Una propuesta sensata de reforma tributaria

Nadie duda sobre la necesidad de arbitrar los recursos para cubrir el déficit fiscal, pero lo inadmisible de la reforma tributaria del Gobierno era su carácter alcabalero, injusto, desproporcionado y, sobre todo, que la mayor carga recaía sobre la clase media.

Por: AMYLKAR D. ACOSTA*

3 de mayo de 2021.   Como en la fábula La ardilla de Tomás Iriarte, después de tantas idas y venidas, tantas vueltas y revueltas, se radicó, con mensaje de urgencia, el proyecto de reforma tributaria, disfrazada de “solidaridad sostenible” en el Congreso de la República y sólo en ese momento el Gobierno destapó sus cartas, cuyos ases eran la ampliación de la base del impuesto de renta y la del IVA.

El ministro de Hacienda Alberto Carrasquilla ya había intentado, sin lograrlo, en el 2019 ampliar la base del IVA. Ahora la aspiración era mayor a la de la reforma anterior, se proponía recaudar $28 billones, de los cuales al descontar los $4.6 billones que corresponden al Sistema General de Participaciones (SGP) le daba un neto a la Nación de $23.4 billones.

La reacción en contra del proyecto no se hizo esperar, el rechazo fue general, al punto que el presidente Duque no contaba con el apoyo en el Congreso para su trámite y aprobación ni siquiera con su propio partido.

Nadie duda sobre la necesidad de arbitrar los recursos para cubrir el déficit, pero lo inadmisible de esta reforma era su carácter alcabalero, injusto, desproporcionado y sobre todo que la mayor carga impositiva hubiera recaido sobre la clase media, acentuando la regresividad del Estatuto Tributario y por esa vía agudizando la desigualdad, en la que Colombia ocupa un deshonroso lugar en la región y en el mundo.

No había un solo gremio que la respaldara, y el rechazo en los medios, en las calles y en las multitudinarias protestas fue generalizado y se tomaron el país.

En medio de la crispación causada y el reclamo para que el Gobierno retirara el proyecto de reforma y se diera paso a la concertación con los partidos políticos, con los gremios, los sindicatos, las organizaciones sociales y la sociedad civil, para tratar de conciliar el que podría ser un texto consensuado, el Gobierno Nacional en cabeza del presidente Duque y su ministro de Hacienda insistieron con terquedad aragonesa en su trámite.

Lo último que se le ocurrió al presidente Duque, en lugar de retirarlo, fue plantear como salida alternativa la presentación de una que el llamó “ponencia sustitutiva”, en un intento desesperado por salvar el proyecto de su hundimiento. Al no existir ponencia sino ponentes del proyecto, por sustracción de materia no había nada qué sustituir.

En segundo lugar, tampoco tenía asidero en la Ley 5ª de 1992 que reglamenta el funcionamiento del Congreso de la República y, finalmente en el caso hipotético que existiera dicha facultad estaría en manos de los congresistas y no en manos del ejecutivo, y nadie puede disponer de lo que no tiene.

A lo sumo, se podría proceder por parte de los ponentes a presentar un pliego de modificaciones a la consideración de las comisiones conjuntas de Senado y Cámara y pare de contar.

En medio de semejante embrollo y asediado por el rechazo ciudadano, no le quedó otro camino al Presidente que retirar el Proyecto y ahora sí presentar otro “sustitutivo”, que ojalá no se parezca al anterior y que sea fruto de una gran concertación nacional y no el producto de conciliábulos, porque de ser así saldríamos de las llamas para caer en las brasas.

En medio de este zambapalo, la turbación del orden público y la pandemia, la ANDI le presentó al Gobierno y al Congreso una propuesta, esa sí sustitutiva de la del Gobierno, la cual coincido con el ex ministro de Hacienda Juan Camilo Restrepo en calificarla como sensata.

La propuesta consiste básicamente en el aplazamiento de la entrada en vigor de varios de los beneficios tributarios que se le dispensaron a las empresas en la reforma tributaria anterior, entre ellos el descuento del ICA, la reducción de la tarifa de renta, que sumados a un impuesto sobre el patrimonio y otras adehalas más, con el cual se podría lograr un recaudo de $12.4 billones.

Esta propuesta es tanto más pertinente por cuanto, aunque el Gobierno alega que el déficit fiscal que busca saldar es para poder financiar la continuidad de sus programas de apoyo a las empresas con el fin de proteger el empleo y las transferencias monetarias y no monetarias, especialmente el programa de Ingreso Solidario, la gran verdad es que en gran medida ese déficit viene desde la reforma tributaria anterior, que al conceder beneficios tributarios por $11 billones abrió un hueco fiscal que ahora se intenta tapar. Por ello he venido sosteniendo que la mejor reforma tributaria es el desmonte de aquellos beneficios que no estén plenamente justificados.

Esa propuesta fue desestimada por parte de Carrasquilla por considerar que la misma “no permitiría financiar estos programas sociales” refiriéndose a la extensión hasta junio de este año del subsidio a la nómina de las empresas (PAEF) y “hacer permanente el ingreso solidario”.

A la propuesta de la ANDI se sumó la de FENALCO y ACOPI, manifestando que están dispuestas a renunciar a 2 de los 3 días sin IVA, lo cual le representaría al Gobierno Nacional ingresos adicionales por valor de $1 billón.

De modo que, sumadas las propuestas de la ANDI y FENALCO – ACOPI, le representarían al Gobierno Nacional $13.4 billones de mayores ingresos. De aceptarse esta propuesta no habría necesidad de tocar las bases del impuesto de renta y del IVA, que tanto repudio ha suscitado. Estas dos propuestas  están sobre la mesa y deberían servir de base para el nuevo texto que se habrá de discutir.

*Exministro de Minas y Energía y miembro de número de la ACCE.

Publican las estadísticas de vehículos a gas natural de 2020 en Europa

NGVA Europa publicó los números de registro de vehículos de gas de 2020, que ilustran el crecimiento continuo y sostenido que ha presenciado esta solución de movilidad sostenible en el continente.

3 de mayo de 2021.   Hoy en día, la red de estaciones de servicio de gas vehicular en Europa ha alcanzado el hito de 4.000 instalaciones de GNV y 400 de GNL, respaldando así la flota de gmobility del continente, con también una proporción de biometano que aumenta rápidamente.

Al mismo tiempo, NGVA Europa ha publicado los números de registro de vehículos de gas natural de 2020, que ilustran el crecimiento continuo y sostenido que ha presenciado esta solución de movilidad sostenible. Junto con las nuevas matriculaciones de autobuses, los camiones alimentados con GNL han sido especialmente los mayores ganadores.

Las últimas cifras de NGVA Europa demuestran que tanto la infraestructura como los registros de vehículos nuevos respaldan la transición necesaria hacia la movilidad neutra en carbono. El gas en el transporte es un catalizador para la neutralidad climática y para lograr las ambiciones del Pacto Verde Europeo.

La infraestructura y los vehículos de gas natural son totalmente compatibles con el gas renovable y, por lo tanto, son potentes facilitadores de una reducción drástica de las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI). En la actualidad, la movilidad a gas representa el enfoque más rentable para la descarbonización del sector del transporte y para lograr los objetivos climáticos intermedios para 2030 y 2050.

Desde 2020, se han instalado cerca de 300 nuevas estaciones de GNV, lo que representa un crecimiento del 8,1%. Al mismo tiempo, la cantidad de bocas de expendio de GNL aumentó de cerca de 250 a 400, lo que implica una enorme ventaja del 60%. Esta enorme ganancia se refleja en las matriculaciones de vehículos de GNL equivalentes.

En 2020, de todas las estaciones de gas, más del 25% ya suministraban biometano a los consumidores europeos. Esto equivale a una media del 17% de todo el gas que se utiliza como combustible de transporte y que sigue creciendo día a día.

Para 2030 se dispondrá de una media europea del 40% de biometano para alimentar toda la flota de vehículos a gas, que actualmente se estima que incluye más de 13 millones de unidades. Esto dará como resultado una reducción general de las emisiones de GEI del 55%. NGVA Europa estima que para entonces habrá alrededor de 10.000 estaciones de GNC y 2.000 de GNL en Europa.

Si bien la red está creciendo drásticamente, NGVA Europa también registró una cantidad significativa de registros de vehículos de gas a pesar de la pandemia de la COVID-19. Por lo tanto, en comparación con 2019, ha habido menos matriculaciones generales de unidades a gas, pero esto está muy en línea con las estadísticas de todo el sector vehicular.

Nuevas matriculaciones en 2020

En Europa el año pasado se produjeron 55.028 registros de turismos, además de 3.189 autobuses.

Según la Asociación Europea de Fabricantes de Automóviles (ACEA), el 11,4% de todos los autobuses nuevos vendidos en la Unión Europea en 2020 funcionaban con combustibles alternativos, y casi todos funcionan con gas natural. Entre los grandes ganadores se encuentran Francia, España y Suecia, que han experimentado un crecimiento de dos dígitos.

El mayor aumento en las matriculaciones se registró en las ventas de camiones: ha habido una gran incorporación de 6.802 nuevos camiones de GNV y GNL en Europa. El 99% de todos los camiones de propulsión alternativa vendidos funcionan con gas natural, mientras que la mayor cantidad de ventas se registró en Alemania.

El secretario general de NGVA Europa, el Dr. Jens Andersen, comentó: “Estos nuevos números muestran que 2020 fue otro año clave con un crecimiento tanto en las matriculaciones de vehículos como en el desarrollo de infraestructura, lo que confirma la atracción cada vez mayor de la movilidad de gas para los consumidores europeos. Hacen esta elección por una buena razón: es una tecnología madura que no solo ofrece una alta eficiencia y rendimiento del motor, una infraestructura generalizada y un bajo costo total de propiedad, sino también grandes beneficios ambientales”.

Desarrollan el más grande almacenamiento de energía no hidroeléctrico

La canadiense Hydrostor anunció el desarrollo de proyectos con su tecnología de aire comprimido avanzado (A-CAES), que lo convierten en el mayor proyecto de almacenamiento no hidroeléctrico, mediante bombeo, en todo el mundo.

1 de mayo de 2021.   El almacenamiento de energía de larga duración es fundamental para lograr los objetivos de descarbonización y renovables de California.

De hecho, la Comisión de Servicios Públicos de California (CPUC) ha identificado la necesidad de hasta 1.600 MW de almacenamiento de energía de larga duración para 2026.  

«Hydrostor se enorgullece de desempeñar un papel fundamental en la transición de energía limpia para el estado y espera continuar trabajando con la Comisión para establecer su ruta comercial para el almacenamiento de energía de larga duración», dice en un comunicado.

Hydrostor tiene dos proyectos importantes ahora en desarrollo activo, uno en el sur del condado de Kern y otro en el centro de California, que representan una inversión combinada de más de 1.500 millones de dólares, que apoyan la transición a una red de energía renovable y libre de carbono.

Estos proyectos establecen una infraestructura de energía limpia a largo plazo para el estado utilizando empleo calificado y brindan importantes beneficios económicos a la región.

La tecnología de aire comprimido avanzado A-CAES patentada y comercializada por Hydrostor proporciona de 8 a 12 horas o más de almacenamiento de energía, en comparación con las 1 a 4 horas que las tecnologías de batería actuales pueden proporcionar de manera factible.

Este almacenamiento de energía de larga duración es esencial para establecer el camino hacia la red eléctrica descarbonizada de California.

A-CAES también tiene una vida útil más larga, de más de 50 años, con cero degradación y un menor impacto ambiental que las alternativas convencionales disponibles en la actualidad.

A-CAES utiliza energía renovable o energía excedente de la red para comprimir aire. Este aire comprimido se canaliza hacia cavernas subterráneas construidas específicamente, desplazando el agua y creando capacidad de almacenamiento. El calor creado por este proceso se captura y almacena para recalentar el aire comprimido cuando se necesita energía.

«El almacenamiento de larga duración es esencial para descarbonizar la red eléctrica de California e integrar la energía renovable que ya se desarrolla en el estado. Nuestra tecnología A-CAES utiliza solo componentes existentes y probados que se reutilizan de la generación de energía convencional en una tecnología de almacenamiento de bajo impacto y totalmente libre de emisiones. No solo brindamos una solución de almacenamiento de energía limpia, confiable y asequible de larga duración, sino que también brindamos a California una oportunidad de ser parte de la transición a la energía limpia», dijo Curtis VanWalleghem, director ejecutivo de Hydrostor.

«Hydrostor ha estado a la vanguardia en la promoción del almacenamiento de energía de larga duración en California. Nos complace que continúen con su papel de liderazgo dándoles la bienvenida a la Junta de CESA y esperamos trabajar con ellos para promover el almacenamiento de energía de larga duración. Como han demostrado los estudios, existe una necesidad significativa de almacenamiento de energía de larga duración para respaldar los objetivos de descarbonización de California», agregó VanWalleghem.

Hydrostor ha avanzado en sus proyectos desde 2017 para las iniciativas de adquisiciones del estado que ahora son inminentes, expandiendo su equipo y presencia en el estado y participando en los procedimientos de la Comisión de Servicios Públicos de California que abogan por el almacenamiento de energía de larga duración.

Hydrostor está avanzando en una cartera de instalaciones A-CAES a gran escala que representan más de 2.000 MW y 20.000 MWh de potencial de implementación en proyectos en los EE.UU., Canadá, Chile y Australia.

Mercado minorista de gas natural, ¿con libertad absoluta?

Aunque hay libertad contractual en el mercado minorista de gas natural, existen unos parámetros de obligatorio cumplimiento, con lo cual tal libertad no es absoluta.

Por: HEMBERTH SUÁREZ LOZANO*

30 de abril de 2021.   En el mercado minorista de gas natural en Colombia no es obligatorio aplicar lo contenido en las disposiciones de las resoluciones CREG 185 y 186 de 2020, por esta razón, las partes de una transacción de gas natural en el mercado minorista pueden o no sujetarse a esas disposiciones. Pero ello no significa que las partes de un contrato en el mercado minorista puedan pactar aspectos contrarios a la regulación por las razones que paso a explicar. 

El mercado minorista de gas natural es el mercado donde se dan un conjunto de transacciones de intermediación comercial de la compra, transporte y distribución de gas natural y su venta a usuarios finales. Una de las características de este mercado es que allí se agota el consumo del gas, es decir, en el mercado minorista se cierra la dinámica comercial.

A partir de lo anterior, encontramos que para el mercado minorista de gas natural, desde el punto de vista regulatorio, no se han definido modalidades contractuales y requisitos mínimos para los contratos resultantes de transacciones de ese mercado.

En consecuencia, las disposiciones de las Resoluciones CREG 185 y 186 de 2020, que rigen a los mercados primario y secundario de gas natural, no aplican a las transacciones del mercado minorista. Esto es así y por ello se entiende que las partes tienen libertad contractual para definir los términos y condiciones del contrato que regula las transacciones en el mercado minorista.

No obstante, aunque hay libertad contractual en el mercado minorista de gas natural, existen unos parámetros de obligatorio cumplimiento, con lo cual tal libertad no es absoluta.

Para ello se debe considerar al menos dos escenarios alrededor de las partes de un contrato: contrato celebrado entre un agente del mercado de gas con un usuario regulado final y contrato entre un agente del mercado de gas con un usuario no regulado final.

A partir de lo anterior, si el contrato es con un usuario regulado la contraprestación se denomina tarifa, la cual se forma a partir de una aprobación al comercializador por parte del regulador, debe surtirse un procedimiento de publicación, los periodos de facturación son mensuales o bimestrales y los ciclos de facturación son decididos por los comercializadores del mercado minorista, con lo cual no hay libertad absoluta entre las partes, se deben atender unos mínimos.

Por otro lado, si el contrato es entre un agente del mercado y un usuario no regulado tampoco se puede establecer cualquier tipo de reglas o condiciones en el contrato. Esto es así porque desde 2019 está vigente la Resolución CREG 080 de 2019, la cual señala unas guías de actuación que aplican a los agentes que desarrollen las actividades propias de la prestación del servicio público de gas natural.

Estas guías tienen aplicación integral, es decir, sus comportamientos rigen tanto para el mercado mayorista como para el minorista. Y si una de las partes del contrato minorista es una empresa de servicios públicos, aplica la resolución CREG 080 de 2019.  

Es así como, con la entrada en vigencia de la Resolución CREG 080, ahora más que antes, las partes que confeccionan un contrato deben sujetarse a los principios de la ley 142 de 1994 y atender los deberes señalados en esta resolución, por lo que no hay libertad absoluta.

Dentro de los deberes que tienen los agentes se destaca aplicar la regulación expedida por la CREG atendiendo la finalidad para la cual fue expedida y en observancia de los principios generales del régimen de servicios públicos domiciliarios.

A partir de lo anterior, si en los contratos del mercado minorista se incorporan condiciones abiertamente contrarias a la finalidad de la regulación de la CREG, se puede estar incurso en un comportamiento susceptible de revisión e incluso se puede estar frente a una cláusula contraria a derecho que quizá pueda ser inaplicada, dado que esa cláusula estaría en contravía de una norma que aplica al contrato y sus partes, como lo es la Resolución CREG 080 de 2019.

*Socio fundador en OGE Legal Services

Goodyear presenta las llantas del futuro

Goodyear cree en un ecosistema impulsado por nuevas tecnologías, con experiencias de movilidad sostenible, segura e innovaciones que transformen la forma como nos conectamos y nos desplazamos.

28 de abril de 2021. Para estar a la vanguardia de los principales desafíos de la movilidad del futuro, Goodyear dedica tiempo a la investigación y desarrollo para crear nuevas tecnologías, materiales y compuestos innovadores, así como llantas concepto.

En los últimos cuatro años, Goodyear ha presetado algunos conceptos, como:  

  • La llanta recargable, fabricada con material biológico y reforzada con fibras inspiradas en uno de los materiales más fuertes del mundo, que tiene la capacidad de auto regenerarse, adaptarse y cambiar según las necesidades de movilidad (2020).
  • La llanta Goodyear Aero, es un modelo para los autos voladores del futuro. Cuando se aplica al vehículo, las llantas también funcionan como hélices, para lograr la propulsión y permitir el vuelo (2019).
  • La llanta Goodyear Oxygene, propone una solución visionaria con una estructura que contiene musgos vivos que crecen dentro de la pared lateral de la llanta para una movilidad urbana más limpia, conveniente, segura y sostenible. Su uso generaría 3.000 toneladas de oxígeno y absorbería más de 4.000 toneladas de dióxido de carbono al año (2018).
  • La Goodyear Eagle 360 ​​Urban, la primera llanta concepto en ser activada por inteligencia artificial capaz de responder a las demandas de la conducción autónoma (2017)

Sílice de ceniza de cáscara de arroz

Con el fin de buscar fuentes de materiales sustitutos que tuviera un impacto positivo en el rendimiento de las llantas y a su vez aprovechar residuos que se envían a los vertederos, Goodyear comenzó a explotar el uso de sílice RHA, con buenos resultados.

La adición de sílice mejora la flexibilidad y la elasticidad de la banda de rodamiento a temperaturas más bajas, lo que proporciona una mejor tracción y agarre. La sílice RHA ahora está incluida en la cartera de materiales de Goodyear y se utiliza en varias de sus plantas de fabricación globales.

La compañía continúa trabajando en estrecha colaboración con sus proveedores para expandir aún más el uso de sílice RHA y se ha fijado el objetivo de duplicar su uso para 2021. 

Canacol descubre gas y petróleo de esquisto en dos bloques del Magdalena Medio

La firma BGEC llevó a cabo una evaluación independiente de los recursos prospectivos no convencionales de gas y petróleo de la participación del 20% de Canacol en los bloques VMM 2 y VMM 3 en la cuenca del Valle Medio del Magdalena.

27 de abril de 2021.   Canacol Energy anunció los resultados de una evaluación independiente de los recursos prospectivos de los bloques VMM 2 y VMM 3 de la Corporación, preparada por Boury Global Energy Consultants, efectiva el 31 de marzo de 2021. Para el intervalo profundo cretácico, concretamente las formaciones La Luna y Tablazo, Canacol tiene un 20% de participación en VMM 2 y un 20% de participación en VMM 3. Los dos bloques en conjunto constan de 156,367 y 31,273 hectáreas brutas y netas, respectivamente, en la Cuenca del Magdalena Medio. La evaluación incluye estimaciones de los recursos prospectivos con factor y sin factor de riesgo de la Corporación.

Charle Gamba, presidente y CEO de Canacol, declaró: «La evaluación independiente de BGEC de los recursos prospectivos no convencionales reafirma la materialidad y el significativo potencial de los bloques de petróleo de esquisto de Canacol. A principios de abril de 2021, la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), anunció la aprobación del proyecto piloto de estimulación de múltiples etapas Platero de ExxonMobil. Esto se suma a la aprobación por parte de la ANH del proyecto piloto Kalé de Ecopetrol en diciembre de 2020. Cabacol considera que estas aprobaciones son pasos positivos hacia la realización comercial del potencial del play de petróleo de esquisto no convencional en Colombia, y específicamente para los recursos prospectivos de la Corporación a través de su posición de tierra en la cuenca del Valle Medio del Magdalena».

De acuerdo con le estudio, los recursos prospectivos sin riesgo en la formación La Luna, tienen un estimado medio de 2.083 millones de barriles de crudo medio y ligero, y de 5.252 billones de pies cúbicos de gas.

Mark Teare, vicepresidente Sénior de Exploración de Canacol, declaró: «La Corporación ha trabajado constantemente con sus socios en los últimos 10 años para identificar, disminuir riesgo y evaluar el potencial de petróleo de esquisto no convencional a través de su posición de tierra en la Cuenca del Valle Medio del Magdalena. Después del trabajo regional inicial de la Corporación, identificando el potencial de crudo de esquisto no convencional de la formación cretácica La Luna, una importante posición de tierra de 3 bloques (Santa Isabel, VMM-2 y VMM-3) en el núcleo de este fairway fue asegurada a través de la adquisición de Carrao Energy en 2011. La Corporación rápidamente se movió para asegurar socios como ConocoPhillips Colombia, Exxon Mobil y Shell para llevar a cabo la disminución de riesgo del potencial de recursos petroleros de esquisto a través de los tres bloques.”

La perforación del pozo Mono Araña-1 en el bloque VMM-2 con el socio ExxonMobil en 2012-13 proporcionó la confirmación de las excelentes propiedades de reservorio y fluidos del esquisto La Luna. Este pozo vertical, que no fue estimulado, fluyó naturalmente 590 barriles de petróleo por día de 22°API de petróleo y produjo un acumulado de 143.820 barriles al 31 de diciembre de 2017. Los resultados del pozo Mono Araña-1 demostraron el potencial comercial del esquisto La Luna en la posición de tierra de Canacol.

El pozo vertical Picoplata-1 fue perforado con el socio Shell en VMM-3 en 2014 a 2015 a una profundidad total de 16.406 pies de profundidad medida y encontró más de 1.200 pies de crudo potencial contenidos en los reservorios de La Luna. Canacol y su socio, ConocoPhillips Colombia, continúan evaluando los datos técnicos recolectados de este pozo para planificar los próximos pasos hacia la evaluación de La Luna en ambos bloques.

Pese a estos buenos resultados en la prospección, Canacol considera como factores negativos que “en el pasado, la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA) había negado las solicitudes de estimulación en varias etapas de los plays de recursos no convencionales, debido a la incertidumbre relacionada con las implicaciones de la tecnología en diversos factores, incluyendo las fuentes de agua potable, la actividad sísmica y la disposición de agua.”

Canacol considera que las aprobaciones recientemente anunciadas por la ANH de que Ecopetrol y ExxonMobil continúan con proyectos piloto para llevar a cabo estímulos de múltiples etapas son pasos positivos hacia la reducción del riesgo asociado con la posibilidad de desarrollo de sus recursos prospectivos no convencionales en la cuenca del Valle Medio del Magdalena.

En caso Reficar, profieren fallo con responsabilidad fiscal por $2,9 billones

Por el mayor daño al patrimonio público del Estado colombiano, son llamados a responder fiscalmente, a título de culpa grave, 2 presidentes, 3 vicepresidentes de Reficar, 7 miembros de su Junta Directiva (incluyendo al presidente de Ecopetrol para la época de los hechos) y 4 multinacionales contratistas del proyecto.   

26 de abril de 2021.    La Contraloría General de la República (CGR) profirió fallo de responsabilidad fiscal en el caso Reficar por una suma de 2,9 billones de pesos, contra 5 ex funcionarios de la empresa (incluyendo 2 presidentes), 7 miembros de su junta directiva y cuatro contratistas, por los mayores valores invertidos en la construcción de la Refinería de Cartagena (Reficar) que no se recuperarán, según lo evidenciado por este organismo de control después de 4 años de estudios e indagaciones.    

Los exfuncionarios de Reficar declarados responsables fiscales son: los presidentes Reyes Reinoso Yanes y Orlando José Cabrales Martínez y los vicepresidentes Carlos Eduardo Bustillo Lacayo, Andrés Virgilio Riera Burelli y Magda Nancy Manosalva Cely. 

Los miembros de la Junta Directiva declarados responsables fiscales son: Javier Genaro Gutiérrez Pemberthy, Pedro Alfonso Rosales Navarro, Diana Constanza Calixto Hernández, Henry Medina González, Hernando José Gómez Restrepo, Natalia Gutiérrez Jaramillo y Uriel Salazar Duque.

Los contratistas declarados responsables fiscales son: Chicago Bridge & Iron Company CB&I UK Limited, CBI Colombiana S.S. (en liquidación), Foster Wheeler USA Corporation y Process Consultants Inc.    

“El daño patrimonial determinado y cuantificado en el fallo de la Contraloría General, se produjo con ocasión de las acciones y omisiones de la Junta Directiva de Reficar y su administración, contratista y supervisor del proyecto, quienes en ejercicio de la gestión fiscal directa o indirecta, de manera antieconómica, ineficiente e inoportuna, contribuyeron a esta billonaria pérdida de  recursos públicos, que se convierte en el mayor detrimento patrimonial del Estado colombiano en toda su historia”, señala el comunicado de prensa.    

Pérdida de valor por mayores inversiones 

La Unidad de Investigaciones Especiales Contra la Corrupción de la CGR determinó que, en la modernización de la Refinería de Cartagena, se presentaron mayores inversiones que no le agregaron valor al proyecto en cuantía de 997 millones de dólares, que equivalen aproximadamente a 2,9 billones de pesos. 

La pérdida de valor de las mayores inversiones, repercute negativamente en el valor de la Refinería en el mercado, además de que gran parte de los recursos no se encontraron invertidos en mayor capacidad y mejor tecnología que le aportara valor. 

En lugar de eso, se dieron gastos que no tuvieron relación con el proceso de modernización de la Refinería, se comprobó una baja productividad de la mano de obra directa, mayores gastos en contratación de personal y demoras en las actividades propias del proyecto causadas por acciones y omisiones, por parte de la Junta Directiva de Reficar, la Administración de Reficar, contratista y supervisor del proyecto. 

Algunas de estas mayores inversiones consistieron en retrabajos, reprocesos, sobrantes excesivos en inventarios y gastos no asociados a la construcción del activo de refinación. 

Ejecución de recursos de controles de cambio 

El marco de análisis del proceso de responsabilidad fiscal tuvo en cuenta las decisiones presupuestales formalizadas en los controles de cambio 1 al 5 y la verificación que se realizó a la ejecución de dichos recursos, los cuales alcanzaron al control de cambios 5 una cuantía de 8.016 millones de dólares.  

Se encontró que adicionalmente fueron realizadas erogaciones por valor de 904 millones de dólares, con lo cual el monto de los recursos incorporados al proyecto ascendió a la cuantía de 8.920 millones de dólares, hechos que son objeto de otra investigación para revisar si hay una posible afectación fiscal. 

Entre algunos datos que dan cuenta de las diferencias que se presentaron entre la formulación inicial y la ejecución del proyecto hasta el control de cambio 5, están: El CAPEX pasó de USD 3.777 millones a USD 8.016 millones, el Contrato EPC pasó de USD 2.821 millones a USD 5.944 millones, la mano de obra pasó de USD 528 millones a USD 1.522 millones, y la subcontratación pasó de USD 96 millones a USD 1.287 millones.

Cabe destacar que este fallo con responsabilidad fiscal es susceptible del recurso de Reposición ante la Contralora Delegada No. 15 de la Unidad de Investigaciones Especiales Contra la Corrupción y el de apelación ante la Sala Fiscal y Sancionatoria de la Contraloría General de la República.

Adicionalmente, una vez se encuentre en firme la decisión tomada por segunda instancia, se procederá enviar el expediente al Consejo de Estado para que ejerza el control automático e integral de legalidad previsto en el artículo 23 de la Ley 2080 de enero 25 de 2021. 

Abren la primera estación de servicio de GLP en Colombia

Durante 2021, y tras inaugurar la primera estación en Cartagena que cumple con toda la regulación colombiana, Terpel espera expandir su red de GLP para llegar a ciudades como Bogotá y Medellín.

26 de abril de 2021.   La Organización Terpel abrió en Cartagena la primera estación de servicio pública que suministrará gas licuado de petróleo (GLP) en Colombia.

El lanzamiento hace parte de una estrategia de negocio que busca incentivar y masificar el uso del GLP en el país por sus beneficios ambientales y bajo costo, y garantizar la oferta de todas las fuentes de energía disponibles para la movilidad.

Inicialmente la compañía prestará este servicio en Cartagena, en la estación Doña Manuela, para luego iniciar un plan de expansión en Bogotá y Medellín y posteriormente llegar a otras ciudades en el territorio nacional.

El GLP, también conocido como autogas, proviene de la mezcla de propano, butano y otros gases en menor proporción, y se caracteriza por su alto rendimiento, bajo costo y emisiones reducidas de partículas contaminantes.

Al ser catalogado como un combustible de transición, el GLP se ha convertido en una fuente energética ampliamente utilizada en el mundo, con un estimado de 27 millones de vehículos, de acuerdo con la Asociación Mundial del GLP.

“Con la apertura de esta primera estación en Colombia, podemos decir con orgullo que somos la única compañía del país que ofrece todas las fuentes de energía que requieran los colombianos para movilizarse: combustibles líquidos, GNV, GLP y energía eléctrica. Desde Terpel continuaremos innovando en la oferta de nuestros servicios para seguir atendiendo las necesidades de nuestros consumidores y mantenernos a la vanguardia de las tendencias energéticas mundiales”, expresó Johand Patiño, vicepresidente Comercial de Terpel.

El anuncio de la compañía se da días después de que se aprobara la reglamentación con la que el Ministerio de Minas y Energía dio vía libre para que el GLP sea utilizado en medios de transporte terrestres y fluviales, pues anteriormente estaba aprobado únicamente para la cocción de alimentos y calefacción en los hogares, representando solo el 2% del total de la canasta energética nacional.

“La entrada del GLP al segmento de vehículos sin duda beneficiará tanto a los conductores como al medio ambiente. En el primer caso, los propietarios podrán percibir un ahorro económico entre el 30% y el 35% logrando la misma potencia y rendimiento que un motor a gasolina. Además, este combustible proporciona un margen amplio de autonomía, ya que por cada 40 litros tanqueados, el vehículo puede recorrer aproximadamente 140 kilómetros. Entretanto, el beneficio para el medio ambiente es muy favorable, teniendo en cuenta que emite 81% menos partículas contaminantes y 21% menos CO2, gracias a que su proceso de combustión es más limpio”, agregó Patiño. 

La compañía también anunció un plan de conversión de 600 vehículos, con lo que espera liderar la masificación del uso de esta fuente de energía por parte del parque automotor.

Se calcula que en México ya transitan cerca de 250.000 vehículos con este tipo de combustible, mientras que en Perú la cifra llega a los 287.000 y en Chile a los 20.000.

Hitachi ABB Power Grids busca electrificar el transporte masivo en América Latina

La empresa, con más de 250 años de historia y con presencia en 90 países, quiere revolucionar la industria automotriz con sus soluciones tecnológicas para electrificar el transporte masivo de pasajeros en la región   

26 de abril de 2021.   Hitachi ABB Power Grids viene trabajando a través de diferentes soluciones sostenibles para mejorar la calidad de vida de las generaciones actuales y futuras, en pro de un transporte más fuerte, más inteligente y amigable con el medio ambiente.

Se trata de Grid-eMotion Flashy Grid-eMotion Fleet, soluciones que pretenden revolucionar el transporte en la región, las cuales buscan entre otras y sin limitarse a ellas, ahorrar tiempo de operación y mantenimientos, reducir el impacto ambiental, manejar adecuadamente la disposición de baterías, evitar el daño a la malla vial y, en el caso de Grid-eMotion Fleet, ahorro de cerca del 60% en espacio y 40% en ahorro de cable.

La solución Grid-eMotion Flashes una aplicación para buses que permite una carga flash de 600 kilovatios en aproximadamente 20 segundos (la más rápida del mundo) en las estaciones o paradas. Básicamente, el bus se recarga rápidamente al conectarse en la parada/estación mientras que los pasajeros suben y bajan.

Cabe resaltar que el bus no se recarga en todas las estaciones del recorrido; todo depende del rendimiento de la batería y de la topografía donde se encuentren ubicadas las paradas. Principalmente, se busca lograr una carga considerable y mantenerla en un mismo punto, lo cual contribuye a prolongar la vida útil de las baterías.

El concepto de esta solución es claro: “transportar personas y no baterías”, ya que el bus al cargarse en las estaciones, no necesita llevar enormes baterías en su interior. Esto, además de permitir una homogenización del sistema de carga (no se necesitarían cargadores para cada tipo de bus como sucede en varias partes del mundo), también evita el daño en la malla vial, puesto que los buses que implementan esta tecnología pesan menos que aquellos que tienen baterías en su estructura.

Por su parte, Grid-eMotion Fleet es una solución especializada para depósito y terminal que permite hacer carga de múltiples buses en paralelo a través de corriente continua (DC), en lugar de corriente alterna (AC). Adicionalmente, cuenta con una operabilidad digital que permite saber en qué momento llegó el bus a cada estación, el número de viajes que realiza, la secuencia de carga eléctrica que lleva y/o necesita, el comportamiento de la tarifa de energía y su estado de carga real, entre otros.

Dentro de los múltiples beneficios que ofrece esta solución, vale la pena mencionar los siguientes:

  • Reducción de espacio hasta del 60%
  • Reducción de cables hasta del 40%
  • Limita la demanda total de la energía, lo que permite que haya una integración de energías renovables en los depósitos. Por ejemplo, energía solar a través de paneles.
  • Al basarse en corriente continua y no en corriente alterna, genera menos estrés en la red. Esto permite que no sea necesario construir nuevas subestaciones.
  • Al incorporar la analítica avanzada de Lumada, se puede determinar la ruta que utilizan algunos buses, cuánto tiempo dura estacionado, cuánta energía se está suministrando, cuál es el costo total de esta energía y cuántas emisiones de CO2 se reducen por número de viajes, entre otros.
  • Cuenta con una plataforma denominada Rel Care, enfocada en lograr un rendimiento óptimo de la infraestructura de carga durante el ciclo de vida. Como el proceso está digitalizado, se pueden saber los riesgos y rendimiento de los cargadores y subestaciones, da la posibilidad de contar con diagnósticos e inspecciones en sitio y se optimizan las operaciones y los costos de mantenimiento.

¿Cómo vamos en América Latina?

Este tipo de soluciones están enmarcadas en los objetivos sostenibles de los países de América Latina, los cuales vienen dando pasos para migrar hacia la electrificación del transporte. Por ejemplo, Chile se propuso la transición a un transporte público 100 % eléctrico para 2050 y Costa Rica pretende que casi un tercio de los autobuses sean eléctricos para 2035, y que ningún vehículo use combustibles fósiles para el 2050.

Esto no es para menos, ya que de acuerdo con el análisis ‘Transporte y tecnología en América Latina: ¿Qué tan en el futuro estamos?‘ del Banco Mundial, si 22 ciudades de América Latina reemplazaran su flota actual de buses y taxis por vehículos eléctricos, para 2030 se ahorrarían casi 64.000 millones de dólares en combustibles fósiles y se reducirían 300 millones de toneladas equivalentes de CO2.  

“Estamos apuntando a modernizar el transporte en América Latina con soluciones que humanizan la transición energética, siendo limpias, eficientes, con los últimos avances en tecnología y sostenibles; es decir, soluciones con innovación social que contribuyen a nuestras actuales y futuras generaciones”, aseguró Javier Ruíz, gerente de Mercadeo y Ventas de Hitachi ABB Power Grids para Colombia y Ecuador.

“Países como Chile y Colombia vienen trabajando arduamente en la electrificación de la movilidad, por lo tanto, vemos una gran oportunidad para ofrecer las mejores soluciones que han sido implementadas con éxito en países como Suiza y Francia”, agregó Ruíz.

En el caso de Colombia, el Gobierno anunció que tiene como meta ayudar a reducir el 51 por ciento de las emisiones de carbono para el 2030; por ello, ha puesto en marcha diferentes acciones como la entrada en vigencia de la Ley 1964 para que los municipios tengan estaciones de carga, la reglamentación de parqueaderos preferenciales para los vehículos eléctricos, la construcción de la Estrategia Nacional por la Movilidad Activa y la modernización del parque automotor, entre otros.

Actualmente, el Gobierno Nacional está trabajando para que a partir del año 2025, el 30 por ciento del parque automotor de uso oficial sea eléctrico. El objetivo es que a partir de ese año inicie un aumento gradual del uso de eléctricos en los sistemas de transporte masivo, hasta llegar a un ciento por ciento de vehículos ‘limpios’ en el 2035.

XM, una quinceañera muy madura

Según sentenció Nicolás Maquiavelo, nunca se debe desperdiciar la oportunidad que ofrece una buena crisis, coincidiendo con el proverbio chino según el cual en el corazón de cada crisis se esconde una gran oportunidad.

Por: AMYLKAR D. ACOSTA*

26 de abril de 2021.  Traigo a colación estos dichos para significar que el gran apagón que sufrió el país entre los años 1992 y 1993, que sumió al sector eléctrico del país en su más profunda crisis, fue la oportunidad para darle un revolcón a su estructura y funcionamiento.

Ese fue el origen de la Ley Eléctrica 143 de 1994, gracias a la cual el sistema eléctrico del país ha ganado en confiabilidad y firmeza. Aunque la Ley fijó un plazo de 20 años para alcanzar la cobertura universal de la prestación de este servicio esencial, esta es la hora que, según el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa, 500.000 hogares carecen del mismo.

Posteriormente se expidieron las leyes 697 de 2001, que propenden por el uso racional y eficiente de la energía, y la Ley 1715 de 2014, la cual, además de estimular la generación y el uso de energía a partir de fuentes no convencionales, incentiva y promueve la eficiencia energética, las cuales la complementan.

El Sistema Interconectado Nacional (SIN) cuenta con 90 generadores, entre centrales hídricas, que participan con el 68,2% de la capacidad instalada de generación,  unidades térmicas a gas y carbón, que participan con el 29,8% y plantas solares, eólicas, cogeneradores y autogeneradores, que participan con el 2% restante.  

Quince empresas transportan la energía a través de 27.459 kilómetros de redes de transmisión nacional y regional a 230 y 500 KV de tensión, amén de 39 operadores de red y de transmisión regional.

Pero sólo 11 años después de expedida la Ley eléctrica, mediante el Decreto 848 de 2005 del Ministerio de Minas y Energía, se dio un paso fundamental para garantizar, como lo manda la Ley eléctrica, la prestación del servicio con calidad, eficiencia y continuidad, al crear la empresa XM, para que esta asumiera la responsabilidad de operar y administrar el mercado eléctrico, en momentos en los que este había alcanzado su madurez.

Dicha empresa nace como filial de ISA, que para aquel entonces tenía el monopolio del transporte de energía del país. Durante los 15 años cumplidos de XM, el sector eléctrico no ha parado de crecer: la capacidad instalada de generación pasó de 13.348 MW de potencia a los 17.462 MW.  Entre tanto la demanda creció desde los 50.430 GWH hasta los 71.925 GWH.

Hagamos una digresión para resaltar el hecho que, con antelación, la Ley eléctrica había facultado al ejecutivo para modificar el objeto social de ISA, así como la creación de una empresa de economía mixta (ISAGEN), la cual asumiría el control y manejo de los activos de generación que se escindieron de ISA.

Para darle desarrollo a lo dispuesto por la Ley, se expidió el Decreto 1521 de 1994, concretándose su constitución el 4 de abril de 1995, fecha en la que se firmó la escritura de escisión. A partir de entonces, ISA se concentra en la actividad de transporte de energía y deja de lado la generación.

Al tener bajo su responsabilidad la administración y operación del mercado eléctrico, XM asumió también el control, la supervisión y el monitoreo permanente de todo el engranaje del sistema, sirviendo de articulador e integrador de todos los agentes del mercado, constituyéndose en el eslabón que jalona la cadena. Desde luego, para cumplir su rol, XM se debe ceñir a la regulación y al reglamento que expedió la CREG.

Según el Foro Económico Mundial (FEM), Colombia figura en el top 10 a nivel mundial y encabeza Latinoamérica por su posicionamiento en el Índice Global de Desempeño de Arquitectura de Energía. Ello se debe tanto al marco normativo y regulatorio como al arreglo institucional, en el cual XMcumple una función relevante.

Ello explica en gran medida la mayor resiliencia del sistema eléctrico del país, al punto que ha podido sortear con éxito tres eventos de climatología extrema a causa del Fenómeno del Niño, espantando el fantasma del racionamiento del servicio de energía. Gracias a las alertas tempranas emitidas por XM se pudieron conjurar sus amagos recientes y la región Caribe se libró de un apagón.

XM tiene por delante el reto que le impone la Transición Energética en la que está empeñado el país, para integrar las fuentes no convencionales de energías renovables (FNCER) a su matriz energética, la cual viene aparejada con la modernización y digitalización de todos los procesos inherentes a la operación del sistema eléctrico.

Ello se habrá de traducir en el mayor y mejor uso de herramientas tan imprescindibles en la nueva normalidad del sector como la Big Data, la inteligencia artificial y los algoritmos para registrar, procesar y analizar en tiempo real, el cúmulo de datos que a diario genera la operación del sistema y de esta manera tomar las mejores y más oportunas decisiones.

Cabe advertir que XM se rige actualmente por un régimen corporativo, que garantiza su independencia y manejo técnico e imparcial por parte de sus directivas, encabezadas por su gerente Nohemí Arboleda Arango, de los cuales da buena cuenta el reconocimiento por parte del sector.

*Exministro de Minas y Energía y miembro de número de la ACCE.

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