Categoría: Opinión

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.

Junto con el hidrógeno, a Colombia llegó una política de incentivos para bienes y servicios que permitan capturar y utilizar el carbono. Esos incentivos son oportunidades para que los interesados intensifiquen su presencia en Colombia.

Por: HEMBERTH SUÁREZ LOZANO*

14 de noviembre de 2022.   El dióxido de carbono (CO₂) que producen algunos sectores o industrias se puede capturar y almacenar, pero, también usar. Los bienes que permitan capturar, almacenar y usar el CO₂ gozarán de beneficios tributarios sobre la renta, exclusión del IVA y depreciación acelerada de los equipos.

El CO₂ es un gas sin color que resulta de varios procesos industriales y de la combustión de combustibles fósiles. El reto es darle uso para no liberarlo a la atmosfera, por un lado, y, por otro, lograr monetizarlo para que en vez de ser satanizado sea valorizado.

Lo primero que se debe tener en cuenta es que el uso del CO₂ puede, o no, involucrar su conversión. Dentro de los usos más comunes están los siguientes:

• La producción de soda y bicarbonato para hacer vidrio a nivel industrial puede iniciarse con CO₂,
• CO₂ para policarbonato. Los polímeros son un grupo especial para la producción de plásticos y resinas,
• El CO₂ puede ser usado como entrada para los procesos de producción de concreto,
• El CO₂ se usa en la horticultura en ciertas regiones del mundo o en invernaderos, para enriquecer el ambiente de crecimiento y el rendimiento de ciertos cultivos,
• Crecimiento de algas. Una forma de usar el CO₂ es el cultivo de algas para producir sustitutos comerciales del petróleo, y
• El CO2 se usa para producir metanol verde y se destina para combustible en vehículos semipesados y pesados, o en blending con gasolinas.

El escalamiento del uso del CO₂ va a requerir de una normativa y regulación para que se logren reducciones significativas de sus emisiones y, desde luego, la elaboración de contratos y acuerdos especiales para potencializar su desarrollo en Colombia.

*Socio fundador de OGE Legal Services

Sigue latente la indignación de los usuarios del servicio de energía por el alza desmesurada que han tenido las tarifas en los últimos meses, afectándoles el bolsillo y el poder adquisitivo.

Por: AMYLKAR D. ACOSTA*

14 de noviembre de 2022.   En primera instancia, el presidente Gustavo Petro, haciendo eco de la protesta ciudadana, anunció medidas e incluso amenazó con intervenir la CREG, si ello era necesario para reducirlas.

Siguiendo sus instrucciones, la ministra de Minas y Energía Irene Vélez les hizo un llamado a los generadores y comercializadores de energía para que renegociaran sus contratos bilaterales con el fin de rebajar la tarifa en un rango entre el 4% y el 8%, objetivo este que se cumplió a medias, porque al final la reducción de la tarifa fue irrisoria. La propia ministra reconoció que la rebaja no había ido más allá del 2.7%.

Y no era para menos, pues dicha renegociación se circunscribió prácticamente a la revisión y cambio, que efectivamente se dio, del indexador aplicado a la tarifa, el Índice de Precios al Productor (IPP), que, como se recordará dio un salto desde el 4% en 2020 al 34% en 2022. En efecto, acordaron que, en adelante, se utilizará como indexador en la fórmula tarifaria el menor valor que se registre entre el IPP y el Índice de Precios al Consumidor (IPC).

En vista de que este alivio, producto de lo que llamó la ministra un Pacto por la justicia tarifaria, no le movió la aguja a la factura que les llegó a los usuarios en noviembre, cuando la expectativa era mayor, la ministra anunció en su visita a Barranquilla, ante el requerimiento que le hicieron los usuarios y las autoridades regionales, que vendrá “una segunda fase para que en términos regulatorios se puedan renegociar a final de año más de 900 contratos entre generadores y comercializadoras”.

Este anuncio ha causado desazón e incertidumbre entre estos porque temen que el gobierno les meta mano a las tarifas y por esta vía se llegue a comprometer la suficiencia financiera de las empresas.

Analizando las causas y las consecuencias de las desmedidas alzas de las tarifas del servicio de energía, desfasadas con respecto a la tasa de inflación, que alcanzó el 12,2 % anual al corte de octubre, la preocupación persiste porque no se avizora una solución de fondo a esta problemática en el corto plazo y ello angustia a los usuarios, tanto los regulados como los no regulados.

Cabe advertir que el aumento pudo haber sido mayor de no aplicarse la llamada opción tarifaria, que es un truco que se inventaron para amortiguar el impacto del alza, parte de la cual se difiere su pago, de tal modo que el usuario, sin percatarse de ello, viene contrayendo una deuda con la empresa que le presta el servicio, sobre la cual además deberá pagar intereses, la cual acumula una cifra que supera ya los $4 billones. Y no hay que perder de vista que no hay plazo que no se venza ni deuda que no se pague.

El promedio de dichas alzas supera el 24% a nivel nacional, pero en la región Caribe ha superando el 40%, casi el doble de la del resto del país. De los 6 componentes de la tarifa (CU = G + T + D + C + R + PR), los que más han estado impactando el aumento de las tarifas, además de IPP, que ya se modificó, es el cargo por las restricciones (R). Lo que resulta inadmisible es que siendo que estas obedecen a atrasos en la ejecución de los proyectos de generación, como ha ocurrido con Hidroituango o de transmisión, ese sobrecosto tenga que asumirlo el usuario y no el responsable de dichos atrasos. Por eso demandamos de la CREG que corrija esta inequidad y que las restricciones las pague quien las cause. Esto no es mucho pedir.

En el caso de la región Caribe, lo que marca la diferencia entre el alza de las tarifas a los usuarios de Air-e y Afinia, con respecto al resto de usuarios del país son las pérdidas reconocidas (PR), porque, a diferencia de los demás, en donde solo se cargan en la tarifa las pérdidas técnicas, en su caso se reconocen las que se denominan eufemísticamente no técnicas, que no son otra cosa que la energía que se roban, la que no se paga por parte de los morosos y las correspondientes a las instalaciones fraudulentas.

La ministra Vélez afirmó que “la región Caribe verá una mayor reducción en esas tarifas mientras seguimos trabajando en soluciones estructurales”. Ello está por verse, lo cierto es que mientras no se le encuentre solución a esta clavija que le están metiendo a los usuarios las tarifas no van a bajar.

La solución es estructural y pasa por cambios normativos y regulatorios que apenas se empiezan a discutir, y que tienen que ver con la formación de los precios en el mercado mayorista para darle a este señales más eficientes, en la operación y despacho de las plantas, los cuales hay que revisar y ajustar, lo mismo lo atinente a los servicios complementarios, ahora que las fuentes no convencionales de energía renovables (FNCER) se están integrando y acoplando a la matriz energética.

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

Uno de los temas más controvertidos del proyecto de reforma tributaria radicado por el gobierno nacional fue la propuesta de un impuesto del 10% de las exportaciones del petróleo y el carbón, habida cuenta de sus altas cotizaciones en los mercados internacionales.

Por: AMYLKAR D. ACOSTA*

5 de noviembre de 2022.   Para ponernos en contexto, citemos a dos economistas de campanillas, quienes hace más de una década se pronunciaron sobre el particular.

El ex ministro de Hacienda Rodrigo Botero planteó en 2010 “gravámenes adicionales a ese sector, ya sea por intermedio de un impuesto a las ganancias ocasionales o de regalías crecientes para recaudar la mayor proporción de los aumentos de precios internacionales del petróleo y la minería”.

Por su parte, el hoy ministro de Hacienda José Antonio Ocampo planteó para entonces, mucho antes de volver a ser ministro, que “la mejor política para manejar la bonanza es un impuesto a la exportación de minerales. Se replicaría en este campo la manera como manejamos las bonanzas cafeteras en el pasado, con éxito bien reconocido”.

Más recientemente, el secretario General de las Naciones Unidas Antonio Guterres manifestó: “Urjo a todos los gobiernos a gravar estas ganancias excesivas y a utilizar los fondos para apoyar a las personas más vulnerables en estos tiempos difíciles”.

Y añadió: “Lo que estamos diciendo es que el dinero que se obtenga con ese gravamen se debe poner a disposición de los más vulnerables y golpeados precisamente por los altos precios que benefician a un número muy limitado de compañías en el mundo”.

Este impuesto fue muy criticado e incluso se llegó a afirmar que era violatorio de los tratados de libre comercio (TLC) suscritos por Colombia, que se estaría exponiendo con ello a sanciones por parte de la Organización Mundial de Comercio (OMC) e incluso a medidas retaliatorias por parte de aquellos países con los que tiene intercambio comercial. Por ello, el ministro de Hacienda se transó por imponer más bien una sobretasa sobre la renta y el pulso con los gremios del sector lo llevó a reducir y flexibilizar la tasa impositiva.

En efecto, en el caso del petróleo se trata de una sobretasa del 5% cuando el precio promedio del año gravable se sitúe entre el 30% y el 45% por encima del precio móvil de los 10 años anteriores; del 10% cuando el aumento del precio oscile entre el 45% y el 60%, aplicándole el 15% cuando supere este rango.

En el caso del carbón, dicha sobretasa aplicable será del 5% cuando el aumento del precio fluctúe entre el 65% y el 75%, y del 10% cuando supere dicho límite, tomando siempre como referencia la media del precio de los 10 años anteriores al año gravable. De ello se sigue que la sobretasa es temporal, porque tan pronto caigan los precios por debajo de dichos niveles se desactiva.

Una observación muy importante: en mi concepto esta sobretasa sólo debería ser aplicable a los contratos anteriores al 2002, ya que los firmados con posterioridad a esta fecha con la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) contemplan ya la cláusula de precios altos (windfall profits).

La primera vez que se estableció esta cláusula fue en el contrato de asociación Texaco–Ecopetrol en 2002, el cual se extendió para desarrollar el proyecto Catalina, mediante el cual se perforaron dos pozos horizontales para elevar la producción del campo de gas de Chuchupa en La Guajira. Ello fue posible gracias a la renegociación de dicho contrato por exigencia del entonces Contralor General Antonio Hernández.

Hay una razón de peso, además de las anteriormente expuestas, que justifica esta sobretasa, con la salvedad anotada y es la reciprocidad. Porque, así como cuando los precios se han desplomado y las empresas del sector han afrontado dificultades, perdiendo competitividad frente a sus pares, el Estado (gobierno y congreso de la República) ha sido generoso y les ha tendido la mano.

Dos ejemplos al canto: La flexibilización del régimen de regalías en la ley 756 de 2002 y el beneficio tributario y arancelario que se derivó para el sector al poderse acoger al régimen de Zona Franca.

De la misma manera, las empresas, en momentos que los precios se elevan muy por encima de sus previsiones y expectativas deben compartir con el Estado las ganancias ocasionales que se derivan de tales coyunturas. 

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

La Región Caribe de Colombia y el interior del país presentan condiciones de oferta de gas diferentes. Mientras en la Costa hay exceso de gas, en el Interior se presenta una declinación en la oferta del energético que proviene de los campos de Cusiana y Cupiagua.

Por: HEMBERTH SUÁREZ LOZANO*

2 de noviembre de 2022.   La existencia de dos mercados de gas natural diferenciados en el país, permite concluir que la aplicación de la regulación del mercado nunca tendrá efectos análogos en todas las regiones de Colombia. Pero existen instrumentos que reducen esas brechas. Aquí es donde aparece la figura del estampillamiento.

Lo primero es que el estampillamiento se predica y tiene efectos directos en la actividad de transporte de gas natural, y efectos indirectos en la producción, distribución y comercialización de gas natural.

El estampillamiento consiste en agrupar varios tramos de la red de transporte en uno solo tramo y definir una tarifa única para ese nuevo tramo. O, dicho de otra manera, es agregar tramos para obtener un solo tramo con una única tarifa. Desde luego, esto es una ficción regulatoria en la medida que físicamente no se realizan intervenciones operativas sobre la red.

Con el estampillamiento desaparecería el costo que actualmente se factura por la distancia entre la fuente que suministra el gas y el punto de salida del gas donde se consumiría el gas.

Por otro lado, el estampillamiento haría migrar a un mercado de gas más competitivo porque no se presentarían diferencias en el precio a pagar por el eslabón del transporte. Se tendría una única tarifa por el transporte y en la práctica no sería una barrera el costo por las distancias.

Un ejemplo con el cual se puede ilustrar el estampillamiento es el costo del tiquete con el cual un usuario se sube a un sistema de transporte masivo (metro o Transmilenio). En ese ejemplo, el costo del tiquete cubriría un recorrido largo o corto dentro de una misma ciudad. De manera que, si el usuario se baja del sistema en la segunda estación de parada o en la estación número 20, siempre pagará un valor único por el mismo tiquete. Es indiferente donde se suba y se baje el usuario, el recorrido corto o largo tiene un mismo costo. Existirá una tarifa plena.

Para finalizar, el estampillamiento de manera indirecta ajusta el precio de la oferta del gas que lleguen a realizar los productores o importadores de gas. En ese sentido puede, o no, estimular el desarrollo de nuevas fuentes en la medida que si baja mucho el precio de la oferta puede ser que no se dé el cierre financiero de las inversiones o que el payback de las inversiones se prolongue en contra del tiempo de espera que defina el productor o importador de gas. El impacto puede ser más alto para el importador que para el productor nacional.

*Socio fundador de OGE Legal Services