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:
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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:
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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:
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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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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:
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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:
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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:
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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.
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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:
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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:
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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:
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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:
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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:
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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:
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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.
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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).
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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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qs7, m, i:
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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:
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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:
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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:
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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.
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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
Mar. 17 de Octubre de 2023
Gobierno-Hacienda-Planeación. Decreto 1628 del 6 de Octubre de 2023. "Por el cual se adiciona el Decreto 1821 de 2020 Decreto Único Reglamentario del Sistema General de Regalías con el fin de reglamentar la presentación, viabilidad, registro y financiación de proyectos de impacto regional para la intervención integral de áreas hídricas cenagosas e inundables estratégicas en etapas de pre-inversión e inversión"
En sus consideraciones el decreto establece que de conformidad con lo dispuesto en el artículo 28 de la Ley 2056 de 2020, con los recursos del SGR es posible financiar proyectos de inversión en sus diferentes etapas, cuando en estos, esté definido el horizonte de su realización; así mismo, es posible financiar estudios y diseños que sean parte de los proyectos de inversión, los cuales deben contener la estimación de los costos en sus fases subsiguientes, con la finalidad que se pueda garantizar la financiación de estas.
Que en concordancia, el artículo 46 de la mencionada Ley 2056 de 2020, contempla los proyectos de impacto regional a ser financiados con la Asignación para la Inversión Regional en cabeza de las regiones, definiéndolos como aquellos que por su alcance poblacional y espacial trascienden las escalas de gobierno municipal o departamental, independientemente de su localización, requiriendo de una coordinación interinstitucional con otras entidades públicas, incluso entre municipios de un mismo departamento, para el desarrollo de cualquiera de las etapas del ciclo del proyecto, con el fin de generar resultados que respondan a las necesidades socioculturales, económicas o ambientales.
Que la Ley define las etapas de los proyectos de inversión, indicando en la etapa de pre-inversión se realizan los análisis y estudios para definir la problemática e identificar la mejor alternativa de solución e incluye tres fases: 1)Perfil o Fase I, ii) de Prefactibildad o fase II y iii) de factibilidad o Fase III, asi mismo, indicó que en la etapa de inversión, se ejecutan las actividades planeadas para cumplir con el alcance y los objetivos propuestos en la formulación del proyecto de inversión, la cual inicia con la probación del proyecto y culmina con su cierre.
Señala también que la normativa indica que el horizonte de realización de los proyectos de inversión incluirá según aplique, las etapas de: 1) pre-inversión y de inversión o de ejecución del proyecto. En la primera es cuando se requiere financiar estudios y diseños que soporten la formulación y estructuración del proyecto de inversión en las fases de preferir o predictibilidad para posteriormente presentarlo en la fase de factibilidad y ii)la etapa de inversión o de ejecución del proyecto en la cual se materializan los productos (bienes y servicios) a ser entregados a la población beneficiaria.
En el marco del capítulo del plan de desarrollo que se llama “Ordenamiento alrededor del agua”, se considera de importancia la implementación de programas territoriales de ordenamiento y gobernanza alrededor del ciclo del agua con enfoque de derechos y justicia ambiental para la resolución de conflictos socioambientales y la gestión adaptativa de la crisis climática, priorizando la financiación de proyectos en territorios como la Amazonía, Insular, La Mojana, Ciénaga, Grande, Sierra Nevada, Cartagena, Ciénagas de Zapatosa Perijá: Catatumbo, Altillanura, Páramos: Macizo colombiano Valle de Atriz; Pacífico y la Sabana de Bogotá.
En este sentido se requiere la implementación de estrategias para las personas, fauna y flora que los habitan, la implementación de estrategias basadas en la visión integral y el entendimiento de las relaciones entre diversos actores y procesos que se generan, lo anterior para la armonización y coordinación de recursos con los que cuenta el Estado.
Resulta entonces pertinente reglamentar la presentación, viabilidad, registro y financiación de proyectos para la intervención integral de áreas hídricas cenagosas e inundables estratégicas en etapa de pre-inversión y en etapa de inversión, siempre que éstos sean de impacto regional, con el fin de ser puesta a consideración de la instancia de decisión de la fuente de la asignación para la inversión regional en cabeza de las regiones de SGR y que debido a su importancia, se requiera cofinanciación con recursos del Presupuesto General de la Nación.
Que con el fin de garantizar el cumplimiento de las etapas del ciclo de los proyectos de inversión para la intervención integral de áreas hídricas cenagosas e inundables estratégicas en etapa de pre-inversión e inversión, se definen como requisitos generales y específicos para su viabilización los contemplados para la fase 11, siendo necesario establecer de una parte, la forma en que la entidad ejecutora una vez finalizada la etapa de pre-inversión formalizará el cumplimiento de los requisitos generales y sectoriales definidos para proyectos de inversión en fase 111 ; y de otra, determinar el inicio de la etapa de inversión en este tipo de proyectos.
Que para efectos de abordar y cumplir con los fines establecidos en el inciso segundo del artículo 28 de la Ley 2056 de 2020, en cuanto a la financiación de proyectos de inversión en sus diferentes etapas y en atención a los principios de concurrencia y complementariedad de fuentes de financiación, se requiere reglamentar las condiciones para la presentación y los requisitos para la viabilidad, registro , financiación y ejecución de los proyectos de inversión de impacto regional para la intervención integral de áreas hídricas cenagosas e inundables estratégicas en etapas de pre-inversión e inversión , con el fin de garantizar su correcta ejecución en el marco del ciclo de los proyectos del SGR
En su parte resolutiva establece:
Presentación, viabilidad, registro y financiación de proyectos de impacto regional para la intervención integral de áreas hídricas cenagosas e inundables estratégicas en etapa de pre-inversión e inversión.
Ámbito de aplicación. El presente Capítulo aplicará a los proyectos de inversión de impacto regional para la intervención integral de áreas hídricas cenagosas e inundables estratégicas que, presentados como unidad, pretendan su financiación con cargo a los recursos de la Asignación para la Inversión Regional del 40% en cabeza de las regiones en etapa de pre-inversión (Fase 1/ - prefactibilidad y Fase 1/1 - factibilidad) y etapa de inversión, siempre que cuenten con la cofinanciación del Presupuesto General de la Nación en un porcentaje no menor al veinte por ciento (20%) del valor del proyecto.
Cuando el proyecto requiera vigencias futuras se deberá dar cumplimiento artículo 157 de la Ley 2056 de 2020 y sus normas reglamentarias. Establece que el ejecutor de los proyectos será el ordenador del gasto y garantizará la correcta ejecución de los recursos asignados al proyecto de inversión, así como el suministro y registro de la información requerida por el Sistema de Seguimiento, Evaluación y Control.
El decreto establece los requisitos de viabilidad y registro de los proyectos de inversión de impacto regional para la intervención integral de áreas hídricas, cenagosas e inundables estratégicas. Entre estos se encuentran una certificación del representante legal que contenga una relación de estudios y diseños a realizarse, las especificaciones técnicas para cada especialidad y los documentos que serán llevados a una versión definitiva
El presupuesto se deberá presentar de manera desagregada por cada una de las fases, donde la fase II deberá incluir estudios de mercado o precios unitarios, según corresponda, para cada actividad que lo compone, a la fecha de presentación del proyecto de inversión en la fase III de forma estimativa y acorde con la información existente se presentará un análisis técnico que soporte los costos y el presupuesto de las actividades que componen el proyecto con sus cantidades y precios unitarios.
Cuando el proyecto incorpore compra de predios, el requisito adicional para la Fase II se cumplirá con la presentación de planos de localización, documento técnico y de soporte, documento técnico con la relación de predios a adquirir y sus coordenadas de localización, y otro que soporte la estimación del costo de la gestión y compra de los precios a la fecha de presentación del proyecto, el costo de obtención de licencias, el cronograma de horizonte estimado del proyecto discriminando la consecución d ellos estudios y diseños en su versión definitiva, la gestión predial, la compra de predios, la consecución de licencias o permisos, los componentes y/o actividades que se desarrollan en la etapa de inversión.
También una certificacion suscrita por el Representante Legal de la entidad que presenta el proyecto de inversión, en la que manifieste su respaldo al proyecto de inversión en el evento que el proyecto requiera de recursos adicionales para el desarrollo de la etapa de inversión como resultado de los estudios, diseños y presupuestos definitivos, señalando las fuentes con las que se financiará el excedente.
Para iniciar la etapa de inversión los requisitos son:
a) Culminados los estudios, diseños y presupuestos definitivos se deberá formalizar el cumplimiento de los requisitos generales y sectoriales para los proyectos de inversión en Fase 111 y cargarlos en el Banco de Proyectos de Inversión del Sistema General de Regalías.
El registro de la documentación se realizará con el apoyo de la secretaría técnica del OCAD Regional respectivo, mientras se realizan los desarrollos técnicos que requiera el Banco de Proyectos de Inversión del Sistema General de Regalías.
b) Presentar solicitud al ministerio y/o departamento administrativo cabeza del sector, que emitió el concepto de viabilidad, para que avale el cumplimiento de los requisitos generales y sectoriales para los proyectos de inversión de impacto regional que corresponderían a la Fase 111, así como para el inicio de la etapa de inversión.
Este aval será expedido dentro de los doce (12) días hábiles siguientes a la recepción de la solicitud y será remitido a la secretaria técnica del OCAD Regional correspondiente a través del Banco de Proyectos de Inversión del Sistema General de Regalías, la cual informará del mismo a los miembros de esta instancia. Solo se podrá adelantar la etapa de inversión y hacer uso de los recursos asignados para el desarrollo de esta etapa, cuando se cuente con el aval de que trata el presente literal.
La secretaría técnica del OCAD Regional correspondiente, posterior a la asignación presupuestal en cada vigencia en el Sistema de Presupuesto y Giro (SPGR), dejará disponible en este Sistema, únicamente el valor de la pre-inversión hasta tanto se presente el aval de los requisitos de que trata el presente artículo; para el efecto, estos proyectos de inversión deben migrar identificando el valor por etapa desde el Banco de Proyectos de inversión del SGR.
Parágrafo 2. Si como resultado de los estudios, diseños y presupuestos definitivos, el proyecto requiere de recursos adicionales para el desarrollo de la etapa de inversión, la entidad ejecutora, respaldada por la entidad que presentó el proyecto, deberá señalar y soportar las fuentes con las que se financiará el excedente, que en todo caso, deberá cumplir con el procedimiento y requisitos señalados para el trámite de ajustes a los proyectos de inversión, establecidos en el Acuerdo Único de la Comisión Rectora o las demás normas que lo modifiquen o sustituya
Parágrafo 3. La entidad ejecutora deberá liberar los recursos aprobados no comprometidos, cuando el proyecto de inversión no cuente con el aval del ministerio o departamento administrativo cabeza del sector a que se refiere el presente artículo, o cuando el ejecutor determine que no es posible subsanar las observaciones indicadas por dichas entidades o no es posible realizar su ajuste según la normativa del SGR o no existan los recursos para financiar el excednte de que trata el parágrafo 2 del presente artículo, por lo cual se concluye que la ejecución del proyecto resulta inviable. Dicha liberación operará en los términos establecidos en el artículo 4.5.2.1 y subsiguientes del Acuerdo Único del Sistema General de Regalías expedido por la Comisión Rectora del SGR o la norma que lo sustituya o modifique
https://dapre.presidencia.gov.co/normativa/normativa/DECRETO%201628%20DEL%206%20DE%20OCTUBRE%20DE%202023.pdf
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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
Mar. 17 de Octubre de 2023
Gobierno-energía. CREG Proyecto de resolución No 701 022 del 4 de septiembre de 2023 “Por la cual se crean nuevas actividades para la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica”.
En sus consideraciones este proyecto de resolución establece que La Ley 142 de 1994, en su artículo 14 dispuso que el servicio público domiciliario de energía eléctrica es el transporte de energía eléctrica desde las redes regionales de transmisión hasta el domicilio del usuario final, incluida su conexión y medición, y señaló que la generación y comercialización, serían actividades complementarias.
El artículo 11 de la Ley 143 de 1994, definió la actividad de comercialización de energía, como la actividad consistente en la compra de energía eléctrica y su venta a los usuarios finales, regulados o no regulados.
El artículo 23 de la Ley 143 de 1994 define dentro de las funciones de la CREG la de establecer condiciones para una oferta energética eficiente, capaz de abastecer la demanda bajo criterios sociales, económicos, ambientales y de viabilidad financiera; así como la de promover y preservar la competencia.
El artículo 42 de la Ley 143 de 1994 señala que las compras de electricidad deben realizarse mediante mecanismos que estimulen la libre competencia.
Mediante la Resolución CREG 114 de 2018 se definieron los principios y condiciones generales que deben cumplir los mecanismos para la comercialización de energía eléctrica para que sus precios sean reconocidos en el componente de costos de compras de energía al usuario regulado. Esta resolución permite que nuevos mecanismos para la comercialización de energía eléctrica sean puestos a consideración de la Comisión con el propósito de que las compras resultantes puedan ser reconocidas en el costo unitario de prestación del servicio de energía eléctrica para el usuario regulado, en adelante CU.
Teniendo en cuenta la dinámica del mercado de energía eléctrica, se debe considerar la entrada de diferentes actividades y agentes que hacen parte de la prestación del servicio público domiciliario, pues la Resolución CREG 114 de 2018 se constituye como una herramienta regulatoria que permite el desarrollo de diferentes mecanismos de comercialización de energía eléctrica, propendiendo por consolidar un escenario competitivo para la compra de energía, que a su vez permita la formación eficiente de los precios de energía.
En desarrollo de lo anterior, la Resolución CREG 114 de 2018, creó la figura del “Promotor”, como aquella persona jurídica o consorcio que está interesado en presentar un mecanismo para la comercialización de energía ante la CREG, para llevar a cabo los roles como diseñador, administrador, ejecutor y administrador de riesgo de dicho mecanismo.
Respecto a las condiciones mínimas del Promotor, la Resolución CREG 114 de 2018, señaló:
“ARTÍCULO 6. CONDICIONES MÍNIMAS DEL PROMOTOR PARA LA PRESENTACIÓN DEL MECANISMO PARA LA COMERCIALIZACIÓN DE ENERGÍA. El Promotor que esté interesado en presentar un mecanismo para la comercialización de energía a la CREG deberá cumplir con las condiciones de experiencia, independencia y supervisión de acuerdo a lo establecido en el Anexo 3”.
En este sentido, el numeral 3 del Anexo 3 de la Resolución CREG 114 de 2018 establece respecto del requisito de supervisión los siguiente:
“El ejecutor del mecanismo, el administrador del mecanismo y el administrador de riesgo deben contar con la participación de por lo menos un agente sujeto a la supervisión, vigilancia y control de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD) o de la Superintendencia Financiera de Colombia (SFC), sujeto a las restricciones de participación que se establecen en este anexo. (…)”
Con base en lo anterior, la regulación vigente exige que ciertos roles de los mecanismos para la comercialización de energía eléctrica sean vigilados por alguna de las superintendencias (SSPD o SFC). Sin embargo, estos
roles no se enmarcan en las actividades que, conforme a las leyes 142 y 143 de 1994, hacen parte de la cadena de prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica. Es preciso entonces en este contexto dar claridad sobre los elementos que se requieren para las respectivas acciones de inspección, vigilancia y control por parte de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.
El artículo 290 de Ley 1955 de 2019 “Plan Nacional de Desarrollo 2018 – 2022”, vigente de conformidad con el artículo 372 de la Ley 2294 de 2023 “Plan Nacional de Desarrollo 2022-2026”, asignó la siguiente función a la CREG:
“ARTÍCULO 290. NUEVOS AGENTES. La Comisión de Regulación de Energía y Gas - CREG, en el marco de la función de garantizar la prestación eficiente del servicio público, de promover la competencia, evitar los abusos de posición dominante y garantizar los derechos de los usuarios, dentro de la regulación sobre servicios de gas combustible, energía eléctrica y alumbrado público, incluirá:
1. Definición de nuevas actividades o eslabones en la cadena de prestación del servicio, las cuales estarán sujetas a la regulación vigente.
2. Definición de la regulación aplicable a los agentes que desarrollen tales nuevas actividades, los cuales estarán sujetos a la regulación vigente.
3. Determinación de la actividad o actividades en que cada agente de la cadena puede participar.
4. Definición de las reglas sobre la gobernanza de datos e información que se produzca como resultado del ejercicio de las actividades de los agentes que interactúan en los servicios públicos.
5. Optimización de los requerimientos de información y su validación a los agentes de los sectores regulados”.
Por lo anterior, esta Comisión consideró necesario hacer ajustes en la regulación, para asegurar que quienes desarrollen las actividades inmersas en la promoción de los mecanismos de comercialización con base en la Resolución CREG 114 de 2018, estuvieran sujetos a la inspección, control y vigilancia de la SSPD. Para ello, se expidió para consulta pública el proyecto de Resolución CREG 701-028 de 2022, con una propuesta regulatoria que busca crear como actividades de la cadena de prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica la administración, la administración de riesgo y la ejecución de mecanismos de comercialización de energía eléctrica, que son puestos en consideración de esta Comisión para su respectivo reconocimiento en el CU.
Por lo anterior, esta Comisión consideró necesario hacer ajustes en la regulación, para asegurar que quienes desarrollen las actividades inmersas en la promoción de los mecanismos de comercialización con base en la Resolución CREG 114 de 2018, estuvieran sujetos a la inspección, control y vigilancia de la SSPD. Para ello, se expidió para consulta pública el proyecto de Resolución CREG 701-028 de 2022, con una propuesta regulatoria que busca crear como actividades de la cadena de prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica la administración, la administración de riesgo y la ejecución de mecanismos de comercialización de energía eléctrica, que son puestos en consideración de esta Comisión para su respectivo reconocimiento en el CU.
En la parte resolutiva establece:
ARTÍCULO 1. Definiciones. Para efectos de la presente resolución se tendrán en cuenta las siguientes definiciones:
-
Administración de mecanismos de comercialización: Actividad desarrollada por un Administrador, según lo definido en el artículo 2 de la Resolución CREG 114 de 2018.
-
Administración de riesgo en mecanismos de comercialización: Actividad desarrollada por un Administrador de Riesgo, según lo definido en el artículo 2 de la Resolución CREG 114 de 2018.
-
Ejecución de mecanismos de comercialización: Actividad consistente en el desarrollo de acciones mediante las cuales se implementa el mecanismo de comercialización por parte de un Promotor, según lo definido en el artículo 2 de la Resolución CREG 114 de 2018.
ARTÍCULO 2. Actividades asociadas a mecanismos de comercialización de la Resolución CREG 114 de 2018. Se definen como actividades de la cadena de prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica, la Administración, la Administración de Riesgo y la Ejecución de mecanismos de comercialización realizada sobre contratos a ser registrados, asignados y liquidados por el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales – ASIC, en aplicación de lo establecido en la Resolución CREG 024 de 1995 y demás disposiciones que la modifican o complementan.
Parágrafo. Lo dispuesto en el presente artículo no aplica a aquellos mecanismos que resulten en contratos que por su naturaleza no requieran, para su ejecución, del registro y asignación por parte del ASIC.
ARTÍCULO 3. Prestadores de actividades asociadas a mecanismos de comercialización. Las actividades a las que hace referencia el artículo 2 de la presente resolución, podrán ser desarrolladas por las personas señaladas en el artículo 15 de la Ley 142 de 1994.
ARTÍCULO 4. Regulación aplicable a las actividades asociadas a mecanismos de comercialización. Las actividades señaladas en el artículo 2 de la presente resolución, están sujetas a las disposiciones contenidas en la Resolución CREG 114 de 2018 o aquella que la modifique o sustituya.
Se anexa la resolución.
