Categoría: Industria

Al cierre de la penúltima legislatura del Congreso de la República, el Gobierno Nacional se vio compelido a convocarlo a sesiones extraordinarias con el fin de completar el trámite del proyecto de ley mediante el cual se establece la base gravable para el cobro de la sobretasa a los combustibles y así salvarla de la imposibilidad de seguirla recaudando por parte de los entes trerritoriales.

Por: AMYLKAR D. ACOSTA

26 de junio de 2021.   La sobretasa a la gasolina y al ACPM, también llamado diésel, está vigente desde 1989, cuando fue expedida la Ley 86, modificada mediante la Ley 310 de 1996. Posteriormente, en virtud de la Ley 488 de 1998, se dispuso en su artículo 121 que la base gravable aplicable estaba “constituida por el valor de referencia de venta al público” fijado mensualmente por parte del Ministerio de Minas energía mensualmente. En respuesta a una acción pública de inconstitucionalidad, esta norma fue declarada inexequible por parte de la Corte Constitucional. En su Sentencia C–030 de 2019 acogió los argumentos del demandante, en el sentido que la misma transgredía el principio de legalidad en materia tributaria consagrado en los artículos 150 y 338 de la Constitución Política.

La razón fundamental invocada por la Corte Constitucional radica en el hecho incontrovertible que todo lo atinente al establecimiento del hecho gravable, así como la contribución fiscal o parafiscal, es de la exclusiva competencia del Congreso de la República y tal facultad es indelegable, como lo fue en el Ministerio de Minas y Energía. Al no ceñirse a este principio básico consagrado en la Carta se lleva de calle, además, el principio de la certeza tributaria.

No obstante, en aras de no poner en riesgo la estabilidad fiscal de las entidades territoriales, la Corte moduló su fallo otorgándole al Congreso de la República dos legislaturas para establecer la base gravable, así como “criterios concretos y específicos para determinar la sobretasade la gasolina y el ACPM”.

De no haberse aprobado este proyecto de Ley en volandas, como en efecto lo hizo el Congreso de la República, los departamentos, las ciudades capitales y distritos se habrían visto en calzas prietas, dado que habrían dejado de recaudar $2,1 billones, aproximadamente, medio billón los primeros y $1,6 los segundos, en momentos de aulagas fiscales acentuadas por la crisis pandémica. Ello en razón de que el plazo perentorio dado por la Corte Constitucional al Congreso para expedirla se estaba venciendo.

No está demás advertir que con la entrada en vigencia de esta ley no se incrementa el precio de referencia, que lo seguirá fijando el Ministerio de Minas y Energía por cuenta de la sobretasa. Sólo podrá variar en la estructura de precios el Ingreso al productor. Al tiempo que se establece como base gravable el volumen de combustible expresado en galones, se fijó la tarifa de $940 por galón a favor de las ciudades capitales y distritos, $1.270 en el Distrito Capital y $330 de los departamentos. Entre tanto, la tarifa general para el ACPM será de $301. Se prevé una tarifa más baja en las zonas fronterizas del país: de $352 para las ciudades capitales y distritos y $124 para los departamentos para la gasolina-motor y $301 para el ACPM. Estas cifras no están alejadas de lo que se paga actualmente por el mismo concepto y se reajustarán anualmente acorde con el Índice de Precios al Consumidor (IPC). De esta manera se busca darle estabilidad fiscal y jurídica a la sobretasa.

Se debe tener en cuenta que la sobretasa no es el único gravamen que pesa sobre  los combustibles, la carga impositiva sobre la gasolina y el ACPM oscila alrededor del 28% y 20%, respectivamente, la cual contrasta con la de EEUU, por ejemplo, que bordea el 17%. Además del IVA y del impuesto global, se estableció recientemente, mediante la Ley 1819 de 2016 el impuesto verde, tasado en $135 por galón para la gasolina, $152 para el ACPM, $95 por metro cúbico de gas natural y $29 por metro cúbico para el GLP.

Por lo demás, el porcentaje de las mezclas de los biocombustibles, 10% de etanol con la gasolina y 12% del biodiesel, siguen exentos del pago de todo gravamen y ello hace mucho sentido, toda vez que las mismas contribuyen eficazmente al cumplimiento de la meta fijada por el Gobierno Nacional de reducir en un 51% las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) hacia el 2030.

Desde luego que los gravámenes encarecen el precio de los combustibles, pero la verdad es que aunque nos parezca caro el galón de gasolina o ACPM, lo cierto es que su precio no refleja el costo real de ellos, dado que arrastran consigo un costo oculto que no se paga en la estación de servicio cuando se  tanquea el vehículo.

Me refiero a los 15.600 muertes al año en Colombia atribuibles a enfermedades asociadas a la mala calidad del aire reportadas por el Instituto Nacional de Salud (INS), siendo el sector transporte uno de los mayores responsables, dado que contribuye con el 17% de las emisiones de CO2 que contaminan el medioambiente, con un promedio anual de 29 millones de toneladas.

Y, según el DNP, el costo estimado del tratamiento de enfermedades pulmonares y conexas debidas en una alta proporción a la combustión de los motores de los vehículos es del orden de los $12,3 billones, que debemos sufragar todos los contribuyentes para financiar el presupuesto de la salud.

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

La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) emitió la Resolución 075 de 2021 que actualiza los procedimientos para la conexión de generadores y usuarios al Sistema Interconectado Nacional (SIN).

25 de junio de 2021.   Ahora, tanto usuarios como generadores de energía podrán consultar la información relacionada con los puntos de conexión y la capacidad de transporte disponible que tiene el sistema eléctrico colombiano en una base de datos centralizada y administrada por la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME).

Según el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa, “estas nuevas reglas permitirán liberar la capacidad de transporte de energía no utilizada, que se ha convertido en un cuello de botella para la entrada de nuevos proyectos de generación, especialmente, de fuentes no convencionales de energías renovables que han tenido un gran crecimiento en los últimos años. Además, contribuirán en nuestro propósito de seguir prestando un servicio de energía eléctrica de forma eficiente, sostenible y continua a todos los hogares colombianos.”

De esta forma, generadores y usuarios podrán identificar los sitios de la red eléctrica en donde es posible conectar nuevos proyectos de energía, tanto los que utilizan fuentes renovables no convencionales (solar, eólica, geotermia, biomasa y PCH.) como los que utilizan fuentes convencionales, o también proyectos de autogeneración de energía que produzcan excedentes para entregar al sistema. 

Como parte de un sistema de información centralizado, la CREG ha encargado a la UPME la instalación de una ventanilla única, en la cual todos los interesados en conectarse al Sistema Interconectado Nacional podrán encontrar la información sobre los requisitos a cumplir y el procedimiento a seguir para presentar sus solicitudes.

Igualmente, podrán presentar sus solicitudes, realizar los trámites relacionados y efectuar el seguimiento de su estado a través de dicho sistema de información.

Además, la UPME será la encargada de evaluar las solicitudes y asignar a los generadores y a los grandes usuarios de energía los puntos de conexión al SIN con una capacidad de transporte asociada, lo que le permitirá a la entidad hacer una asignación más eficiente de la capacidad de transporte disponible, identificar necesidades de expansión de los sistemas de transporte para conectar proyectos y garantizar el libre acceso a las redes de los agentes del sector.

Así mismo, la CREG definió las nuevas reglas para definir compromisos y poder realizar el seguimiento a todos los proyectos que tengan puntos de conexión aprobados; esto con el propósito de lograr la utilización eficiente del SIN y que efectivamente se utilicen los puntos de red y la capacidad de transportes asignados.

La resolución de la CREG también define las reglas para que los usuarios más pequeños (hogares, comercios y microempresas) soliciten y obtengan la autorización para tener una nueva conexión a las redes de suministro de energía, unificando los requisitos que exigen las diferentes empresas distribuidoras de energía.

Dentro de las nuevas reglas se ordena además que las empresas distribuidoras de energía hagan públicos los pasos que tendrán que seguir los pequeños usuarios para lograr la conexión a la red, los cuales podrán consultarse en la ventanilla única.

Hasta el 31 de agosto se extendió el plazo para la adquisición del 51,4% de las acciones de ISA por parte de Ecopetrol.

24 de junio de 2021.   Ecopetrol informó que el plazo del Acuerdo de Exclusividad que suscribió con el Ministerio de Hacienda y Crédito Público (MHCP), el pasado 12 de febrero, y mediante el cual se ha venido adelantando el proceso de negociación y las actividades para la potencial adquisición de las acciones en circulación que posee el MHCP en Interconexión Eléctrica S.A. (ISA), equivalentes al 51.4%, ha sido ampliado hasta el 31 de agosto de 2021.

Así mismo, Ecopetrol informó al MHCP su decisión de no condicionar el cierre de la adquisición de ISA a la realización de una emisión de acciones. Esta decisión obedece a la evolución favorable de la situación financiera del Grupo Ecopetrol, que brinda la flexibilidad para cumplir el cierre de la transacción a través de un crédito con la banca internacional. El desembolso de dicho crédito estaría sujeto al cierre de la transacción.

“Sin perjuicio de lo anterior, la Compañía continuará avanzando con las iniciativas de financiamiento estructural para la estrategia de transición energética, como lo son la emisión de acciones y/o la contratación de deuda a mediano y largo plazo, bajo condiciones favorables de mercado”, señaló Ecopetrol en un comunicado.

Para Fedesarrollo, el mecanismo de contratación de la BMC es transparente, eficiente y seguro. En una comparación general con otros mecanismos de contratación pública en Colombia, el centro de investigación encontró grandes ventajas y diferenciales.

22 de junio de 2021.   El Centro de Investigación Fedesarrollo realizó un estudio en el cual evaluó las fortalezas y debilidades de la Bolsa Mercantil de Colombia (BMC) como gestor y catalizador de las operaciones en el mercado de las compras públicas y encontró que este mecanismo de contratación es transparente, eficiente y seguro.

Así mismo, para Fedesarrollo es un mecanismo que responde y brinda una solución a los problemas existentes en la contratación pública internacional, convirtiéndose así en un referente internacional.

“Los hallazgos de Fedesarollo son un respaldo al buen funcionamiento y competitividad de nuestro mercado y una validación al aporte que hacemos a la eficiencia, transparencia y al cuidado en el uso de los recursos públicos”, afirmó María Inés Agudelo, presidente de la BMC. 

En materia de transparencia, Fedesarrollo indicó que el mecanismo de la BMC permite el funcionamiento de mercados competitivos porque hay pluralidad de oferentes y formación objetiva de precios. Esta última se logra porque los precios se forman mediante pujas entre los diferentes proveedores y porque el mercado es ciego, tanto para la entidad estatal, como para los proveedores. Es decir, la entidad estatal no sabe quiénes se están postulando como proveedores y los proveedores no saben con quiénes están compitiendo. Este punto tiene importantes consecuencias sobre la transparencia que caracteriza al escenario de la Bolsa porque evita la posible comunicación o relación entre los funcionarios de la entidad estatal y los proveedores.

Otro elemento que resalta el estudio, pues incide de manera importante en la transparencia, son los procesos claros y precisos que se cumplen con rigurosidad, respaldados por el Reglamento de la Bolsa.

Para Fedesarrollo, la oferta en la BMC es sólida pues sólo pueden participar empresas que cumplan con los requisitos técnicos, jurídicos y financieros habilitantes, filtro que la BMC y las Sociedades Comisionistas de Bolsa cumplen con rigor, lo que disminuye sensiblemente los riesgos de incumplimiento para las Entidades Estatales que participan de sus operaciones.

Así mismo, Fedesarrollo considera que no hay barreras de entrada para las empresas pequeñas. Según cifras de la BMC, en 2019 participaron 2.702 empresas, de las cuales 42,9% eran grandes, 47% medianas y 10,1% pequeñas.

Eficiencia

Para Fedesarrollo en la BMC los procesos se desarrollan de forma ágil y oportuna. Esta agilidad es visible tanto en los tiempos de negociación, como en la entrega de los productos. En comparación con otros mecanismos, los tiempos de estructuración y negociación en la BMC, que son de máximo 25 días hábiles, son mucho más cortos que los otros mecanismos que pueden durar aproximadamente 45 días.

Esto se debe a que los procesos de las operaciones se diseñan con una alta precisión que resulta en tiempos cortos que se cumplen exactamente, y además la BMC acompaña a las entidades públicas y a los vendedores, lo cual facilita los procesos y permite que las operaciones fluyan. Para Fedesarrollo el proceso de compras a través de la BMC es fácil, claro, sencillo y tiene un acompañamiento que no se observa en otras plataformas.

Por otra parte, la eficiencia se materializa en ahorros para las entidades públicas, los cuales se ven representados en menores precios o en mayores cantidades. Además, la Bolsa Mercantil permite a las entidades estatales reducir costos administrativos y optimizar el recurso humano, puesto que las diferentes áreas de la Bolsa asumen algunas funciones y ofrecen servicios a la entidad estatal que permiten liberar cargas a servidores públicos y reducir los costos de algunos procesos.

Seguridad

Para Fedesarrollo, la BMC ofrece seguridad en sus operaciones a través de diferentes servicios e instrumentos. En particular, los controles que se realizan en la definición de los requisitos de las Fichas Técnicas, las Cartas de Intención, el cumplimiento de los requisitos habilitantes y el seguimiento a las operaciones a través del módulo de seguimiento del Sistema de Información de la Bolsa que permite mejorar la calidad de la información y automatizar el proceso de seguimiento en entregas y pagos; a las garantías que exige a los vendedores que ganan las operaciones representadas en garantías líquidas y pólizas de cumplimiento; y a la operación de los Comités Arbitrales.

Otros elementos importantes que inciden sobre la seguridad de las operaciones de la BMC son, primero, que los precios que se negocian son fijos y no se admiten reajustes por variaciones en los precios o en la tasa de cambio; en tal sentido, no aplica la figura de desequilibrio económico, tan común en otros mecanismos de contratación y, segundo, que uno de los principios de la BMC que se aplica al acompañamiento es la reserva bursátil.

Como resultado de los procesos que garantizan la seguridad de las operaciones de la Bolsa se evidencia una casi nula siniestralidad. En efecto, según cifras de la BMC, de 4.234 operaciones, solo hay 11 operaciones siniestradas que representan el 0,3% del total. En consecuencia, no hay procesos de operaciones realizadas en la BMC que cursen en la Oficina de Defensa del Estado.

Comparativo con otros mecanismos de contratación

Fedesarrollo realizó una comparación general con otros mecanismos de contratación existentes para compras estatales en Colombia y encontró grandes ventajas y diferenciales del de la BMC sobre los otros.

Entre las modalidades competitivas de contratación, la legislación vigente en Colombia incluye: 1) la licitación pública prevista para todo tipo de bienes, servicios y obras, que se utiliza especialmente para las contrataciones con altos presupuestos y para las obras públicas, 2) el concurso de méritos que se utiliza para la contratación de consultorías y otros bienes y servicios de alta calidad tales como la adquisición de seguros para la protección de bienes inmuebles y los servicios de interventoría y 3) la selección abreviada.

La selección abreviada es el mecanismo para la compra de bienes y servicios que son de común utilización con especificaciones técnicas y patrones de desempeño y calidad iguales o similares, que en consecuencia pueden ser agrupados como bienes y servicios homogéneos para su adquisición. Esta incluye tres modalidades que son a) la subasta inversa, b) los Acuerdo Marco de Precios y c) la bolsa de productos de la BMC.

La subasta inversa es una puja dinámica de precios que se da mediante la reducción sucesiva de los precios durante un tiempo determinado, que se lleva a cabo directamente por parte de las Entidades Estatales y que puede efectuarse presencial o electrónicamente.

Los Acuerdos Marco de Precios (AMP) son contratos celebrados entre uno o más proveedores y Colombia Compra Eficiente para la provisión, a las Entidades Estatales, de bienes y servicios de Características Técnica Uniformes en la forma, plazo y condiciones establecidas en este. Los AMP permiten agregar bienes y servicios que tienen una alta demanda por par­te de las Entidades Estatales y se hacen operativos a través de la Tienda Virtual del Estado Colombiano, una de las tres plataformas del SECOP.

El acuerdo redefine la inversión que el GEB tiene en Emgesa y Codensa, que se someterá a la aprobación de la Asamblea General de Accionistas del GEB y de los  órganos de gobierno corporativo de las sociedades involucradas.

22 de junio de 2021.   La próxima Asamblea Extraordinaria de Accionistas del Grupo Energía Bogotá (GEB), convocada para el 28 de junio, decidirá el futuro de un nuevo acuerdo con ENEL Américas, que aseguraría su participación en una compañía más robusta y con mayor potencial de crecimiento, y que impulsará su incursión en el negocio de energías renovables no convencionales (ERNC).

El acuerdo da lugar a la creación de una compañía de talla internacional, a través de la absorción por parte de Emgesa de Codensa, ENEL Green Power Colombia y Essa Chile, incluyendo así activos de Enel en Colombia, Costa Rica, Panamá y Guatemala.

La nueva empresa se convertiría en pilar estratégico para fortalecer sus capacidades en materia de ciudades inteligentes, movilidad sostenible y transformación energética.

Este es un paso más en la evolución de la relación entre el GEB y ENEL que llevaría al Grupo a tener una participación accionaria del 42,515%, similar a la que se tiene hoy en Emgesa y Codensa, en una empresa más grande, de mayor valor, más verde y más estable, con un valor patrimonial adicional de aproximadamente $5,5 billones en activos de energías renovables.

La posibilidad de avanzar en este nuevo acuerdo se da como evolución de la alianza público-privada estructurada y desarrollada por administraciones previas, un modelo empresarial que ha permitido al GEB convertirse en la “joya de la corona” del Distrito y en un referente latinoamericano de unión de lo público y lo privado. También es una posibilidad que resulta gracias a la sólida posición asumida por administraciones anteriores frente a las diferencias que surgieron con ENEL en el pasado.

“Este paso es el resultado de un riguroso proceso de evaluación de opciones y está enmarcado en el propósito de generar mayor valor para la compañía y sus accionistas, robustecer el capital público y avanzar en la consolidación del GEB como protagonista nacional e internacional en el cumplimiento de los acuerdos de París y los ODS a través de energías renovables y renovables no convencionales”, señala el Grupo en un comunicado.

Dentro de los atributos ligados a la nueva empresa que surgiría gracias al acuerdo, se destaca una mayor capacidad instalada, -con operación en cuatro países a través de proyectos eólicos, solares e hidroeléctricos-, un mayor valor patrimonial, mayores dividendos anuales y una empresa más rentable y con mayores utilidades. Así mismo, la nueva empresa brindaría al GEB la capacidad para desarrollar proyectos de ciudad inteligente, a la vez que haría posible la transferencia de conocimiento y mecanismos de cooperación entre las empresas.

“Con este nuevo acuerdo se solucionan las diferencias del pasado y se proyecten los negocios a futuro, para consolidar una relación con vocación de largo plazo en donde ganan el GEB, sus socios y accionistas, Bogotá, sus ciudadanos y el país”, agrega el comunicado.

Finalmente, es importante precisar que la transacción no afecta en ningún sentido ni tiene relación con la actual participación del Distrito como accionista mayoritario del GEB, que continúa siendo del 65,7%.

La Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos (Acipet) nombró a Luis Guillermo Acosta como su nuevo director Ejecutivo.

18 de junio de 2021.   El ingeniero Acosta tiene más de 30 años de experiencia práctica en exploración y producción (E&P) onshore y offshore en la industria de los hidrocarburos, con bagaje multicultural.

Acosta es Ingeniero de Petróleos de la Universidad de América, tiene una maestría en Ingeniería del Petróleos de la Universidad de Alberta, un MBA de la Universidad Politécnica de Cataluña, un Diplomado en Gobierno Corporativo de Inalde y cuatro posgrados en dos universidades de Estados Unidos.

La visión del ingeniero Acosta se enfoca en el crecimiento y la transformación sostenible del triple valor corporativo: humano, ambiental y económico, mediante la dirección estratégica de proyectos y el impulso a nuevas tecnologías.

Como nuevo director Ejecutivo, su liderazgo está sustentado en crear valor a Acipet y a sus Asociados, generar oportunidades de nuevos negocios, conformar alianzas estratégicas y desarrollar soluciones tecnológicas de forma sostenible.

“Acipet y la industria vienen de dos crisis consecutivas sumado a los efectos de la pandemia, lo que representa un gran reto, porque debemos fortalecer a la Asociación y a sus asociados para el momento que estamos viviendo.  De igual manera, es importante transformar a Acipet para el futuro, donde hay mucha incertidumbre, pero hay fortaleza y esperanza. Vamos a seguir aportando a la renovación y crecimiento del sector, trazando el camino hacia la coexistencia energética”, destacó Acosta.

El ingeniero ha desempeñado cargos como director ejecutivo (CEO) de Kanuck Petroleum Integrated (KPI), subdirector de operaciones (COO) y de país (CM) de Gran Tierra Energy, así como director de operaciones (COO) de Petrolatina Energy Limited. En su trayectoria fue el responsable del “turn-around” de Petrolatina mediante la exploración, la perforación, el desarrollo, el recobro, el crecimiento y la maximización de la producción y las reservas de hidrocarburos de la compañía.

El ingeniero Luis Guillermo Acosta remplaza a Alfonso Navarro, quien estuvo al frente del cargo en los últimos dos años.

De acuerdo con la entidad, miles de activos energéticos de la Nación no tienen el registro de administrador correspondiente, y se presentan esquemas que no garantizan la sostenibilidad de los proyectos de Sistemas Solares Fotovoltáicos, donde se han invertido millonarios recursos.

15 de junio de 2021.   La Contraloría General de la República alertó por posibles pérdidas en el sector de Minas y Energía por un monto de hasta un billón de pesos.

La Contraloría Delegada para el sector de Minas y Energía, en desarrollo de varias Actuaciones Especiales de Fiscalización y de Auditorías Financieras realizadas en el primer semestre de 2021, estableció situaciones administrativas en siete de las entidades vigiladas que le llevó a establecer 10 alertas de control interno ante el posible riesgo de pérdida de recursos públicos si sobre dichas situaciones no se toman las medidas pertinentes y oportunas.

Las alertas levantadas, la causa y el impacto económico en cada una de las entidades vigiladas son: 

1. REFICAR: 1.956 activos de los 37.992 registrados por la Sociedad Refinería de Cartagena S.A.S. en las dos sociedades SAP a diciembre 31 de 2020, no tienen administrador responsable de los mismos. Impacto económico: US$162.128.045 ($583.660.962.800).

2. Ministerio de Minas y Energía – Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas no Interconectadas (FAZNI): De acuerdo con la Contraloría, se presentan esquemas que no garantizan la sostenibilidad de los proyectos de Sistemas Solares Fotovoltaicos (SFV) generando la pérdida o deterioro anticipado de los activos, sumado a una regulación transitoria de tarifas y subsidios. Además, del desconocimiento de las condiciones de la infraestructura de los SFV y su funcionamiento. Impacto económico: $281.404.775.734.  

3. CENIT Transporte y Logística de Hidrocarburos S.A.S.: No realiza la retención del tributo ordenado del 5% en los contratos de obra pública suscritos por la entidad. (Ley 1106/06 Art.6º). Impacto económico: $41.010.212.362,60. 

4. ECOPETROL: Durante la vigencia 2020 no ejerció la oportuna acción de repetición tendiente a la recuperación de los recursos pagados en diferentes procesos en los cuales fue vencida en litigio, al igual que en algunos acuerdos conciliatorios en los cuales debió indemnizar a la parte demandante. .

Adicionalmente, en ninguno de los casos en los cuales la decisión de Comité de Defensa Judicial y Extrajudicial de Ecopetrol fue la de no iniciar la Acción de Repetición, se evidenció el cumplimiento por parte del Comité de lo establecido en el Decreto 1069 de 2015, en el sentido de informar al coordinador de los agentes del Ministerio Público ante la Jurisdicción en lo Contencioso Administrativo la decisión de no instaurar la acción de repetición, anexando copia de la providencia condenatoria, de la prueba de su pago y señalando el fundamento de dicha decisión. Impacto Económico: $20.465.227.110. 

5. Oleoducto Central S.A. (OCENSA): No realiza la retención del tributo ordenado del 5% en los contratos de obra pública suscritos por la entidad (Ley 1106/06 Art.6º). Impacto económico: $9.547.130.423. 

6. ECOPETROL: No realiza la retención del tributo ordenado del 5% en los contratos de obra pública suscritos por la entidad. Impacto económico: $7.393.404.2917.  

7. Centrales Eléctricas de Nariño (CEDENAR): La entidad no realiza la retención del 5% de la contribución especial sobre los contratos de obra pública. Impacto económico: $2.001.944.800. 

8. Centrales Eléctricas de Nariño y Ministerio de Minas: Si bien la Ley 1940 de 2018 faculta al Ministerio de Minas y Energía para disponer de los recursos para Administración, Operación y Mantenimiento (AOM) de las centrales de generación de las Zonas No Interconectadas (ZNI), no se justifica continuar realizando estas erogaciones, teniendo en cuenta que según indicaciones de CEDENAR “algunos de los activos se encuentran como no operativos y otra porción, si bien están operativos, ya han cumplido su vida útil y en la actualidad podrían ser más costosos sus mantenimientos”, y estos municipios desde el 2018 ya se encuentran conectados al Sistema Interconectado Nacional. Impacto económico: $1.814.110.964. 

9. Oleoducto de Colombia S.A: No realiza la retención del tributo ordenado del 5%, en los contratos de obra pública suscritos por la entidad. Impacto económico: $822.308.878.  

10. Centrales Eléctricas de Nariño (CEDENAR): El comportamiento de la cartera por concepto de arrendamientos operativos evidencia acumulación de saldos sin gestión de cobro por parte de la empresa, omisión en la supervisión y seguimiento al cumplimiento de las obligaciones pactadas, así como también en la aplicación de las cláusulas octava y décima segunda de los contratos, poniendo en riesgo los ingresos de la entidad. Impacto económico: $263.021.535.

Fuente: Contraloría General de la República. 

Con esta integración la firma tendrá 11 socios con los que, junto con sus equipos, seguirá consolidándose en el mercado legal colombiano. En la foto, de izquierda a derecha: Álvaro Josué Yáñez (hijo), Edna Guillén, Carmen Palomeque, Carolina Mujica, Yadiris Gómez, Álvaro Yáñez.

15 de junio de 2021.   Tras 40 años de liderazgo en el mercado legal y con el propósito de robustecer la oferta de servicios de CMS Rodríguez-Azuero, la firma tomó la decisión de integrar a Yáñez & Asociados, en cabeza de Álvaro Yáñez Peñaranda y Álvaro Josué Yáñez Alsina, para reforzar el equipo de Energía y Derecho Energético, con foco en impulsar los temas relacionados con energías renovables, electricidad, gas y petróleo.

“Nuestro trabajo inicial en el diseño e implementación de mercados energéticos modernos, significa que CMS no es simplemente un asesor de transacciones o proyectos, sino que ayudará a desarrollar el futuro de los clientes; esta es una de las razones principales por la que decidimos integrar a Yáñez & Asociados a nuestra firma: brindarles una asesoría de la más alta calidad junto con un servicio que se destaque por su experiencia y conocimiento en el mercado”, afirmó Juan Camilo Rodríguez, socio Director de CMS Rodríguez-Azuero.

Álvaro Yáñez ha sido asesor de distintas compañías nacionales y extranjeras de los sectores público y privado, incluyendo instituciones financieras, petroleras, industriales y comerciales. De igual forma, ha sido miembro de la Junta Directiva del Banco Franco Colombiano, de la Cámara de Comercio Colombo Francesa y fue miembro fundador de la Cámara de Comercio Colombo Chilena. También se ha desempeñado como profesor de derecho comercial en la Universidad del Rosario y en la Universidad Santo Tomás.

Por su parte, Álvaro Josué Yáñez fue gerente Legal en Pacific Exploration & Production Corp. (hoy Frontera Energy) y actualmente es miembro de Junta Directiva de las compañías canadienses Khiron Life Sciences Corp., y de Momentous Capital Corp. Igualmente, ha sido coordinador académico del programa internacional de petróleo y gas de la Universidad de los Andes y profesor titular de la cátedra de Fuentes de las Obligaciones en la Universidad del Rosario.

“Yáñez & Asociados se integra al equipo de CMS Rodríguez-Azuero con el propósito de unir fuerzas y experiencia en beneficio mutuo y de los clientes de ambas firmas. Consideramos que, en estos tiempos de retos, la consolidación de firmas con más de 40 años de experiencia cada una representa no solo una inmensa oportunidad, sino un voto de optimismo y confianza en los negocios que conjuntamente podremos apoyar en sector de energía en Colombia. En el proceso de toma de decisión entendimos que este es uno de esos casos especiales donde 1+1 es más que dos”, concluyó Álvaro Josué Yáñez, socio de CMS Rodríguez-Azuero.

Con la vinculación de los socios y el equipo de Yáñez & Asociados, que complementa las demás decisiones estratégicas que ha tomado la firma en los últimos años, CMS Rodríguez-Azuero queda conformada por 11 socios y espera crecer en un 20% la facturación total de la firma y un 30% en utilidades.

En la cuarta ronda del Proceso Permanente de Asignación de Áreas (PPAA), la ANH ofrece a la industria petrolera 32 bloques.  

10 de junio de 2021.   Veinte bloques de exploración y producción (E&P), 8 áreas de contratos evaluación técnica (TEA) y 4 bloques nominados por la industria son las áreas que ofrece la Agencia Nacional de Hidrocarburos en la cuarta ronda de PPAA, denominada Ronda Colombia 2021.

Según el presidente de la ANH, Armando Zamora, en las anteriores tres rondas se adjudicaron más de 35 bloques, con lo cual se aspira a reactivar el sector de hidrocarburos en Colombia, luego que en los cinco años anteriores a 2018 no se adjudicaron áreas.

Las 28 áreas ofrecidas por la ANH cuentan con un completo estudio técnico con la información geológica. Las áreas se encuentran en nueve cuencas: Valle Medio del Magdalena, Valle Superior del Magdalena, Llanos Orientales, Sinú-San – Jacinto, Urabá, Choco continental y Chocó y Tumaco off shore.

Dos aspectos que resaltó el director de la ANH es el rediseño de la minuta del contrato de E&P, más ágil y atractivo, y la puesta en funcionamiento de un sistema blockchain para la presentación de la información por parte de las empresas.

Otro anuncio que hizo el presidente fue que en las áreas asignadas en las rondas anteriores que tengan dificultades, las empresas pueden trasladar esas inversiones a los nuevos bloques que se les asignen.

Entre las características del nuevo contrato se dará una fase preliminar de un año para hacer consultas con las comunidades, el período de exploración es de 6 años prorrogables, y el periodo de producción de 24 años también prorrogables.

Hasta el 31 de agosto las empresas tienen plazo para registrarse, pero las que ya estaban inscritas en la tercera ronda no tendrán que hacer nuevo registro. El 7 de diciembre se presentarán las contraofertas; el 17 de diciembre se adjudicarán las áreas sin contraoferta y el 20 de diciembre se adjudicarán las que tengan contraoferta.

Finalmente, Zamora señaló que los bloques ofertados en la costa norte del país tienen vocación de gas y los del centro y el sur del país de crudos pesados.

Al respecto, Andrés Sarmiento, presidente (e) de la Asociación Colombiana de Gas Natural (Naturgas) dijo que «tenemos una expectativa muy grande sobre los anuncios de la Agencia Nacional de Hidrocarburos para La Ronda 2021. Necesitamos dinamizar el mercado para atraer a nuevos jugadores y garantizar la seguridad jurídica.

“Esperamos que en la minuta definitiva se den señales importantes que agilicen los nuevos proyectos y permitan viabilizar nuevas inversiones. Colombia tiene un potencial muy grande de gas natural que podría incluso darnos reservas por más de 100 años. Pero para aprovechar ese potencial se necesita apoyar e incentivar a la industria para ampliar la frontera de hidrocarburos en costa afuera y en yacimientos convencionales y no convencionales.»

Además de los $480 mil millones que ha perdido el sector petrolero en los primeros 40 días de paro, los bloqueos desnudaron la debilidades del sector de distribución de combustibles.

9 de junio de 2021.   El paro nacional y los bloqueos de vías, que ya llevan más de 40 días en Colombia, generaron problemas de desabastecimiento de combustibles en varios departamentos, que dejaron al desnudo las fallas en la infraestructura de suministro.

Así se evidenció en el foro de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP) ‘Sector de combustibles, desafíos para la sostenibilidad energética y la movilidad sostenible’.

Efectivamente, los panelistas coincidieron en que hace falta inversiones para asegurar una infraestructura de transporte más robusta y un almacenamiento estratégico de combustibles líquidos para sortear eventos no planeados.

De acuerdo con el ministro de Minas y Energía Diego Mesa, durante los 40 primeros días de paro nacional se dejaron de producir 1,5 millones de barriles de petróleo con pérdidas de $400.000 millones, 2.762 millones de pies cúbicos de gas con un valor de $37.529 millones, y la refinería de Barrancabermeja dejó de cargar 400.000 barriles con pérdidas de $41.800 millones.

Mesa agregó que en el momento más crítico del paro se afectó el suministro de combustibles a 20 departamentos, pero los más afectados curiosamente fueron los mayores productores de hidrocarburos: Putumayo, Meta, Arauca, Casanare, Santander y Cesar.

En cuanto a la distribución, el ministro señaló que 750 estaciones de servicio debieron cerrar operaciones por acciones vandálicas, al tiempo que 676 redujeron sus ventas en más de un 50% y en ocho departamentos las ventas de combustibles cayeron un 33%.

Estas cifras demuestran la fragilidad del sistema de distribución de combustibles en Colombia ante situaciones inesperadas, problemática que ya había sido evidenciada en el Plan de Abastecimiento de Combustibles Líquidos, elaborado por la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) en 2019 y actualizado en mayo de 2020.

Los panelistas solicitaron que este plan deje de ser indicativo y se convierta en mandatario, para adelantar las inversiones necesarias.

En ese sentido, Héctor Manosalva, presidente de CENIT, señaló que, dado que los picos de consumo de la gasolina y el diésel en Colombia se darán en 2034 y 2044, respectivamente, es necesario ampliar el sistema de transporte y almacenamiento, para lo cual se requieren inversiones por 500 millones de dólares en siete corredores de poliductos, y dos billones de pesos para construir un almacenamiento para cinco millones de barriles adicionales.

También señaló la necesidad de diversificar los puertos de importación y que, además de Pozos Colorados, se construyan nuevas infraestructuras en Conveñas y Buenaventura.

Por su parte, Mónica Albornoz, gerente de Chevron para Centroamérica y Colombia, coincidió en la necesidad de contar con una infraestructura estratégica de poliductos y distribución para enfrentar eventos no planeados, y solicitó al gobierno revisar la normatividad vigente para hacerla más flexible y liberar la importación de combustibles, permitiendo mayor competencia en el sector.

Finalmente, el ministro Mesa señaló algunas conclusiones y lecciones aprendidas de la actual coyuntura, como la necesidad de fortalecer los planes de contingencia y tener un plan continuidad, aumentar el almacenamiento estratégico, revisar y modificar el reglamento técnico de estaciones de servicio y contar con sistemas descentralizados de distribución de combustibles, entre otros.