Los proyectos de energía renovable de las tres subastas, la primera de Obligaciones de Energía Firme (OEF) del cargo por confiabilidad y las dos últimas convergentes, que comprometen 2.400 Megavatios (MW) de potencia, están empantanados lo mismo que su entrada en operación al Sistema Interconectado Nacional (SIN)

Por: AMYLKAR D. ACOSTA*

No puede ser más paradójico. Mientras Colombia está en el radar de la Transición energética a nivel global y se convierte en un polo de atracción de las inversiones en proyectos para generar energía a partir de fuentes no convencionales y renovables (FNCER), la ejecución de los proyectos que fueron asignados en las tres subastas que tuvieron lugar entre 2019 y 2020 se atrasa y pospone debido a obstáculos que lo han impedido.

En efecto, Bloomberg NEF, un servicio de Bloomberg Professional, considerada como una de las plataformas más prestigiosas y consultadas del mundo financiero, en su más reciente reporte del climatescope, fechado el 18 de noviembre, mediante el cual mide los avances en materia de transición energética y descarbonización del sector energético, ubicó a Colombia entre los primeros cinco países que más y mejor están desarrollando e impulsando la generación y uso de las energías renovables, particularmente la eólica y la solar – fotovoltaica, aprovechando el potencial que ofrece el Caribe colombiano, en especial el departamento de La Guajira.

Destaca el Informe que “por primera vez en la historia, Colombia se ubica entre las cinco primeras naciones. Las políticas estables de energía limpia y los incentivos transparentes han impulsado al país al cuarto lugar este año desde el puesto 13 en el estudio del año pasado”.

En la región es superado sólo por Chile, que ocupó el primer lugar en el escalafón. La verdad sea dicha, el mérito de Colombia para dar ese salto en el ranking en esta métrica radica fundamentalmente en la expedición de la Ley 1715 de mayo de 2014, que estimula e incentiva las FNCER primero, a las subastas para asignar los proyectos, y finalmente la entrada en vigencia de la Ley 2099 de 2021, que vino a reforzar y a ampliar el espectro de los beneficios a las energías renovables.

Además, el reporte pone de relieve que “Chile, Colombia, Brasil, Perú y República Dominicana son los países más atractivos para la inversión en energías renovables en América Latina, según la encuesta . De hecho, las cuatro naciones principales de la región se encuentran entre los 20 mercados más atractivos para la inversión en energía limpia en general. Un factor común es que todos ellos tienen políticas bien establecidas y efectivas, además de sectores de energíaestructurados abiertos a inversores privados”.

En el caso de Colombia, particularmente, la inversión en FNCER alcanzó un máximo histórico en 2021, cercana a los US $952 millones, desglosándose en US $678 millones en parques eólicos, para una participación del 71%, y US $274 millones en granjas solares – fotovoltaicas, que representa el 29% restante. La inversión en estas últimas experimentó un crecimiento exponencial de más de 18 veces entre 2017 y 2021.

No obstante, concomitantemente con este gran posicionamiento de Colombia, que se debe, como ya lo dijimos, a su desarrollo normativo y regulatorio y al gran apetito que han despertado en los inversionistas para ejecutar los proyectos, estos han tropezado con el nudo gordiano del desencuentro entre las empresas desarrolladoras y las comunidades indígenas, que ha impedido superar con éxito las consultas previas que, por ministerio de la Ley, se deben tramitar.

Y mientras este paso no se surta, el Grupo Energía Bogotá, que tiene a su cargo la instalación de la Estación Colectora en el municipio de Uribia, al norte de La Guajira, la energía que generen los parques eólicos quedará confinada in situ sin poder transportarse hasta La Loma y Bosconia (Cesar), donde empalmarán con las líneas de transmisión con el SIN.

De la misma manera que la ministra de Minas y Energía Irene Vélez ha anunciado y se ha propuesto destrabar los contratos firmados entre la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) y las empresas petroleras con el fin de activar la búsqueda y hallazgo de mayores reservas de crudo y gas para conjurar el fantasma de las importaciones, debería también dar los pasos conducentes para desatascar estos proyectos que el Sistema energético requiriere a gritos y sin los cuales la aceleración de la Transición energética justa que pregona el gobierno se va a quedar en anuncios.

Por lo pronto, marcha a paso de tortuga y al paso que van su operación no se va a dar antes del 2024. A ello no deben ser ajenos ni el gobernador de La Guajira José Jaime Vega ni el alcalde de Uribia, Bonifacio Henríquez. Para luego es tarde.

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

Le tocará maniobrar con mucha habilidad al ministro de Hacienda José Antonio Ocampo para que la economía colombiana evite a toda costa un aterrizaje forzoso.

Por: AMYLKAR D. ACOSTA*

La economía colombiana cierra el 2022 con un crecimiento del PIB que supera el 7%, producto del efecto rebote y comienza el 2023 con una marcada tendencia a la desaceleración del ritmo de crecimiento, entrando en barrena.

Después de haber alcanzado un pico de crecimiento del 17.2% en mayo del año pasado, el mismo ha venido perdiendo fuerza e impulso y termina el año en su cuarto menguante. Es así como el crecimiento del PIB en el tercer trimestre de 2022 con respecto al trimestre anterior fue escasamente del 1.6%.

De acuerdo con la previsión del Banco de la República, se espera un crecimiento anémico de la economía, reduciéndose a un exiguo 0,5%, lo cual repercutiría en una sensible reducción del PIB per cápita, toda vez que dicho crecimiento estaría por debajo del crecimiento vegetativo de la población, lo cual sólo se ha dado en Colombia dos veces en los últimos 23 años: durante la recesión económica en 1999 y en 2020 a consecuencia de la crisis pandémica. Y, lógicamente, ello también incidirá en una merma del ingreso y la capacidad adquisitiva de los colombianos en 2023.

Ello será otro lastre con el que tendrá que cargar el crecimiento de la economía, ya que en el último tramo del año anterior el consumo de los hogares ha sido uno de los mayores impulsores del crecimiento del PIB, tanto más en cuanto que se ha visto impactado y de qué manera por la inflación galopante, que en lo corrido del año anterior hasta noviembre se trepó al 12,54%, superando en más de 7 puntos porcentuales la del mismo período del 2021. Esta inflación, que tiene un gran componente importado, sólo se compara con la que se registró hace 23 años. 

La Junta del Banco de la República, en su afán de contener esta escalada alcista de los precios y de paso responder a la seguidilla de aumentos en la tasa de intervención decretada por la Reserva Federal, que ha provocado un éxodo de capitales desde los demás países, incluido Colombia, hacia EEUU, ha venido incrementando la tasa de interés de intervención desde el 3% de un año atrás al 12% con el que cerró el 2022.

Como es obvio, ello se ha traducido en una restricción y encarecimiento del crédito, sin lograr su cometido de contener la inflación. El comportamiento de la Junta del Banco emisor es lo más parecido al perro que da vueltas sobre su propio eje tratando en vano de morderse la cola. En consecuencia, el costo del crédito es el más alto desde 2001.

Con las medidas tomadas el Banco de la República espera que para finales de 2023 la inflación se reduzca hasta el 7% y regrese a su meta de inflación objetivo de 3% en 2024. Lo ha dicho en forma rotunda el ministro de Hacienda José Antonio Ocampo, para el 2023 “en vez de más inflación y tasas de interés, esperamos menos inflación y bajas en las tasas de interés”.

El sector externo se ha visto favorecido por el aumento sin precedentes de los precios de sus dos principales productos de exportación, el carbón y el petróleo, aupados por la crisis energética global que se desató a raíz de la confrontación de los países que integran la OTAN, encabezados por EEUU y Rusia. Y muy seguramente esta tendencia se va a mantener en el curso de este año por el doble efecto de la inercia, de los mayores volúmenes y mejores precios ya negociados de sus exportaciones y de contera por la prolongación del conflicto en Ucrania.

En el caso del petróleo habrá de contribuir a mantener sus precios al alza el anuncio de Putin de no venderle petróleo a los países rivales.

En medio de los vientos cruzados que soplan a nivel internacional y de la incertidumbre que generaron los primeros anuncios de la ministra de Minas y Energía Irene Vélez, de parar en seco la firma de nuevos contratos petroleros y del director de la Agencia Nacional Minera (ANM) de hacer lo propio en minería, llama poderosamente la atención el comportamiento de la inversión extranjera directa (IED) en el sector minero-energético.

Al cierre de octubre pasado el total de la IED creció el 62,8% con respecto al mismo período del año anterior, ascendiendo a la suma nada despreciable de USD 9.491 millones. Según el Banco de la República desde 2015 no se registraba una cifra tan alta como esta. Se destaca el hecho que entre petróleo y minería acaparan el 72% del total de la IED, con USD 6.866 millones, para un incremento del 77,7% con respecto a los primeros diez meses de 2021.

El mayor reto que tiene la economía colombiana para 2023 es sortear los factores desestabilizadores que vienen desde el exterior, que no favorecen la reactivación, largamente aplazada, los cuales se transmiten a través de los vasos comunicantes de la balanza de comercio exterior, en momentos en los que el déficit en la cuenta corriente de la Balanza de Pagos supera el -7%.

Le tocará maniobrar con mucha habilidad al ministro Ocampo para que la economía colombiana evite a toda costa un aterrizaje forzoso.

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

La tendencia, tanto de la economía global como de la economía latinoamericana, es de una ralentización del crecimiento en 2023, con todas sus consecuencias en materia de empleo.

Por: AMYLKAR D. ACOSTA*

Después de la recesión económica global, de la que no escapó la economía colombiana, se esperaba que 2022 fuera el año de transición, en el curso del cual la economía se repondría, se recuperaría y se reactivaría.

Pero no fue así, porque con los primeros retoños, cuando la economía mundial apenas empezaba a levantar cabeza, su impulso se vio truncado por los tropiezos que tuvo que enfrentar la cadena de valor y de suministros, que se originó con la crisis de los contenedores en China, como secuela de las medidas extremas que se tomaron para combatir la Covid-19. La consecuencia no se hizo esperar, el ritmo de crecimiento de la economía global se ralentizó, tanto más en cuanto que China se ha convertido en la última década en su remolcador.

Luego sobrevendría otro hecho aún más inesperado. Razón tuvo José Manuel Marroquín cuando en su hermosa poesía La perrilla dijo que “es flaca sobre manera toda humana previsión, pues en más de una ocasión sale lo que no se espera”. Nadie esperaba, pues no era previsible, que un delirante Putin se atreviera, contra todo pronóstico, ensoberbecido por su ambición expansionista, a invadir a Ucrania.

Y como lo pudo establecer Isaac Newton en su tercera Ley, “para cada acción hay una reacción igual y en el sentido opuesto”. La OTAN, encabezada por EEUU, reaccionó con drásticas sanciones contra Rusia. Y así se desató una turbulencia que está lejos de amainar.

Y como la política y la economía están inextricablemente correlacionadas, este conflicto frenó el crecimiento, al punto que se ha venido incubando una recesión global que, según el Banco Mundial, podría estallar en 2023, con el agravante de una incontenible espiral inflacionaria, configurándose de esta manera el peor escenario al que el mundo podría verse abocado de una recesión con inflación (estanflación), que no se veía desde 1970.

En su intento por contener este brote inflacionario, los bancos centrales del mundo, empezando por la Reserva Federal de EEUU, han elevado sus tasas de intervención, atizando la inflación y frenando aún más el crecimiento de la economía.

Uno de los factores que más ha contribuido a la inflación es la escalada alcista de los precios de los energéticos, particularmente del petróleo, el carbón y el gas natural y de contera la electricidad, hasta alcanzar niveles históricos.

La crisis ha terminado por fragmentar y compartimentar la globalización, obligando a las grandes potencias a concertar acciones en aras de garantizar su seguridad y soberanía energéticas en riesgo.

Después de crecer su PIB por décadas por encima del 10%, luego de una caída hasta el -2,2% en 2020, China registró un crecimiento de 8,1% en 2021 y hasta el tercer trimestre de 2022 la tasa de crecimiento interanual ha sido de sólo el 3,9%.

Por su parte, la economía de EEUU tuvo un decrecimiento del -3,4% en 2020, el crecimiento del PIB en 2021 fue del 5,7% y para el tercer trimestre de 2022 el crecimiento interanual registrado fue de un anémico 1,9%.

No obstante los nubarrones que presagian una estanflación para 2023, las proyecciones de las Naciones Unidas estiman que después del bajonazo de la economía mundial en 2020 de -3,5%, esta se repuso, pero no con la velocidad esperada, en el 2021, registrando un crecimiento del PIB del 5,5%, pero la perspectiva para 2023 es de un magro crecimiento del 3,5%.

Entre tanto, Latinoamérica, después de una contracción de su economía del orden del – 6,8% en 2020, viéndose compensada con un crecimiento del PIB del 6,9% en 2021, según las previsiones del Banco Mundial, se ve venir una desaceleración del ritmo de crecimiento en 2023, limitándolo, según se espera al 2,5%.

Se puede concluir, entonces, que la tendencia, tanto de la economía global como de la economía latinoamericana, es de una ralentización del crecimiento en 2023, con todas sus consecuencias en materia de empleo.

El gran reto, de cara al 2023, es revertir dicha tendencia, lo cual será asaz difícil mientras el viento que sopla no cambie de dirección.

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

El pasado 17 de noviembre, el Congreso aprobó la Reforma Tributaria 2022. Medidas respecto del impuesto sobre la renta (incluidos los dividendos y las ganancias ocasionales), zonas francas, industrias extractivas, tributación de personas naturales, impuestos a plásticos de un solo uso, impuestos saludables, son algunos de los aspectos tratados en la Reforma aprobada.

Por: LUIS ORLANDO SÁNCHEZ*

28 de diciembre de 2022.   El Congreso de la República aprobó la Reforma Tributaria, con la cual se espera recaudar aproximadamente 20 billones de pesos. La reforma aprobada incluye varias normas que traerán retos en su implementación, tanto para los contribuyentes como para la misma DIAN. Adicionalmente, hay varias normas controversiales que pueden considerarse una tributación excesiva en ciertos sectores, las cuales posiblemente serán objeto de demandas de constitucionalidad.

A continuación, algunas de las medidas establecidas en la Reforma Tributaria del gobierno Petro:

Personas naturales:

• Se establece que los ingresos asociados a rentas de trabajo, de capital, no laborales, de pensiones y dividendos y participaciones, se graven conjuntamente a las tarifas progresivas propias de las personas naturales (entre 0% a 39%). Dentro de tal sumatoria de ingresos no se incluirán las ganancias ocasionales.
• El límite de la exención del 25% aplicable a rentas de trabajo se reduce a 790 UVT anuales ($34 millones aproximados), hoy el límite es de 2.880 UVT ($109 millones). El límite de rentas exentas y deducciones especiales de la cédula general continúa siendo el 40% de los ingresos brutos, menos los ingresos no constitutivos de renta, sin que pueda exceder un valor anual equivalente a 1.340 UVT anuales ($57 millones aproximados), hoy el límite es de 5.040 UVT ($192 millones).
• Pensiones: La exención sobre pensiones se mantiene en 12.000 UVT anuales (aproximadamente $509 millones). Se hace extensivo este beneficio a las pensiones obtenidas en el exterior por parte de contribuyentes residentes en el país.
• Impuesto al patrimonio: Será restablecido y con carácter permanente. Afectará principalmente a personas naturales, pero también repercutiría en algunas sociedades y entidades no residentes que tengan diversos bienes en el país. Las sociedades o entidades no residentes no estarán gravadas sobre las acciones, cuentas por cobrar e inversiones en portafolio que posean en Colombia, ni tampoco serán contribuyentes respecto de los contratos de arrendamiento financiero que suscriban con residentes en Colombia.

El impuesto se generaría por la posesión de patrimonio líquido igual o superior a 72.000 UVT ($ 3.054 millones aproximados).  Para la determinación de la base gravable del impuesto procede la exclusión de las primeras 12.000 UVT ($ 509 millones aproximados) de la vivienda de habitación del contribuyente.

Ganancias ocasionales:

• La tarifa de ganancias ocasionales tanto para personas naturales como para entidades jurídicas (residentes y no residentes fiscales) se incrementará al 15% (hoy 10%). Lo anterior con excepción de las ganancias ocasionales provenientes de loterías, rifas, apuestas y similares que se mantendrán en el 20%. Las indemnizaciones por seguros de vida estarán gravadas sobre el monto que supere las 3.250 UVT (COP $138 millones aproximados). Actualmente el gravamen aplica sobre el exceso de 12.500 UVT (COP $475 millones).

Personas jurídicas:

• Impuesto sobre la renta: Para las instituciones financieras, entidades aseguradoras y reaseguradoras, las comisionistas de bolsa y agropecuarias, las bolsas de bienes y proveedores de infraestructura del mercado de valores, entre otras, que tengan una renta gravable a partir de 120.000 UVT, se establece una sobretasa de 5 puntos adicionales (tarifa total del 40%) a ser aplicable durante los años 2023 a 2027, inclusive.

Para los contribuyentes cuya actividad económica principal sea la generación de energía a través de recursos hídricos, que tengan una renta líquida a partir de 30.000 UVT (considerando la renta líquida de entidades vinculadas), les será aplicable una sobretasa de 3 puntos adicionales (tarifa total del 38%). Esta aplica para los años 2023 a 2026, inclusive. La sobretasa no será aplicable a centrales eléctricas con capacidad instalada inferior a 1.000 kw.

Adicionalmente, se aplicará una tarifa reducida del 15% para la prestación de servicios hoteleros, parques temáticos de ecoturismo y/o de agroturismo, por un término de 10 años, en municipios de menos de 200.000 habitantes o municipios con programas de desarrollo con enfoque territorial (PDET).

• Zonas francas: A partir de 2024 los usuarios industriales de zonas francas aplicarán una tarifa del 20% para las actividades de exportación de bienes y servicios, y la tarifa general de renta (35%) para las demás actividades. La renta líquida sujeta a cada tarifa se determinará con base en una proporción entre los ingresos fiscales por cada actividad frente a los ingresos fiscales totales (excluyendo a las ganancias ocasionales). Sin embargo, para los usuarios industriales que hayan tenido un crecimiento de sus ingresos brutos del 60% en el 2022 respecto del 2019, podrán seguir aplicando la tarifa del 20% para todos sus ingresos hasta el 2025, inclusive.

Para aplicar la tarifa del 20% se considerarán como exportación de bienes y servicios, entre otros, los ingresos por la prestación de servicios de salud a pacientes sin residencia en Colombia, así como los ingresos de las zonas francas dedicadas al desarrollo de infraestructuras relacionadas con aeropuertos. 

• Sector extractivo: Frente a la sobretasa permanente, las entidades jurídicas que perciban ingresos por alguna(s) de las actividades de extracción de hulla, carbón lignito y petróleo crudo, además de que tengan renta líquida gravable a partir de 50.000 UVT (considerando la renta líquida de entidades vinculadas) se establecerán sobretasas permanentes, cuyas tarifas dependerán de un cálculo que incorpora los precios promedio del mineral/petróleo durante los 10 años anteriores al año en que se realiza el cálculo, y el precio promedio del producto en el año en que se realiza el cálculo.
• No deducibilidad de regalías: La contribución económica a título de regalías por la explotación de recursos no renovables no será deducible del impuesto sobre la renta. Lo anterior se dará independientemente del registro contable o de la denominación o forma del pago de dichas regalías. Para el contribuyente del sector de hidrocarburos que pague las regalías en especie, el valor no deducible será el costo total de producción del volumen pagado a dicho título. Para determinar el mencionado costo se deberá tomar el volumen del hidrocarburo que se paga a título de regalías en especie por cada pozo y multiplicarlo por el costo unitario de producción de cada pozo.
• Eliminación de tratamientos especiales: Varios tratamientos especiales son derogados. Se destacan los ingresos no constitutivos de renta y ganancia ocasional por ciertas capitalizaciones; las exenciones de economía naranja, de desarrollo del campo, las asociadas con la venta de predios para proyectos de renovación urbana e intereses en titularización de cartera hipotecaria, la renta exenta por transporte fluvial, y la renta exenta para plantaciones forestales. También se deroga el régimen de mega inversiones.

Otros impuestos:

• Retención en la fuente: No estarán sujetos a dicho impuesto los pagos o abonos en cuenta a personas naturales no responsables de IVA por actividades provenientes de transferencias a través de proveedores de servicios de pago, agregadores, entidades adquirientes o pagadoras.
• Plásticos de un solo uso: Se gravará la venta, el retiro para consumo propio y la importación de productos plásticos de un solo uso para envasar, embalar o empacar bienes. La tarifa sería del 0,00005 UVT por cada gramo del envase, embalaje o empaque. Los responsables y sujetos pasivos del impuesto serán los productores y los importadores de los productos finales.
• Impuestos saludables: Abarcan la producción, la venta, el retiro de inventarios o los actos que impliquen la transferencia de dominio a título gratuito u oneroso (con excepción de donaciones a los bancos de alimentos) o la importación de bebidas y alimentos ultra procesados. Los responsables serán los productores o importadores de las bebidas o alimentos ultra procesados y se deberán discriminar en la factura de venta. Para el comprador, estos podrían constituir un costo deducible en el impuesto sobre la renta, como mayor valor del bien. No serán responsables de estos impuestos los productores y personas naturales con ingresos brutos por actividades gravadas menores a 10.000 UVT (que habrá que medir respecto de cada impuesto).  
• Impuesto sobre las ventas (IVA): Se mantiene la no causación de IVA para las importaciones de bienes objeto de tráfico postal, envíos urgentes o envíos de entrega rápida de menos de USD 200. Sin embargo, ya no bastaría que los bienes sean procedentes de un país con el que se tenga un TLC, en donde se haya acordado el no cobro de este impuesto, sino que también se requerirá el cumplimiento de lo establecido en cada TLC para optar por el beneficio.

Dentro de las exclusiones del IVA se incluyen los incentivos de premio inmediato de juegos de suerte y azar territoriales, y la comercialización de productos que se elaboren, preparen, confeccionen y produzcan al interior de los establecimientos de reclusión. Por otro lado, se elimina de las actividades excluidas del IVA (y por lo tanto comienzan a ser gravadas) la comercialización de animales domésticos de compañía y las boletas para espectáculos de toros, hípicos y caninos. Desde 2023 se eliminarán los “Días sin IVA”.

*Socio de Impuestos Internacionales y Transacciones en EY Colombia.

La cofinanciación para almacenamiento estratégico y para infraestructura de distribución de Gas Natural Licuado a pequeña escala serán una realidad a partir de las nuevas reglas que para ello defina la UPME. Todo con recursos del Fondo Especial Cuota de Fomento.

Por: HEMBERTH SUÁREZ LOZANO*

28 de diciembre de 2022.   La Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) publicó el borrador del proyecto de Circular 096 de 2022, por medio de la cual se busca establecer los requisitos de presentación de los proyectos de infraestructura que requieran cofinanciación del Fonod Especial Cuota de Fomento (FECF), paea adoptar el procedimiento aplicable a la evaluación de los proyectos y definir la metodología para el cálculo del índice de priorización, esto con el propósito de fortalecer los criterios de asignación de recursos.  

Dentro de los cambios se evidencia un rigor frente a los solicitantes, con lo cual se crea un filtro que evita que se incumplan los propósitos de la cofinanciación. De forma directa, las empresas de papel no podrán obtener recursos del FECF. 

Otro punto que se destaca es un listado de proyectos que pueden ser o no cofinanciables.

Los proyectos que se pueden cofinanciar son: Gasoductos ramales y/o Sistemas Regionales de transporte de gas natural, Sistemas de Distribución de gas combustible por redes, Conexión de usuarios de menores ingresos, Red interna de usuarios de menores ingresos, Almacenamiento estratégico y Sistemas de distribución de gas natural licuado (GNL) a pequeña escala.

Por su parte, los proyectos no sujetos a cofinanciación por parte de los recursos del Fondo Especial Cuota de Fomento de Gas Natural, son: Estudios de preinversión o de prefactibilidad; proyectos de infraestructura para compresión de gas natural, plantas de licuefacción, vehículos para transporte de gas natural comprimido o gas natural licuado; ampliaciones de sistemas de distribución de gas combustible existentes y en servicio; nuevos sistemas de distribución en poblaciones para las cuales exista, al momento de solicitar la certificación de la CREG, una solicitud tarifaria de distribución de gas combustible radicada, o aquella de distribución de gas expedida, ambas por la CREG.

Finalmente, el valor de la cofinanciación no debe exceder los 25.000 salarios mínimos mensuales legales vigentes (monto máximo a cofinanciar por el fondo para cualquier proyecto de infraestructura). Ni podrá superar el 70% del valor total del proyecto a cofinanciar. Adicionalmente, el solicitante deberá financiar al menos el 30% del costo de inversión de las redes de distribución.

*Socio fundador de OGE Legal Services

Los sistemas de almacenamiento de energía eléctrica a través de baterías son considerados recursos energéticos distribuidos. Uno de los tantos servicios que ofrece el almacenamiento es el arbitraje de energía.

Por: HEMBERTH SUÁREZ LOZANO*  

28 de diciembre de 2022.   En Colombia existen bases legales para masificar la instalación de baterías. Veamos diez servicios que puede ofrecer el almacenamiento de energía a través de baterías:

Primero: Aplazamiento de transmisión y distribución. Las baterías logran mantener el sistema de transmisión o distribución por debajo de los máximos especificados, lo que permite retrasar la construcción de nuevas líneas o evitar los costos y cargos relacionados con la expansión o construcción de nueva infraestructura. 

Segundo: Almacenar el exceso de generación. Guardar excesos de energía eólica, solar o de recursos no despachables y que de otra forma se desperdiciarían.

Tercero: Regulación de frecuencia. La batería sirve para equilibrar las diferencias momentáneas entre la demanda y el suministro de electricidad dentro de la red de transmisión.

Cuarto: Soporte de voltaje o energía reactiva. La batería puede asegurar la calidad de la energía entregada al mantener el voltaje dentro de los límites especificados.

Quinto: Control de velocidad de rampa. La batería compensa las variaciones de carga en la rampa de los generadores de energía eléctrica.

Sexto: Reducción de los picos. Reduce o pospone la necesidad de construir una nueva capacidad de generación o de compra en el mercado eléctrico mayorista durante los momentos de mayor demanda.

Séptimo: Energía de respaldo. Capacidad de reserva activa de potencia de energía que se utiliza luego de una falla de una red, que puede usarse para energizar líneas de transmisión y distribución.

Octavo: Generador reafirmante. La batería proporciona potencia de salida constante durante un cierto período de tiempo de un generador combinado y un sistema de almacenamiento de energía. A menudo, el generador en este caso es un generador renovable.

Noveno: Arbitraje de energía. Consiste en aprovechar, mediante sistemas de almacenamiento de energía eléctrica, las diferencias del precio de la energía a lo largo de un período de tiempo para transar (comprar/vender) energía y obtener un beneficio.

Décimo: Reserva giratoria. El almacenamiento ofrece capacidad de generación no utilizada que puede estar disponible para su uso durante una afectación o interrupción de frecuencia.

Los anteriores servicios representarían una contraprestación económica a las empresas o personas que instalen esquemas de almacenamiento de energía mediante baterías.

*Socio fundador de OGE Legal Services

El anterior gobierno de Iván Duque estableció un derrotero de la Transición Energética mediante el documento CONPES 4075 de 2022, el cual tuvo como insumo las recomendaciones de la Misión de Transformación Energética que se conformó en 2019, cuyo informe se conoció un año después.

Por: AMYLKAR D. ACOSTA*

27 de diciembre de 2022.  Indudablemente, el banderazo en la grilla de partida de la Transición Energética se la dio la Ley 1715 de 2014, al dar paso a las primeras subastas de fuentes no convencionales de energía renovable (FNCER). Posteriormente la Ley 2099 de 2021 amplió su alcance y el espectro de sus beneficios, desplegando el abanico de las renovables, extendiéndoselos a la eficiencia energética, a la captura de CO2, así como al almacenamiento de energía a gran escala.

La administración Petro ha querido ponerle su propia impronta a la Transición Energética, priorizando su “enfoque social”, habiendo sido este uno de los principales ejes de su programa de gobierno, y busca también darle mayor celeridad a la misma.

Desde Egipto, donde se adelantó la 27ª Conferencia de las Partes de la Convención de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático, la ministra de Minas y Energía Irene Vélez presentó el cronograma que le permitirá al actual gobierno darle al país, a través de un “diálogo social” que tomará seis meses, la nueva “Hoja de ruta de la transición energética justa”. 

Colombia tiene una matriz energética primariaen la que predominan, con el 66%, las fuentes de energía de origen fósil (carbón, petróleo y gas natural). Se impone, entonces la necesidad de reducir su consumo y el camino es la electrificación de la economía, pero como ello no se va a lograr de la noche a la mañana hay que mejorar la calidad de los combustibles que consume el parque automotor, como lo viene haciendo Colombia con la mezcla de los biocombustibles y con el uso del gas natural vehicular, que es menos contaminante que la gasolina y el diésel.

Ello es muy importante, habida cuenta que el parque automotor es responsable del 12% de las emisiones de gases de efecto invernadero, amén de las de material particulado que contaminan el medioambiente.

Huelga decir que el porcentaje de las mezclas de los biocombustibles, así como la sustitución de la gasolina y diésel por gas natural contribuyen a la seguridad energética del país, toda vez que reducen la importación de combustibles. Y de contera, es importante resaltar que en la medida que los cultivos de caña y palma, para producir la materia prima de los mismos, amplían la frontera agrícola, impulsando el sector agrícola.

Respecto a los hidrocarburos, advierte el ambientalista, consultor del PNUD y profesor Juan Pablo Ruiz que “si limitamos laoferta nacional de hidrocarburos porque no seguimos buscando petróleo y gas, sin reducir antes su demanda, en un futuro cercano (ocho a doce años) tendremos que importar hidrocarburos”.

Además, la demanda por petróleo en el mundo, según la Agencia Internacional de Energía (AIE) sólo se aplanará a partir del 2030 y bien dijo Keynes que toda demanda crea su propia oferta, de manera que si Colombia lo dejara de producir y exportar serán otros países, sus competidores, los que satisfarán esa demanda. Así de claro. Por ello podemos decir de los hidrocarburos que es preferible tenerlos y no necesitarlos que necesitarlos y no tenerlos, y peor que depender de los hidrocarburos es depender de su importación.

En cuanto a la matriz eléctrica de Colombia es muy diferente en su composición con respecto al resto del mundo, ya que la generación térmica participa sólo con el 30%, lo cual contrasta con el 64.9% a nivel mundial. Ello explica que mientras a nivel global el sector energético contribuye con el 73.5% de las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI), causantes del cambio climático, en Colombia sólo contribuye con el 31% y sólo 5 puntos porcentuales por cuenta de la generación y uso de la electricidad.

Desde luego, un componente fundamental de la hoja de ruta de la Transición es la integración de las FNCER a la matriz, porque, además de contribuir a la reducción de las emisiones de GEI, la robustece y diversifica aún más, pero sobre todo porque la torna más resiliente frente al cambio climático, dada su vulnerabilidad por depender la capacidad instalada de generación en una gran proporción del recurso hídrico.

La complementariedad y el respaldo recíproco entre las FNCER y las fuentes convencionales son claves para la seguridad energética del país. Esta es una de las lecciones aprendidas de la crisis energética que sacude a los países de la Unión Europea (UE): que la Transición Energética no debe poner en riesgo la seguridad energética.

Por ello, vemos con preocupación que el atraso de la ejecución del proyecto de Hidroituango y la entrada de los parques eólicos en La Guajira, que sumados representan el 27% de la demanda de energía, además de estresar el sistema y presionar al alza los precios y por ende las tarifas de energía, como los han venido presionando, están poniendo en riesgo la firmeza y confiabilidad de la prestación de este servicio, abocándonos, de presentarse el fenómeno de El Niño, a un racionamiento de energía hacia los años 2024 – 2025.

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

La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), a través de la Resolución 175 del 8 de octubre de 2021, estableció los criterios generales para la remuneración del servicio de transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de Transporte.

Por: HEMBERTH SUÁREZ LOZANO*

23 de noviembre de 2022.   En la resolución 175, la CREG dictó unas disposiciones correspondientes a la valoración de los activos. Pero, ¿por qué es importante? Resulta que para el transporte de gas natural se requiere una infraestructura y/o activos para la prestación de ese servicio y, dicha infraestructura la evalúa la Comisión con el fin de establecer el valor a reconocer por inversiones en gasoductos, estaciones de compresión y otros activos de transporte.

Así las cosas, para la valoración de los activos estableció un procedimiento y/o mecanismo que contiene los siguientes pasos:

1. La CREG realiza la revisión de la información con el fin de verificar que permita realizar la estimación del valor de referencia correspondiente. En este punto, verifica si las características de los activos a valorar se encuentran en el rango de aplicación de los modelos de valoración de la CREG para gasoductos y estaciones de compresión.
2. Determina un valor de referencia con base en un modelo de valoración descrito en la misma regulación para gasoductos y para estaciones de compresión. En el caso de activos distintos a los gasoductos o estaciones de compresión, la CREG puede contratar un auditor que lleve a cabo la valoración. Así mismo, la CREG puede aplicar costos eficientes de otros activos comparables y otros criterios de los que disponga para determinar el valor a reconocer.
3. En caso que los activos a valorar se encuentren por fuera de los rangos de aplicación de los modelos de valoración de gasoductos y estaciones de compresión con los que cuenta la CREG, puede recurrir a otras fuentes de información, con el fin de contar con la mejor estimación posible.
4. Si el valor solicitado por el agente es menor o igual al valor determinado por la CREG, el valor de referencia será el solicitado por el agente.
5. Finalmente, una vez construido el activo, la CREG realizará la comparación entre el valor de referencia con el valor declarado por el agente. Así, la determinación del valor a reconocer en cargos se realizará mediante la comparación del valor real y del valor estimado, aplicando la banda de ajuste descrita por la misma regulación.

Aunado a tal procedimiento y como parte de él, en la Resolución 175 la CREG también incluyó unos formatos para que los agentes declaren la información para valorar los gasoductos, estaciones de compresión, inventario de activos y activos que cumplen período de vida útil normativa.

En efecto, es más fácil determinar un valor cuando existe un procedimiento y, en este caso, la CREG permite que los agentes intervengan en la valoración, lo cual es de suma importancia, por cuanto hace que el mecanismo de valoración se más eficaz y transparente.

*Socio fundador de OGE Legal Services

¿Qué es lo que está pasando, cuál es el peligro que nos acecha, qué nos lleva a pensar que el sistema energético del país esté en alerta naranja?

Por: AMYLKAR D. ACOSTA*

20 de noviembre de 2022.   Lo acaba de advertir XM, la empresa responsable de la operación del Sistema Interconectado Nacional (SIN) y de administrar el Mercado de Energía Mayorista (MEM): “En dos años, si hay un Fenómeno de El Niño, Hidroituango no entra, las renovables se siguen retrasando y la demanda crece por encima del escenario medio de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), vamos a racionar. Desde ya lo decimos”.

Como es sabido, el megaproyecto de Hidroituango tiene una atraso de 4 años para la entrada en operación de las 8 unidades de 300 MW de potencia cada una, para completar los 2.400 MW, que representan el 17% de la capacidad instalada de generación.

A pocos días de cumplirse el segundo plazo que le extendió la CREG a EPM para el arranque de las primeras turbinas, el gerente de la empresa Jorge Andrés Carrillo oficializó la solicitud de un plazo mayor “para la entrada en operación… por el tiempo necesario para atender nuevos requerimientos fijados por las autoridades”. Es decir que sigue siendo incierto cuándo será ese cuando que se podrá contar con esta energía.

De otra parte, de las tres subastas en las que se ofertaron otros 2.400 MW, aproximadamente, esta vez a partir de la generación de energía renovable por parte de 16 parques eólicos que se han de instalar en La Guajira; pero para la operación de estos proyectos y la inyección de la energía que se genere a la red de transmisión nacional se requiere disponer de la Estación Colectora, que se instalará en el municipio de Uribia.

Esta infraestructura debería estar lista este año para empezar a transmitir la energía para atender la demanda a nivel nacional. No obstante, la ejecución de los proyectos de Colectora y la red de transporte de la energía hasta la Subestación de Cuestecitas tienen un atraso mayor, a tal punto que según el presidente del Grupo Energía Bogotá (GEB), Juan Ricardo Ortega, responsable de los mismos, si se radica el estudio de impacto ambiental (EIA) ante la Autoridad Ncional de Licencias Ambientales (ANLA) el próximo año, la obra estaría lista en 2024”.

Serían dos años de atraso y eso siempre y cuando se concluyan con éxito las consultas previas pendientes, que se han convertido en el nudo gordiano. Así las cosas, mientras no se supere este impasse, la energía que llegue a generarse en los parques eólicos quedará atrapada en ellos.

No hay que perder de vista que todos los episodios que ha tenido el país de racionamiento del servicio de energía han tenido como causa–raíz el atraso en la ejecución de proyectos clave como lo son estos dos.

Así ocurrió en 1976 por el atraso de Chivor y Guatapé; en 1981, de Chivor 2 y San Carlos, y la tapa fue el gran apagón, que significó el racionamiento del 15% del fluido eléctrico durante 14 meses entre 1992 y 1993, siendo el atraso de El Guavio y Porce 2 el detonante del mismo.

En todos los casos anteriores lo que precipitó el racionamiento fue El Niño, fenómeno extremo que se debe al cambio climático, que es recurrente, cada vez más frecuente, más intenso y duradero. A ello estamos expuestos nuevamente.

Huelga decir que los proyectos de Hidroituango en Antioquia y los parques eólicos en La Guajira, que sumados representan el 27% de la demanda de energía nacional, son complementarios y se respaldan mutuamente, de manera que la suerte del uno va unida a la del otro.

Precisamente, la mayor importancia que tiene la integración y acoplamiento de las fuentes no convencionales de energías renovables (FNCER), particularmente la eólica y las solar fotovoltaica, es la de robustecer, diversificar y darle mayor resiliencia frente al cambio climático a la matriz energética del país.

Es urgente, entonces, superar los desencuentros entre las empresas desarrolladoras de los parques eólicos en La Guajira, que tiene en ellos una ventana de oportunidad. Hemos insistido en que el pueblo Wayü, cuyas comunidades están asentadas en el área de influencia de estos proyectos, que son territorios declarados por la Ley como resguardo indígena, debe ser el primer beneficiario de los mismos, empezando por el acceso a la energía, tal y como lo dispone el 7º de los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS). Bien dice el antropólogo guajiro Weildler Guerra que “la experiencia adquirida nos muestra que nadie debería construir su paraíso con el infierno de los otros”.

El camino para lograrlo está contemplado en el documento CONPES 4075 del 29 de marzo de 2022, en el cual se trazan los lineamientos de la Política de Transición Energética, el cual plantea que ello pasa por “el diálogo social para involucrar y proteger” a las comunidades.

Ahora que la ministra de Minas y Energía Irene Vélez anunció un “diálogo social” para la elaboración de la nueva “Hoja de ruta de la transición energética justa en Colombia”, será muy importante no apartarse de estos criterios.

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