaria de una planta menor, cogenerador o autogenerador a gran escala: contrato en el que una planta menor, cogenerador o autogenerador a gran escala, en calidad de vendedor, recibe un precio fijo por toda la energía excedentaria que entrega al sistema. Este tipo de contrato se podrá realizar con comercializadores que representan demanda regulada.
Energía excedentaria de una planta menor: es aquella energía resultante de la capacidad instalada no registrada ante el Mercado de Energía Mayorista.
Artículo . Mecanismo de comercialización de energía excedentaria de plantas menores, cogeneradores o autogeneradores a gran escala. Con el único propósito de aumentar la disponibilidad de energía eléctrica en contratos con destino a los usuarios regulados, las plantas menores, cogeneradores y autogeneradores a gran escala registrados con una capacidad inferior a 20 MW con telemedida, podrán comercializar su energía excedentaria de las siguientes formas:
- A través de contratos pague lo contratado – condicional, conforme a la definición del artículo 3, cuyo precio fijo sea pactado libremente con comercializadores que atienden demanda regulada.
- A través de convocatorias públicas con contratos pague lo contratado al 75%, de conformidad con lo dispuesto en la Resolución “Por la cual se modifica la Resolución CREG 130 de 2019 y se dictan disposiciones transitorias para la comercialización de energía con destino al mercado regulado”.
Parágrafo 1. Los contratos a los que hace referencia el presente artículo no serán considerados para el cálculo de la variable Mc en la fórmula del componente G contenida en el artículo 6 de la Resolución CREG 119 de 2007.
Parágrafo 2: Los contratos producto de la aplicación de lo dispuesto en el numeral i) deben ser registrados ante el ASIC conforme a lo establecido en la Resolución CREG 157 de 2011 o aquella que la modifique, adicione o sustituya. Cuando se requiera, antes de registrar estos contratos debe haberse cumplido con el registro de la respectiva frontera de generación.
Parágrafo 3. Las disposiciones del parágrafo del artículo 3 de la resolución CREG 086 de 1996 y del artículo 14 de la Resolución CREG 024 de 2015 no serán aplicables a las plantas menores, cogeneradores y autogeneradores a gran escala que estén registradas ante el MEM con una capacidad inferior a 20 MW y que celebren los contratos de energía excedentaria de que trata este artículo.
Parágrafo 4. Para efectos de lo señalado en el anexo 7 de la Resolución CREG 071 de 2006, la energía excedentaria de que trata el presente artículo de esta resolución, no será considerada como parte de la Obligación Diaria de Energía Firme de la planta no despachada centralmente.
Artículo . Vigencia y duración máxima de los contratos del mecanismo de comercialización de energía excedentaria de plantas menores, cogeneradores o autogeneradores a gran escala. Dentro de los seis (6) meses siguientes a la publicación de la presente resolución en el Diario Oficial los comercializadores podrán suscribir contratos pague lo contratado – condicional a la generación excedentaria de una planta menor, cogenerador o autogenerador a gran escala, como resultado de la aplicación del numeral i) del Artículo 4 la presente resolución.
Dichos contratos tendrán una duración máxima de un (1) año, sin que supere en todo caso el 31 de diciembre de 2024 y sin posibilidad de prórroga.
Artículo . Traslado de las compras de energía del mecanismo de comercialización de energía excedentaria de plantas menores, cogeneradores o autogeneradores a gran escala: Los comercializadores que atienden demanda regulada y que realicen transacciones en el mecanismo de comercialización de energía exedentaria de una planta menor, cogenerador o autogenerador a gran escala, como resultado de la aplicación del numeral i) del Artículo 4 de la presente resolución, pueden trasladar los precios en el componente de costo de energía (G) del costo unitario de prestación del servicio (CU), utilizando durante la vigencia de la presente resolución lo establecido en el artículo 4 de la Resolución CREG 101 002 de 2022 en el ponderador de los precios de mecanismo de comercialización autorizados ωl,m-1,i.
Artículo . Traslado de cantidades de energía provenientes de plantas no térmicas: Las cantidades de energía resultantes de contratos pague lo contratado – condicional, provenientes de plantas no térmicas, que podrán ser trasladadas por parte del comercializador a sus usuarios regulados se determinarán utilizando la siguiente fórmula:
Donde,
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C6,m,i: |
Energía cubierta por el comercializador i mediante contratos pague lo contratado – condicional, proveniente de plantas no térmicas s6, con cantidades liquidadas en el mes m y con destino al mercado regulado. |
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Qs6, m, i: |
cantidad de energía cubierta por el comercializador i para el mes m mediante el contrato pague lo contratado – condicional proveniente de plantas no térmicas s6, con destino al mercado regulado. |
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n6: |
número de contratos pague lo contratado – condicional, proveniente de plantas no térmicas, con cantidades liquidadas para el mes m suscritos por el comercializador i con destino al mercado regulado. |
Artículo . Traslado de cantidades de energía provenientes de plantas térmicas: Las cantidades de energía resultantes de contratos pague lo contratado – condicional, provenientes de plantas térmicas, que podrán ser trasladadas por parte del comercializador a sus usuarios regulados se determinarán utilizando la siguiente fórmula:
Donde,
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C7, m, i: |
Energía cubierta por el comercializador i mediante contratos pague lo contratado – condicional, proveniente de plantas térmicas s7, con cantidades liquidadas en el mes m y con destino al mercado regulado. |
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qs7, m, i: |
cantidad de energía cubierta por el comercializador i para el mes m mediante el contrato pague lo contratado – condicional proveniente de plantas térmicas s7, con destino al mercado regulado. |
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n7: |
número de contratos pague lo contratado – condicional, proveniente de plantas térmicas, con cantidades liquidadas para el mes m suscritos por el comercializador i con destino al mercado regulado. |
Artículo . Precio promedio ponderado para el traslado de las compras de energía provenientes de plantas no térmicas, realizadas por el comercializador mediante el mecanismo de comercialización de energía excedentaria de plantas menores, cogeneradores o autogeneradores a gran escala: El precio promedio ponderado para el traslado de las compras de energía provenientes de plantas no térmicas, realizadas por los comercializadores a través de contratos pague lo contratado – condicional a la generación excedentaria de una planta menor, cogenerador o autogenerador a gran escala, resultantes de la aplicación del literal i) del Artículo 4 de la presente resolución y cuyo destino sea la atención de demanda regulada, será calculado utilizando la siguiente fórmula
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P6, m, i: |
Precio promedio ponderado de todas las compras realizadas por el comercializador i a través de contratos pague lo contratado – condicional a la generación excedentaria de una planta menor, cogenerador o autogenerador a gran escala, proveniente de plantas no térmicas, liquidados en el mes m, expresado en pesos por kilovatio hora (COP/kWh). |
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Mcm: |
Costo promedio ponderado por energía, expresado en pesos por kilovatio hora (COP/kWh), de todos los contratos resultantes de las convocatorias públicas a las que hace referencia la Resolución CREG 130 de 2019 o aquella que la modifique, sustituya o adicione, liquidados en el mes m con destino al mercado regulado. |
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qs6, m, i: |
cantidad de energía cubierta por el comercializador i para el mes m mediante el contrato pague lo contratado – condicional a la generación excedentaria de una planta menor, cogenerador o autogenerador a gran escala s6, proveniente de plantas no térmicas, con destino al mercado regulado. |
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ps6, m, i: |
Precio del contrato pague lo contratado – condicional proveniente de planta no térmica s6, pactado por el comercializador i, para el mes m. |
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n6: |
número de contratos pague lo contratado – condicional, proveniente de plantas no térmicas, con cantidades liquidadas para el mes m suscritos por el comercializador i con destino al mercado regulado. |
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C6, m, i: |
Energía cubierta por el comercializador i mediante contratos pague lo contratado – condicional, proveniente de plantas no térmicas, con cantidades liquidadas en el mes m y con destino al mercado regulado. |
Artículo 10 Precio promedio ponderado para el traslado de las compras de energía provenientes de plantas térmicas, realizadas por el comercializador mediante el mecanismo de comercialización de energía excedentaria de plantas menores, cogeneradores o autogeneradores a gran escala: El precio promedio ponderado para el traslado de las compras de energía provenientes de plantas térmicas, realizadas por los comercializadores a través de contratos pague lo contratado – condicional a la generación excedentaria de una planta menor, cogenerador o autogenerador a gran escala, resultantes de la aplicación del literal i) del Artículo 4 de la presente resolución y cuyo destino sea la atención de demanda regulada, será calculado utilizando la siguiente fórmula:
Donde,
| P7, m, i: |
Precio promedio ponderado de todas las compras realizadas por el comercializador i a través de contratos pague lo contratado – condicional a la generación excedentaria de una planta menor, proveniente de plantas térmicas, liquidados en el mes m, expresado en pesos por kilovatio hora (COP/kWh). |
| Mcm: |
Costo promedio ponderado por energía, expresado en pesos por kilovatio hora (COP/kWh), de todos los contratos resultantes de las convocatorias públicas a las que hace referencia la Resolución CREG 130 de 2019 o aquella que la modifique, sustituya o adicione, liquidados en el mes m con destino al mercado regulado. |
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qs7, m, i: |
Cantidad de energía cubierta por el comercializador i para el mes m mediante el contrato pague lo contratado – condicional a la generación excedentaria de una planta menor, cogenerador o autogenerador a gran escala s7, proveniente de plantas térmicas, con destino al mercado regulado. |
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Ps7, m, i: |
Precio del contrato pague lo contratado – condicional a la generación excedentaria de una planta menor, cogenerador o autogenerador a gran escala s7, proveniente de planta térmica, pactado por el comercializador i, para el mes m. |
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n7: |
Número de contratos pague lo contratado – condicional a la generación excedentaria de una planta menor, cogenerador o autogenerador a gran escala, proveniente de plantas térmicas, con cantidades liquidadas para el mes m suscritos por el comercializador i con destino al mercado regulado. |
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C7, m, i: |
Energía cubierta por el comercializador i mediante contratos pague lo contratado – condicional a la generación excedentaria de una planta menor, cogenerador o autogenerador a gran escala, proveniente de plantas térmicas, con cantidades liquidadas en el mes m y con destino al mercado regulado. |
Se anexa la resolución.
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Jue. 19 de Octubre de 2023
Gobierno-Infraestructura. Resolución no.20133040041335 del 25 de Septiembre de 2023. Por la cual se adopta una metodología de reconocido valor técnico para el cálculo de la obligación contingente de los procesos judiciales, conciliaciones extrajudiciales y trámites arbitrales en contra de la Nación – Ministerio de Transporte
En sus consideraciones la resolución señala que de acuerdo con la ley 448 de 1998, la Nación, las Entidades Territoriales y las Descentralizadas de cualquier orden deberán incluir en sus presupuestos el servicio de la deuda, las apropiaciones necesarias para cubrir las posibles perdidas de ls obligaciones contingente a su cargo, de conformidad con la Ley Orgánica de Presupuesto.
Que las obligaciones contingentes son aquellas obligaciones pecuniarias que están sujetas a una condición, es decir que en su origen está sujeto a la ocurrencia de un hecho futura de futuro e incierto. En tal sentido, las obligaciones que surjan de procesos judiciales, conciliaciones y trámites arbitrales en donde una entidad del Estado sea parte, adquieren esta cualificación por cuanto su nacimiento depende de la expedición de sentencias o laudos condenatorios y suscripción de conciliaciones que impliquen para la entidad el pago de indemnizaciones a terceros.
Que la normativa vigente establece que se debe incorporar, en el sistema unico de gestión e información d ella Actividad Litigiosa del Estado – eKogui la de: “Incorporar el valor de la provisión contable de los procesos a su cargo, con una periodicidad no superior a (6) meses, así como cada vez que se profiera una sentencia judicial sobre el mismo, de conformidad con la metodología que se defina para tal fin.
Que la Agencia Nacional de Defensa Jurídica del Estado estableció de forma referencial una metodología de reconocido valor técnico que puede ser utilizar para calcular la provisión contable o pasivo contingente para las entidades públicas del orden nacional, respecto de los procesos judiciales,conciliaciones extrajudiciales y trámites arbitrales a su cargo.
Que la Agencia Nacional de Defensa Jurídica del Estado realizó un trabajo conjunto con la Contaduría General de la Nación (CGN), durante el año 2016, con el objeto de alinear la Circular Externa 0023 con los marcos normativos de contabilidad expedidos por la CGN, en consonancia con las Normas NIIF y las NICSP. Como resultado de este proceso, se ajustó la metodología, limitando su alcance y verificando su consistencia con los tratamientos contables requeridos en los nuevos marcos normativos.
En noviembre de 2016, la agencia adoptó una metodología de reconocido valor técnico para el cálculo de la provisión contable de los procesos judiciales en su contra. Esta metodología puede ser utilizada para calcular la provisión contable o pasivo contingente para las entidades públicas del orden nacional, respecto de los procesos judiciales, conciliaciones extrajudiciales y trámites arbitrales a su cargo.
Que el Mintransporte mediante Resolución adoptó la metodología implementada por la Agencia Nacional de Defensa Jurídica del Estado para calcular la provisión contable o pasivo contingente respecto de los procesos judiciales, conciliaciones extrajudiciales y trámites arbitrales a su cargo.
Que el artículo 1 de la resolución 354 de 2007, modificado por el artículo 1 de la resolución 156 de 2018 expedida por la Contraloría General de la Nación, establece que el Régimen de Contabilidad Pública (RCP) está conformado por: a) el referente teórico y metodológico de la regulación contable pública, b) el Marco Normativo para Empresas que cotizan en el Mercado de Valores y que captan ni administran ahorro del público con sus respectivos elementos, c) el Marco Normativo para empresa que no Cotizan en el Mercado de Valores y que no Captan ni Administran Ahorro del Público con sus respectivos elementos; d)el Marco Normativo para Entidades de Gobierno con sus respectivos elementos, e) El marco normativo para entidades en liquidación con sus respectivos elementos, f) la Regulación del Proceso Contable y del Sistema Documental Contable y g) los procedimientos transversales.
Que la Resolución 522 de 2015, expedida por la CGN incorpora en el RCP, el Marco Normativo para entidades de Gobierno, el cual está conformado por el Marco Conceptual para la Preparación y Presentación de Información Financiera, las Normas para el Reconocimiento, Medición, Revelación y Presentación de los Hechos Económicos; Los procedimientos contables; las Guías de Aplicación; el Catálogo General de Cuentas y la Doctrina Contable Pública.
Que la resolución 116 de 2017 incorporó, en el Marco Normativo para Entidades de Gobierno, el procedimiento contable para el registro de los procesos judiciales, arbitrales, conciliaciones extrajudiciales y embargos sobre las cuentas bancarias, actualizado por las resoluciones 080 y 231 de 2021 y 064 de 2022.
Al respecto, la CGN estableció que se utilizará una metodología que se ajuste a los criterios de reconocimiento y revelación del Marco Normativo para Entidades de Gobierno. Cuando la entidad considere que la metodología contenida en la Resolución 353 de 2016 de la Agencia Nacional de Defensa Jurídica del Estado se ajusta a las condiciones del litigio o del mecanismo alternativo de solución de conflictos, podrá utilizar dicha metodología.
Con estas consideraciones, la parte resolutiva establece:
Se adopta en el Mintransporte la metodología de reconocido valor técnico para el cálculo de la obligación contingente de los procesos judiciales, conciliaciones extrajudiciales y trámites arbitrales que se adelanten contra la Nación-Mintransporte, implementada por la Agencia Nacional de Defensa Jurídica del Estado mediante la Resolución no 431 del 28 de julio de 2023 y aquellas normas que la modifiquen adicionen o sustituyan.
La metodología para la determinación de la obligación contingente relacionada con los procesos judiciales excluye los procesos: a) en los cuales la entidad actúa en calidad de demandante; b) aquellos en donde no hay pretensión económica que genere erogación, c) las acciones constitucionales, excepto la reparación de los perjuicios causados a un grupo:d)de nulidad simple, e)de nulidad electoral; f)de nulidad por inconstitucionalidad; g)de control inmediato de legalidad; h) ejecutivos conexos; y i)las conciliaciones judiciales y los trámites relacionados con extensión de jurisprudencia.
Harán parte integral de la metodología las infografías, instructivos y lineamientos que expida la Agencia Nacional de Defensa Jurídica del Estado para el registro de la calificación del riesgo y el cálculo de la obligación continente en el Sistema Unico de Gestión e Información Litigiosa del Estado e-Kogui, y demás instrumentos que se expidan para el efecto.
Artículo 3. Los/las apoderados/as de cada proceso y caso son los encargados de efectuar la calificación del riesgo procesal y calcular la obligación contingente de forma veraz y oportuna, siendo obligatorio informar al área financiera el valor de esta.
Parágrafo 1: Para las Conciliaciones extrajudiciales se deberá efectuar la calificación del riesgo procesal y calcular la obligación contingente, una vez el/la apoderado/a que tiene a cargo el estudio de la solicitud de conciliación elabore la ficha técnica del caso y en ella recomiende, al Comité, conciliar el caso concreto.
Parágrafo 2: Para los Procesos judiciales se deberá efectuar la calificación del riesgo procesal y calcular la obligación contingente en las siguientes etapas:
1. La primera calificación del riesgo y el cálculo de la obligación contingente debe ser realizada partir de la notificación de la demanda y antes de que sea contestada.
2. En el evento en el que se profiera una sentencia no ejecutoriada, y/o cuando en el proceso existan elementos probatorios, jurisprudenciales y/o sustanciales que modifiquen la calificación previa, se debe actualizar la obligación contingente.
3. En todo caso, el/la apoderado/a debe actualizar la calificación del riesgo y calcular la obligación contingente de los procesos judiciales con una periodicidad no superior a seis (6) meses”.
Parágrafo 3: Para los trámites arbitrales se deberá efectuar la primera calificación del riesgo procesal y calcular la obligación contingente entre el momento de la notificación de la demanda y antes de la contestación. Además, se debe realizar el correspondiente registro, si hay lugar a ello.
https://www.mintransporte.gov.co/documentos/811/resoluciones-2023/
Mié. 18 de Octubre de 2023
Gobierno-Hacienda-Infraestructura. Comisión cuarta Senado de la República, reunión informal sobre la inversión del PGN en el presupuesto del año entrante en Antioquia. Ministro de Hacienda, Ricardo Bonilla.
El ministro señala que así como hay una bancada de Antioquia, Colombia es un país con 32 departamentos y 32 bancadas que hay que atender las solicitudes de todas. El gobierno nacional ha hecho un esfuerzo especial para aumentar el presupuesto de inversión.
Dentro del cumplimiento de la regla fiscal, se ha reducido 10 millones del pago de la deuda prevista para el 2024 para incorporarlos a la inversión. Por que tal como está diseñada la regla fiscal, sólo podemos haber hecho una inversión de 65 billones de pesos. Esto viene de un proceso de ajustar, sin dejar de pagar la deuda pública.
La deuda de este año 2023 se va a pagar 76 billones de pesos, la consolidada es de 83 billones de pesos, es decir, con lo que logró en la reforma tributaria se incorporan en adiciones y el presupuesto de este año, se logró incrementar en 20 billones de inversión.
Está previsto en el presupuesto del 2024 una deuda que era de 105 billones y se logró bajar a 95, que de todas formas son 19 billones más en deuda que la que se pagó este año, si se quiere seguir avanzando en la senda de lograr una deuda del 55% del PIB.
Los 99 billones del presupuesto de inversión a su mayor monto en la historia que es para distribuir en el país. El ministerio que recibe la mayor inversión es transporte como es histórico, con compromisos para desarrollar toda una serie de obras, la mayor apuesta de la inversión pública.
Que tipo de obras son las que están entrando?. La mayoría vienen de atrás, ninguna obra de ejecución está en el plan plurianual de inversiones. Para aparecer el Plan Plurianual de Inversiones, tiene que haber pasado fases de pre y factibildad e ingeniería del detalle, que se puede adjudicar y construir. Muchas de estas están financiadas con vigencias futuras, para períodos de 8 y 10 años, que han iniciado en años anteriores. Estas obras van a seguir ejecutando y financiando con el PGN.
Pero hay que avanzar en los proyectos nuevos entran, en donde DNP entra en su definición y organización. Desde este punto de vista, lo que es claro es que hay varias obras de carácter nacional, departamental y municipal que están siendo revisadas y cubiertas desde el gobierno nacional.
En cuanto a las fuentes de financiamiento, unas están financiadas con vigencias futuras, otras con peajes, otras con otro tipo de compromisos que tienen que seguirse examinando, los peajes siguen siendo importantes.
El gobierno los va a complementar con el proyecto de valorización incorporando las inquietudes de las localidades en torno a sus peajes, que no quede en valorización y los habitantes del sitio. Con las bancas de desarrollo, se ha venido trabajando hasta donde proyectos financiados con vigencias futuras.
Cómo estamos buscando financiar las obras?. Se ha venido trabajando en la perspectivas hasta donde los proyectos financiados con vigencias futuras, el gobierno va a poner estos recursos y ya los tiene comprometidos y los entrega por pedacitos anuales.
La propuesta es buscar obras en las cuales se puedan encontrar mecanismos de cierre financieros para que la obra se adelante y se pague con vigencias futuras.
El otro tema son los peajes, que también es un recurso cierto, la discusión que se está haciendo con bancas comerciales y bancas de desarrollo es que por que no anticipar la obra sabiendo que se puede pagar con un recurso que proviene de los peajes. Es el mecanismo que puede aportarse es de cómo avanzamos las obras.
Estas discusión se está haciendo con las bancas de desarrollo y la comercial, es un mecanismo para seguir impulsando, como es el caso del Túnel del Toyo, que se financia con la gobernación y el municipio, con este mecanismo. Con este modo y la banca de desarrollo pública podría lograrse el cierre financiero de los proyectos.
La obra puede llevarla desde los dos lados, puede comprometerse el cierre financiero entre IDEA y Findeter. Buscar mecanismos de como avanzar obras buscando cierres financieros.
Por lo pronto las obras que están en uso, que tienen mecanismos de financiamiento y vigencias futuras comprometidas tendrán los recursos.
En Colombia hay un mal referente en las obras, donde hay sobrecostos, que son producto de un proceso de asegurar que las obras estaban listas y no lo estaban. De quien es problema?. No está claro, pero la nación acaba asumiéndolo quitando recursos a otras obras.
Se propone hacer una mesa técnica de trabajo para ver avances de cada obra y los sobrecostos. En el caso del Túnel del Toyo, faltan 20 metros para cerrar, debería estar listo a mediados de 2024 y ha mantenido al día en tiempo, es una obra exitosa, hay que mirar el componente de acceso. Cómo traer a valor presente obras que están financiadas con peajes y analizar los temas con las bancas de desarrollo.
Se está en proceso de consolidar la transformación del grupo bicentenario para lo que se tienen facultades extraordinarias hasta el 15 de noviembre, en donde las bancas de desarrollo hagan sinergia y ayuden a hacer cierre financiero de proyectos.
El grupo bicentenario tiene una banca de primer piso que es el banco agrario y 4 bancas de primer piso que son Findeter, FDN, Finagro y Bancoldex.De estas das dos primeras especializadas en infraestructuras y dos aseguradoras, tres fiduciarias y hay entidades ejecutoras. Se está en proceso de consolidación para dar prioridades en fortalecer el crédito a la economía popular, el proceso de financiación de infraestructura, conseguir un proceso de transición energética.
El Túnel del Toyo con el cierre financiero, la banca de desarrollo, otro tipo de banca de desarrollo, de cómo hacemos cierre financiero de varias obras.
Lo que puede decirse es que hay que evaluar alternativas con mesas técnicas para evaluar alternativas de financiación, reducción de costos, y generar alternativas de cierre financiero por medio de adelantar cierres financieros adelantando las obras hoy pero pagarla con los peajes y las vigencias futuras.
Para el director del DNP se está en un momento muy difícil en la financiación de las infraestructuras, solicitando a las regiones que ayuden a priorizar las obras en tres tipos de proyectos: estratégicos de impacto nacional, de impacto regional en un segundo nivel y en el tercero proyectos locales que tengan algún sentido.
https://www.youtube.com/watch?v=hkeBvKYnFFE
Noticias de la semana
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Jue. 19 de Octubre de 2023
Energía
18 de octubre de 2023
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18 de octubre de 2023
| Aprueban tratado comercial entre Colombia y Venezuela | Ámbito Jurídico |
| Aprobado el Presupuesto General de la Nación en la plenaria del Senado |
Infraestructura
18 de octubre de 2023
| Invías está a punto de culminar obras del corredor Quibdó - Medellín |
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18 de octubre de 2023
| MinSalud precisó la normativa vigente que amplió la licencia de paternidad de ocho días a dos semanas |
Telecomunicaciones
18 de octubre de 2023
| Con el ‘Showroom 5G’ el país conocerá los beneficios de esta tecnología |
Mié. 18 de Octubre de 2023
Energía
17 de octubre de 2023
Gobierno
17 de octubre de 2023
| En plenaria dirigida por la oposición, se discutió el presupuesto general de la Nación | Camara de Representantes |
Infraestructura
17 de octubre de 2023
| Estos son requisitos procedimentales en los procesos de licitación pública | Ámbito Jurídico |
Salud
17 de octubre de 2023
| Gestarsalud: desafíos que la reforma debería solucionar |
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17 de octubre de 2023
| Proyecto de creación de la Agencia de Seguridad Digital, a debate en Comisión Primera |
| Continuamos trabajando para que la tecnología 5G sea un hecho en Colombia |
Coyuntura normativa
Coyuntura normativa
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Jue. 19 de Octubre de 2023
Gobierno-Salud. Comisión séptima Senado. Debate de Control político ADRES. Tema presupuestos máximos y otros pagos del sector salud. Felix Martínez, Director de la ADRES, 4 de Octubre de 2023.
La Junta Directiva de la ADRES está compuesta por el Minsalud, Minhacienda, DNP, un representante de las gobernadores y de los municipios, se rinde cuentas todos los meses.
Es una organización relativamente fuerte aunque nos están pidiendo fortalecerla más en las direcciones jurídica, tecnológica de planeación. Maneja un presupuesto de 83,8 billones de pesos. La mayoría de los recursos provienen del PGN, que financia la totalidad del régimen subsidiado y parte del contributivo, que no se financia solo. Los aportes al contributivo son de 39 billones y el costo de este régimen es de 45 billones anuales, de modo que PGN paga todo el subsidiado, parte del contributivo y otras cosas más. La presión fiscal cada día se más grande en la mediada que los otros ingresos han disminuido.
Los recursos no se han disminuido por que los recursos aumentaron por PGN crecieron el 25%, el doble de la inflación. El incremento de la UPC fue del 16,2% más del 2% que se lleva el crecimiento poblacional no se considera ha habido una reducción del esfuerzo financiero del Estado. Este año se ha pagado en el régimen contributivo 27,8 billones de pesos y 27 en el régimen subsidiado, 55 bll de pesos.
Cada mes se pagan anticipadamente a las EPS 6 billones para cubrir la UPC de los afiliados, 95% se paga adelantado.
En los presupuestos máximos, el presupuesto inicial se acababa en junio, era de 1,7 billones de pesos. Desde octubre de 2022 se solicitó en la adición presupuestal para 2023 que se incluyeran recursos adicionales para presupuestos máximos, adición que quedó corta. Una vez aprobada la adición se surtió el trámite ante hacienda y el Confis que aprobó un billón de pesos para presupuestos máximos para cubrir presupuestos desde julio a octubre y el Minsalud expidió la última semana de septiembre, una resolución que aprobaba los recursos y otros procesos que en la práctica que la ADRES, el ministerio notifica a la ADRES, que está en el proceso de pago en la primera quincena de octubre, las EPS ya fueron notificadas del pago desde julio hasta septiembre y octubre se paga este mes, quedando al día en presupuestos máximos.
Señala el gobierno que pagó el 98% de lo que está presupuestado como valor de la UPC hoy.
La excepción se hace sobre la deuda de 3 bll de presupuestos máximos, no la reconoce el gobierno. En este momento el presupuesto no se ha liquidado, marzo de este año se pagaron los ajustes de presupuestos máximos de 2022, se estima este dato en 810 mil millones de pesos, que se va a pagar por la ley del Plan de Desarrollo, en el artículo 153, al igual que las deudas de COVID, el congreso aprobó que se pagaran por deuda pública. El capítulo de incapacidades, las licencias de matrinidad, PYP estos recursos están al día.
El rubro de reclamaciones está asociado principalmente con el SOAT, es un rubro pequeño, pero hay problemas y es importante para los hospitales, hace mella en el sistema si no se paga a tiempo. Del SOAT a Septiembre la ejecución respecto al año es del 73%, en promedio ha sido del 99% en los últimos meses, de mostrar este nivel de ejecución.
https://www.youtube.com/watch?v=oz14dwTIBQw
Mié. 18 de Octubre de 2023
Gobierno- Salud. Comisión séptima Senado. Debate de Control político ADRES. Norma Hurtado, Senadora de la República
El sistema de salud reporta una grave crisis, dada de este año de gobierno sino que viene de años atrás, que se se está agudizando y pareciera, ante los ojos de quienes entendemos u poco el sistema de salud, pareciera que se estuviera agudizando más para forzar de alguna manera la implementación de la reforma a la salud.
No se comparte que la ADRES señala que la ADRES está al día y en términos de la plataforma y las cifras de la ADRES es así.
Pero este no es el problema, empezamos el debate cojo si no está el Ministro de hacienda, por que la salud es plata, presupuesto. Se requiere saber si el sistema tienen financiación, y se dice que sí.
Si son suficientes los recursos para asegurar del plan de beneficios, por que celebramos todos la aprobación de la ley estatutaria por que en el país los tratamientos llegan a las personas. Pero hoy, son suficientes los recursos para cubrir el plan de beneficio. Se requiere decir si son suficientes los recursos o no.
Tantas dificultades que hoy afronta la red pública y la privada, por que se entiende cómo funciona el sistema, hay una insuficiencia de recursos, pero con este plan de beneficios, hay que reconocer que un gasto creciente independiente del ciudadano pues los derechos son iguales.
Como están los compromisos de los diferentes agentes del sector, del sistema?. Se ha construido una narrativa en torno a que las EPS no sirven para nada. Pero la realidad es que hay otros agentes del sistema que tienen responsabilidad respecto al flujo de recursos para que llegue al agente que garantiza la vida que son las IPS.
En el caso del congreso hay que hacer mas control político para garantizar que los recursos lleguen al sistema. La Adres no tienen alguna responsabilidad,
Por que no se han pagado los presupuestos máximos?. Hay que hacer un debate sobre presupuestos máximos, para que los hospitales reciban los recursos que se requieren es una plata que requiere el sistema, que debe fluir para que las EPS giren a los hospitales públicos.
Por otra parte se está analizando el déficit de la UPC que va directamente ligada a los planes de beneficios, labor que está adelantando el ministerio y se espera que para diciembre hayan luces en este tema.
Un cuarto elemento tiene que ver con los controles, donde la Superintendencia acusa a las EPS, la corrupción de los hospitales y diferentes organismos, se acusan a todo el mundo pero nos se plantean los controles deben ser efectivos para que los recursos de la salud lleguen donde tienen que llegar. Es importante de los recursos que por estos problemas no están llegando al sistema.
Otra de las preguntas, es que en junio hubo una gran alerta señalaron que se habían acabados los recursos, por que revisadas las resoluciones de distribución de los recursos del sistema de salud y se ha venido sustentando que desde entonces las deudas han crecido hasta alcanzar 800 mil millones de pesos.
Hay un componente último que tiene que ver con platas de han llegado para pagar los servicios que ya fueron prestados.
Se requiere saber de donde se logra que lleguen recursos antes del 31 diciembre a la red pública y privada. Se tiene recobros, se tienen compensaciones, licencias de maternidad, temas de canastas, pruebas Covid.
Adres está al día con la parte que le toca. Pero y lo demás? donde están los presupuestos máximos? Adrés está al día con el sistema de salud, con el pedacito que a él le toca, por que no lo hemos pagado, por corrupción, por auditoría, por dudas, por que es mucha plata, o por que Minhacienda no ha apropiado los recursos.
Por que no se han saneado las deudas acumuladas?. Cúal es la respuesta? Por que los hospitales, y especialistas requieren sus pagos, la red pública hospitalaria, que la única fuente que tiene son los recursos que llegan desde las distintas fuentes, no tienen más como garantizar su prestación.
Los hospitales del Valle del Cauca, están muy preocupados con el cierre financiero a noviembre y diciembre, un cuadro donde se relaciona la red pública del Valle del Cauca, tiene muchas deudas con distintos prestadores por montos importantes de recursos.
Si estas acciones no se toman con presupuestos, lo que se está colocando en riesgo la vida de los colombianos.
https://www.youtube.com/watch?v=oz14dwTIBQw
Oct. 09 - Oct. 12 de 2023
Boletín Normativo Sectorial
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Contexto Normativo
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Jue. 12 de Octubre de 2023
Gobierno-Energía. CREG. Proyectos de resolución CREG 701 023 y CREG 701023A de 2023, Opción tarifaria, socialización, 6 de octubre. Comentarios de las comercializadoras de energía (1)
Empresa de Energía de Boyacá. Miguel Castellanos
Consideran pertinente la resolución por que podá estabilizarse la acumulación de saldos de opción tarifaria y por que también emerge el saldo acumulado en el AJ por los precios excesivos en Bolsa y que se reflejará en los precios de bolsa de Septiembre y las tarifas de octubre que vana crecer aumentando el saldo acumulado. Esta resolución establece una seguridad jurídica de que se recuperarán los saldos acumulados.
Sin embargo, el comentario es que en la empresa de energía de Boyacá ya se reconocieron estos saldos como un ingreso como cuenta por cobrar, ya están reconocidos y ya se pagaron impuestos. La sugerencia y el comentario es que si bien la Superservicios certificará el cálculo de los saldos acumulados, se quiere que se explicite que la certificación contenga el valor del saldo acumulado, para registrarlo contablemente como mayor valor de tarifa sino como una cuenta por cobrar como ingreso que ya se reconoce contablemente.
Celsia. Wilton Reyes
Se considera esta propuesta como una solución estructural en términos de los saldos acumulados de la opción tarifaria. Se quisiera conocer como será el cronograma en adelante, el proyecto con ajustes relevantes ojala se pudiera obtener pronto.
En la formula presentada, el costo de la opción tarifaria COT quedó en el numerador, mientras en el proyecto de resoluciones un término independiente (queda en el numerador).
César Escamilla, empresa de energía de Boyacá
Cuando se habla de certificar la metodología se sustenta por la resolución se emite por la entidad por parte un revisor fiscal, pero el revisar no permite hacer oponible este certificado, máxime cuando lo que se busca de cara por lo menos a Findeter, va a ser oponible un saldo que va a poder recuperar con un flujo de cada relativamente estable para poder prestable.
Es el mismo precepto que maneja el decreto 399 en materia de subsidios: cuándo puede prestar un banco? Cuando el ministerio, que es un tercero, certifica que debe un valor determinado a la empresa, un saldo que se le está debiendo. Mientras no sea así es la palabra de la empresa contra el banco.
En este momento se requiere que sea la palabra del sistema eléctrico o su representante, sea la CREG, o la Superservicios que diga que le esta debiendo estos saldos a las empresas. Demostrar que hay una recuperabilidad inmersa y que no lleve a un escenario donde le digan a la empresa que esta dice tener una deuda pero no se tiene la certeza. Deja de ser un ingreso, y se vuelve tarifa es convierte en un ingreso sobre el que hay que tributar.
Director de la CREG
La CREG dará toda la prioridad a estos comentarios, aunque la prioridad es que no hay Quorum para convocar a los expertos ni para resolver, lo que depende de otras instancias. Es un tema crítico y ya se comunicó oficialmente al Ministro.
Esta resolución se espera que esta resolución estará en firme al finalizar el mes pero puede demorarse un poco más.
Asesor de la CREG
La resolución 701 23A avanza en colocar unas tasas de recuperación idénticas para la recuperación de los saldos para identificar diferencias entre los dos sistemas. Adicionalmente estan medidas adicionales sobre el tema de opción tarifaria, por que se identificó que no es lo mismo recuperar los saldos desde la nueva resolución frente a recuperarlos por la 23. La propuesta de la 23 busca dar seguridad jurídica en torno a un fallo del consejo de estado sobre la resolución 58. Lo que hace la 23 fuera del tema contable es buscar reconocer como una expectativa legítima de cobro de las empresas y por esto se incluye dentro del costo unitario de la prestación del servicio. Es un concepto muy diferente que tratar de recuperarlo con un saldo acumulado mensualmente. Incorporarlo en el Costo Unitario es una forma de cumplir lo que dice el fallo.
Se hizo inicialmente para evitar un arbitraje en las tasas. Sin perjuicio de esto se posible que se pueda dar otra modificación, de dar uno u otro camino en el sentido de tratar de recuperar el saldo y también que no haya un incremento abrupto en la tarifa.
La diferencia principal entre la resolución 12 de 2020 y la 23 de 2023 es que al incorporar en el costo unitario el valor de los saldos acumulados da la certeza a los comercializadores de que se van a recuperar, teniendo en cuenta que no hayan incrementos abruptos de la tarifa para los usuarios.
Mié. 11 de Octubre de 2023
Gobierno-Energía. CREG. Proyectos de resolución CREG 701 023 y CREG 701023A de 2023, Opción tarifaria, socialización, 6 de octubre. Director de la CREG José Fernando Prada
Respecto a estas resoluciones, que quedaron en firme desde el 6 de octubre, el director de la CREG señala que la opción tarifaria es un tema crítico para la sostenibilidad de la prestación del servicio, que ha generado dificultades de liquidez para varias empresas comercializadoras por los saldos acumulados que han resultado de la aplicación de la opción tarifaria. Esta opción tarifaria se aplicó para proteger a los usuarios como respuesta de política pública, durante el Covid-19 para estabilizar los precios del servicio en ese momento lo que garantizó que en un momento de gran incertidumbre, cuando la población estaba en su casa, dependía de los servicios públicos sin ingresos por no poder salir pero si había consumo de servicios públicos.
Permitió que la mayoría de la población estaba en su casa, dependía de los servicios públicos, dependía de la generación de ingresos, era la medida requerida para dar estabilidad y no suspender la prestación del servicio aún frente dificultades de pago.
Como resultado se generaron unos saldos por que los costos en ese momento se difirieron hacia adelante. Algo similar pasó en 2022 cuando se enfrentó el tema del comportamiento no esperado de coyuntura inflacionaria en la postpandemia, que hizo que los indicadores asociados a la definición de la tarifa tuvieran un comportamiento atípico que se fue transmitiendo a las tarifas, exigiendo tomar medidas que permitieran dar estabilidad a los precios del servicio en ese momento que fueron conocidas como el Pacto de la Justicia Tarifaria, que cumple un año que era su períodos de aplicación. Si no se hubiera acumulado más saldo por esta última contingencia no se hubieran generado presiones de liquidez para estas empresas.
Se tienen saldos acumulados por 5 billones, que exigen el reto de gestionar la recuperación de los saldos, con cobros diferidos sin que esto implique un impacto excesivo en las tarifas teniendo en cuenta la capacidad de pago de los usuarios y también generar e la medida que sea posible estabilidad en los ingresos. Hay que generar, en la medida que sea posible estabilidad en los precios, con un aumento constante vía recuperación de saldos. Se espera que sea lo mas simple en su aplicación pero también lo más efectiva posible.
Los objetivos son mitigar riesgos que genera la acumulación de saldos, evitar mayores incrementos y presiones al alza, generar estabilidad del mercado propiciando acceso a fuentes de financiación para dar la liquidez que necesitan las empresas afectadas y no impactar los usuarios con aumentos altos y constantes de las tarifas. Ya está la línea Findeter por un billón, se espera no sea el único recurso, probablemente vengan otros, una propuesta también permita apalancar otros recursos.
https://www.youtube.com/watch?v=ytLkfaUqZ-Q
Sector de la semana
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Jue. 12 de Octubre de 2023
Gobierno-Energía. CREG. Proyectos de resolución CREG 701 023 y CREG 701023A de 2023, Opción tarifaria, socialización, 6 de octubre. Comentarios de las comercializadoras de energía (2)
Pregunta de una empresa comercializadora
Cualquier usuario que realice cambio de mercado (de regulado a no regulado), debo cobrarle el COT que estoy aplicando en el CU?. Cualquier cambio de usuario de un comercializador a otro implica que el saldo de la opción tarifaria sea asumido por el usuario que realiza el cambio.
Aire. Alejandra Machuca
Se esta deacuerdo con la estructura de la resolución que responde a las necesidades del mercado pero se considera, que pasa por alto la coyuntura, en la cual los comercializadores se están casando casi que para siempre con dos variables en unas condiciones de mercado bastante específicas:
1. El tema de 6% y el tema de MA. Todo funciona muy bien si el precio de bolsa es de 300 pesos, pero a un precio de bolsa de 1000 los crecimientos que puede tener en el CU están muy por encima del 6%. Todos los mercados son bastante diferentes y en el caso del Caribe la reacción del recaudo respecto a estos incrementos es también es especial. La invitación es que a aque una vez pasada la coyuntura del fenómeno del niño, los comercializadores puedan reformular aunque sea solo por una vez estos dos componentes y una vez pasada la crisis energética se pueda volver a valores normales.
2. El tema de la armonización de las tasas de crédito con FINDETER, refleja el tema de la coyuntura actual. La invitación es a que haga los cálculos o revise sus análisis internos, por que estos créditos en un momento sin niño o con niño. En el último caso, estos desembolsos no duran más de 15 días.
Esta medida si bien es buena debe ir complementada con muchas otras complementadas de cara a la iliquidez de la empresas y su exposición de bolsa y como está el precio de bolsa y es fundamental la cooperación de otros sectores de la cadena. En la historia en el niño 2009-2010 la comercialización pagó unos sobrecostos por embalsar un agua que al final terminó en vertimientos.
En el niño 15-16, la comercialización pagó una parte de la diferencia entre los costos variables de unos generadores y el precio de escasez, através del componente financiado durante 36 meses. La cooperación entre agentes de la cadena es normal y hoy son los comercializadores los que requieren cooperación de otros agentes de cadena para el que se requieren productos firmes.
Se entiende que están sobre la mesa las propuestas de la resolución 701-20 y 701-21, ya se pasaron comentario, se han discutido en otros espacios pero es importante los productos de cobertura que se ofrezcan en estas medidas puedan ofrecer cierto nivel de firmeza.
Asesor CREG. Yerson Castañeda
La posibilidad de revisar los saldos y los cálculos de los meses y los saldos en etapas posteriores va en conjunto con otros comentarios recibidos en relación de hacer unos series, unas liquidaciones expost, dado que hay unas variables que tienen que ser cerradas. Por ejemplo el hecho de tener un saldo acumulado a un momento determinado en el que se vaya iniciar con el sistema respecto del saldo acumulado que haya sido propiciado por los distintos ciclos de facturación en los que esté la empresa y tiene que cerrar algunos saldos, todo esto va ser revisado.
Director de la CREG.
El problema de los saldos acumulados tienen soluciones que no son estrictamente de orden regulatorio, Deben darse las herramientas como aportes en líneas como la de Findeter, el tema de los subsidios, otros aportes de gobierno nacional y regionales y se espera que con la seguridad jurídica que dan las resoluciones se pueda habilitar otras líneas de financiación que den una seguridad jurídica y financiera.
Se es consciente que esta línea será complementada con otras medidas tanto para la coyuntura como las que se consultarán o expedir de poner todos los excedentes de energía que haya en el mercado, que sirvan para reducir la exposición a bolsa, de dar flexibilidad a otros temas regulatorios como el tipo de contratación, plazos y garantías, que ya se ha hecho un esfuerzo importante y no se cree que sea el último, pensando en una perspectiva de largo plazo.
Frente a otra pregunta de las comercializadoras es si el cálculo del CU del 6% es respecto al valor el mes anterior, m-1, a lo que la CREG responde que si.
El asesor Yerson Castañeda precisa que la opción de la resolución se plantea de mutuo acuerdo, por que algunas empresas podrían no considerar pertinente por sus condiciones particulares de mercado o de saldos, podría no verse motivado a hacer el mutuo acuerdo.
Dado que se está modificando la 012 también debe ponerse un tope al aumento, para que no sea cualquier aumento el que pueda cobrar el prestador del servicio sino que pueda tener una limitación de la tarifa al usuario final.
https://www.youtube.com/watch?v=ytLkfaUqZ-Q
Mié. 11 de Octubre de 2023
Gobierno-Energía. CREG. Proyectos de resolución CREG 701 023 y CREG 701023A de 2023, Opción tarifaria, socialización, 6 de octubre. Adriana Jiménez, experta comisionada, Yerson Castañeda, Asesor CREG
Estos proyectos son resultado de análisis rigurosos y extensos, técnicos como jurídicos para que en todo momento se garantice la solidez jurídica que todo este proceso requiere para que los saldos acumulados de la opción tarifaria sean garantizados y también permitan alternativas de financiación además de las de Findeter y otras.
De las propuestas en consultas, estas recogen de manera importante todas las sugerencias que se han recibido de parte de las empresas de parte de los usuarios de cómo recuperar estos saldos. Hay un énfasis especial es que el objetivo es proporcionar una alternativas que considera tanto los usuarios como las necesidades financieras de las empresas.
En esta propuesta el propósito fue integrar dentro de la tarifa la recuperación de los saldos pero con un incremento para los usuarios de manera moderada en el costo unitario de prestación del servicio.
El primer aspecto crucial dentro de la propuesta es la naturaleza del mutuo acuerdo, si el prestador no desea acogerse puede aplicar la normativa actual, pero si opta por acogerse va a tener muchos beneficios, como acceder al crédito de Findeter, no va a seguir acumulando los saldos, las tarifas no van a sufrir incrementos abruptos, como aspectos positivos que luego van a ser analizados con más detalle.
Yerson Castañeda, Asesor CREG
Se revisa a continuación los antecedentes, la evolución del análisis de impacto normativo donde está el reflejo de lo que ha pasado con el costo unitario y la revisión de la resolución definitiva.
La opción tarifaria no fue una herramienta diseñada para contingencias como la pandemia pero había venido funcionando muy bien con el control de saldos, con la acumulación de los saldos y su pago. En la resolución 58 de 2020 fue la que estableció algunas normas para enfrentar los efectos de la emergencia sanitaria, pues fue la primera que permitió la estabilidad de los precios al usuario final pero generó empezar a acumular algunos saldos.
Hay otros elementos como sistemas de algunos operadores de red que tuvieron aumentos altos respecto al período anterior y también hicieron uso de la opción tarifaria y la expedición del régimen tarifario especial para la región Caribe.
El resumen de la opción tarifaria, que es un instrumento donde los comercializadores pueden aplicar opciones de financiación al usuario para llevar una tarifa con unas condiciones. Otras opciones asociadas a la estabilización de las tarifas en la resolución CREG 058 de 2020 y otras sobre diferimiento del pago de las facturas.
No obstante, la opción tarifaria no fue diseñada para choques tan fuertes como el del COVID o la inflación postpandemia o el establecimiento de regímenes especiales. Esto generó acumular saldos por 5 billones de pesos, donde al parecer lo establecido en la resolución 12 no es capaz de darles una liquidez que pueden requerir en este momento generando un riesgo en la prestación del servicios de energía, la posibilidad de un aumento de la cartera e incapacidad de conseguir recursos de financiación.
Entonces es necesario revisar el balance que se debe conservar entre la liquidez necesaria de las empresas pero también el Costo Unitario que deben enfrentar los usuarios con su capacidad de pago asociada, dejando de incrementar saldos, que la competencia se desarrolle de manera normal y no artificial, como lo puede estar propiciando el cobro de las tarifas quienes deben cobrar saldos acumulados. Y dos aspectos importantes que tienen que ver con la seguridad jurídica para el cobro de estos saldos, la duración que cada uno haya calculado con base en las características particulares de saldo y de mercado. La posibilidad de financiar el saldo es otro de los objetivos buscados.
En el siguiente gráfico se presenta le costo unitario aplicado desde 2020. El 78% de los saldos acumulados está en 5 empresas: Caribe mar, Aire, EPM, Tolima y Codensa. Hay que destacar que el incremento del saldo venía a un ritmo de 120 mil millones de pesos mensuales durante el primer semestre y en los últimos meses el incremento es de 60 mil millones, pues algunas empresas han comenzado a recuperar sus saldos y se espera que en el corto plazo comience a revertir este comportamiento.
https://www.youtube.com/watch?v=ytLkfaUqZ-Q
Mar. 10 de Octubre de 2023
Gobierno-Energía. Minenergia. Circular 40025 del 29 de Septiembre de 2023, sobre los efectos de la nulidad declarada por el consejo de estado al Decreto 570 de 2018, relacionado con los lineamientos de política pública para la contratación a largo plazo de proyectos de generación de energía eléctrica, entre otras disposiciones.
El decreto 570 de 2018 adicionaba el Decreto Único Reglamentario del Sector Administrativo de Minas y Energía, 1073 de 2015, en lo relacionado con los lineamientos de política pública para la contratación a largo plazo de proyectos de generación de energía eléctrica, entre otras disposiciones.
Mediante esta circular se informa a XM S.A. E.S.P y empresas generadoras y comercializadoras que suscribieron contratos de suministro de energía media anual a largo plazo con ocasión de las subastas CLPE no. 02-2019 y 03-2021, la interpretación de este Ministerio sobre el alcance de la decisión proferida por la Sección Tercera (Subsección C) del Consejo de Estado el pasado 14 de junio de 2023, por la cual se declaró la nulidad del Decreto 570 de 2018 y las Resoluciones 407913 y 407954 de 2018.
1. Sobre los efectos en el tiempo de la sentencia proferida por la Sección Tercera (Subsección C) del Consejo de Estado el pasado 14 de junio de 2023:
Con base en lo establecido en el artículo 38 de la Ley 142 de 1994, según el cual “La anulación judicial de un acto administrativo relacionado con servicios públicos sólo producirá efectos hacia el futuro” así como los fallos emitidos por el Consejo de Estado’, es del entendimiento de este Ministerio que los efectos de los fallos de nulidad de actos administrativos de carácter general son a futuro o ex nunc, esto es a partir de su declaratoria, en especial las normas de carácter que precisan materias específicas de regulación, tal como es el caso de los actos administrativos referente a los servicios públicos domiciliarios.
Bajo este contexto, estos efectos a futuro de las declaratorias de nulidad de los actos no desconocen las sítuaciones jurídicas consolidades que se hayan generado en vigencia de las normas declaradas nulas, revestidas de la presunción de legalidad? Y respaldado por principios constitucionales como los de confianza legítima, la buena fe y la seguridad jurídica?.
En consecuencia, los contratos de suministro de energía eléctrica suscritos durante la vigencia del Decreto 570 de 2018 y las resoluciones del MME y d ella CREG que definieron y reglamentaron las condiciones de las subastas y los contratos adjudicados y suscritos derivado de dichas subastas, desarrollados en aplicación o en l marco de estos reglamentos y actos administrativos de caráter general, se tienen por plenamente legítimos y no adolecen de ninguna invalidez o ineficacia como consecuencia de fallo del Consejo de Estado.
Entre otras cosas, considerando lo establecido en el artículo 38 de la Ley 157 de 1987, en el cual se describe que en todo contrato se entenderán incorporadas las leyes vigentes al tiempo de su celebración.
2. La vigencia de la Resolución 40590 de 2019
Si bien es cierto que la decisión proferida por la Sección Tercera (subsección C) del consejo de Estado el pasado 14 de junio de 2023 dejó sin efectos jurídicos el Decreto 570 y las resoluciones 407913 y 407954 de 2018, no se puede desconocer que la resolución 40590 de 2019, en la cual se sustenta todo el régimen de subastas de los contratos de suministro a largo plazo y su administración por el ASIC, no fue declarada nula por la sentencia del 14 de junio de 2023 del consejo de estado.
Por lo tanto el Minenergía señala que no encuentra fundamento alguno para alegar fundadamente la imposiblidad jurídica de XM para administrar las garantías, así como la pérdida de eficacia de las resoluciones CREG 107 de 2019 y 186 de 2021, máxime si se advierte que la competencia de XM para administrar las garantías tiene sustento en el artículo 5 de esta resolución 40590 de 2019, modificado por el artículo 1 de la Resolución 40678 de 2029:
ARTÍCULO 5o.SEGUIMIENTO. Teniendo en cuenta que la energía que se asígnará como resultado de la aplicación del mecanismo de que trata la presente resolución contribuirá al cumplimiento de los objetivos de política establecidos en el artículo 2.2.3.8.7.3 del Decreto 1073 de 2015, adicionado por el Decreto 0570 de 2018, la CREG podrá designar al ASIC como el administrador de la garantía de puesta en operación de los proyectos de generación que resulten adjudicados en dicho mecanismo, conforme al régimen y a la naturaleza jurídica que le aplica.
El ASIC otra entidad especializada, podrá encargarse de las actividades que implican la administración centralizada de los contratos y de las garantías, de acuerdo con lo que defina el Ministerio de Minas y Energía para estos efectos. En este caso, todos los agentes que resulten adjudicados con contratos mediante el proceso de que trata el artículo 24 de la presente resolución, estarán obligados a aceptar regirse por el mecanismo de administración centralizada de contratos y garantías, así como a cubrir los costos que indique la entidad encargada de la administración centralizada. Dichos costos deberán ser autorizados de manera previa por el Ministerio de Minas y Energía.
Análogamente, la Resolución 107 de 2019 está fundamentada en el: “cumplimiento de los mandatos señalados mediante las Resoluciones número 40590 de 2019 y 40678 de 2019 del MME, esta resolución define la garantía asociada a la puesta en operación comercial de los proyectos de generación para los vendedores que resulten adjudicados del mecanismo de contratación de largo plazo definido por el Ministerio de Minas y Energía.
Igualmente, la Resolución 186 de 2021 está fundamentada en el: “cumplimiento de los mandatos contenidos en las Resoluciones 4 0590 de 2019, y 4 0141 del MME, esta resolución define la garantía asociada a la puesta en operación comercial de los proyectos de generación para los vendedores que resulten adjudicados del mecanismo de contratación de largo plazo definido por el Ministerio de Minas y Energía.
4 0678 de 2019 esta manera, pretender que la Resolución 40590 de 2019 (y la Resolución 40678 del mismo año, por medio de la cual se modificaron algunas de sus disposiciones) se ha(n) visto afectada(s) en su eficacia o validez, pese al expreso pronunciamiento judicial en sentido contrario, plasmado en el fallo de 14 de julio de 2023 del Consejo de Estado, supondría una comprensión que no comulga con la figura de la pérdida de fuerza ejecutoria de los actos administrativos (artículo De91 de la Ley 1437 de 2011).
Es claro, entonces, para el Ministerio de Minas y Energía que la precitadas Resoluciones (No. 40590 y 40678 de 2019 del Ministerio y No. 107 de 2019 y 186 de 2021 de la CREG) no han sufrido alteración alguna en su eficacia. Lo anterior, debido a que el Decreto 570 de 2018 no ostenta el carácter de presupuesto indispensable para la expedición de las Resoluciones 40590 de 2019 y CREG 107 de 2019 y 186 de 2021 en la medida en que el mismo tan sólo puntualizó objetivos preexistentes en el sector energético, como se deduce de la lectura de los artículos 2, 3, 4, 6, 20 y 33 de la Ley 143 de 1994; artículo 67 de la Ley 142 de 1994; artículos 2 y 6 de la Ley 1715 de 2014; artículo 296 de la Ley 1955 de 2019; artículo 2 y 6 de la Ley 1931 de 2018; artículos 1, 2, 4 y 9 de la Ley 697 de 2001; y
por último, el artículo 2 del Decreto 381 de 2012.
Es Por tanto, XM sí está habilitado para administrar las garantías de FPO, así como es claro para esta entidad que las Resoluciones CREG 107 de 2019 y 186 de 2021 siguen vigentes y producen plenos efectos.
3. Sobre la competencia de la Comisión para regular las condiciones de las garantías en operación de los proyectos adjudicados en las subastas desarrolladas en el 2019 y 2021:
Para el Ministerio es necesario dar claridad sobre el alcance que reviste la definición de las condiciones descritas en las Resoluciones CREG 107 de 2019 y 186 de 2021, en el sentido de mencionar que la base de las competencias para sus expediciones están fundamentadas en normas constitucionales (artículo 365 y 370) y legales (artículo 2, 3 y 74 de la Ley 142 de 1994 y los artículos 2 y 4 de la Ley 143 de 1994, entre otros) en cumplimiento de lineamientos de política pública descritos en Decretos como el 570 de 2018.
Es decir, las competencias de la Comisión no se definen con base en las normas declaradas nulas sino revisten de presunción de legalidad, considerando que fueron expedidas en el marco de las funciones atribuibles a la Comisión como entidad reguladora del sector eléctrico colombiano, cuyas facultades están descritas en normas legales.
Por ende, la política no faculta a la Comisión para desarrollar la regulación, sino es ésta es producto de las facultades legales dadas a la Comisión?”. Sus competencias, se reitera, vienen de la Ley, conforme se aprecia también en el artículo 48 de la Ley 489 de 1998; no de una política o de un decreto que fija lineamientos u orientaciones teleológicas para el sector.
4. Sobre la cláusula general de competencia de la ASIC
Ministerio de Minas y Energía, no se puede desconocer que el parágrafo primero del artículo 167 de la Ley 142 de 1994, estableció una cláusula general de competencia para el Administrador del Sistema cuando dispuso: “La empresa encargada del servicio de interconexión nacional organizará el centro nacional de despacho como una de sus dependencias internas, que se encargará de la planeación y coordinación de la operación de los recursos del sistema interconectado nacional y administrar el sistema de intercambios y comercialización de energía eléctrica en el mercado mayorista, con sujeción a las normas del reglamento de operación y a los acuerdos del consejo nacional de Para el operación.”.
Esta atribución que fue reglamentada por el Decreto 848 de 2005, que autorizó la creación de una sociedad anónima prestadora de servicios públicos, del orden Nacional, de carácter comercial para el desarrollo las funciones asignadas al Centro Nacional de Despacho relacionadas con la planeación y coordinación de la operación de recursos del sistema interconectado nacional y la administración del sistema de intercambios y comercialización de energía eléctrica en el mercado mayorista, así como la liquidación y administración de los cargos por uso de las redes del sistema interconectado nacional.
Bajo este contexto normativo, la Resolución CREG 078 del 6 de julio de 2005, le encargó a XM S.A. E.S.P. las funciones de Administración del Sistema de Intercambios Comerciales -ASIC-, dentro de las cuales se incluyen el registro de fronteras comerciales, de los contratos de energía a largo plazo, la liquidación, facturación, cobro y pago del valor de los actos, contratos, transacciones y en general todas las obligaciones que resulten por el intercambio de energía en bolsa, para generadores y comercializadoras, entre otras.
En consecuencia, es incuestionable que XM, en su calidad de Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales -ASIC-, se encuentra plenamentefacultado en virtud de la cláusula general de competencia y, específicamente en la reglamentación analizada, para administrar las garantías que se derivan de los contratos de suministro de energía y de las resoluciones MEE 40590 de 2019 y CREG 107 de 2019 y 186 de 2021.
5.Conclusiones:
De todo lo dicho anteriormente para este Ministerio, se debe concluir que: Los contratos de suministro de energía eléctrica suscritos durante la vigencia del Decreto 570 de 2018 y las resoluciones del MME y de la CREG están sometidos al régimen legal vigente al momento de su celebración;
El fallo del 14 de junio de 2023 de la Sección Tercera del Consejo de Estado tiene efectos ex nunc o a futuro y no afecta situaciones jurídicas consolidadas (como las que resultan de contratos o convenios debidamente celebrados)
El está habilitado para administrar las garantías de FPO por virtud del artículo 5 de la Resolución 40590 de 2019, modificado por el artículo 1 de la Resolución 40678 de 2019, puesto que estos actos en absoluto han visto afectada su eficacia; 111) XM sí 1V) Las Resoluciones CREG 107 de 2019 y 186 de 2021 siguen vigentes y producen plenos efectos.
https://normativame.minenergia.gov.co/normatividad/6759/norma/
Lun. 09 de Octubre de 2023
Gobierno - Energía. UPME. Protocolo de conexión para generadores al SIN, a fin de lograr una generación energética eficaz de 6 GW para 2026. Director de la UPME. 6 de Octubre de 2023
La meta de este gobierno en el segmento de generación es lograr generar a 2026 6GW de generación eficaz, de la cual se espera cerrar 2023 con 1 GW. En este taller el Minenergía y la UPME están adelantando un seguimiento periódico a la ejecución de los proyectos de generación con conexión aprobada.
Se presenta en el siguiente gráfico la capacidad actual, asignada y resultante de generación en MW. En sus funciones la UPME no selecciona las tecnologías aunque aprueba los proyectos, que conformará una matriz energética con las siguientes características en 2032. La capacidad instalada actual abarca un 2% de solar, un 66% hidráulica y un 32% térmica.
La capacidad asignada hasta el momento es de 23 mil 867 MW, de los cuales 16329 son solares, un 68% son de energía solar, el 17% de eólica y 11% hidráulica. Se espera a 2032 conformar una matriz energética en la que el 39% de la generación sea a partir de energía solar, 35% hidráulica, 9% eólica y 17% térmica.
En el siguiente mapa se observa la capacidad total aprobada por la UPME por departamentos para proyectos de generación, mapa que cambiaría por la asignación que iniciará desde este mes hasta julio del próximo año, y no considera que hay proyectos que entran en operación y otros que están en etapa de liberación de capacidad por que no pusieron su garantía del último proceso de conexión, lo que se materializa en las cifras cuando surte su proceso administrativo.
En términos de capacidad y potencia la Guajira es el 13% de la capacidad asignada, en el resto del país está el 87% de la capacidad asignada de generación, siendo Córdoba el departamento con mayor capacidad asignada por potencia instalada, de 3,4 MW. El eje cafetero suma 1,3 gigas, el Tolima también se destaca con 1,3 GW de capacidad asignada. Los siete departamentos de la zona caribe suman ,8.1 GW en Solar y 3,3 en eólica, lo que evidencia los retos de los proyectos en la zona.
Se acepta que hay retos técnicos,hay un trabajo conjunto con XM, la idea es dar las señales en el próximo plan de expansión para preparar las instituciones en este sentido, hay interés de inversión, hasta ayer a las 5 iban más de 1.000 solicitudes.
Dentro del programa que se denomina estallido 6GW, la aprobación del punto de conexión es uno de los pasos, a nivel institucional el volumen de proyectos y trámites es un desafío que se asume con una conversación institucional que genera una dinámica de catalizador para estos proyectos, estas entidades son:
Cuando se analiza que de la capacidad aprobada debería ser licenciada por las corporaciones, la mayor proporción de los proyectos pasa por estas aprobaciones, lo exige de UPME y AMLA una capacidad mayor a la actual, y también buscar racionalizar los trámites para no tener en cuenta algunos más asociados a los hidrocarburos. Hay mesas de seguimiento semanal para trámites. Hay en Colombia 21 promotores que están llevando a cabo cerca de 100 proyectos, que están en un avanzado estado de madurez.
Desde el primero de enero de este año han entrado en operación 216 MW y se espera al cierre del año una entrada en funcionamiento de 600 MW. Buscando llegar a la primera GW de las 6 que se proponen. En los siguientes mapas se observa la descripción y capacidad de los proyectos que han entrado y entrarán en operación en 2023:
Estos mapas están depurados de acuerdo a lo que se considera realmente podría entrar en operación este año.
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Jue. 12 de Octubre de 2023
Gobierno-Energía. CREG. Proyecto de resolución CREG 701 026, 28 de Septiembre de 2023, sobre obligaciones a garantizar en los casos de conexión de nuevas cargas
En sus consideraciones, esta resolución establece que en el literal b) del numeral 4.3.1 del Anexo 1 de la Resolución CREG 022 de 2001, relacionado con las obligaciones a garantizar en los casos de conexión de nuevas cargas, se establece lo siguiente:
“b) Tomar energía del sistema, durante diez (10) meses contados entre el noveno y el decimoctavo mes después de la fecha de puesta en operación de la conexión de cada usuario, en un valor igual o superior al 90% de la demanda de energía que el usuario proyectó consumir durante este mismo período, de acuerdo con la información entregada en cumplimiento de lo previsto en el literal a) del numeral 4.1 de este anexo.
Esta obligación no aplica para los OR.
Para los usuarios finales, esta obligación se entenderá cumplida con la liquidación de los consumos que efectúe el ASIC en la respectiva frontera comercial del usuario, en la que se determine que, en suma, durante cualquier período de diez meses continuos, antes de completarse el decimoctavo, dicho usuario tomó energía en un valor igual o superior al 90% de la demanda de energía que se proyectó atender entre el noveno y el decimoctavo mes después de la fecha de puesta en operación”.
Se señala que mediante comunicaciones recibidas de un operador de red, una agremiación y un usuario no regulado, UNR, se solicitó a la Comisión analizar la posibilidad, de forma temporal, de no exigir el compromiso de toma de energía que tienen los UNR que se conectan a un proyecto del STN. El detalle de las comunicaciones recibidas se incluye en el documento soporte de esta resolución.
La solicitud realizada en dichas comunicaciones busca que se incentive el uso eficiente de energía y de mecanismos de gestión de demanda por parte de los usuarios a los que aplica dicho requisito, que resulten en reducciones de consumo de energía con el propósito de aliviar los posibles efectos del Fenómeno de El Niño.
Conforme a lo anterior, la Comisión consideró conveniente proponer una suspensión temporal de la verificación de toma de energía por parte de los UNR durante el período de El Niño y, en consecuencia, se propone un ajuste al numeral 4.3.1 del Anexo 1 de la Resolución CREG 022 de 2001.
En la parte resolutiva se establece:
- Artículo 1. Suspensión de la aplicación de un aparte de la Resolución CREG 022 de 2001. Durante el plazo de esta medida, definido en el artículo Artículo 1 de esta resolución, se suspende la obligación de toma de energía del sistema por parte de los Usuarios No Regulados que se conectan al Sistema Interconectado Nacional, establecida en el literal b) del numeral 4.3.1 del Anexo 1 de la Resolución CREG 022 de 2001.
Los meses durante los que aplique esta medida no se contarán como parte del periodo de cumplimiento de la obligación establecido en el literal b) del numeral 4.3.1 del Anexo 1 de la Resolución CREG 022 de 2001 y por lo tanto el plazo restante para finalizar con el cumplimiento de la citada obligación se prorrogará por el tiempo en que se encuentre vigente su suspensión y hasta que se cumpla la misma.
En concordancia con esta suspensión, no se aplicará lo previsto en el literal b) del numeral 4.4.1 del Anexo 1 de la Resolución CREG 022 de 2001, durante el mismo periodo definido en el artículo Artículo 1 de la presente resolución.
- Duración de la suspensión. La suspensión tendrá efecto a partir del mes de diciembre de 2023 y hasta el mes de abril de 2024, inclusive.
La Comisión, de acuerdo con los análisis sobre el desempeño del Sistema Interconectado Nacional durante el Fenómeno de El Niño, decidirá si acorta o prorroga el plazo previsto en este artículo.
Se anexa la resolución.
Mié. 11 de Octubre de 2023
Gobierno-Energía. CREG. Proyectos de resolución CREG 701 023 y CREG 701023A de 2023, Opción tarifaria, socialización, 6 de octubre (3). Propuesta de cambios pasando de opción tarifaria actual frente a lo establecido en la nueva resolución, un mutuo acuerdo. Yerson Castañeda, Asesor CREG
En la siguiente diapositiva se resume la propuesta:
El primero es un cambio en uno de los subíndices del costo de comercialización que hoy no varía en función del nivel de tensión. También se propone incluir un costo mensual asociado con el pago asociado con el pago de los saldos acumulados en el componente de los costos de comercialización del servicio de energía eléctrica.
Este costo mensual será calculado con base en el saldo mensual, dividido por las ventas mensuales rezagadas como punto de referencia de cada mercado y resulta de un análisis que hace cada empresa con base en la tasa autoriza con el IBR más 2 puntos que refleja la tasa de FINDETER ha expresado una voluntad de préstamo para cubrir saldos en atención a la opción tarifaria, o si el comercializador consigue tasas inferiores mejor para que el comercializador consiga la mejor tasa posible. Sujeto a la tasa y un plazo que es máximo de 120 meses, para aquella empresas que tienen muchos saldos acumulados cuyo costo deber ser diferido a mayor tiempo, se arranca a revisar otra condición.
Lo primero es decir que la propuesta arranca con un mutuo acuerdo que si se logra se procede calcular la variable COT tomando el saldo a la fecha con tasa y plazo y este valor, que es un valor en pesos por KW /hora sumado a la fecha como la diferencia entre el costo unitario y el que se está aplicando actualmente sumado a la opción tarifaria no puede ser superior el 6% respecto del último costo unitario aplicado. Esto para que la tarifa al usuario final no tenga sobresaltos superiores a este valor determinado pero a su vez permitiendo que se incluya este costo de opción tarifaria como parte del costo de comercialización.
Cuáles son los impactos en cada uno de los 29 operadores de red integrados con comercializadores en el país?
En este saldo del siguiente cuadro está en el nivel de tensión 1, no están los otros niveles de tensión de comercializadores que no están integrados con los operadores de red, con estos suman con estos signos un total de 5 billones.
En la primera columna está el saldo en millones de pesos, que estaba en esta época, con corte a agosto de 2023, con el costo unitario que venía siendo aplicado, y la brecha es la que está entre el costo aplicado y la brecha como diferencia entre este costo y el de la 119 de 2007. En la tercera columna, que calcula la brecha entre situación actual (a) y aplicación de la resolución propuesta (b). Hay operadores de red con valores negativos que ya están recuperando saldo y cobrando costos superiores a los de la 119. Si a estos se suma el cargo inicial resulta un nuevo costo unitario. En la columna de amarillo se destacan los operadores para los cuales este costo registrará con la aplicación de la nueva resolución un aumento del costo unitario menor al 6%. Estas empresas pueden entrar de manera inmediata a la aplicación de la resolución.
Un vez que el comercializador se enfrenta a la pregunta de si va a aceptar el mutuo acuerdo si o no las opciones están en el siguiente gráfico, el comercializador sigue aplicando las resoluciones hoy vigentes como la 012 de 2020 y 119 del 2007 hasta que cubra sus saldos con los defectos o ausencias que ya se vieron, como la posibilidad de que algunos usuarios se vayan con otro comercializador o cuya tarifa suba tanto que comience a competir con los paneles solares de manera artificial.
Si va por el lado del mutuo acuerdo, diciendo que sí, debe preguntarse si cumple la condición del 6% o sea que la suma de brecha mas el costo de la opción tarifaria implique un crecimiento del costo unitario que no sea mayor al 6%?.
Si no lo cumple, inicia una dinámica de ascenso de la tarifa para que el comercializador pueda subir la tarifa para que alcance las condiciones de entrar al sistema. Sigue aplicando la 12 del 2020 con un incremento máximo del 3% en el segundo usuario.
Pero de todas formas si comienzan a operar independientemente de que no haya entrado o cumplido las condiciones, a este agente comienzan a operar las condiciones de protección de competencia artificial en estos mercados regulado o no regulado. Cuando un usuario estaba siendo atendido por un comercializador deberá cobrar la cuota parte del cargo de opción tarifaria hasta que finalice la opción en este mercado independientemente de que cambie de mercado de regulado a no regulado.
Este tipo de condiciones se vuelven muy importantes para aquellos comercializadores que tienen períodos de recuperación de saldos muy importantes entre dos o tres años.
La última es que cuando se cumplen las condiciones y el prestador ya está listo para entrar, finaliza la opción tarifaria, hay un cálculo de un saldo, del costo de opción tarifaria y arranca el sistema a cobrar, los saldos a ser recuperados con el respectivo limite a la competencia artificial que se ha mencionado.
El mutuo acuerdo opera de acuerdo ca las condiciones de cada uno de los agentes, cada uno optara seguir con la 012 o lo establecido en la nueva resolución.
En la línea azul está el costo unitario calculado con base en la 119, si el comercializador no se acogen no se expidiera ninguna resolución, tendría un aumento el CU del 4% mensual para los operadores. La línea gris sería aplicando la resolución tomando el mutuo acuerdo, lo que generaría aumentos de máximo entre 3% y 4% deacuerdo a la norma propuesta para que todos los comercializadores que no hayan cerrado brecha puedan aplicar. A partir de enero podrían tenerse tarifas estables, controladas que permiten comparar opciones.
Tener un mutuo acuerdo permite que este pueda ser utilizado como garantía financiera ante Findeter o entidades financieras, se accede a protección frente al descreme del mercado, control de tarifas, control de cartera y reducción de problemas sociales, con la opción tarifaria actual no se tienen estas garantías.
https://www.youtube.com/watch?v=ytLkfaUqZ-Q
Mar. 10 de Octubre de 2023
Gobierno-Energía. Gobierno-Energía. UPME. Acciones diseñadas por la CACSSE para mitigar el impacto del fenómeno del niño, 2 de Octubre
A continuación, se presentan las acciones que desde la Comisión Asesora de Coordinación y Seguimiento de la Situación Energética – CACSSE se han venido adelantando en materia de prevención ante el Fenómeno de El Niño.
https://www1.upme.gov.co/CACSSE/Acciones_CACSSE.pdf
Oct. 02 - Oct. 05 de 2023
Boletín Normativo Sectorial
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Contexto Normativo
Contexto Normativo
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Jue. 05 de Octubre de 2023
Gobierno-Hacienda. DIAN, 6 de Julio de 2023. Cambios generados por la Reforma Tributaria a partir de 2024 (Ley 2277/2022) (7). Tasa mínima de tributación en sociedades que están obligadas a consolidar estados financieros en Colombia
Si es una sociedad que está obligada a consolidar los estados financieros en Colombia el proceso es similar a lo que se hace de manera individual pero de manera agrupada, sumando el impuesto depurado de cada una de las compañías y la utilidad depurada que son objeto de consolidación en Colombia. No se van a consolidar las que no son colombianas por que este es aún un tema muy local. Si la tasa resultante es mayor al 15% no hay lugar, pero si es menor debe realizar el ajuste del mismo modo que para estados financieros considerados individualmente.
La norma señala que para compañías que reporten utilidad cero no se aplica la tasa mínima de tributación.
Pero si no y el cálculo da menor al 15% debe asignar la diferencia entre lo que se tenía que haber pagado de impuesto vs lo que pagó como grupo y esta diferencia se tiene que incorporar a cada una de las compañías del grupo objeto de consolidación por que al final del día la tributación es individual.
Esto se hace tomando el impuesto adicional del grupo y multiplicarlo por la utilidad depurada de la compañía 1 y se divide en la utilidad total de todas las compañías. En el siguiente cuadro se presenta un ejemplo:
Para cada una de las empresas el ejemplo sería:
Los resultados por empresa muestran que la tasa de tributación depurada da menor al 15% en unos casos y mayor en otros debiendo hacer ajustes en la empresa 1 y como grupo agregado, por lo que hay que hacer ajustes en ambas. En el siguiente recuadro, en el segundo cuadro se da un ejemplo de como debe ser el ajuste, teniendo que adicionar un impuesto de 111 millones 963 mil pesos para cumplir el requisito de tasa mínima del 15%.
Hay unas excepciones que se presentan e en el siguiente grupo de contribuyentes que cumplen ciertas condiciones:
1. Que sea una entidad del régimen ZESE, con imporrenta del 0% y no está obligada a tributar país por país, en el reporte CbC. Estas empresas son las que registran ingresos por más de 80 mil millones.
2. Cuando la utilidad depurada sea igual o menor a0
3. Artículo 32 ET, las empresas industriales y comerciales del estado, los hoteles y parques temáticos, las empresas editoriales constituidas en Colombia, que no tengan la obligación del reporte país por país.
Todo lo que se ha hablado en los boletines de esta semana sobre reforma tributaria y personas jurídicas corresponde a la modificación del artículo 240 del ET, con cambios a nivel sectorial y de las personas jurídicas en las sociedades.
https://www.youtube.com/watch?v=s8PaS0Fcjlo
Mié. 04 de Octubre de 2023
Gobierno-Hacienda. DIAN, 6 de Julio de 2023. Cambios generados por la Reforma Tributaria a partir de 2024 (Ley 2277/2022) (4). Impuesto a la Renta en Personas jurídicas sector energía, parques temáticos
Otro sector para el que se aprobaron reformas fue el sector eléctrico fue el sector de generación eléctrica en las hidroeléctrica deberán pagar 3 puntos adicionales de impuesto a la renta si tienen renta líquida superior a 30 mil UVT, es decir 1272 millones para 2023.
Cada año tiene que revisar y subir su tarifa tres punto y llegará al 38%. Aquellas hidroeléctricas que tengan una generación de energía mayor a 1000 Kw estos dependerá de la capacidad de energía que genere este contribuyente.
Esta disposición crea otra tarifa diferencial muy similar a la que ya existía para hoteles y parques temáticos asociados al ecoturismo y se crea otra tarifa diferencial que será del 15% por 10 años bajo determinadas condiciones como proyectos nuevos o remodelaciones que se hagan dentro de los siguientes 5 años, en municipios de hasta 30 mil habitantes, el Mincomercio deberá certificar la prestación del servicio, deben estar registrados en el registro nacional de turismo.
El proyecto debe estar aprobado por la entidad competente como la curaduría urbana o el ente territorial a que corresponda, tener licencia de construcción aprobada y este proyecto debe ser en municipios PDET. La remodelación o ampliación no puede ser inferior al 50% del valor del inmueble. La excención rige a partir del inicio de la prestación del servicio.
El artículo 240 establecía anteriormente una tarifa del 9% para las editoriales, la reforma establece que si es editorial exclusivamente pagará un 15% de renta. Se da una tarifa diferencial para las sociedades de economía mixta o del orden departamental, municipal o distrital que se dediquen a juegos de suerte y azar que tendrán una tarifa diferencial del 9%.
Mar. 03 de Octubre de 2023
Gobierno-Hacienda. DIAN, 6 de Julio de 2023. Cambios generados por la Reforma Tributaria a partir de 2024 (Ley 2277/2022) (1). Impuesto a la Renta en Personas Naturales y jurídicas
La reforma tributaria establece cambios para cada uno de los impuestos en los siguientes artículos:
La reforma tributaria trae cambios importantes en la medida en que reduce los beneficios fiscales que tienen las personas naturales en la determinación de sus rentas exentas o deducciones, se hacen disminuciones en estos conceptos para determinar la renta líquida.
Un primer cambio es la unificación de rentas, donde se continúa con el sistema de cédulas que pasa dese de la normativa anterior de 5 a 3 esta reforma. Para calcular el impuesto a la renta se calcula de manera separada cada una de las tres cédulas General, pensiones y dividendos y participaciones y al final se unifican las tres rentas líquidas para que sea una masa total sobre la cual se aplicarán las tarifas del impuesto sobre la renta del artículo 241 a las personas naturales. Este cambio aumenta la base gravable.
Estos cambios aplican a la base gravable 2023, todos estos efectos se verán en la declaración de renta del año 2024. Hay un efecto parcial que si ocurre en 2023 que es el de la retefuente, pero en sí el impuesto se va a calcular respecto al 2023.
El segundo cambio es que las pensiones que personas reciben desde el exterior podrán tener una renta exenta, rentas a las que van a ser sometidas después de 350 millones de pesos. (para las pensiones nacionales queda igual que antes)
Estos cambios no van a afectar a todas las personas naturales que reciban rentas de trabajo, sino a aquellas cuyos ingresos estén en una cuantía importante, superior a 10-12 millones de pesos mensuales van a ver este efecto bastante grueso en los impuestos del 17% al 25% de su ingreso.
Uno de los efectos que van a tener es el cálculo de la renta exenta del 25% numeral 10 del artículo 206 del ET. El 25% se mantiene como porcentaje pero se reducen las UVT máximas que se podían reducir al año, antes eran 2880 una UVT al año (109 millones de pesos a valor UVT de 2022). Con la reforma se reduce a 790 UVT anuales, es lo máximo que puede descontarse como una renta exenta es 30 millones de pesos. Este es el primer golpe fuerte que recibirán estas personas.
De esta forma, si alguien gana 120 millones de pesos al año, el 25% serán 30 millones. Hasta aquí no ha ningún problema, pero si el nivel de ingreso es mayor a 120 millones el efecto de las 790 UVT comienza a verse reflejado el efecto de la limitación de la cuantía.
Otro cambio está asociado es que el límite general del 40% como beneficio de rentas exentas para las personas naturales no cambia, pero en vez de aplicar el valor absoluto de 5040 UVT (211 millones de pesos), se reduce a 1340 UVT (56 millones de pesos).
Antes una persona podía descontar un monto de 211 millones de pesos al año como renta exenta, este monto baja ahora a 1340 UVT a 56 millones lo que puede descontar como rentas exentas o beneficios especiales.
Esto significa que si se suman los 30 millones de pesos de la renta excenta del 25% mas el valor de dependiente que es el 10% y si tiene aportes o ahorros en una cuenta AFC o pensiones voluntarias, por mas que se quiera ahorrar, se pasará el límite descontable y por mas ahorros que haga no va a tener un gran derecho a deducción.
Los beneficios como descontar los intereses de vivienda y todos los beneficios se van a ver limitados hasta 56 millones de pesos. Si la persona gana 200 millones de pesos, los beneficios se limitan a 56 millones de pesos como límite general de las deducciones y rentas exentas y no a 80 como era antes.
Un cambio para los independientes es que en el parágrafo del artículo 106 se sigue manteniendo que pueden decidir entre tomar la renta exenta o los costos y gastos debidamente soportados una de las dos. Lo que se cambia es que ya no se requiere que contrate 1 o 2 trabajadores, esta regla se elimina y queda abierta, si se es independiente debe decidir cada persona, si tiene soportes de los gastos en que ha incurrido, tómelos o se toma la renta exenta del 25% también limitada a las UVT. Esto se puede encontrar en el artículo 206 como en el 383 del ET.
Sector de la semana
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Jue. 05 de Octubre de 2023
Gobierno-Hacienda. DIAN, 6 de Julio de 2023. Cambios generados por la Reforma Tributaria a partir de 2024 (Ley 2277/2022) (8). Tributación de las Zonas Francas, artículo 240-1 ET
Se modifica todo el artículo, de las modificaciones asociadas estas estarán asociadas a la tarifa. Antes de esta modificación se mantendrá la tarifa del 20%, si es un año de preparación para el 2024 por que en este año habrán de cumplir unas condiciones previas para lograr tarifas previas.
Hay otra modificación que tiene que ver con la tributación de las zonas francas, que establece básicamente cambios muy puntuales en la a tarifa.
En 2023 se mantiene la tarifa del 20% para los que sean usuarios de zonas francas, pero si es un año de preparación para el año gravable 2024 cuando aplica para estos usuarios industriales por que van a tener que cumplir con condiciones previas para poder tener tarifas diferenciales y no el 35%.
Los usuarios de zonas francas deberán sobre la renta líquida gravable, hay que multplicarla por la división de los ingresos de exportación sobre los ingresos fiscales totales. El valor resultante tendrá derecho a la tarifa especial del 20%, lo mismo va a ser para efectos de los otros ingresos, donde se deberá tomar la renta líquida gravable y esta renta la multiplicará por el cociente entre los ingresos diferentes de exportación sobre los totales y a este resultado le aplica el 35%.
En el siguiente cuadro se ilustra un ejemplo de este cambio:
Suponeindo que es una empresa de servicios médicos con pacientes locales y extranjeros y está en una zona franca que tiene ingresos de exportación por 5 mil millones de pesos. Como la zona franca busca promover la exportación de bienes y servicios, se busca privilegiar la exportación que tenga la tarifa del 20% y lo que no se pagará el 35%.
Habiendo calcado los ingresos locales y por exportaciones, sobre la renta líquida, se hace la depuración de ingresos menos costos menos deducciones, lo que en el cuadro son 697 millones de pesos, al cual debe multiplicar por 79,22% para multiplicar por 35% y obtener así el impuesto de renta diferente a exportaciones. Para el caso de exportaciones se multiplica por 20,78% y se aplica la tarifa del 20%. Los impuestos resultantes son de 110,5 millones en el primer caso y de 50,7 millones en el segundo. En toal será un impuesto a pagar de 161 millones de pesos.
Este cambio no se verá en 2024 sino en 2025 por que aplicará a la base gravable en 2025.
La norma no aplica a zonas francas cuyo objeto sea la refinación de combustibles o biocombustibles, una ZF costa afuera, que preste servicios portuarios o un usuario industrial de servicios logística o un usuario operador.
Si una empresa quiere continuar con las exenciones actuales, debe acercarse al Mincomercio y suscribir un plan anual de internacionalización y de ventas, que debe contener (se está realizando la reglamentación de este tema) donde se establece un porcentaje máximo de operaciones nacionales y como se va a cumplir gradualmente año a año. Si la empresa no firma el acuerdo o lo firma y no lo cumple, le aplica la tarifa del 35%.
Si los usuarios industriales de las zonas francas, a primero de enero de 2024 habían aumentado sus ingresos en más del 60% a los de 2019, año de pandemia, podrán mantener la tarifa hasta el año 2025. Esto quiere decir que tendrán un año más de plazo para aplicar la norma.
https://www.youtube.com/watch?v=s8PaS0Fcjlo
Mié. 04 de Octubre de 2023
Gobierno-Hacienda. DIAN, 6 de Julio de 2023. Cambios generados por la Reforma Tributaria a partir de 2024 (Ley 2277/2022) (5). Tasa mínima de tributación (a)
Un mandato del G20 le indicó a la OCDE en el cual debía estudiar por donde se estaban erosionando las bases gravables de las administraciones tributarias del mundo, se concluyó que era necesario adelantar 15 acciones a tener en cuenta para no erosionar la base gravable como el tema del comercio electrónico, las operaciones entre vinculados económicos, precios de transferencia, los esquemas asociados a las reglas de su capitalización, de rentas pasivas generadas con otras jurisdicciones, una serie de acciones que existen focos de erosión de bases gravables en evasión y elusión.
Esto ha ido evolucionando para efectos de determinar nuevos mecanismos para seguir previniendo las bases gravables, son los conocidos como el pilar 1 y 2 que está estudiando la OCDE en este momento.
En el pilar 1 está asociado a todo lo que tiene que ver con la tributación digital. De que manera se establecen reglas para que todos los servicios digitales comiencen a tributar en las jurisdicciones receptoras de los servicios, por que esto se está yendo a tributar en otros países y hay que cambiar esta situación diferenciando al que está en Colombia prestando el servicio digital y el que está en el exterior prestando un servicio digital al un mismo usuario colombiano, esto para que la tributación quede en los países donde se preste el servicio y equilibre la competencia entre el local y el externo.
El pilar 2 está asociado a que las empresas multinacionales es más fácil para estas generar esquemas de planeación fiscal y trasladar las bases gravables para que tengan una tributación más benévola y lo que se hace es bajar la tributación en jurisdicciones como las nuestras, lo que se busca es tomar toda la utilidad de la multinacional y redistribuirla donde tenga agencias, oficinas o sucursales para que la tributación sea justa con los países y no se vaya para ninguna jurisdicción o no se pague en ninguna parte. En estos temas está evolucionando el mundo, para que luego las distintas jurisdicciones establezcan las normativas en cada país.
En este orden de ideas se crea la tributación mínima para ir incorporando estos cambios de la normativa tributaria internacional para proteger el recaudo de los países.
La norma, que quedó incluida en el parágrafo 6 del artículo 240, establece una tasa mínima de tributación del 15% por lo que el concepto de tasa mínima se vaya ligando a la tasa efectiva de tributación. La idea es cambiar que una tasa nominal de tributación elevada se pueda convertir en una tasa cercana al 5% o 0%.
En este contexto, lo que dice la reforma que debe aplicar en la renta que las sociedades que deben aplicar a partir de 2024 y liderando en la planeación fiscal del año va ser un efecto que limita los beneficios que podrían limitar muchos beneficios que muchas empresas tienen hoy.
La norma establece que para calcular la tasa mínima de tributación hay que aplicar unas fórmulas como las que se presentan a continuación:
La tasa se calcula teniendo en cuenta el impuesto depurado sobre la utilidad depurada. A mayor impuesto depurado mayor tasa mínima de tributación va a tener. Si hay un numerador elevado se favorece a la tasa mínima de tributación, pero si el denominador es el que es muy alto se va a tener una tasa mínima y se va a ver abocado al que se encuentre por debajo del 15%.
La norma dice que variables hay que considerar para la depuración. Se debe tomar el impuesto depurado y divídalo sobre la utilidad depurada para calcular la tasa de tributación depurada, si esta da menor al 15% tendrá que hacer un ajuste sobre el impuesto sobre la renta, si está por encima no tendrá que hacer el ajuste.
El impuesto depurado se calcula tomando el impuesto neto de renta, adicionar los descuentos tributario producto del artículo 54 del ET y a este valor restar la renta líquida pasiva (artículo 882 del ET), se establecen las reglas para determinar estas rentas pasivas que se deben restar por que no van a estar calculadas en la utilidad depurada.
Estas no estarán dentro de la contabilidad local. Si una sociedad tiene una participación importante en una entidad ubicada en Panamá que tiene una renta pasiva que es producto de un arrendamiento o intereses, lo que dice la norma colombiana es que dado que esta sociedad está en el exterior donde se tiene una participación mayor al 10% la renta deberá traerla a Colombia, adicionarla al formulario de imporrenta como renta pasiva y tributar sobre estos valores.
Como esto está en la declaración de renta más no está en contabilidad de la sociedad ubicada en Colombia, por que se tributa sobre declaraciones individuales y no consolidadas y no va estar en la utilidad depurada hay que considerar que el imporrenta que se ha determinado tiene incorporada esta renta pasiva, pero como esto no hace parte de la utilidad depurada hay que quitarla por que se estaría dando una ventaja fiscal por algo que no se tiene considerado dentro de su utilidad contable. Por esto se calcula la renta líquida pasiva y esta se debe restar el valor de esta fórmula para calcular el impuesto depurado.
https://www.youtube.com/watch?v=s8PaS0Fcjlo
Mar. 03 de Octubre de 2023
Gobierno-Hacienda. DIAN, 6 de Julio de 2023. Cambios generados por la Reforma Tributaria a partir de 2024 (Ley 2277/2022) (2). Impuesto a la Renta en Personas Naturales
Que aspecto positivo hay en esta reforma para las personas naturales?. Si usted es una persona con varios dependientes, usted podrá tomarse una deducción especial de 72 UVT por cada persona dependiente anuales (3 millones) hasta 4 dependientes.
Si se tiene un solo dependiente se debe decidir si se aplica la regla de dependientes del 10% la que inicialmente se tiene derecho por el artículo 87 o se toma los 72 UVT de excepción, evaluar lo más conveniente. Lo que no puede hacerse es tomar las dos (una concomitancia de beneficios fiscales).
Otra de las ventajas para personas naturales que compran y solicitan la facturas electrónicas emitidas a nombre de las personas en restaurantes, supermercados o bienes de consumos pagado por el sistema financiero. Por todas estas adquisiciones al año se podrán hasta el 1% hasta 240 UVT al año restar los costos. No es para empresas.
En resumen, los beneficios son dos: los de dependientes que no entran en el límite del 40% ni las adquisiciones de bienes y servicios a nombre del contribuyentes con factura electrónica, beneficios a los que podrán aplicar las personas naturales que sean sujetos de impuesto a la renta desde el año 2023 en adelante.
En tercer lugar se establece un descuento tributario para las personas naturales en materia de dividendos. No se modifican las tarifas del impuesto de renta a las personas naturales, siguen siendo las mismas tarifas establecidas en el artículo 241. La misma tabla que arranca desde 1090 UVT y las que siguen con sus respectivas tarifas marginales se mantiene.
Pero como los dividendos tributaban antes al 10% con la subcédula 1 a una tarifa marginal del 10%. Cómo se elimina esta tarifa se elimina y pasan estos dividendos a ser parte de la unificación de cédulas de rentas, la sumatoria de las rentas líquidas de las cédulas que dan un gran total al que se aplica la tabla de renta del artículo 241.
Como esto implica que el impuesto sobre la renta sobre los dividendos, con el ánimo de que la tarifa de tributación sociedad-socio no se vea tan afectada con efecto adverso, la ley dice que se le permite tener un descuento tributario del 19% esos dividendos cuando superen la cuantía de 1090 UVT. El descuento se realiza sobre la base de la renta líquida de dividendos.
De tal suerte que si una persona llega al máximo rango de imporrenta de las personas naturales que está en el 39% el impuesto de renta por dividendos será del 20% pero ya unificada.
Otro cambio que tienen las rentas de las personas naturales es la tarifa de dividendos de los no residentes, que no tributan por el sistema cedular sino por el sistema ordinario, para estos que la tarífa pasa de 10% al 20%.
Estos cambios son las afectaciones que las personas van a tener en este año 2024.
Hay un cambio que no se menciona expresamente en la ley pero que se deriva de la reforma y es el impacto de la retención en la fuente. La retención es un mecanismo anticipado del impuesto, el que a partir del primero de enero, en materia de retefuente de la reforma impactarán en el sentido de que si bien no se modifican disposiciones específicas de retefuente, esta cambia por que la renta exenta del 25% tiene un efecto a la hora de determinar la retefuente así como la limitación del 40%, en particular cuando esta se descuenta con un porcentaje fijo por que hay que hacer los cálculos de todo el año y la ley no estableció la posiblidad de que sean mensuales.
Al establecer el límite de renta exenta de 790 UVT al año y antes estaba anualizado, y esto tendría impacto en la persona natural, puede ser que no le convenga más que le apliquen ahora los 790 UVT pero cuando vaya a presentar la declaración de renta le toca el total del año, no se puede mensualizar, lo que solo tiene arreglo con una ley no se puede arreglar esto por decreto por que el consejo de estado lo prohibió. No pueden mensualizar las UVT por que están dadas en año y hay que hacer una ley para cambiar. Esto está afectando a los agentes retenedores y los asalariados pues les afecta el flujo de caja.
En personas naturales son tres artículos pero con una gran incidencia, la tasa de tributación aumenta del 17% al 25% de los ingresos. Alguien que gane 15 millones de pesos, recibirá un efecto fuerte al año de la reforma. El impacto se concentrará principalmente en la población de ingreso medio alto.
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Jue. 05 de Octubre de 2023
Gobierno-Hacienda. DIAN, 6 de Julio de 2023. Cambios generados por la Reforma Tributaria a partir de 2024 (Ley 2277/2022) (9). Otros cambios asociados a personas jurídicas: impuesto a los dividendos y límites a los beneficios tributarios en personas jurídicas
Otros de los cambios establecidos para las personas jurídicas tienen que ver con el impuesto de los dividendos, asociadas a la retefuente que debe practicar una sociedad aplica a la sociedad nacional cuando paga un dividendo a otra que estaba en el 7,5% pasa al 10% partir del primero de enero de este año.
La otra que deberá estar asociada a la tarifa del impuesto de renta aplicable a los dividendos y participaciones que se paguen o abonen en cuenta a los establecimientos permanentes en Colombia de sociedades edxtrnajeras (246 del ET) que estaba en el 10% y pasa al 20%, un cambio de tarifa.
Finalmente está la norma que establece un límite de beneficios tributarios a personas jurídicas
Los beneficios detallados en la siguiente diapositiva no podrán superar el 3%. Estos beneficios son para las inversiones realizadas en control y conservación del medio ambiente, becas por impuestos, deducción por estudio de los trabajadores, por estímulos al patrimonio cultural de la nación, pagos a mujeres víctimas de la violencia, inversiones en infraestructura de proyectos de espectáculos públicos y por contribuciones a estudios de los empleados. Están también los estímulos a los procesos de capitalización de las empresas.
Para calcular estos beneficios, hay que establecer cuánto es el valor que se va a tener que adicionar al impuesto sobre la renta por la limitación de beneficios fiscales que se está obteniendo, cuánto se adiciona?.
Se aplica la siguiente formula que toma las deducciones especiales, las rentas exentas y los ingresos no constitutivos de renta ni ganancia ocasional, sumarlos y multiplicarlo por la tarifa de imporrenta personas jurídicas, adiciónele unos descuentos tributarios del cuadro anterior y réstele el 3% de la renta líquida ordinaria después de la deducción especial. En el siguiente cuadro se compara una empresa, una con y otra sin los beneficios fiscales
Cómo se calcula la renta líquida sin deducciones especial, que en el ejemplo sin de 220 millones de pesos?. Se toma el ingreso fiscal de 970 millones, le resta los 750 da 220 millones de pesos, menos costos y gastos, da 220 millones de pesos, que se multiplican por el 3%, que da 6.600.
Entonces, a la tarifa general de renta de 77 millones le suma los descuentos tributarios le da 82 millones, que sería el valor total de los beneficios sin el límite establecido en la reforma.
En contraste, con el cambio de la norma, a la renta líquida sin deducciones especiales, es decir los 220 millones de pesos , le resta el límite de exención le darán 75 millones de pesos.
Luego de aplicar en la totalidad la fórmula del siguiente cuadro, el impuesto a pagar quedará en 80 millones novecientos, mientras una empresa sin los beneficios pagará 87,5 millones de pesos.
https://www.youtube.com/watch?v=s8PaS0Fcjlo
Mié. 04 de Octubre de 2023
Gobierno-Hacienda. DIAN, 6 de Julio de 2023. Cambios generados por la Reforma Tributaria a partir de 2024 (Ley 2277/2022) (6). La tasa mínima de tributación (b)
Para calcular la utilidad depurada a la utilidad contable o financiera antes de impuestos, ajustando las diferencias permanentes consagradas en la ley que aumentan la renta líquida.
Si las empresas vienen haciendo conciliación fiscal en formato 2516 que se hace para la declaración de renta. Pero para los que escuchan este concepto por primera vez, en el ET existen unas erogaciones que no son deducibles por efectos fiscales de la ley como las del artículo 105 se dice que ciertos gastos generan diferencias permanentes, y estos son los que hay que restar de la utilidad contable. Son diferencias que aumentan la renta líquida.
Están también aquellas a ingresos no constitutivos de renta o ganancia ocasional que afectan la utilidad contable o financiera, estos hay que restarlos de la utilidad depurada. Esto por que estos ingresos van a tributar con una tarifa del 10% y esta tasa no estará atada a la renta ordinaria sino a la ganancia ocasional.
También tiene que restarle el valor de ingreso neto de participación patrimonial del respectivo año gravable por que sobre esto no se paga impuesto y también debe restar el valor neto de ingresos por ganancia ocasional que afecten la utilidad contable o financiera si esto aplica.
La norma le dice que debe restar las rentas exentas, y las asociadas al régimen al régimen de compañías holding -CHC- y las rentas exentas de que tratan literales a y b numeral 4 y numeral 7 del 235-2, asociadas a VIS y a seguridad social. Por último va a restar de esta utilidad contable las compensaciones por pérdidas fiscales o renta presuntiva de este año gravable.
Después de esto se realiza la operación matemática y si la tasa es menor al 15% debe hacer el siguiente ajuste: Tomar la utilidad depurada, aplicar el 15% y este es el valor de este impuesto que mínimo se debe haber pagado y se compara con lo pagado, la diferencia que de es la que debe adicionar al impuesto neto de renta de este año.
https://www.youtube.com/watch?v=s8PaS0Fcjlo
Mar. 03 de Octubre de 2023
Gobierno-Hacienda. DIAN, 6 de Julio de 2023. Cambio generados por la Reforma Tributaria a partir de 2024 (Ley 2277/2022) (3). Impuesto a la Renta en Personas jurídicas
En personas jurídicas existen varios ajustes en el artículo 240 del ET que habla de las tarifas de las sociedades, establecimientos permanentes sujetos de la tarifa general. Se eliminan exenciones y tarifas diferenciales.
Queda establecida el 35% como tarifa general para este grupo de contribuyentes, se vuelve a traer puntos adicionales a la tarifa de renta para ciertos sectores económicos, ampliando al conjunto del sector financiero las tarifas, espectro que se amplia a aseguradoras, sociedades comisionistas entre otros
Este nuevo grupo, desde 2023 y hasta 2027 habrán de pagar una tarifa 5 puntos adicionales a la tarifa general si la renta supera 120 mil UVT, es decir, la tarifa pasa de 35% a 40%. No es sobretasa sino que la tarifa aumenta 5 puntos.
Otro de los grupos con incidencia sustancial desde la reforma son los contribuyentes de las industrias mineras y de carbón y petróleo, extracción de hulla y carbón, donde el impuesto aumentará deacuerdo al nivel de la tarifa en percentil del precio presentada en el siguiente cuadro. La entidad de gobierno deberá expedir una resolución que certifique la variación de los precios el primer mes de cada año para que los contribuyentes puedan determinar la tarifa que les aplica en caso de que el precio supere los percentiles establecidos por la norma.
Algo similar sucede con los contribuyentes que se dedican a la extracción del petróleo, donde la tarifa de renta varía si el precio del petróleo supera ciertos percentiles, como se observa en el cuadro. Si por ejemplo si la tarifa está por encima del percentil 60 la tarifa de impuesto sobre la renta aumenta en 15 puntos, 10 puntos si está entre 45 y 60 y 5 puntos si está entre 30 y 45.
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Lun. 02 de Octubre de 2023
Gobierno – Financiero. RESOLUCIÓN NÚMERO 1538 DE 2023 (29 de Septiembre de 2023). Por medio de la cual se certifican los porcentajes de cobertura de riesgo de tasa de interés y de tasa de cambio, para efectos de la proyección de los intereses y del saldo de la deuda de los entes territoriales.
En ejercicio de la facultad establecida en el numeral 7 del artículo 11.2.1.4.15 del Decreto 2555 de 2010, en concordancia con lo definido en el parágrafo del artículo 14 de la Ley 819 de 2003:
PRIMERO.- Que el artículo 14 de la Ley 819 de 2003 establece: “La capacidad de pago de las entidades territoriales se analizará para todo el período de vigencia del crédito que se contrate y si al hacerlo, cualquiera de los dos indicadores consagrados en el artículo 6o de la Ley 358 de 1997 se ubica por encima de los límites allí previstos, la entidad territorial seguirá los procedimientos establecidos en la citada ley”.
SEGUNDO.- Que el parágrafo del artículo 14 de la Ley 819 de 2003 dispone que “(...) la proyección de los intereses y el saldo de la deuda tendrán en cuenta los porcentajes de cobertura de riesgo de tasa de interés y de tasa de cambio que serán definidos trimestralmente por la Superintendencia Bancaria”.
TERCERO.- Que el artículo 6 de la Ley 358 de 1997 y las normas que lo modifiquen o complementen, establece los límites de las relaciones intereses/ahorro operacional y saldo de la deuda/ingresos corrientes que deberán atender los entes territoriales al momento de contratar operaciones de crédito público, así como para el cómputo de las
obligaciones contingentes.
CUARTO.- Que en cumplimiento de la normatividad citada corresponde a la Superintendencia Financiera de Colombia certificar los mencionados porcentajes de cobertura de riesgo de tasa de interés y de tasa de cambio trimestralmente.
QUINTO.- Que el artículo 93 del Decreto 4327 de 2005, por medio del cual se fusiona la Superintendencia Bancaria de Colombia en la Superintendencia de Valores, señala que a partir de su vigencia “todas las referencias que hagan las disposiciones legales vigentes a la Superintendencia Bancaria, a la Superintendencia Bancaria de Colombia o a la Superintendencia de Valores se entenderán efectuadas a la Superintendencia Financiera de Colombia”.
SEXTO.- Que de acuerdo con el numeral 7 del artículo 11.2.1.4.15 del Decreto 2555 de 2010 corresponde a la Dirección de Investigación y Desarrollo “Expedir las certificaciones de índole financiero o económico de competencia de la Superintendencia”.
En mérito de lo anterior,
