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

No hay duda de que el zar de las finanzas del gobierno, el ministro Ocampo, sabe que tiene en el Ministerio de Minas y Energía la caja registradora. Sólo Ecopetrol, en el primer semestre de 2022, gracias a los precios altos del petróleo de la actual coyuntura, reportó utilidades por $17 billones.

Por: AMYLKAR D. ACOSTA*

30 de octubre de 2022.   Después de afirmaciones tan categóricas de la Ministra de Minas y Energía Irene Vélez, en el sentido que “no vamos a firmar nuevos contratos de exploración y explotación”, enfatizando que “esta decisión no es caprichosa… estamos cumpliendo una promesa de campaña”, secundada por su viceministra Belizza Ruíz, que, en un tono desafiante, les dijo a los delegados al Congreso de NATURGAS que no sabía “qué parte de esa frase no han entendido”, tuvo que salirles al paso el Ministro de Hacienda José Antonio Ocampo, afirmando que esa decisión “aún no está tomada”.

Este zambapalo en el seno del gabinete ministerial del presidente Petro mandó mensajes equívocos al mercado, que terminaron pasándole factura a la economía exacerbando la devaluación del peso, que ha pegado un brinco del 32% entre junio y octubre de este año, y a Ecopetrol, de la cual la Nación mantiene el 88,49% de la propiedad, desplomando la cotización de su acción en la Bolsa, que ha acumulado una caída del 29,42% entre el 2 de mayo ($3.252) y el 27 de octubre ($2.295).

No hay duda de que el zar de las finanzas del gobierno, el ministro Ocampo, sabe que tiene en el Ministerio de Minas y Energía la caja registradora. Sólo Ecopetrol, en el primer semestre de este año, gracias a los precios altos de la actual coyuntura, reportó utilidades de $17 billones, más de los $16,7 billones de todo el año anterior y se proyectan utilidades del orden de los $34 billones al cierre del 2022, mucho más de lo que se espera recaudar con el proyecto de reforma tributaria que cursa en el Congreso de la República.

Desde luego, Colombia no puede perder su norte, que apunta hacia la Transición Energética para contribuir al objetivo de alcanzar la carbono neutralidad hacia el 2050, pero como bien lo dijo la 26 Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (COP26) “esperamos obligaciones más estrictas bajo el principio de responsabilidad común pero diferenciada”.

El mensaje es claro: todos los países, todos a una como en Fuenteovejuna, deben contribuir a dicho objetivo, pero los mayores responsables de esta debacle, que significa el cambio climático, son los que deben hacer el mayor esfuerzo. En este contexto, cuanto hagamos en Colombia, más alentados por el voluntarismo que por el realismo, no le mueve la aguja a esta problemática de dimensiones colosales.

Y no hay que perder de vista que la Transición Energética no debe poner en riesgo la seguridad energética y aún más la soberanía energética. Esta es una de las lecciones aprendidas de la crisis que agobia a los países que integran la Unión Europea. Y de contera son muchos los estragos que se han derivado de la misma, abocándolos a una recesión acompañada de una inflación galopante (estanflación).  No se puede jugar con candela.

Por todo lo anterior es que ha sido muy bien recibido el anuncio del director de Crédito Público del Ministerio de Hacienda José Roberto Acosta dejando entrever que el Gobierno nacional está reconsiderando la decisión, aupada por la ministra de Minas y Energía y su viceministra, de no más contratos de exploración y explotación de hidrocarburos.

Como es bien sabido, el Marco Fiscal de Mediano Plazo (MFMP) es la carta de navegación del Ministerio de Hacienda, y lo que ha dicho Acosta es que para que se cumplan sus presupuestos y metas es menester que la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) reanude sus rondas para ofertar y contratar la exploración y explotación de nuevos bloques en áreas con potencial hidrocarburífero.

El análisis de esos números “definitivamente serán los que guíen la decisión final en aras de esa sostenibilidad fiscal donde estos ingresos son muy importantes”, dijo Acosta refiriéndose a los provenientes de la industria de los hidrocarburos. Este anuncio disipó muchos temores, muchas dudas y sobre todo mucha incertidumbre, desatada por pronunciamientos erráticos que no le hacen bien al país.

De hecho, la propia ministra Vélez había dado las primeras puntadas en su entrevista el pasado domingo en El Espectador, bajándole el tono a sus anteriores declaraciones, advirtiendo que “no se ha tomado una decisión a futuro, el Gobierno está analizando los escenarios y las necesidades que vaya presentando el país”. Y añadió que “en cuanto a la exploración de petróleo y gas, este es un tema que está en análisis para ver qué necesita el país mientras se lleva a cabo esa transición”.

Dicho de otra manera, esta vez no descartó la firma de nuevos contratos de exploración y explotación.

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

La fórmula tarifaria de la electricidad (CU = G + D + T + C + PR + R) contiene 6 cargos, uno por cada uno de los 4 eslabones de la cadena y dos clavijas, que son las llamadas restricciones (R) y las pérdidas reconocidas (PR).

Por: AMYLKAR D. ACOSTA*

23 de octubre de 2022.    En columna anterior nos referimos a las restricciones, hablemos ahora, a propósito del publicitado “pacto por la justicia tarifaria”, de las pérdidas reconocidas (PR). 

Según el anuncio de la ministra de Minas y Energía Irene Vélez, como resultado de la renegociación de los contratos bilaterales entre generadores y comercializadores, se logró una reducción de la tarifa a partir de noviembre en un rango entre el 4% y el 8%. Particularmente, en el caso de los usuarios de Air-e del 5,65% y de los de Afinia 2,9%, por debajo de dicho rango, irrisorio en ambos casos, que no se compadece con los incrementos registrados que superan el 40%.

Y la verdad es que mientras no se toquen las pérdidas reconocidas (PR), del 29% para los usuarios de Air-e y 27,2% para Afinia, en contraste con el 10% en promedio para el resto del país, va a ser difícil lograr rebajas significativas en las tarifas en la región Caribe.

Y no es para menos, habida cuenta que el componente de las PR pasó de representar el 8% en octubre de 2020 al 30% en julio de 2022 en el costo unitario (CU), que es la tarifa que se le cobra al usuario final. Su contribución al incremento del CU en 2021 fue del 70% y en los primeros siete meses de 2022 del 54%, de acuerdo con un estudio de Fundesarrollo.

Como es bien sabido, dicho tratamiento se deriva de lo dispuesto en las resoluciones 010 de 2020, 024 y 078 para Air-e y 070 para Afinia en 2021 de la CREG, las cuales a su vez se fundamentan en las leyes 1955 de 2019 y 2010 de 2019, los decretos 645 de 2019 y 1231 de 2020 que la reglamentan y en la Adenda Integral al reglamento convenido entre la Superintendencia de servicios públicos domiciliarios y los nuevos operadores de red. Por ello, cualquier cambio deberá ser consentido por ellos.

Así las cosas, al descontento y la inconformidad de los usuarios se le vino a añadir ahora el desconcierto, puesto que este pacto no satisface sus expectativas, por lo que se auguran más y mayores movilizaciones y manifestaciones de protesta por parte de los usuarios, tanto los regulados como los no regulados.

El Gobierno nacional, en cabeza del Ministerio de Minas y Energía, deberá hacer un esfuerzo adicional tendiente a meter en cintura las tarifas de energía, dado que los usuarios se sienten agobiados por lo que se considera un verdadero atropello a sus derechos de contar con un servicio de energía que cumpla con el principio de equidad consagrado en la Ley de servicios públicos 142 de 1994.

Ello es tanto más urgente en cuanto que a la espiral alcista de las tarifas de energía se le ha venido a sumar ahora la de los precios, la cual tarde que temprano terminará castigando a los usuarios del servicio con más alzas y ello en momentos en los que los embalses de las hidroeléctricas están a full.

Si ello se está dando ahora, qué podemos esperar cuando el fenómeno de la Niña toque a su fin y se empiece a avizorar el advenimiento de El Niño con su sequía e hidrología crítica.

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

La respuesta corta son los países desarrollados, pero llegar a un acuerdo al respecto y crear un fondo de financiación aún son temas pendientes por resolver.

Por: CAMILO HERRERA*

21 de octubre de 2022.   Como todos los años, se viene la Conferencia de las Partes en su versión vigesimoséptima (COP27) y con ella un nuevo capítulo en la diplomacia climática. La COP27 se llevará a cabo en la ciudad de Sharm El-Sheikh, en Egipto, al sur de la península del Sinaí entre el 6 y el 18 de noviembre.

Esta COP27 tiene ya una agenda provisional enfocada en incrementar la ambición y la implementación de la mitigación, la adaptación y la financiación, entre otros. Sin embargo, la invasión rusa a Ucrania, las repercusiones de la pandemia y su posterior recuperación, los altos precios de los combustibles fósiles y los alimentos, y un panorama sombrío de crecimiento económico para el 2023 han eclipsado totalmente la llegada de la COP27.

A menos de tres semanas para su inicio, nos enfocamos en este artículo en algunos de los temas clave a tratar en la Conferencia. Comenzamos poniendo el foco en el tema tal vez más transcendental a tratar en este evento: pérdidas y daños.

Y el prólogo para esta discusión no puede ser más oportuno. Pakistán sufrió lluvias monzónicas sin precedentes en su historia que llevaron a que un tercio de su país estuviese inundado afectando más de 30 millones de personas en un área tres veces más grande que Portugal. Mientras que una sequía sin precedentes en el mundo fue 20 veces más probable debido al cambio climático, y como resultado Europa registró su sequía más grande en cinco siglos, un millón de personas fueron desplazadas en Somalia por una sequía de dos años, y el río Yangtsé sufre una histórica sequía.

Pérdidas y daños agrupa a todos los impactos asociados al cambio climático que ni los esfuerzos de mitigación ni adaptación son suficientes para prevenirlos o aliviarlos. 

La Alianza de los Pequeños Estados Insulares (AOSIS) es pionera en abanderar la inclusión de las pérdidas y daños en las negociaciones climáticas desde la misma instauración de la Comisión, proponiendo la creación de un fondo internacional que compensara a los países en desarrollo costeros más vulnerables frente a un aumento en el nivel del mar a causa del cambio climático. Sin embargo, los países desarrollados han sido reacios a esta propuesta desde el inicio.

Las pérdidas y daños pueden ser consecuencia de fenómenos meteorológicos extremos (del término en inglés extreme weather events) o de fenómenos climáticos de evolución lenta (del término en inglés slow-onset events). Ejemplos del primero son sequías, inundaciones, tormentas tropicales, etcétera, y del segundo, la desertificación o la subida del nivel del mar.

Por tanto, pérdidas y daños manifiesta ya la existencia de efectos negativos y catastróficos, que dado el aumento en la temperatura media global actual y futura, son inevitables incluso acometiendo medidas de mitigación y/o adaptación.

Estos efectos negativos se dividen en pérdidas económicas y pérdidas no económicas. Las pérdidas y daños económicos son los que afectan a los recursos, bienes y servicios que se comercializan habitualmente en los mercados.

En cambio, las perdidas no económicas son aquellos bienes y servicios remanentes que no se comercializan comúnmente en los mercados, pero que pueden ser más devastadores como el invaluable precio de la pérdida de familiares, la desaparición de culturas y de biodiversidad, o verse obligado a emigrar de su hogar.

Pérdidas y daños han ganado momentum en la discusión climática en los últimos años. La Comisión creó en la COP19 en 2013 el Mecanismo de Varsovia sobre Pérdidas y Daños (WIM) y un comité ejecutivo (ExComm) con el objetivo de fortalecer el dialogo, mejorar el conocimiento y otras funciones a través de cinco áreas de trabajo.

Luego, en la COP21, el artículo 8 del Acuerdo de París reconoció la importancia de evitar y reducir las pérdidas y daños y reforzar la compresión al respecto de modo cooperativo, entre otros. Y en la última COP26, las partes abogaron por la creación de un mecanismo de financiación dedicado para las pérdidas y daños la cual no fue aprobada pero, en cambió, se estableció el Diálogo de Glasgow para debatir posibles acuerdos de financiación al igual que activar la Red de Santiago sobre Pérdidas y Daños (SNLD) para proveer asistencia técnica a países en desarrollo.

La primera sesión del Diálogo de Glasgow se llevó a cabo en Bonn en el verano de 2022 como parte de la Conferencia sobre el Cambio Climático que sienta las bases para la COP27, no obstante, las discusiones aún no llegan a ninguna conclusión y siguen girando alrededor de varios temas tales como: la misma definición de pérdidas y daños, la gobernanza de la Red de Santiago (SNLD) y, tal vez la más relevante, la negativa de los países desarrollados de asumir su responsabilidad una vez que compensar las pérdidas y daños pueda interpretarse como una admisión de responsabilidad legal desencadenando litigios y reclamaciones de mayor escala.

Así, se espera que pérdidas y daños esté en el centro del debate en la COP27 y ocupe un rol primario en su agenda en la medida que el momentum sigue creciendo, los impactos del cambio climático son más evidentes y la frustración de los países en desarrollo que buscan compensación crece, y algunos países desarrollados del Anexo I empiezan ya a asumir sus responsabilidades en las pérdidas y daños como es el caso de Dinamarca y Alemania.

*Investigador del CREE

En lo que respecta al indexador de los contratos bilaterales de energía vigentes se revisó a la baja y hacia el futuro se adoptaría el menor valor entre el Índice de Precios al Consumidor y el Índice de Precios al Productor, mientras se establece un indexador específico para la actividad de generación y comercialización.

Por: AMYLKAR D. ACOSTA*

16 de octubre de 2022.   Primero fue el presidente Gustavo Petro quien, ante la gravedad de la situación planteada por el alza desmesurada de las tarifas de energía, amenazó con la intervención de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), no sin antes abrir “primero un espacio de diálogo” entre los agentes de la cadena y el gobierno en el propósito de bajarlas.

Por su parte, la ministra de Minas y Energía Irene Vélez instó a las empresas generadoras y comercializadoras de energía para que procedieran a renegociar los términos de sus contratos bilaterales de compra-venta de energía tendiente a lograr dicho cometido.

Eso sí, su advertencia fue perentoria: “Si no se anuncia un porcentaje de reducción significativa en las tarifas de energía por parte de las empresas, el Gobierno tomará medidas más radicales”. Y reiteró que “si vemos que no hay voluntad suficiente de estas empresas, otras decisiones serán tomadas”.

Cumplido el ultimátum dado a las empresas por parte de la Ministra, se anunció por parte de ella el acuerdo alcanzado, al que denominó “Pacto por la justicia tarifaria”.

Básicamente, la reducción de la tarifa al usuario final, la que se reflejará  en la factura del mes de noviembre, oscilará entre el 4% y el 8%, que no es tan significativa para los usuarios.  Estos esperaban un alivio mayor en sus bolsillos. La verdad sea dicha, es irrisoria en unos casos e inexistentes para otros la rebaja.

De allí que los usuarios del servicio de energía se debatan entre la insatisfacción y el desconcierto, porque la misma está lejos de sus expectativas toda vez que no le mueve la “aguja” a las desproporcionadas alzas, que superan el 40% en la región Caribe y el 24% en promedio en el resto del país.

Esta rebaja, lejos de ser un remedio es un remedo, no pasa de ser un placebo. Como en la fábula El parto de los montes de un insignificante ratón, lo anunciado está muy lejos de lo que los usuarios aguardaban.

Ahora bien, como era de esperarse, la renegociación entre generadores y comercializadores se circunscribió a lo atinente a la reducción del Índice de Precios al Productor ((IPP), que había pasado inexplicablemente del 4% al 34% y a la solicitud de los distribuidores para diferir los pagos que realizan en el mercado mayorista de energía, similar  a la opción tarifaria que los comercializadores aplican a los usuarios para el pago de energía.

En lo que respecta al indexador de los contratos bilaterales vigentes se revisó a la baja y hacia el futuro se logró el consenso en el sentido que en delante se adoptaría el menor valor entre el Índice de Precios al Consumidor (IPC) y el Índice de Precios al Productor (IPP), mientras se establece un indexador específico para la actividad de generación y comercialización, además de diferencialsegún la fuente de generación. Ello es un avance significativo y la última palabra, al momento de definir la metodología a seguir, la tiene el DANE, el mismo que armó el tierrero al modificar el indexador que rigió hasta el 2020.

Capítulo aparte merece el cargo por restricciones (R). Quedó por fuera de esa renegociación, porque además no les incumbe a ellos, porque es un tema regulatorio propio de la CREG, lo concerniente a los costos de restricción (R), que también están presionando al alza las tarifas de energía, toda vez que pasaron de $20 por KWH en enero a $70 por KWH.

Los costos de restricción obedecen a ineficiencias que se presentan en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), debido a atrasos en la ejecución de los proyectos de generación o de transmisión, que obligan a despachar “generación de seguridad”, casi siempre térmica, y por ende más costosa.

Dichas limitaciones en la infraestructura del SIN impiden que el servicio de electricidad se preste con eficiencia, calidad, continuidad y confiabilidad, tal y como lo dispone la Ley Eléctrica 143 de 1994. En este caso se habla de restricciones eléctricas. Pero también se presentan restricciones operativas cuando el SIN falla a la hora de responder a las fluctuaciones de la demanda de electricidad por parte de los generadores.

Desde luego, el costo de las restricciones se calcula con base en los precios de oferta de los generadores y las mismas se asignan a los comercializadores de energía que atienden la demanda.

No obstante, cabe resaltar que al comienzo de la operación del mercado mayorista (Bolsa), de conformidad con la Resolución CREG 035 de 1995, el cargo por concepto de las restricciones se repartía 50 y 50 entre los generadores y los comercializadores. Posteriormente, la misma CREG expidió la Resolución 063 del 2000, que modificó la anterior y se dispuso que el 100% del costo de las restricciones las asumieran los comercializadores, las cuales a su vez terminan endosándoselas a los usuarios finales vía tarifas.

No es justo que sean los usuarios quienes tengan que asumir un sobrecosto en las tarifas por este concepto, cuando deben ser los responsables de dichos atrasos quienes lo asuman.

La CREG, entonces, debería eliminar sin tardanza el cargo por restricciones, excluyéndolo de la fórmula tarifaria(CU). Ahora que el director Ejecutivo de la CREG Jorge Valencia afirma que ya están “trabajando en las bases metodológicas sin dejar de lado la estructura general del costo unitario”, es la oportunidad para que se ocupen de ello y le hagan justicia a los usuarios. De esta manera, la rebaja de la tarifa podría llegar hasta el 16%, que sí sería significativa.

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

Hay un antes y un después del año 2015, cuando tuvo lugar la 21ª Conferencia de las partes de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (COP 21), que concluyó con la firma del Acuerdo de París, al tiempo que la Asamblea General de la ONU adoptó la Agenda 2030 compendiada en los 17 Objetivos del Desarrollo Sostenible (ODS).

Por: AMYLKAR D. ACOSTA*

9 de octubre de 2022.   La descarbonización de la economía para contrarrestar el cambio climático y conjurar sus estragos, por una parte, y propender por la universalización del acceso de la población a energías limpias por la otra, son dos compromisos inaplazables de la comunidad internacional y la Transición Energética la estrategia para lograrlo.

Entre otras razones porque, de acuerdo con el principio establecido en la COP26 de “responsabilidad común pero diferenciada”, reconoce que no todos los países tienen las mismas responsabilidades y compromisos, así como las capacidades para enfrentar el reto del cambio climático. De ello se sigue que cada país debe adoptar su propio ritmo a efectos de cumplir con los suyos, consultando sus potencialidades y limitaciones.

Cada país se da su propia hoja de ruta de la Transición Energética, consultando sus especificidades y peculiaridades. La estrategia a seguir, por tanto, difiere de un país a otro. La línea de base de la que parten cada uno de ellos es determinante.

Hay una enorme diferencia, por ejemplo, entre aquellos países que dependen de la importación del petróleo, del gas y del carbón y otros que, como Colombia, dependen de la producción y exportaciónde los mismos.

En Colombia, a diferencia del resto del mundo, en donde la principal fuente de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) es el sector energético con el 73,5%, este sólo contribuye con el 14%.

Entre tanto, el cambio de uso del suelo, la agricultura, la ganadería y la deforestación participan con el 59%. Ello se explica en gran medida porque mientras en el resto del mundo, en promedio, la participación de la generación de electricidad con base en el parque térmico es del 64,9%, en Colombia a duras penas llega al 30%.

Dicho de otra manera, entre Colombia y el resto del mundo, especialmente con respecto a los países desarrollados, existen grandes asimetrías, las cuales hay que tener en cuenta a la hora de definir nuestra propia hoja de ruta de la Transición Energética.

De ello se sigue que el pareto del costo-efectividad para la reducción de la huella de carbono en el caso de Colombia invita a poner el énfasis en la política que contrarreste el inadecuado uso del suelo, las malas prácticas en la agricultura y la ganadería y, sobre todo, detener el ecocidio de la devastadora deforestación, que supera las 170.000 hectáreas anuales. Sólo así Colombia podrá cumplir con su compromiso con la comunidad internacional de reducir sus emisiones de GEI en el 51% hacia el 2030. Ello, sin perjuicio de la necesidad de imprimirle celeridad al impulso de la generación de energía a partir de fuentes no convencionales de energías renovables (FNCER).

Esta, además, es la oportunidad de ampliar la cobertura del servicio de energía a los 431.117 hogares que aún no cuentan con el mismo. Sobretodo, a los 207.449 hogares ubicados en sitios remotos, de difícil acceso y baja densidad poblacional, lo que dificulta conectarlos a la red del Sistema Interconectado Nacional (SIN), dada la flexibilidad que ofrecen las soluciones modulares solar-fotovoltaicas. A ello concurre también la generación distribuida o embebida, cuya energía se consume in situ, prevista en la nueva arquitectura del sistema eléctrico.

De esta manera, además, se estaría cumpliendo con el 7º de los 17 ODS para garantizar la universalización del acceso a una energía asequible, segura, sostenible y moderna, y de paso sustituir el consumo de leña por parte de 1,2 millones de familias campesinas que no tienen otra opción distinta para la cocción de sus alimentos.

Ello se justifica con creces, no sólo por razones de conveniencia sino por los altos costos en los que incurre el Gobierno a través del Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas para Zonas no Interconectadas (IPSE).

En efecto, el costo de los subsidios a los combustibles, según cifras para el 2018, es del orden de los $288.514.728. Lo más insólito es que cuesta más el transporte del combustible hasta los poblados que el combustible mismo.

El Gobierno Nacional, los departamentos y municipios se deberían comprometer en un ambicioso programa de masificación de la instalación y el uso de los paneles solares, con lo cual, al tiempo que se aliviaría el bolsillo de los usuarios del servicio de electricidad, se promovería la cultura del ahorro y el uso eficiente de la energía. Por lo demás, el Ministerio de Vivienda, Ciudad y Territorio debería asegurarse de que en la ejecución de sus planes y programas de vivienda de interés social (VIS) se contemple la dotación de paneles solares en los techos. 

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

La CREG publicó para comentarios la resolución 702 008 de 2022 a través de la cual propone adicionar las resoluciones CREG 185 y 186 de 2020. Estas últimas regulan la comercialización de capacidad de transporte y suministro de gas natural.

Por: HEMBERTH SUÁREZ LOZANO*

6 de octubre de 2022.   Los eventos que causan interrupción en la fuente de suministro de gas eximen de responsabilidad en los contratos de transporte. Y viceversa, los eventos que causan interrupción en la infraestructura de transporte eximen de responsabilidad en los contratos de suministro de gas natural. En tal sentido, para fines operacionales y comerciales, los contratos de gas y transporte no son independientes.

La CREG publicó para comentarios la resolución 702 008 de 2022 a través de la cual propone adicionar las resoluciones CREG 185 y 186 de 2020. Estas últimas regulan la comercialización de capacidad de transporte y suministro de gas natural. El principal cambio es que se adiciona un evento eximente.

Lo interesante es que, por un lado, el evento eximente que se adiciona para los contratos de suministro de gas natural se activa si ocurre algo en la actividad de transporte.

Por otro lado, lo interesante es que el evento que se adiciona para los contratos de transporte de gas se activa si ocurre algo en la entrega del suministro de gas.

Lo anterior demuestra la integridad que existe entre el mercado de gas y la venta de capacidad de transporte, al menos desde la parte operacional y comercial.

Este cambio regulatorio desvirtúa un argumento que algunas voces autorizadas sostenían. Y era que la actividad de transporte es independiente y por ello lo que ocurría en el suministro no se reflejaba ni impactaba en el transporte. Argumento que, en mi opinión, podía ser regulatorio, pero no jurídico.

A partir de esta adición todos los contratos de suministro de gas y de capacidad de transporte deberán ser ajustados para incluir el nuevo evento eximente.

Aunque los contratos tengan la cláusula de ajuste regulatorio, incluir el nuevo evento eximente puede evitar futuras controversias, como es que el contrato se rige por las normas vigentes al momento de su celebración y no le aplican los cambios regulatorios posteriores a su suscripción.

*Socio fundador de OGE Legal Services