Source: https://boletinmineroenergetico.uexternado.edu.co/el-sector-minero-energetico-en-el-plan-nacional-de-desarrollo/
Timestamp: 2020-05-27 00:32:51+00:00

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El sector minero-energético en el Plan Nacional de Desarrollo - Boletín Virtual del Sector Minero - Energético
Economista de la Universidad de Antioquia y Presidente de la Federación Nacional de Departamentos. Exministro de Minas y Energía (2013-2014), fue senador de la República, concejal de Medellín, y miembro de la Junta Directiva de Ecopetrol y de la Federación Nacional de Biocombustibles, de la cual fue fundador en el 2004. En su amplia experiencia profesional ha sido conferencista, escritor, docente y consultor en materias que tocan el espectro de sus especialidades.
La ponencia del proyecto de ley del Plan Nacional de Desarrollo (2018 – 2022) que finalmente fue aprobada en la Cámara de Representantes y acogida por el senado de la República pasó de los 183 artículos que contenía el proyecto radicado por el gobierno a 349 y de estos 44 (12.6%) son atinentes al sector Minero – energético[1]. Dos iniciativas importantes para el gobierno, que fue quien las propuso, no prosperaron: la primera que proponía suprimir el subsidio a la tarifa de energía al estrato 3 y empezar el desmonte del mismo a los estratos 1 y 2[2] y la segunda se trataba, nada menos, de una reforma profunda al Sistema General de Regalías, recentralizando su manejo aún más de lo que está[3]. Ambas fueron excluidas de la ponencia que finalmente se aprobó.
En cuanto al subsector minero, este Plan legisló en aspectos básicos que tienen que ver con aspectos en los que existen muchas lagunas debido a la declaratoria de inexequibilidad por parte de la Corte Constitucional de la Ley 1382 de 2010[4], por no haber cumplido con el requisito de la consulta previa y la renuencia del gobierno al no volverla a tramitar, subsanando este vicio de trámite, dentro de los 2 años de plazo que le dio la Corte al modular su Sentencia. Por tal motivo, volvió a entrar en vigencia la Ley 685 de 2001, que se había reformado mediante la Ley 1382, dejando muchos vacíos que ahora procura llenar el Plan, pero me temo que, pese a la buena intención del gobierno y el legislativo tales normas puedan correr la misma suerte.
En cuanto al subsector de los hidrocarburos, en las Bases del Plan se plantean unas metas en materia de exploración que no concuerdan para nada con las metas de producción tanto de petróleo como de gas natural. En el primer caso el Plan es muy ambicioso y en el segundo es cicatero. El Plan es consciente de la precariedad de las reservas de hidrocarburos con las que cuenta el país y hace una gran apuesta por ampliar la frontera enfocándose simultáneamente en el recobro mejorado, el off shore y los yacimientos no convencionales para incrementarlas.
En cuanto al subsector eléctrico el Plan Nacional de Desarrollo hace una gran apuesta por la Transición energética, para ir migrando progresivamente desde las energías de origen fósil, que contaminan y afectan el medioambiente, hacia las fuentes no convencionales de energías renovables (FNCER). En dicho Plan se le da un espaldarazo a la implementación de la Ley 1715 de 2014, que incentiva y estimula las FNCER, al tiempo que promueve el uso racional y eficiente de la energía. En las Bases del Plan se plantea la “consolidación de la integración de las fuentes no convencionales de energías renovables (FNCER) a la matriz energética”. Así mismo, afirma que se “facilitará la incorporación de las FNCER al Sistema Interconectado Nacional (SIN)”.
Las empresas y los empresarios de este subsector han manifestado su preocupación porque el gobierno, en múltiples aspectos, está asumiendo funciones regulatorias que son propias de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG). Esta y las demás comisiones regulatorias sectoriales se rigen por la Ley 142 de 1994 de Servicios públicos, como unidades administrativas especiales, con independencia administrativa, técnica y patrimonial. En el caso de la CREG fué creada por la Ley eléctrica (143 de 1994), con ese carácter; y es parte de la arquitectura energética del país, la cual ha sido muy bien ponderada por el Foro económico mundial (FEM), ubicándola en el octavo lugar a nivel mundial. Además, no estamos seguros de que esta invasión del ámbito de su competencia no riña con el reglamento de la Organización para la Cooperación y el desarrollo (OCDE), un club de buenas prácticas, cuya membresía acaba de adquirir el país[5].
Se prevé, además, que “el Ministerio de Minas y Energía ajustará la regulación para facilitar la conexión de proyectos y entrega de energía de las FNCER, al modificar los códigos de redes, los reglamentos de operación del mercado y el reglamento técnico de instalaciones eléctricas”. De igual manera, nos parece muy atinada la iniciativa que traen las Bases del Plan de integrar una “Misión para la modernización de los mercados actuales y la promoción de la innovación”, la cual quedó integrada el pasado 2 de mayo con 20 expertos nacionales y extranjeros y tendrá por objeto según la Ministra de Minas y Energía María Fernanda Suarez, trabajar en la definición de “la hoja de ruta para la energía del futuro”. ¡Enhorabuena!
A continuación, expondremos nuestras acotaciones a las Bases del Plan Nacional de Desarrollo 2018 – 2022 y al texto del articulado del Plan, en aquellos aspectos concernientes al subsector minero, al subsector de los hidrocarburos y al subsector eléctrico, en su orden:
APARTES DEL TEXTO DEL ARTÍCULADO ATINENTES AL SECTOR M-E Y MIS ACOTACIONES
ARTÍCULO 23º. LICENCIA AMBIENTAL TEMPORAL PARA LA FORMALIZACIÓN MINERA. Las actividades de explotación minera que pretendan obtener su título minero bajo el marco normativo de la formalización de minería tradicional o en virtud de la formalización que ocurra con posterioridad a las declaratorias y delimitaciones de áreas de reserva especial o que pretendan ser cobijadas a través de alguno de los mecanismos para la formalización bajo el amparo de un título minero en la pequeña minería, deberán tramitar y obtener licencia ambiental temporal para la formalización minera.
ARTÍCULO 24º. CESIÓN DE DERECHOS MINEROS. La cesión de derechos emanados de un título minero requerirá solicitud por parte del beneficiario del título, acompañada del documento de negociación de la cesión de derechos. Esta solicitud deberá ser resuelta por la Autoridad Minera en un término de sesenta (60) días, en los cuales verificará los requisitos de orden legal y económico a que alude el artículo 22 de la Ley 1753 de 2015 o aquella que la sustituya o modifique. En caso de ser aprobada la cesión se inscribirá en el Registro Minero Nacional el acto administrativo de aprobación.
ARTÍCULO 25º. SISTEMA DE CUADRÍCULA EN LA TITULACIÓN MINERA. La implementación del sistema de cuadrículas se llevará a cabo de acuerdo con las normas de información geoespacial vigentes y los lineamientos que para el efecto defina la autoridad minera nacional.
Los títulos mineros otorgados con anterioridad a la entrada en operación del sistema de cuadrícula o el que haga sus veces, migrará a este sistema manteniendo las condiciones y coordenadas en las fueron otorgados, para lo cual se atenderá la metodología que para el efecto establezca la autoridad minera nacional.
ARTÍCULO 26º. PRÓRROGAS DE LOS CONTRATOS DE CONCESIÓN MINERA DEL DECRETO 2655 DE 1988. Los contratos de concesión de minería suscritos en vigencia del Decreto 2655 de 1988 podrán prorrogarse. Para el efecto, mínimo seis (6) meses antes de vencerse el período de explotación y encontrándose a paz y salvo con todas las obligaciones derivadas del contrato, el concesionario podrá solicitar la prórroga hasta por treinta (30) años, la cual no será automática.
Perfeccionada la prórroga, en los términos del artículo 77 de la Ley 685 de 2001 o la norma que la sustituya o modifique, el contrato prorrogado deberá cumplir con las normas ambientales vigentes. Las labores de explotación no se suspenderán mientras se perfeccione el nuevo contrato y se adecuen los instrumentos ambientales del contrato inicial, de acuerdo con lo que determine la autoridad ambiental.
ARTÍCULO 27º. LIQUIDACIÓN DE CONTRATOS DE CONCESIÓN MINERA. Los contratos de concesión minera de cualquier régimen deberán ser liquidados de mutuo acuerdo a su terminación y dentro del término fijado en el respectivo contrato, o dentro del que acuerden las partes para el efecto. De no existir tal término, la liquidación se realizará dentro de los doce (12) meses siguientes a la expedición del acto administrativo que declare su terminación.
ARTÍCULO 28º. SERVIDUMBRE MINERA. El procedimiento para la imposición de servidumbres mineras será el previsto en la Ley 1274 de 2009.
ARTÍCULO 29º. LIBERACIÓN DE ÁREAS. Las áreas que hayan sido objeto de una solicitud minera y que por cualquier causa queden libres, sólo podrán ser objeto de propuesta de contrato de concesión trascurridos quince (15) días después de la firmeza del acto administrativo de rechazo o desistimiento o cualquiera otro que implique la libertad del área.
El área que haya sido objeto de un contrato de concesión minera, que termine por cualquier causa, sólo se podrá desanotar del Catastro Minero Nacional dentro de los quince (15) días siguientes a la suscripción del acta de liquidación bilateral o a la liquidación unilateral del mismo. En el caso de los títulos mineros que no son objeto de liquidación se seguirán las reglas de este artículo sobre solicitudes mineras. El acto administrativo a que se refiere el inciso primero de este artículo, el que establece la liquidación del contrato, o el que da por terminado el título minero, deberán ser publicados en la página electrónica de la Autoridad Minera o en el medio que hiciere sus veces dentro de los cinco (5) días siguientes a la ejecutoria o firmeza del acto. Dentro de este último término deberá inscribirse en el Registro Minero Nacional.
ARTÍCULO 31º. FORTALECIMIENTO DE LA FISCALIZACIÓN, SEGUIMIENTO Y CONTROL DE ACTIVIDADES MINERAS. Las labores de exploración y explotación que se desarrollen a través de las figuras de reconocimientos de propiedad privada, autorizaciones temporales, áreas de reserva especial declaradas y delimitadas por la autoridad minera nacional, solicitudes de legalización y formalización minera y mecanismos de trabajo bajo el amparo de un título minero serán objeto de fiscalización.
ARTÍCULO 324º. TRÁMITE SOLICITUDES DE FORMALIZACIÓN DE MINERÍA TRADICIONAL. Las personas naturales, grupos o asociaciones que presentaron solicitud de formalización de minería tradicional hasta el 10 de mayo de 2013 ante la autoridad minera competente y que a la fecha de promulgación de esta ley se encuentran vigentes y en área libre, continuarán su trámite con el fin de verificar la viabilidad técnica del desarrollo del proyecto minero de pequeña minería. Si la solicitud no se encuentra en área libre esta se rechazará salvo lo dispuesto en el inciso tercero del presente artículo. En caso que la superposición sea parcial se procederá a los recortes respectivos. La autoridad minera resolverá estas solicitudes en el término de un (1) año contado a partir de la viabilidad técnica de la solicitud.
Una vez verificada la viabilidad de la solicitud, la autoridad minera requerirá al solicitante para que presente en un plazo máximo de cuatro (4) meses el programa de Trabajos y Obras – PTO a ejecutar y la licencia ambiental temporal para la formalización en los términos del artículo 23 de esta Ley, so pena de entender desistido el trámite de formalización. En caso de que se formulen objeciones al PTO y estas no sean subsanadas se procederá al rechazo de la solicitud. Una vez aprobado el PTO y el Plan Manejo Ambiental – PMA o licencia ambiental temporal se procederá con la suscripción del contrato de concesión.
En el evento en que las solicitudes de formalización de minería tradicional se hayan presentado en un área ocupada totalmente por un título minero y se encuentre vigente a la fecha de promulgación de la presente Ley, la autoridad minera procederá a realizar un proceso de mediación entre las partes. De negarse el titular minero a la mediación o de no lograrse un acuerdo entre las partes, se procederá por parte de la autoridad minera al rechazo de la solicitud de formalización.
A partir de la promulgación de esta Ley y mientras no se resuelva de fondo el trámite de la solicitud de formalización de minería tradicional no habrá lugar a la aplicación de las medidas previstas en los artículos 161 y 306 de la Ley 685 de 2001, ni a proseguir las acciones penales señaladas en los artículos 159 y 160 de esta misma ley, sin perjuicio de la aplicación de las medidas preventivas y sancionatorias de carácter ambiental, así como las relacionadas con la seguridad minera.
ARTÍCULO 325º. REQUISITOS DIFERENCIALES PARA CONTRATO DE CONCESIÓN MINERA. El Gobierno nacional definirá los requisitos diferenciales para el otorgamiento del contrato de concesión a los mineros de pequeña escala, beneficiarios de devolución de área y comunidades étnicas. Así mismo, el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible establecerá los términos de referencia diferenciales para la elaboración del estudio de impacto ambiental requerido para el licenciamiento ambiental a estos proyectos mineros.
Los mineros de pequeña escala, los beneficiarios de devolución de áreas y las comunidades étnicas una vez suscriban el contrato de concesión minera, contarán con un acompañamiento técnico integral y serán objeto de fiscalización diferencial.
En los contratos de concesión de comunidades étnicas en zonas mineras declaradas, el canon superficiario se pagará anualmente de manera anticipada, sobre la totalidad del área de la concesión y de acuerdo con los siguientes valores, siempre y cuando la actividad sea desarrollada por la misma comunidad.
NÚMERO DE HECTÁREAS SMDLV/h*
0 – 150 0.125
151 – 5.000 0.19
5.001 – 10.000 0.25
ARTÍCULO 326º. MINERÍA DE SUBSISTENCIA. Los mineros de subsistencia, definidos por el Gobierno nacional, sólo requerirán para el desarrollo de su actividad la inscripción personal y gratuita ante la alcaldía del municipio donde realizan la actividad y de efectuarse en terrenos de propiedad privada deberá obtener la autorización del propietario. La alcaldía del municipio donde se realiza la actividad minera podrá mediar en la obtención de dicha autorización. En la minería de subsistencia se entienden incluidas las labores de barequeo.
La minería de subsistencia no comprende la realización de actividades subterráneas, hacer uso de maquinaria o explosivos, ni puede exceder los volúmenes de producción señalados por el Ministerio de Minas y Energía. Para el ejercicio de esta actividad los mineros deberán cumplir con las restricciones establecidas en los artículos 157 y 158 de la Ley 685 de 2001.
Los municipios deberán implementar la validación biométrica en el Sistema Automatizado de Identificación Dactilar de la Registraduría Nacional del Estado Civil, con el fin de verificar la plena identidad de los mineros de subsistencia al momento de la inscripción.
La inscripción deberá realizarse con el cumplimiento de los siguientes requisitos: i) Presentación de la cédula de ciudadanía; ii) Registro Único Tributario con indicación específica de la actividad económica relacionada con la actividad minera, iii) Certificado de afiliación a SISBÉN, o el documento que haga sus veces; iv) Indicación del mineral objeto de explotación; v) Descripción de la actividad y la indicación de la zona donde se va a realizar (municipio, corregimiento, caserío, vereda, río).
Estos mineros no podrán estar inscritos en más de un municipio a la vez, en cuya jurisdicción deberán realizar la actividad. La inscripción deberá ser renovada anualmente de manera personal, y la información podrá ser actualizada por los mineros en cualquier tiempo, en caso de efectuarse un cambio en la ejecución de la actividad. Los mineros que se encuentren inscritos contarán con el término de seis (6) meses para renovar su inscripción con el cumplimiento de los requisitos antes establecidos.
La inscripción de los mineros de subsistencia deberá realizarse por los municipios en el sistema de información que para el efecto disponga el Ministerio de Minas y Energía.
Los alcaldes vigilarán el cumplimiento de lo dispuesto en este artículo e impondrán las medidas a que haya lugar, sin perjuicio de las medidas preventivas y sancionatorias que imponga la autoridad ambiental para la prevención o por la comisión de un daño ambiental de acuerdo con lo dispuesto en la Ley 1333 de 2009, o la norma que la modifique, adicione o sustituya.
El alcalde se abstendrá de inscribir o cancelará la inscripción del minero de subsistencia en los siguientes eventos:
Si la actividad se realiza en zonas excluidas o prohibidas de las actividades mineras;
Si la actividad no se realiza con las restricciones establecidas en los artículos 157 y 158 de la Ley 685 de 2001;
Si la actividad se realiza en un lugar diferente al señalado en la inscripción;
Cuando exceda los volúmenes de producción señalados por el Ministerio de Minas y Energía o la autoridad competente;
Cuando utilice maquinaria, equipos mecanizados o explosivos para el arranque de los minerales;
Si las actividades se realizan de manera subterránea;
Cuando extraiga un mineral diferente al establecido en la inscripción.
Al minero de subsistencia que se le cancele la inscripción no podrá inscribirse ante cualquier municipio por un término de seis (6) meses. De no cumplirse con los requisitos exigidos en este artículo para el desarrollo de la minería de subsistencia, los mineros se considerarán explotadores ilícitos de yacimientos mineros en los términos del Código Penal Colombiano o la norma que lo modifique o sustituya.
PARÁGRAFO PRIMERO La autoridad minera brindará las herramientas de actualización de la plataforma de inscripción de mineros de subsistencia, con las necesidades de información que requieran los municipios para llevar a cabo las labores de inscripción conociendo las restricciones en tiempo real.
PARÁGRAFO SEGUNDO. En las zonas de minería de subsistencia, la DIAN implementará, en coordinación con las autoridades territoriales, campañas para agilizar el registro del RUT para los explotadores mineros.
ARTÍCULO 327º. ESTÁNDAR COLOMBIANO PARA EL REPORTE PÚBLICO DE RESULTADOS DE EXPLORACIÓN, RECURSOS Y RESERVAS MINERALES. Con ocasión de las actividades de exploración y explotación minera, para la presentación de la información de los recursos y reservas existentes en el área concesionada, se adopta el Estándar Colombiano para el Reporte Público de Resultados de Exploración, Recursos y Reservas Minerales de la Comisión Colombiana de Recursos y Reservas Minerales, o cualquier otro estándar internacionalmente reconocido por Committe for Mineral Reserves International Reporting Standards – CRIRSCO, para su presentación. La información sobre los recursos y reservas existentes en el área concesionada estructurada en las condiciones previstas en el mencionado estándar, debe presentarse por el titular minero junto con el Programa de Trabajos y Obras o el documento técnico correspondiente o su actualización, sin perjuicio de que dicha información pueda ser requerida por la autoridad minera en cualquier momento durante la etapa de explotación.
La autoridad minera expedirá los términos de referencia que establezcan, entre otros aspectos, condiciones y periodicidad para la presentación de la información de que trata el presente artículo, y su incumplimiento dará lugar a las multas previstas en el artículo 115 del Código de Minas o la norma que lo modifique o sustituya. La información suministrada por los titulares mineros será divulgada y usada por parte de la autoridad minera, en los términos del artículo 88 del Código de Minas o la norma que lo modifique o sustituya.
ARTÍCULO 328º. INTEGRACIÓN DE ÁREAS. Adiciónese el parágrafo segundo al artículo 101 de la Ley 685 de 2001, así:
PARÁGRAFO 2. En el evento en que una solicitud de integración de áreas o un trámite de integración ya iniciado o un título ya integrado, presente franjas o corredores respecto de los cuales se hubieren presentado propuestas de contrato de concesión y éstas no resulten viables para la realización de un proyecto minero, la autoridad minera procederá a su rechazo. En este evento, las respectivas franjas o corredores se incorporarán al contrato que resulte de la integración de áreas o a los contratos otorgados antes de la vigencia de esta ley en virtud de una integración de áreas. En todo caso, la integración de áreas y las incorporaciones de corredores se realizarán de acuerdo con la metodología del sistema de cuadrículas.
La autoridad minera nacional definirá el área mínima para las franjas o corredores donde no es viable realizar un proyecto minero de acuerdo con las dimensiones adoptadas por el sistema de cuadrícula para las celdas mineras.
ARTÍCULO 329º. MONTO DE LAS REGALÍAS PARA RECONOCIMIENTOS DE PROPIEDAD PRIVADA. Establézcanse para las regalías de que trata el inciso 2 del artículo 227 del Código de Minas, por la explotación de recursos naturales no renovables de propiedad privada, sobre el valor de la producción en boca o borde de mina según corresponde para cada explotación, los siguientes porcentajes:
Mineral y Tipo de Minería Regalía
Carbón a cielo abierto con producción igual o mayor a 3 millones de toneladas anuales
Carbón a cielo abierto con producción menor a 3 millones de toneladas anuales
Oro y plata veta 0,4%
Oro y Plata aluvión 2,0%
Platino 1.0 %
El precio base para la liquidación de regalías generadas por cada explotación u operación minera del carbón se calculará anualmente según la producción y se regirá según lo establecido en el artículo 15 de la Ley 1530 de 2012.
El titular de las minas de Reconocimiento de Propiedad Privada, deberá declarar, liquidar y demostrar el pago de las regalías de cada explotación u operación minera a partir del 2019 ante la Agencia Nacional de Minería, de conformidad con lo señalado en el presente artículo.
La Agencia Nacional de Minería deberá recaudar y transferir las regalías generadas por cada explotación u operación minera de los recursos naturales no renovables de propiedad privada, conforme lo estipulado en la Ley 1530 de 2012 y demás normas que la modifiquen o adicionen a partir de 2019.
Para la aplicación del porcentaje para las explotaciones con producción igual o mayor a 3 millones de toneladas anuales se establece un periodo de transición de tres (3) años para permitir un aumento escalonado y progresivo.
En cuanto al subsector minero, este Plan legisló en aspectos básicos que tienen que ver con aspectos en los que existen muchas lagunas debido a la declaratoria de inexequibilidad por parte de la Corte Constitucional de la Ley 1382 de 2010 (Sentencia C – 366 de 2011), por no haber cumplido con el requisito de la consulta previa y la renuencia del gobierno al no volverla a tramitar, subsanando este vicio de trámite, dentro de los 2 años de plazo que le dio la Corte al modular su Sentencia.
Por tal motivo, volvió a entrar en vigencia la Ley 685 de 2001, que se había reformado mediante la Ley 1382, dejando muchos vacíos que ahora procura llenar el Plan, pero me temo que, pese a la buena intención del gobierno y el legislativo tales normas puedan correr la misma suerte.
Se facilitan y se flexibilizan los requisitos y trámites a los pequeños mineros, a la minería tradicional y ancestral, para la formalización minera. Se les dará un trato diferencial y diferenciado, particularmente en cuanto al requerimiento de los estudios de impacto ambiental y la Licencia ambiental. Se introduce la figura de la Licencia ambiental temporal. Se prevé el “acompañamiento técnico integral”. Se da un importante apoyo a los subcontratos de formalización minera[6], los cuales se han ensayado con éxito en distintas regiones del país, destacándose entre ellas el caso del Municipio de Buriticá (Antioquia)[7]. Adicionalmente, se le da un tratamiento diferencial en el pago del canon de exploración en tratándose de comunidades étnicas.
Se establece un término perentorio a la autoridad minera (ANM) de 60 días para las solicitudes de cesión de derechos derivados de un titulo minero, evitando el represamiento en los trámites y el fácil expediente del silencio administrativo positivo que impera actualmente. Se abolió una norma que databa desde el Decreto – Ley 2655 de 1988 ( código de Minas) y la Ley 685 de 2001 que lo reformó, la cual dispuso que si transcurrido los 60 días no se le daba respuesta a la solicitud de cesión “se entenderá que no tiene reparo a la cesión y se inscribirá el documento de negociación en el Registro minero nacional”. Es decir, se aplicaba el silencio administrativo positivo, que ahora pierde vigencia. Se dispone que los contratos de concesión vigentes, suscritos en el marco del Decreto 2655 de 1988, se podrán prorrogar hasta por espacio de 30 años. La solicitud de parte interesada se deberá presentar con seis meses de antelación a su vencimiento.
Se propende por el fortalecimiento de la fiscalización, seguimiento y control de todo tipo de actividades mineras, incluyendo los procesos de formalización. Pero, se echan de menos disposiciones más severas y eficaces para combatir la extracción ilegal de minerales, la cual está fuera de control. Se legisla también en lo concerniente a la liberación de áreas, a la servidumbre minera, devolución e integración de áreas y a la liquidación de los contratos de concesión. No se ocupa del cierre minero, que es tan importante como el abandono de las minas, con el riesgo que este entraña por falta de control y vigilancia.
Una novedad en la normatividad minera es la revisión del monto de las regalías que deben pagar los propietarios de yacimientos de recursos naturales no renovables RNNR), especialmente carbón, oro, plata y platino, en aquellos casos excepcionales en los cuales han sido objeto del reconocimiento de la propiedad privada (RPP) sobre el subsuelo. Se modifica el inciso segundo del artículo 227 de la Ley 685 de 2001.
En explotaciones de carbón: si el volumen extraído es igual o mayor a las 3 millones de toneladas/año deberán pagar 3.27% por concepto de regalías. Si dicho volumen es inferior a las 3 millones de toneladas pagarán 1.64%. En explotaciones de oro y plata de veta deberán pagar 0.4%, de aluvión 2%. En explotaciones de platino, deberán pagar 1%. Vale la pena aclarar esta norma aplica única y exclusivamente a los casos ya mencionados de RPP y, por lo tanto, no se extiende a los concesionarios mineros.
Como antecedente, bueno es recordar que en la Ley 685 de 2001 se estableció que “en el caso de propiedad privada del subsuelo, estos pagarán no menos del 0.4% del valor de la producción” por concepto de regalías. Pero el gobierno, ni corto ni perezoso, expidió el Decreto 1631 de 2006 y a través del mismo fijó en 0.4% para la pequeña minería y 0.6% para la gran minería el monto de las regalías a pagar. Es decir que el piso lo convirtieron en techo. Pues, el 1º de marzo de 2011, el Consejo de Estado a través de su providencia “declaró la inconstitucionalidad de este tope mínimo desproporcionado para el cobro de regalías por la explotación minera” Y en una dura reprimenda al gobierno sostuvo que “la sanción del Decreto 1631 fue una burla a dos fallos de la Corte Constitucional y del mismo Consejo de Estado”.
Se incluye la obligación para los titulares mineros de incluir en los reportes de sus Programas de Trabajos y Obras información sobre recursos y reservas bajo el Estándar Colombiano para el Reporte Público de Resultados de Exploración, Recursos y Reservas Minerales de la Comisión Colombiana de Recursos y Reservas Minerales, o cualquier otro estándar internacionalmente reconocido por Committe for Mineral Reserves International Reporting Standards – CRIRSCO. En la reglamentación de los términos de referencia para la presentación de estos informes se espera haya una diferenciación por tamaño de minería y tipo de mineral.
SUBSECTOR DE LOS HIDROCARBUROS
ARTÍCULO 34º. FUNCIONAMIENTO DEL FONDO DE ESTABILIZACIÓN DE PRECIOS DE LOS COMBUSTIBLES – FEPC. Para garantizar el funcionamiento y sostenibilidad del Fondo de Estabilización de Precios de los Combustibles –FEPC- el Ministerio de Hacienda y Crédito Público, como administrador del FEPC, podrá realizar directamente o a través de entidades especializadas, el diseño, gestión, adquisición y/o celebración de instrumentos y/o contratos de cobertura financiera sobre los precios del petróleo o de los combustibles líquidos en el mercado internacional, o sobre la tasa de cambio del peso colombiano por el dólar estadounidense.
PARÁGRAFO PRIMERO. Las decisiones de coberturas financieras previstas en este artículo deberán ser evaluadas de forma conjunta y en contexto con la función del FEPC, no por el desempeño de una operación individual sino como parte de una estrategia de estabilidad de los precios internos de los combustibles y de sostenibilidad del FEPC. En algunos periodos determinados por condiciones adversas del mercado, se podrán observar operaciones cuyos resultados sean iguales a cero o negativos por la naturaleza propia de las coberturas.
PARÁGRAFO SEGUNDO. Los actos o contratos que se ejecuten para el control del riesgo de mercado y de crédito resultante de las operaciones o de la estrategia implementada según lo previsto en el presente artículo, se sujetarán a las normas del derecho privado aplicables a las mismas.
ARTÍCULO 35º. OBLIGACIONES A CARGO DEL FONDO DE ESTABILIZACIÓN DE PRECIOS DE LOS COMBUSTIBLES – FEPC. Las obligaciones derivadas de las cuentas por cobrar constituidas por la Nación al Fondo de Estabilización de Precios de los Combustibles – FEPC creado por el artículo 69 de la Ley 1151 de 2007, prorrogado por el artículo 267 de la Ley 1753 de 2015, las cuales fueron autorizadas por la ley en contrapartida de la emisión de bonos u otros títulos de deuda pública, se entenderán extintas a partir del 31 de diciembre de 2019.
ARTÍCULO 36º. PRECIO DE LOS COMBUSTIBLES LÍQUIDOS A ESTABILIZAR. El Ministerio de Hacienda y Crédito Público y el Ministerio de Minas y Energía, o la entidad delegada, establecerá la metodología de cálculo del valor del ingreso al productor de los combustibles líquidos y biocombustibles, así como las tarifas y márgenes asociados a la remuneración de toda la cadena de transporte, logística, comercialización y distribución de dichos combustibles que hacen parte del mercado regulado. El Ministerio de Hacienda y Crédito Público podrá determinar el mecanismo de estabilización de los precios de referencia de venta al público de los combustibles regulados, así como los subsidios a los mismos, que se harán a través del Fondo de Estabilización de Precios de los Combustibles – FEPC. El mecanismo de estabilización previsto por el FEPC no afectará los impuestos de carácter territorial.
PARÁGRAFO PRIMERO. Las compensaciones al transporte, los subsidios, los incentivos tributarios y el mecanismo de estabilización de precios, podrán reconocerse y entregarse de manera general, focalizada o directa al consumidor final en la forma que determine el Gobierno nacional mediante el uso de nuevas tecnologías.
PARÁGRAFO SEGUNDO. Dado que el sector de biocombustibles tiene relación directa con el sector agrícola y tiene un efecto oxigenante en los combustibles líquidos, el porcentaje de biocombustibles dentro de la mezcla de combustibles líquidos deberá ser regulado por el Ministerio de Agricultura y Desarrollo Rural, el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible y el Ministerio de Minas y Energía.
ARTÍCULO 293°. PROYECTOS DE EXPANSIÓN DE REDES DE GLP. El Ministerio de Minas y Energía fomentará la promoción y cofinanciación de proyectos de expansión de redes de GLP para conectar a los usuarios donde sea técnica y económicamente viable y priorizará los municipios con niveles altos e intermedios de Necesidades Básicas Insatisfechas, municipios rurales y zonas de difícil acceso.
PARÁGRAFO PRIMERO. El Ministerio de Minas y Energía definirá los términos y condiciones para la asignación de recursos públicos destinados a la ampliación de cobertura del servicio público domiciliario de gas combustible, entre las que se incluirán las condiciones de eficiencia económica incluidas en el Plan indicativo de expansión de cobertura de gas combustible elaborado por la UPME.
PARÁGRAFO SEGUNDO. El Ministerio de Minas y Energía definirá los términos y condiciones para la asignación de recursos del Fondo Especial Cuota de Fomento de Gas Natural (FECFGN) destinados a la ampliación de cobertura del servicio público domiciliario de gas combustible, entre la que se incluirán las condiciones de eficiencia económica incluidas en el Plan Indicativo de Expansión de cobertura de gas combustible elaborado por la UPME.
ARTÍCULO 294°. GESTIÓN DEL SERVICIO PÚBLICO DOMICILIARIO DE GAS COMBUSTIBLE EN ZONAS APARTADAS SIN SERVICIO. De conformidad con las competencias establecidas en el artículo 8 de la Ley 142 de 1994 y el Decreto 381 de 2012, y las normas que lo sustituyan o lo complementen, el Ministerio de Minas y Energía dirigirá la forma en que se podrán gestionar los recursos que sociedades decidan aportar para extender el uso de gas natural distribuido por redes y/o gas licuado de petróleo distribuido por redes a cabeceras municipales que no cuenten con el servicio respectivo y/o a centros poblados diferentes a la cabecera municipal, como por ejemplo las veredas, los corregimientos, caseríos y/o inspecciones de policía, que no cuenten con el servicio respectivo. Para el efecto, la persona jurídica deberá depositar los recursos mencionados en una fiducia mercantil que la misma deberá contratar, a través de la cual se aportarán los recursos a empresas prestadoras de servicios públicos domiciliarios que ejecuten proyectos dirigidos a la prestación del servicio público de gas combustible. Los aportes de estos recursos se regirán por lo establecido en el numeral 87.9 del artículo 87 de la Ley 142 de 1994.
Por otra parte, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, establecerá los mecanismos para que los valores de los recursos de que trata este artículo, y que sean entregados a título de aporte a las empresas seleccionadas, no se incluyan en el cálculo de las tarifas correspondientes, sin perjuicio de lo establecido en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994, de tal forma que el usuario final se beneficie durante el período tarifario correspondiente. Las empresas de servicios públicos que resulten seleccionadas y que reciban estos aportes deberán solicitar la aprobación de las tarifas por parte de la CREG, una vez reciban los recursos.
ARTÍCULO 295°. SUBSIDIOS PARA COMBUSTIBLES LÍQUIDOS, BIOCOMBUSTIBLES Y GLP. Los subsidios a nivel nacional para los combustibles líquidos, biocombustibles y Gas combustible, se revisarán con el fin de establecer una metodología eficiente que garantice un precio competitivo y la mejor señal de consumo para los usuarios, sostenibilidad fiscal y la pertinencia de su ajuste gradual, sin que exista concurrencia de subsidios entre estos. Así mismo, se hará una revisión al Fondo de Estabilización de Precios de los Combustibles – FEPC a fin de establecer una metodología que posibilite una estructura con sostenibilidad fiscal a largo plazo. El Ministerio de Minas y Energía revisara los subsidios de transporte de combustibles líquidos, gas combustible y crudo, así como lo de transporte en zonas especiales y diésel marino. El Ministerio de Hacienda y Crédito Público, el Ministerio de Transporte y el Ministerio de Minas y Energía revisarán el esquema de sobretasa que aplican los municipios para considerar los nuevos energéticos que se incorporaran a la matriz para movilidad.
Los subsidios a nivel nacional para los combustibles líquidos, biocombustibles y Gas combustible para los departamentos ubicados para la zona de frontera continuaran rigiéndose por el artículo 220 de la Ley 1819 de 2016.
ARTÍCULO 339º. BIENES GRAVADOS CON LA TARIFA DEL CINCO POR CIENTO (5%). Adiciónese un numeral y dos parágrafos transitorios al artículo 468- 1 del Estatuto Tributario, así:
El ingreso al productor en la venta de Gasolina y ACPM. Para efectos de este numeral se considera gasolina y ACPM lo definido en el parágrafo 1 del artículo 167 de la Ley 1607 de 2012.
A la base gravable determinada de conformidad con el artículo 467 del Estatuto Tributario, se detrae el ingreso al productor y se le aplica la tarifa general del impuesto sobre las ventas IVA.
PARÁGRAFO TRANSITORIO 1. Para efectos del numeral 4 de este artículo, el exceso de impuesto descontable por la diferencia de tarifa será un mayor valor del costo o gasto hasta el 31 de diciembre de 2021. El exceso de impuesto descontable por la diferencia de tarifa, generado a partir del 1 de enero de 2022 por la venta de productos del numeral 4 de este artículo, se regirá por lo establecido en el parágrafo del artículo 485 de este Estatuto.
PARÁGRAFO TRANSITORIO 2. Lo dispuesto en el numeral 4 de este artículo inicia su aplicación a partir del bimestre siguiente a la vigencia de la presente Ley.
Como es bien sabido, a Colombia la ronda el fantasma de la pérdida del autoabastecimiento de crudos para cargar sus refinerías, lo cual la obligaría a tener que importarlo, en razón de las precarias reservas probadas de petróleo (1.958 millones de barriles a diciembre de 2018)[8] y de gas natural (3.78 terapiés cúbicos a diciembre de 2018) con las que cuenta, que sólo garantizan el suministro para 5.7 años. Para conjurar este peligro, se plantea en las Bases del Plan la necesidad de reactivar “la actividad de exploración y producción de yacimientos no convencionales”, para lo cual se busca fortalecer “un régimen fiscal competitivo” y el robustecimiento por parte de la ANH de “los términos contractuales, que permitan ubicar al país entre los más atractivos de Latinoamérica para la inversión en el sector de hidrocarburos”. Huelga decir, que asegurar el autoabastecimiento no tiene porque alejarnos de la transformación productiva como estrategia para diversificar la economía y reducir la dependencia con respecto al petróleo.
A esta altura hagamos una digresión para decir que ciertamente las reservas probadas de crudo que venían en caida libre desde el 2011, la misma tocó fondo en 2016 situándose en los 1.665 millones de barriles, justo cuando el desplome de los precios desde junio de 2014 fué mayor. En el 2017 se incrementaron el 7% las reservas de crudo con respecto a 2016, ubicándose en 1.782 millones de barriles, pasando el coficiente de reservas/producción de 5.1 a 5.7. En el 2018, una vez más, las reservas de crudo se incrementaron el 9.9%, alcanzando los 1.958 millones de barriles y un coeficiente de reservas/producción de 6.2. Huelga decir que si se incrementa la producción y esta se ha venido incrementado, al pasar de una producción promedio de 865.000 barriles/día en 2018 a la actual que ronda los 900.000 barriles, la declinación de las reservas es mayor y en consecuencia se reduce el número de años de autosuficiencia. Así como el año 2013, con 2.445 millones de barriles, fué el punto de inflexión a la baja, esta se revirtió a partir de 2017 y la tendencia al alza se mantiene en el 2018.
Es de anotar que parte del incremento de los 492 millones en las reservas reportadas por la ANH para el 2018 responden al repunte de los precios internacionales, permitiendo la reactivación de cam,pos que habían sido abandonados por la caida de los precios y 450 millones a la revaluación de reservas por recobro mejorado. Es decir, que los nuevos descubrimientos, los nuevos hallazgos han sido nulos, de allí la importancia de reactivar la actividad exploratoria.
En cuanto al gas natural desde el 2012, cuando sus reservas probadas alcanzaron los 5.72 terapiés cúbicos, las mismas han venido declinando de manera sostenida hasta situarse en los 3.78 terapiés cúbicos en 2018, cuando cayeron el 2.9% con respecto al año anterior. El declive mayor de las reservas se viene dando en los campos de Chuchupa y Ballenas en La guajira, que por muchos años fueron la principal fuente de aprovisionamiento de gas en el país. Y no es para menos, es que mientras se incorporaron apenas 0.27 terapiés cúblicos a las reservas en 2018 se extrajeron en el mismo lapso 386 gigapiés cúbicos. A consecuencia de esta caida en las reservas de gas natural el coeficiente de reservas/producción pasó del tranquilizador 29.6 al preocupante 9.8, por primera vez desde que se llevan registros por debajo de 10.
La Ministra de Minas y Energía María Fernanda Suárez, en la medida que caen las reservas de gas natural “dependemos de gas importado y si lo hacemos perderíamos la autosuficiencia por primera vez en 40 años. Y adicional a eso hay riesgo de que el gas se doble de precio”[9], lo cual vendría a afectar a más de 8 millones de hogares que usan el gas natural domiciliario, a más de 230 mil propietarios de vehículos utilitarios y más de 1.000 vehículos de transporte masivo que usan el gas como combustible, amén de la industria y el comercio que están conectados a la red de distribución del mismo.
Y la única manera de espantar el fantasma de la pérdida de la autosuficiencia tanto en petróleo para cargar las dos refinerías con las que cuenta el país como en gas natural para abastecer el consumo doméstico, es incorporándole más barriles a las reservas de petróleo y más piés cúbicos a las reservas de gas natural. Y ello sólo es posible si seguimos mejorando la tasa de recobro en los campos petroleros, como se viene haciendo con éxito, superando el 19% en promedio actual hasta el 35%, que han alcanzado otros países y/o mediante nuevos hallazgos. Como es bien sabido los mayores prospectos en petróleo están en los yacimientos no convencionales y en gas natural están en off shore, los cuales requieren de la utilización de tecnologías apropiadas, en el primer caso la estimulación hidráulica, más conocida como fracking y en el segundo la exploración y explotación en aguas profundas y metaprofundas.
En nuestro concepto las condiciones están dadas para alentar la actividad exploratoria, “los términos contractuales” vigentes son atractivos y el “régimen fiscal” ha demostrado ser competitivo; la industria lo que demanda es, fundamentalmente, seguridad jurídica, que no les cambien las reglas de juego en la mitad del juego y que la coordinación entre las autoridades nacionales y las territoriales en la toma de decisiones con respecto al desarrollo de la actividad extractiva, como lo mandó la Corte Constitucional en recientes fallos, se materialice, amén del diálogo informado con las comunidades, para que de esta manera se viabilicen los proyectos.
Como quedó planteado en el PND, “el reto del Gobierno nacional es incrementar las reservas para preservar la autosuficiencia de hidrocarburos en el mediano y largo plazo. En este sentido (…) existen dos grandes oportunidades: (1) proyectos costa afuera y (2) yacimientos no convencionales (YNC). (…) Sobre los segundos, es necesario adelantar un diálogo nacional con la participación de expertos de alto nivel, y realizar investigaciones y exploraciones piloto, con el fin de identificar los principales riesgos asociados con el desarrollo de estos recursos y determinar si la regulación e institucionalidad actuales pueden garantizar su explotación de una manera responsable con el medio ambiente y las comunidades”.
Hablando de la viabilidad de nuevas fuentes de hidrocarburos se dice que el Ministerio estudiará la “viabilidad de la exploración y producción de nuevas fuentes de hidrocarburos” particularmente en yacimientos no convencionales. Para ello conformará una comisión de expertos independiente y multidisciplinaria que evaluará y le dará recomendaciones. Con tal fin, se prevé “evaluar la ejecución de planes pilotos para obtener mayor información técnica sobre el desarrollo de estos recursos… incluyendo impactos sobre acuíferos subterráneos”. Adicionalmente la ANH adelantará estudios liderados por expertos independientes, para actualizar, profundizar y complementar el conocimiento técnico de la exploración y producción de estos recursos, así como los impactos ambientales y sociales asociados con el desarrollo de esta actividad. Establecerá, además, las zonas para la exploración y producción de los yacimientos no convencionales y el MinEnergía y el MinAmbiente actualizarán, de ser necesario, la regulación técnica y ambiental específica para su exploración y producción”.
Podríamos decir que, en este aspecto, el PND no va más lejos de lo que ya se avanzó con el Informe dado a conocer por la Comisión de expertos creada por el Ministerio de Minas y Energía para que conceptuara sobre la viabilidad de utilizar en Colombia la técnica del fracking para la exploración y explotación de los yacimientos no convencionales. Dicha Comisión concluyó planteando una serie de prerequisitos para avanzar hacia la fase de la comercialidad de las reservas de petróleo y gas que se alojan en rocas generadoras. El principal de todos es el fortalecimiento de la institucionalidad del sector, seguido de la gestión de la Licencial social como condición sine qua nom y una mayor transparencia en el manejo de la información. En concepto de dicha Comisión, sólo si se cumple con tales requerimientos “se puede avanzar con proyectos pilotos integrales de investigación con técnica de fracturación hidráulica propuestos en los programas exploratorios” por parte de ECOPETROL.
Consciente de las falencias que acusa la institucionalidad del sector se dice que, a partir de los resultados de los distintos estudios, “se mejorará, de ser necesario, la institucionalidad, el marco contractual y la normatividad (Pacto por la Sostenibilidad), que deberá cumplirse y fiscalizarse para la exploración y producción de estos hidrocarburos”, al igual que para “los proyectos de exploración y producción de hidrocarburos costa afuera…con las mejores prácticas internacionales”.
Por mi parte propondría que, si el gobierno acoge y pone en práctica las recomendaciones de la Comisión de expertos, se integre un Panel de expertos con la finalidad de que el mismo monitoré y le haga seguimiento a la implementación de los pilotos y al término de este ensayo evalúe y valide sus resultados, para que, dependiendo de estos, decidir si de el paso subsiguiente de la comercialidad del procedimiento.
El PND se propone una meta muy ambiciosa, de aumentar el número de pozos exploratorios, pasando de 46 en 2018 a 207 y en cuanto a sísmica se propone pasar de correr 1.107 kilómetros a 6.900 kilómetros. Pero, esta ambición de metas contrasta con la resignación del mismo Plan en cuanto a sus metas de producción de hidrocarburos para lo que resta de este cuatrienio. Extrañamente, en las Bases del Plan no se espera incrementar las reservas y la producción ni de petróleo ni de gas natural sino mantenerlas al mismo nivel del año 2018; en el caso de la producción de petróleo dicha meta (854 mil barriles/día) está incluso por debajo del volúmen de producción que sirvió de base para la aprobación del Presupuesto Nacional para la vigencia de 2019 (872 mil barriles/día) y el Presupuesto bienal del SGR 2019 – 2020 ($30.2 billones).
El proyecto plantea que “el Ministerio de Hacienda, el Ministerio de Transporte y el Ministerio de Energía revisarán el esquema de sobretasa que aplican los municipios para considerar los nuevos energéticos que se incorporen a la matriz para movilidad”. Por su parte el Ministerio de Minas y Energía, según se dice en las Bases del Plan, “revisará los subsidios del transporte de combustibles líquidos, gas combustible y crudo, asi como los de transporte en zonas especiales, zonas de frontera y diesel marino”. La Corte Constitucional en un fallo proferido recientemente le había pedido al Congreso de la República que legislara sobre la materia y este terminó delegándolo en el ejecutivo. Como es bien sabido este es un tema muy sensible, dado que la sobretasa junto con el IVA y el impuesto global representan entre el 24% y el 32% del precio de los combustibles al consumidor final.
Otro aspecto que tiene que ver con el precio de los combustibles y los biocombustibles es el atinente al Fondo de Estabilización de Precios de los Combustibles (FEPC), respecto al cual tambien se plantea que por parte del gobierno “se hará una revisión…a fin de establecer una metodología que posibilite una estructura con sostenibilidad fiscal a largo plazo”. Se establece también que las “obligaciones derivadas de las cuentas por cobrar constituidas por la Nación al FEPC creado por el artículo 69 de la Ley 1151 de 2007, prorrogado por el artículo 267 de la Ley 1753 de 2015, se entenderá extintas a partir de la expedición de la presente Ley”, lo cual querría decir en buen romance que quedaría saldado el déficit de $14 billones que acusa el FEPC.
A renglón seguido se dice que “para dar cumplimiento a lo establecido en el presente artículo, antes del 31 de diciembre de 2019, el Ministerio de Hacienda realizará las operaciones necesarias para la extinción de la deuda de la que trata el presente artículo y de sus respectivos intereses”. Es decir, borrón y cuenta nueva. Pero nos asalta la inquietud de saber cuáles van a ser “las operaciones necesarias” que realizará el Ministerio de Hacienda para hacer desaparecer esa enorme deuda, como si fuera el mago Lorgia. Acaso el FEPC está al día con sus deudas con ECOPETROL y con REFICAR? El Ministerio de Hacienda se dará la pela? Allí queda una incognita.
Y, cuando nadie se lo esperaba, sorpresivamente, el Ministro de Hacienda sacó una carta de la manga, proponiendo para el segundo debate del PND bajar el IVA a los combustibles del 19% a sólo 5%, con lo cual supuestamente se reduciría el precio al consumidor final en $700 por galón, aproximadamente. El costo fiscal de esta medida sería de aproximadamente $2 billones anuales[10].
Según el Presidente de la Comisión Tercera de la Cámara de Representantes Oscar Darío Pérez, “si usted tiene un impuesto del 19% y lo bajan al 5%, casi en un 70%, eso tendrá que reflejarse en un menor valor del galón…ese fué un prerequisito que le pusimos al gobierno”. Pero puso una condición para su trámite y aprobación: que las empresas refinadoras y en Colombia no hay sino una que es la estatal ECOPETROL, no puedan descontarse los IVA a favor más de ese 5%, “ya que ese sería un impuesto al revés”.
En efecto, como ECOPETROL incurre en la obligación de pagar IVA a lo largo de la cadena, al no poderlo descontar plenamente, como lo viene haciendo, la diferencia de los 14 puntos porcentuales se traducen en mayores costos, estos a su vez impactan sus utilidades y de contera a los dividendos que ECOPETROL le paga a la Nación, como su accionista mayoritario, con lo cual terminarían dándole un tiro en el pié. Se estima que los mayores costos para ECOPETROL por este concepto serían del orden de los US $500 millones anuales. Y ello porque, como solemos decir a menudo los economistas, no hay almuerzo gratis, será a ello que se refiere el Subdirector de Planeaciónm Nacional cuando advierte que dicha medida “no tiene un costo fiscal tan grande para la Nación, porque lo que reduce por recaudo lo compensa parcialmente por menores deducciones de IVA”?
La noticia de la rebaja del IVA fue recibida como un alivio frente a la espiral alcista de los precios, sobre todo en los últimos meses, jalonados por los altos precios del crudo, los cuales han tenido en lo que va corrido del año un incremento del 27%.
Pero, cómo explicarse que en medio de las aulagas fiscales del gobierno, que lo obligó a obtener del Comité consultivo de la Regla fiscal que esta se flexibilizara, apelando a su “cláusula de escape”, para no ahorcarse y a sabiendas que los años venideros tendrá que saltar matones por cuenta de la baja en el recaudo derivada de la proliferación de gabelas impositivas aprobadas en la Ley de Financiamiento (Ley 1943 de 2018), iba sacrificar el Ministro de Hacienda ingresos por recauda de IVA de esta manera. Y pensar que la perspectiva fiscal para 2020-2022 es aún más sombría.
Y, claro, al desmontar el subsidio se tendrían que liberar los precios de los combustibles, que hoy están sujetos a una regla que impide reajustes, hacia arriba y hacia abajo, superiores al 3% mensual para la gasolina y 2.8% para el diesel. Con esta banda de precios se busca estabilizar los precios y suavizar los efectos de la volatilidad de los precios de los combustibles. Al liberarse los precios al consumidor final este amortiguador dejaría de funcionar, con lo cual dada la coyuntura actual de los precios internacionales del crudo y el comportamiento de la tasa de cambio, que también los afecta, que tiende hacia una mayor devaluación.
Es más, la devaluación después de guardar una correlación inversa del 86% con respecto a los precios del petróleo ahora es de sólo el 15%, es de esperar que, a despecho de lo que espera el Representante Oscar Dario Pérez, la baja del IVA del 19% al 5%, no se va a poder reflejar “en un menor valor del galón” de combustible. Al contrario, lo que se le estaría es abriendo espacio a nuevas alzas de los precios de los combustibles[11].
Preocupa sobremanera la ligereza con la que se consideró en el plan la necesidad de ofrecerle una alternativa energética a la población más vulnerable, que no tiene acceso a la electricidad y tampoco al gas natural domiciliario. Como lo plantea el experto Luis Augusto Yepes, “el Plan Nacional de Desarrollo plantea como meta para la sustitución de leña un total de 100.000 familias en el cuatrienio, lo que quiere decir que se necesitarán aproximadamente unos 40 años para dotar a estas familias de un energético digno para atender sus necesidades de cocción de alimentos”[12]. Y va más lejos al señalar que “si el tema central del Plan de Desarrollo es el Pacto por la Equidad, difícilmente se entiende que las familias más pobres que viven en la periferia de las ciudades y en las zonas rurales, lejos de todos y de todo, no se les de un tratamiento especial en el Plan mediante el diseño de metas de cubrimiento más agresivas que permitan acelerar la transición de la leña a, por ejemplo, GLP, que es el combustible más apropiado para este tipo de sustitución”[13]. Como tampoco se entiende que si en este Plan asume la “biodiversidad y la riqueza natural como activos estratégicos de la Nación” no se plantee ujna estrategia para contener la deforestación por cuenta del consumo de leña y carbón vegetal por parte de 1.5 millones de familias. Cuanto más si tenemos en cuenta que según Informe de IQAir Visual “la quema de la biomasa para la calefacción y cocción doméstica y comercial”[14] está entre “las principales fuentes de emisiones que contribuyen a la contaminación en todos los países”[15]
Es urgente sustituir el uso de la biomasa para la cocina, en el campo especialmente, deteniendo esta depredación y reduciendo la morbo-mortalidad por cuenta de la contaminación que genera su combustión. Las cifras son alarmantes: en Colombia se registran cada año 2.286 muertes y 1.2 millones de enfermos por causas asociadas a la contaminación del aire intramural, amén del 42% de los casos de enfermedad pulmonar obstructiva crónica (EPOC). Por lo demás, según el DNP, los costos asumidos por el Estado por cuenta de las muertes prematuras y la atención de los enfermos superan los $3 billones anuales, equivalente al 0.38% del PIB del 2015[16].
Llama la atención el escaso interés que se muestra por parte del gobierno y el Congreso de la República por los biocombustibles, no obstante el beneficio que estos le repoprtan a la seguridad energética, a la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero y a la dinámica del sector agrícola, ampliando la frontera agrícola del país[17]. Se limita a registrar y constatar que “buena parte de los combustibles que se consumen en el país corresponden a mezclas entre combustibles de porígen fósil y biocombiustibles” en una proporción del 10% de estos. Se plñantea en el PND “utilizar eficientemente los recursos, incorporar teconologías vehiculares de cero o bajas emisiones” y entre estas últimas está la mezcla de los biocombustibles como parte de la solución. Lástima que nada se dice en el proyecto sobre la necesidad de incrementar el porcentaje de las mezclas, toda vez que a mayor porcentaje de mezclas la reducción de las emisiones de GEI es mayor.
Y ello, no obstante que en el articulado del Plan se admite y reconoce que “el sector de biocombustibles tiene relación directa con el sector agrícola y tiene un efecto oxigenante en los combustibles líquidos” para señalar que “el porcentaje de biocombustibles dentro de la mezcla de combustibles líquidos deberá ser regulado por el Ministerio de Agricultura y Desarrollo rural, el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible y el Ministerio de Minas y Energía”. Con ello se está reconociendo tásitamente el caráter multipropósito de los biocombustibles, pero no se obra en consecuencia[18].
Como tampoco se explica la razón por la cual las empresas mineras se abstienen de cumplir con la Ley, que obliga a utilizar la mezcla en todo el territorio nacional, sin excepción. Ellas deben entender que dar este paso va en su propio beneficio, ya que la acreditación de la reducción de sus emisiones en su operación, gracias a la mezcla, ayuda a contrarrestar los cuestionamientos del cual son objeto por la huella de carbono que dejan a su paso.
SUBSECTOR ELÉCTRICO
ARTÍCULO 22º. VIGENCIA FONDOS ELÉCTRICOS. El Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de Zonas Rurales Interconectadas – FAER creado por el artículo 105 de la Ley 788 de 2002, el Programa de Normalización de Redes Eléctricas – PRONE creado por el artículo 1 de la Ley 1117 de 2006 y el Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas No Interconectadas – FAZNI de que trata el artículo 82 de la Ley 633 de 2000, tendrán vigencia hasta el 31 de diciembre de 2030.
ARTÍCULO 30º. REPORTE DE INFORMACIÓN AL MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA. El Ministerio de Minas y Energía en su calidad de administrador de los recursos destinados al pago de subsidios, a la ampliación de cobertura y a la mejora de calidad, entre otros, para la asignación de dichos recursos, además de la información reportada por los prestadores al Sistema Único de Información – SUI, podrá solicitar directamente a los prestadores del servicio público de energía la información que requiera, efectuar visitas, adelantar auditorías y realizar todas las gestiones necesarias para verificar la destinación de los recursos asignados.
ARTÍCULO 32°. SECRETARÍA TÉCNICA DEL OCAD PAZ. El Departamento Nacional de Planeación ejercerá la Secretaría Técnica del OCAD PAZ.
ARTÍCULO 33º. CAUSALES PARA ADELANTAR EL PROCEDIMIENTO CORRECTIVO Y SANCIONATORIO. Modifíquese el literal a) del artículo 113 de la Ley 1530 de 2012, el cual quedará así:
ARTÍCULO 179º. INCENTIVOS A LA GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA CON FUENTES NO CONVENCIONALES – FNCE. Modifíquese el artículo 11 de la Ley 1715 de 2014, el cual quedará así:
ARTÍCULO 11. INCENTIVOS A LA GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA CON FUENTES NO CONVENCIONALES – FNCE. Como Fomento a la Investigación, desarrollo e inversión en el ámbito de la producción de energía eléctrica con FNCE y la gestión eficiente de la energía, los obligados a declarar renta que realicen directamente inversiones en este sentido, tendrán derecho a deducir de su renta, en un período no mayor de 15 años, contados a partir del año gravable siguiente en el que haya entrado en operación la inversión, el 50% del total de la inversión realizada.
El valor a deducir por este concepto en ningún caso podrá ser superior al 50% de la Renta Líquida del contribuyente, determinada antes de restar el valor de la inversión.
Para los efectos de la obtención del presente beneficio tributario, la inversión causante del mismo deberá ser certificada como proyecto de generación de energía eléctrica a partir de FNCE por la Unidad de Planeación Minero Energética – UPME.
ARTÍCULO 180°. PARTIDAS ARANCELARIAS PARA PROYECTOS DE ENERGÍA SOLAR. Adiciónense las siguientes partidas arancelarias al cuadro del primer inciso del artículo 424 del Estatuto Tributario:
04.40.90.90 Inversor de energía para sistema de energía solar con paneles.
41.40.10.00 Paneles solares.
32.89.90.00 Controlador de carga para sistema de energía solar con paneles.
ARTÍCULO 286º. INVERSIÓN DE RECURSOS PÚBLICOS EN INFRAESTRUCTURA CONCESIONADA EN ÁREAS DE SERVICIO EXCLUSIVO. La Nación y las entidades territoriales podrán continuar celebrando y ejecutando contratos para realizar obras complementarias que no correspondan a inversiones obligatorias del concesionario en Áreas de Servicio Exclusivo, con el objeto de garantizar la efectiva prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica, o su prestación en condiciones eficientes, sin que por ello se entienda afectado el respectivo contrato de concesión.
La entidad interesada en realizar las obras deberá informar a la entidad concedente del Área de Servicio Exclusivo su propósito para que este último informe lo pertinente al concesionario. La entidad estatal concedente y el concesionario podrán acordar los términos en que este último colaborará y apoyará la realización de las obras, sin que ello implique afectación alguna al contrato de concesión.
En todo caso, las inversiones en obras complementarias de las que trata el presente artículo serán de propiedad de la Nación y/o de las entidades territoriales, según corresponda.
ARTÍCULO 287º. SERVICIO PÚBLICO DOMICILIARIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN ZONAS NO INTERCONECTADAS – ZNI. El Servicio Público Domiciliario de Energía Eléctrica en ZNI es el transporte de energía eléctrica desde la barra de entrega de energía de un Generador al Sistema de Distribución hasta el domicilio del usuario final, incluida su conexión y medición. El suministro de energía eléctrica a un domicilio mediante soluciones individuales de generación también se considera, servicio público domiciliario de energía eléctrica en ZNI.
Los recursos del Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas No Interconectadas – FAZNI, y del Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas Rurales Interconectadas – FAER se podrán utilizar para la reposición de los activos necesarios para la prestación de este servicio.
El Fondo de Energías no Convencionales y Gestión Eficiente de la Energía – FENOGE podrá financiar proyectos de gestión eficiente de la energía y sistemas individuales de autogeneración con FNCE en ZNI y en el Sistema Interconectado Nacional, incluyendo el mantenimiento y reposición de equipos y la transferencia del dominio de los activos a los beneficiarios de los respectivos proyectos. Estas soluciones no serán objeto de asignación de subsidios de los que trata el artículo 99 de la Ley 142 de 1994.
ARTÍCULO 288º. SOLUCIONES ENERGÉTICAS PARA PROYECTOS DEL FONDO DE APOYO FINANCIERO PARA LA ENERGIZACIÓN DE LAS ZONAS NO INTERCONECTADAS – FAZNI. Las entidades territoriales o entes prestadores del servicio que soliciten recursos del FAZNI y/o al Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas para las Zonas No Interconectadas – IPSE para la implementación de soluciones energéticas, deberán ejecutar directa o indirectamente su administración, operación y mantenimiento, garantizando su sostenibilidad, durante el tiempo que se indique en el respectivo contrato. Si transcurridos seis (6) meses a la terminación de la implementación de la solución energética, la entidad territorial o el prestador del servicio no recibe la infraestructura y no ha gestionado su administración, operación y mantenimiento, quien haga las veces de entidad contratante dará por terminado unilateralmente el respectivo contrato o carta compromisoria e iniciará la búsqueda de prestadores del servicio u operadores de red de la región que estén debidamente inscritos en el Sistema Único de Información -SUI, para que se encarguen de la administración, operación y mantenimiento de la solución energética, según el procedimiento que para el efecto defina el Ministerio de Minas y Energía.
La entidad territorial o el prestador que solicite el proyecto y no reciba la solución energética para su administración, operación y mantenimiento, garantizando su sostenibilidad, no podrá volver a acceder a recursos de FAZNI y/o del IPSE, por los siguientes cuatro años al no recibo de la solución. En caso de que la entidad territorial o el prestador del servicio subsanen la situación descrita, la entidad administradora de los recursos del FAZNI o el IPSE si son recursos de dicha entidad podrá modificar o exceptuar el cumplimiento de la medida a la que hace referencia este artículo, de conformidad con los requerimientos que para tal fin establezca el Ministerio de Minas y Energía. Dichos requerimientos podrán incluir, entre otros, el pago de una compensación a favor de la entidad administradora del FAZNI o del IPSE, según corresponda, por parte de la entidad territorial o del prestador incumplido, o periodos de moratoria diferentes a los acá dispuestos para el acceso a los recursos.
Aquellas entidades territoriales o entes prestadores del servicio que se comprometieron a recibir la infraestructura para la administración, operación y mantenimiento de las soluciones energéticas con recursos del FAZNI o con recursos del IPSE, con antelación a la presente ley y que aún no lo han hecho, tendrán seis (6) meses a partir de la entrada en vigencia de esta ley, para recibirlas e iniciar su administración, operación y mantenimiento. Transcurrido dicho plazo, si la entidad territorial o el ente prestador del servicio no inicia la administración, operación y mantenimiento del proyecto, se aplicarán las medidas dispuestas en este artículo.
ARTÍCULO 289º. TRANSFERENCIAS DEL SECTOR ELÉCTRICO. Modifíquese el artículo 54 de la Ley 143 de 1994, el cual quedará así:
ARTÍCULO 54. Los autogeneradores, las empresas que vendan excedentes de energía eléctrica, así como las personas jurídicas privadas que entreguen o repartan, a cualquier título, entre sus socios y/o asociados, la energía eléctrica que ellas produzcan, están obligados a cancelar la transferencia en los términos que trata el artículo 45 de la Ley 99 de 1993, que será calculada sobre las ventas brutas por generación propia, de acuerdo con la tarifa que señale la Comisión de Regulación de Energía y Gas para el efecto. Para la liquidación de esta transferencia, las ventas brutas se calcularán como la generación propia multiplicada por la tarifa que señale la Comisión de Regulación de Energía y Gas para el efecto.
Para el caso de la energía producida a partir de fuentes no convencionales a las que se refiere la Ley 1715 de 2014, cuyas plantas con potencia nominal instalada total supere los 10.000 kilovatios, deberán cancelar una transferencia equivalente al 1% de las ventas brutas de energía por generación propia de acuerdo con la tarifa que para ventas en bloque señale la Comisión de Regulación de Energía y Gas – CREG. Los recursos recaudados por este concepto se destinarán así:
60% se destinará en partes iguales a las comunidades étnicas ubicadas en el área de influencia del proyecto de generación para la ejecución de proyectos de inversión en infraestructura, servicios públicos, saneamiento básico y/o de agua potable, así como en proyectos que dichas comunidades definan, siempre que incidan directamente en su calidad de vida y bienestar.
40% para los municipios ubicados en el área del proyecto que se destinará a proyectos de inversión en infraestructura, servicios públicos, saneamiento básico y/o de agua potable previstos en el plan de desarrollo municipal.
PARÁGRAFO 1. Para efectos de la liquidación y pago de la transferencia, se entenderá que el área de influencia será la establecida en el Estudio de Impacto Ambiental y en la licencia ambiental que expida la autoridad ambiental competente.
PARÁGRAFO 2. En caso de comunidades étnicas, la transferencia se hará a las comunidades debidamente acreditadas por el Ministerio del Interior, que se encuentren ubicadas dentro del área de influencia del proyecto de generación, en los términos que defina el Gobierno nacional.
PARÁGRAFO 3. Se exceptúa de las transferencias establecidas en este artículo, a la energía producida por la que ya se paguen las transferencias por generación térmica o hidroeléctrica, establecidas en el artículo 45 de la Ley 99 de 1993 o las normas que lo modifiquen o adicionen.
PARÁGRAFO 4. La tarifa de la transferencia de que trata el presente artículo se incrementará a 2% cuando la capacidad instalada de generación eléctrica a partir de fuentes no convencionales de energía renovables, reportada por el Centro Nacional de Despacho, sea superior al 20% de la capacidad instalada de generación total del país.
ARTÍCULO 290º. NUEVOS AGENTES. La Comisión de Regulación de Energía y Gas – CREG, en el marco de la función de garantizar la prestación eficiente del servicio público, de promover la competencia, evitar los abusos de posición dominante y garantizar los derechos de los usuarios, dentro de la regulación sobre servicios de gas combustible, energía eléctrica y alumbrado público, incluirá:
Definición de nuevas actividades o eslabones en la cadena de prestación del servicio, las cuales estarán sujetas a la regulación vigente.
Definición de la regulación aplicable a los agentes que desarrollen tales nuevas actividades, los cuales estarán sujetos a la regulación vigente.
Determinación de la actividad o actividades en que cada agente de la cadena puede participar.
Definición de las reglas sobre la gobernanza de datos e información que se produzca como resultado del ejercicio de las actividades de los agentes que interactúan en los servicios públicos.
Optimización de los requerimientos de información y su validación a los agentes de los sectores regulados.
PARÁGRAFO PRIMERO. No obstante, lo dispuesto en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994, la CREG podrá modificar las fórmulas tarifarias durante su vigencia cuando ello sea estrictamente necesario y motivado en la inclusión de nuevos agentes, actividades o tecnologías, cumpliendo con los criterios establecidos en dicho artículo para la implementación de la regulación.
PARÁGRAFO SEGUNDO. El objeto de las Empresas de Servicios Públicos Domiciliarios, junto con sus actividades complementarias, en lo que tiene que ver con la prestación de los servicios de que trata la Ley 142 de 1994, continuará siendo prevalente con respecto a las demás actividades desarrolladas por aquellas en los términos de lo dispuesto en los artículos 99 y siguientes del Código de Comercio.
PARÁGRAFO TERCERO. Las competencias establecidas en este artículo podrán ser asumidas por el Presidente de la República o por el Ministerio de Minas y Energía según a quien corresponda la función delegada en la CREG.
ARTÍCULO 291°. PROGRAMA DE ENERGIZACIÓN PARA LA REGIÓN PACÍFICA. Se dará continuidad y financiación al programa de energización para zonas rurales apartadas y dispersas de la región pacífica para el período 2018 – 2022, a través del fondo creado en el artículo 185 de la Ley 1753 de 2015.
ARTÍCULO 296°. MATRIZ ENERGÉTICA. En cumplimiento del objetivo de contar con una matriz energética complementaria, resiliente y comprometida con la reducción de emisiones de carbono, los agentes comercializadores del Mercado de Energía Mayorista estarán obligados a que entre el 8 y el 10% de sus compras de energía provengan de fuentes no convencionales de energía renovable, a través de contratos de largo plazo asignados en determinados mecanismos de mercado que la regulación establezca. Lo anterior, sin perjuicio de que los agentes comercializadores puedan tener un porcentaje superior al dispuesto en este artículo.
El Ministerio de Minas y Energía, o la entidad a la que este delegue, reglamentará mediante resolución el alcance de la obligación establecida en el presente artículo, así como los mecanismos de seguimiento y control, sin perjuicio de la función sancionatoria de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios – SSPD. Las condiciones de inicio y vigencia de la obligación serán definidas en dicha reglamentación.
ARTÍCULO 297º. SUBSIDIOS DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y GAS. Los subsidios establecidos en el artículo 3 de la Ley 1117 de 2006, prorrogados a su vez por el artículo 1 de la Ley 1428 de 2010, además por el artículo 76 de la Ley 1739 de 2014 y por el artículo 17 de la Ley 1753 de 2015 se prorrogan, como máximo, hasta el 31 de diciembre de 2022.
PARÁGRAFO. Buscando la eficiencia de los recursos presupuestales destinados para financiar subsidios de energía eléctrica y gas a usuarios de menores ingresos, se implementarán medidas que permitan el cruce entre la estratificación y la información socioeconómica de los usuarios como parámetro de focalización del subsidio.
EQUIDAD PARA LA EFICIENTE PRESTACIÓN DEL SERVICIO PÚBLICO DE ENERGÍA EN LA COSTA CARIBE
ARTÍCULO 310°. MEDIDAS DE SOSTENIBILIDAD FINANCIERA DEL FONDO EMPRESARIAL. Autorícese a la Nación para que directa o indirectamente adopte medidas de financiamiento al Fondo Empresarial de la SSPD, incluyendo créditos y garantías, los cuales podrán ser superiores a un año. No se requerirá la constitución de garantías ni contragarantías cuando la Nación otorgue estos créditos o garantías, y las operaciones estarán exentas de los aportes al Fondo de Contingencias creado por Ley 448 de 1998. Los términos para desarrollar estas autorizaciones se rigen por lo dispuesto en este Capítulo. El Gobierno nacional reglamentará la materia.
PARÁGRAFO. Harán parte de las medidas autorizadas de sostenibilidad del Fondo Empresarial, la provisión de recursos de la Nación y otras entidades estatales con recursos líquidos y en especie (tales como acciones), incluyendo sus frutos.
ARTÍCULO 311°. SOBRETASA POR KILOVATIO HORA CONSUMIDO PARA FORTALECER AL FONDO EMPRESARIAL EN EL TERRITORIO NACIONAL. A partir de la expedición de la presente Ley y hasta el 31 de diciembre de 2022, créase una sobretasa nacional de cuatro pesos moneda legal colombiana ($4 COP) por kilovatio hora de energía eléctrica consumido, que será recaudada por los comercializadores del servicio de energía eléctrica y girada al Fondo Empresarial de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios. La sobretasa será destinada al pago de las obligaciones financieras en las que incurra el Fondo Empresarial para garantizar la prestación del servicio de energía eléctrica de las empresas de energía eléctrica en toma de posesión en el territorio nacional. El hecho generador será el kilovatio hora consumido, y los responsables del pago de esta sobretasa serán los usuarios de los estratos 4, 5 y 6, los usuarios comerciales e industriales y los no regulados del servicio de energía eléctrica. La Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios reglamentará el procedimiento para dar cumplimiento a lo previsto en este artículo.
El servicio de transporte masivo que se mueva con energía eléctrica estará excluido de la sobretasa de la que trata el presente artículo.
ARTÍCULO 312°. CONTRIBUCIÓN ADICIONAL A LA CONTRIBUCIÓN DEFINIDA EN EL ARTÍCULO 85 DE LA LEY 142 DE 1994 PARA EL FORTALECIMIENTO DEL FONDO EMPRESARIAL. A partir del 1 de enero de 2020 y hasta el 31 de diciembre de 2022 se autoriza el cobro de una contribución adicional a la regulada en el artículo 85 de la Ley 142 de 1994. Dicha contribución se cobrará a favor del Fondo Empresarial de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios – SSPD. Las reglas aplicables a esta contribución serán las siguientes:
La base gravable es exactamente la misma que la base de la contribución de que trata el artículo 85 de la Ley 142 de 1994, o cuando corresponda las normas que lo modifiquen, sustituyan o adicionen.
Los sujetos pasivos son todas las personas vigiladas por la SSPD.
El sujeto activo de esta contribución será la SSPD.
La tarifa será del 1%.
El hecho generador es el estar sometido a la vigilancia de la SSPD.
El recaudo obtenido por esta contribución adicional se destinará en su totalidad al Fondo Empresarial de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios. El traslado de los recursos de las cuentas de la Superintendencia al Fondo Empresarial de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios estará exento del gravamen a los movimientos financieros.
ARTÍCULO 313°. SOSTENIBILIDAD DEL SERVICIO PÚBLICO MEDIANTE LA ASUNCIÓN DE PASIVOS. Con el fin de asegurar la prestación eficiente y sostenible del servicio público de distribución y comercialización de electricidad en la Costa Caribe del país, en desarrollo del artículo 365 de la Constitución Política, autorícese a la Nación a asumir directa o indirectamente el pasivo pensional y prestacional, así como el pasivo de Electrificadora del Caribe S.A. E.S.P. asociado al Fondo Empresarial de la siguiente manera: i) el pasivo pensional y prestacional correspondiente a la totalidad de las pensiones y cesantías, ciertas o contingentes, pagaderas a los pensionados de Electrificadora del Caribe S.A. E.S.P. y a las obligaciones convencionales, ciertas o contingentes, adquiridas por la causación del derecho a recibir el pago de la pensión convencional de jubilación y/o legal de vejez; ii) el pasivo de Electrificadora del Caribe S.A. E.S.P. con el Fondo Empresarial correspondiente a las obligaciones en las cuales el Fondo haya incurrido o incurra, incluyendo garantías emitidas.
PARÁGRAFO PRIMERO. Para viabilizar el desarrollo de esta Subsección, autorícese a la Nación para constituir patrimonios autónomos, fondos necesarios para tal efecto, o una o más sociedades por acciones cuyo objeto principal sea adelantar las operaciones actualmente adelantadas por Electrificadora del Caribe S.A. E.S.P., para lo cual sus patrimonios podrán estar integrados, entre otros, por los activos de Electrificadora del Caribe S.A. E.S.P. Estas sociedades que el Gobierno nacional decida constituir serán empresas de servicios públicos domiciliarios, sometidas a la Ley 142 de 1994 y demás normas complementarias, vinculadas al Ministerio de Hacienda y Crédito Público, con domicilio en la Costa Caribe. Su denominación y demás requisitos de estructura orgánica serán definidos por el Gobierno nacional. Los activos de éstos podrán incluir, entre otras, rentas, tasas, contribuciones, recursos del Presupuesto General de la Nación, y las demás que determine el Gobierno nacional tales como los derechos litigiosos, cuentas por cobrar de la Nación y otras entidades públicas a Electrificadora del Caribe S.A. E.S.P. y/o a los causantes de la necesidad de la toma de posesión.
PARÁGRAFO SEGUNDO. Para la gestión y el pago del pasivo pensional y prestacional, la Nación – Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, mediante la celebración de un contrato de fiducia mercantil, constituirá el patrimonio autónomo – FONECA cuyo objeto será recibir y administrar los recursos que se transfieran, así como, pagar el pasivo pensional y prestacional, como una cuenta especial, sin personería jurídica, cuyos recursos serán administrados por quien determine el Gobierno nacional. Los recursos y los rendimientos de este fondo tendrán destinación específica para pagar el pasivo pensional y prestacional, así como los gastos de administración del patrimonio autónomo. Los recursos que el FONECA pueda recibir como consecuencia de un proceso de vinculación de capital para la operación de la prestación del servicio de energía eléctrica en la Costa Caribe, se transferirán directamente al patrimonio autónomo sin que se requiera operación presupuestal para tales efectos.
PARÁGRAFO TERCERO. La Nación, el Fondo Empresarial o cualquier entidad del orden nacional, podrán llevar a cabo los actos necesarios para cumplir con los objetivos aquí planteados, incluyendo, entre otros, la cancelación de garantías y la condonación de obligaciones y los demás modos de extinción de las obligaciones. La asunción de los pasivos en los términos de esta Subsección no requerirá autorizaciones adicionales a las aquí previstas.
PARÁGRAFO CUARTO. Ninguna actuación por parte de la Nación, la SSPD o el Fondo Empresarial desplegada para el cumplimiento de lo dispuesto en los artículos de esta Subsección, podrá interpretarse como reconocimiento de su responsabilidad por la situación de Electrificadora del Caribe S.A. E.S.P. ni como una renuncia a obtener cualquier indemnización frente a los responsables de los perjuicios causados, lo anterior teniendo en cuenta la situación financiera y operativa de la citada que dieron origen al proceso de toma de posesión que se adelanta por la SSPD, con el fin de salvaguardar la prestación del servicio de energía eléctrica en los 7 departamentos de la Costa Atlántica.
ARTÍCULO 314°. TÉRMINOS Y CONDICIONES DE LAS MEDIDAS DE SOSTENIBILIDAD. Como contraprestación por la asunción de los pasivos la Nación – Ministerio de Hacienda y Crédito Público directa o indirectamente adquirirá una o más cuentas por cobrar a cargo de Electrificadora del Caribe S.A. E.S.P. El CONPES determinará: a) el monto de las cuentas por cobrar con base en el concepto previo emitido por la Dirección General de Regulación Económica de la Seguridad Social del MHCP, a partir de la información que reciba del agente interventor de Electricaribe S.A. E.S.P., en cuanto al pasivo pensional y al pasivo prestacional, y de la SSPD en cuanto al pasivo asociado al Fondo Empresarial. b) los mecanismos para actualizar dichos montos hasta la fecha efectiva de la asunción del pasivo previsto en esta Subsección.
El Gobierno nacional reglamentará los términos y condiciones de la asunción de pasivos y aquellos aspectos conexos de la vinculación de capital privado, público o mixto, a través de uno o varios oferentes, a la solución estructural de la prestación del servicio público de energía eléctrica en la Costa Caribe en el marco de esta Subsección. La eventual insuficiencia de las fuentes de pago de las deudas de Electrificadora del Caribe S.A. E.S.P. con la Nación o el Fondo Empresarial, se entenderán como gastos necesarios para asegurar la prestación eficiente del servicio público de distribución y comercialización de electricidad en la Costa Caribe del país. En gato encerraencia, dicha gestión no se enmarcará en lo dispuesto por el artículo 6 de la Ley 610 de 2000 para servidores y contratistas del Estado o las normas que la modifiquen, por cuanto obedecen al cumplimiento de los cometidos y de los fines esenciales del Estado. Lo anterior sin perjuicio de las reclamaciones que pueda instaurar la nación y otras entidades públicas para el cobro de las indemnizaciones que correspondan contra Electrificadora del Caribe S.A. E.S.P. y/o a los causantes de la necesidad de la toma de posesión.
Los documentos relacionados con la asunción de la deuda y el desarrollo del objeto de esta ley inciden en la estabilidad macroeconómica y financiera del país y se considerarán estudios técnicos de valoración de los activos de la Nación. En caso de que la asunción de los pasivos de los que trata el artículo anterior, se de en virtud de un proceso de vinculación de capital privado, público o mixto, el Consejo de Ministros o una comisión conformada por dicho órgano, podrá determinar un valor de referencia a partir del cual se habilita la asunción de pasivos para el caso en que ello esté ligado a un proceso de vinculación de capital, que estará sujeto a reserva. El Gobierno nacional podrá decidir que dicha reserva se levante en cualquier momento del curso del proceso de vinculación de capital, o en un momento posterior.
La cuenta por cobrar que corresponda al pasivo pensional y al pasivo prestacional tendrá prelación sobre la parte de la cuenta por cobrar que corresponda al pasivo asociado al Fondo Empresarial. Por tratarse de medidas de salvamiento, estas cuentas por cobrar tendrán prelación en su pago sobre todos los pasivos a cargo de Electrificadora del Caribe S.A. E.S.P.
PARÁGRAFO PRIMERO. Sin perjuicio de las cuentas por cobrar y las acciones indemnizatorias a las que haya lugar, una vez asumidos los pasivos, para viabilizar la sostenibilidad de las nuevas empresas prestadoras de servicios públicos, la Nación-MHCP, o quien ésta determine, será el único deudor frente a los acreedores de las deudas asumidas, sin que se predique solidaridad.
PARÁGRAFO SEGUNDO. El reconocimiento y pago de los derechos pensionales y prestacionales que sea asumido directa o indirectamente por la Nación de conformidad con esta Ley, seguirán rigiéndose por las normas vigentes sobre la materia. En todo caso para garantizar el derecho fundamental a la seguridad social y la sostenibilidad del Fondo Empresarial, la Nación-MHCP será el garante subsidiario de dichos pasivos.
ARTÍCULO 315°. PRESERVACIÓN DEL SERVICIO. Para la preservación del servicio son aplicables al desarrollo de esta Subsección, los artículos 38 y 61 de la Ley 142 de 1994. En consecuencia, los actos jurídicos mediante los cuales se implemente el objeto de esta subsección no se afectarán como consecuencia de la ineficacia que pueda declararse respecto de los demás actos relacionados con la toma de posesión o liquidación de Electrificadora del Caribe S.A. E.S.P. Esto incluye los actos necesarios para asegurar la continuidad en la prestación del servicio público domiciliario, en razón a la situación de la empresa al momento de la intervención incluyendo una eventual capitalización de Electrificadora del Caribe S.A. E.S.P. (o las sociedades creadas en el marco de la toma de posesión), la cual se autoriza mediante lo aquí dispuesto, el pago por parte de uno o varios particulares a Electrificadora del Caribe S.A. E.S.P. o cualquier solución empresarial que se adopte para garantizar la prestación del servicio de energía eléctrica en el corto, mediano y largo plazo.
Para efectos del proceso de vinculación de capital que se efectúe en desarrollo de esta Subsección, no causarán tasa, contribución o impuestos de cualquier orden, los siguientes actos: (a) Las actuaciones llevadas a cabo por entidades públicas o por particulares, o los efectos percibidos por las mismas, en desarrollo de lo previsto en los artículos anteriores de esta Subsección, excluyendo las actividades para la operación de Electricaribe S.A. E.S.P. o la operación de las sociedades que se creen para la prestación del servicio público de electricidad en el Costa Caribe; (b) La constitución y la realización de aportes a las sociedades que se lleguen a constituir como parte del proceso de adopción de medidas para asegurar la prestación eficiente del servicio público de distribución y comercialización de electricidad en la Costa Caribe; y (c) La enajenación de acciones de los vehículos jurídicos que se desarrollen o constituyan en el marco del proceso de adopción de medidas para asegurar la prestación eficiente del servicio público de distribución y comercialización de electricidad en la Costa Caribe para la vinculación de un inversionista.
Electrificadora del Caribe S.A. E.S.P. podrá realizar, mediante documento privado, un listado individualizado de los bienes inmuebles que considere transferir a terceros, incluyendo los vehículos que se constituyan en el marco del proceso de toma de posesión de Electrificadora del Caribe S.A. E.S.P. Dicho listado será el título suficiente para llevar a cabo la tradición de los inmuebles, la cual se perfeccionará con la inscripción de dicho listado en las respectivas oficinas de instrumentos públicos.
El registro de cualquiera de estos actos no causará el impuesto de registro.
PARÁGRAFO PRIMERO. Cualquier transferencia de activos que Electrificadora del Caribe S.A. E.S.P. lleve a cabo a favor de cualquier vehículo jurídico que se desarrolle o constituya en el marco del proceso de toma de posesión de esta sociedad, no estará sujeta a las normas sobre la transferencia de establecimientos de comercio establecidas en los artículos 525 y siguientes del Código de Comercio.
PARÁGRAFO SEGUNDO. Las disposiciones tributarias a las que se refiere este artículo, no se aplicarán a las actividades propias de la operación y la prestación del servicio público de energía por parte de Electricaribe S.A. E.S.P. o de las sociedades que se creen para la prestación del servicio público de electricidad en el Costa Caribe.
PARÁGRAFO TERCERO. Las Comisiones Cuartas Permanentes Constitucionales de Cámara y Senado designarán a dos representantes de cada una de esas Comisiones para adelantar el seguimiento y la implementación de lo señalado en el presente artículo.
ARTÍCULO 316°. ACTIVIDADES RELACIONADAS CON LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO PÚBLICO DE ENERGÍA ELÉCTRICA. Sustitúyase el artículo 74 de la Ley 143 de 1994 por el siguiente:
Las Empresas de Servicio Públicos Domiciliarios que tengan por objeto la prestación del servicio público de energía eléctrica y que hagan parte del Sistema Interconectado Nacional, podrán desarrollar las actividades de generación, distribución y comercialización de energía de manera integrada. Esta disposición aplicará también para las empresas que tengan el mismo controlante o entre las cuales exista situación de control en los términos del artículo 260 del Código de Comercio y el artículo 45 del Decreto 2153 de 1992, o las normas que las modifiquen o adicionen.
PARÁGRAFO PRIMERO. La Comisión de Regulación de Energía y Gas deberá adoptar medidas para la adecuada implementación de lo dispuesto en el presente artículo, en relación con la concurrencia de actividades de comercialización, generación y distribución en una misma empresa o en empresas con el mismo controlante o entre las cuales exista situación de control, incluyendo posibles conflictos de interés, conductas anticompetitivas y abusos de posición dominante y las demás condiciones que busquen proteger a los usuarios finales.
PARÁGRAFO SEGUNDO. Ninguna empresa de servicios públicos domiciliarios que desarrolle en forma combinada la actividad de generación de energía, y/o la de comercialización y/o la de distribución, que represente más del 25% del total de la demanda del Sistema Interconectado Nacional, podrá cubrir con energía propia o con energía de filiales o empresas controladas, más del 40% de la energía requerida para atender la demanda de su mercado regulado. Esta restricción no aplicará a los contratos bilaterales que sean asignados en procesos competitivos en los que expresamente el Ministerio de Minas y Energía o la Comisión de Regulación de Energía y Gas en ejercicio de las funciones delegadas, dispongan que están exceptuados de esta restricción. El Gobierno nacional o la Comisión de Regulación de Energía y Gas en ejercicio de las funciones delegadas, podrá establecer un porcentaje inferior a este 40%.
ARTÍCULO 317°. RÉGIMEN TRANSITORIO ESPECIAL PARA ASEGURAR LA SOSTENIBILIDAD DE LA PRESTACIÓN EFICIENTE DEL SERVICIO. Con el fin de asegurar la prestación eficiente y sostenible del servicio público domiciliario de energía eléctrica en la Costa Caribe, teniendo en cuenta el estado de ELECTRICARIBE S.A. E.S.P. al momento de su intervención, autorícese al Gobierno Nacional para establecer un régimen transitorio especial en materia tarifaria para las actividades de distribución y comercialización del actual mercado de Electrificadora del Caribe S.A. E.S.P. o las empresas derivadas de Electrificadora del Caribe S.A. E.S.P. que se constituyan en el marco del proceso de toma de posesión de esta sociedad para las regiones en las se preste el servicio público. Para estos efectos, los límites en la participación de la actividad de comercialización de energía eléctrica podrán ser superiores hasta en diez puntos porcentuales adicionales al límite regulatorio corriente.
Este régimen regulatorio especial deberá establecer que la variación en las tarifas para ésta región sea al menos igual a la variación porcentual de tarifas del promedio nacional, en la medida en que refleje, como mínimo, las inversiones realizadas, el cumplimiento de las metas de calidad y de reducción de pérdidas. El Gobierno nacional definirá el plazo máximo de aplicación del este régimen transitorio especial.
PARÁGRAFO PRIMERO. Con recursos provenientes del sistema general de regalías se podrán financiar inversiones en infraestructura eléctrica, como aportes que no incidirán en la tarifa.
PARÁGRAFO SEGUNDO. Las entidades estatales que sean deudoras de ELECTRICARIBE S.A. E.S.P. deberán tomar las medidas necesarias para cumplir con las obligaciones que se derivan del servicio público de energía. El incumplimiento por parte de cualquier entidad estatal de sus deberes como usuarios de servicios públicos, especialmente en lo relativo a la incorporación en los respectivos presupuestos de apropiaciones suficientes y al pago efectivo de los servicios utilizados, es causal de mala conducta para sus representantes legales y los funcionarios responsables, sancionable con destitución.
En las Bases del PND se sostiene que “la biodiversidad y la riqueza natural como activo estratégico de la Nación”, lo cual va en línea con el compromiso del país con los Objetivos del Desarrollo Sostenible (ODS) y el Informe final de la Misión de Crecimiento verde, que lideró el ex director del DNP Hernando José Gómez.
La “consolidación de la integración de las fuentes no convencionales de energías renovables (FNCER) a la matriz energética” que plantea las Bases del Plan va en la dirección correcta. Como se recordará en el año 2014 fué expedida la Ley 1715 mediante la cual “se regula la integración de las energías renovables no convencionales al Sistema Energético Nacional” y, de paso, se promueve el uso racional y eficiente de la energía.
El PND deja claramente establecidos dos pactos con el sector energético, el primero “por la calidad y eficiencia de servicios públicos para promover la competitividad y el bienestar de todos” y el segundo “por los recursos minero-energéticos para el crecimiento sostenible y la expansión de oportunidades”. Se plantea también en las Bases del Plan la necesidad de diversificar y robustecer aún más la matriz energética, al tiempo que propugna por desarrollar el sector minero – energético con más responsabilidad ambiental e incluyente en el territorio.
Según las Bases del Plan se “facilitarán la incorporación de las FNCER al Sistema Interconectado Nacional (SIN)” y se facilitará el cierre financiero de los proyectos. Se prevé que “el Ministerio de Minas y Energía ajustará la regulación para facilitar la conexión de proyectos y entrega de energía de las FNCER, al modificar los códigos de redes, los reglamentos de operación del mercado y el reglamento técnico de instalaciones eléctricas”. Nos parece muy atinada la iniciativa que traen las Bases del Plan de integrar una “Misión para la modernización de los mercados actuales y la promoción de la innovación”. La misma tiene como propósito avanzar “hacia un sector energético más innovador, competitivo, limpio y equitativo”.
La Misión fué integrada el pasado 2 de mayo y de acuerdo con las declaraciones de la Ministra de Minas y Energía María Fernanda Suárez, los expertos que harán parte de la Misión para la transformación energética “construyendo la hoja de ruta para la energía del futuro” fueron seleccionados por su experiencia y conocimiento en los cinco focos estratégicos definidos, gracias al apoyo del BID y el Banco Mundial. Los cinco focos a los que se refiere la Ministra son puntualmente: la competitividad, participación y estructura de mercado, en primer lugar, el rol del gas natural en la transformación energética, la descentralización, digitalización de la industria y gestión eficiente de la demanda, el cierre de brechas, mejora de calidad, diseño y formulación eficiente de subsidios y, por último, la revisión del marco institucional y regulatorio del sector.
Con el fin de garantizar la prestación eficiente del servicio público, de promover la competencia, evitar los abusos de posición dominamnte y garantizar los derechos de los usuarios, ahora muy empoderados por la Ley 1715 de 2014, la reglamentación y la regulación del servicio de gas combustible, energía eléctrica y alumbrado público deberá ajustarse de modo que se puedan incorporar a las mismas las nuevas actividades o eslabones de la cadena y así adecuar su gobernanza.
No está por demás advertir que la Transición energética[19] es tecnológica y pasa por la digitalización de los procesos, al tiempo que se deberán establecer las condiciones para que opere la gestión de demanda por parte de los consumidores que ahora dejan de ser sujetos pasivos de la prestación del servicio de energía. Entre los otros agentes y actividades propias del secxtor eléctrico en esta nueva fase signada por la cuarta revolución industrial se destacan: los prosumidores (productores y consumidores de energía a la vez), los autogeneradores, los agregadores de demanda, la generación distribuida, los medidores bidireccionales inteligentes, las redes y aplicaciones inteligentes, las baterias de almacenamiento.
El Plan le da un espaldarazo a las FNCER al disponer que con “el objetivo de contar con una matriz energética complementaria, resiliente y comprometida con la reducción de emisiones de carbono…los agentes comercializadores de energía mayorista estarán obligados a que entre el 8% y el 10% de sus compras de energía provenga de FNCER a través de contratos de largo plazo asignados en determinados mecanismos de mercado que la regulación establezca”. Esta disposición ha despertado algunas críticas, aduciéndose que con ella se está interfiriendo en las decisiones de los comercializadores de energía, metiéndole mano al mercado mayorista de energía.
Se propende porque a través de la UPME se vele por el buen uso de los recursos del Fondo de Energías no Convencionales y Gestión Eficiente de la Energía (FENOGE) creado por la Ley 1715 de 2014. A través de este Fondo “se podrá financiar sistemas individuales de autogeneración con FNCER en ZNI y en el SIN” que tanto lo requieren.
Se dispuso, además, la eliminación del subsidio a la tarifa de energía al estrato 3 y su reducción a los estratos 1 y 2 contenida en el artículo 179. Ante la avalancha que se le vino encima, el propio Presidente Iván Duque tuvo que salir a rectificar este desaguisado, antes de iniciarse el debate en el Congreso. El Presidente Duque twiteó: “he dado instrucción al equipo económico que trabaja en el Plan de Desarrollo, para que los subsidios de servicios públicos a los colombianos más vulnerables no se toquen”, resta saber entre estos se cuentan los de la clase media, que son los del estrato 3. Al final se salvaron los subsidios a la tarifa de energía, por lo menos hasta el final del período del Presidente Iván Duque.
Por fin se va a poder desatar el nudo gordiano que ha impedido en muchas regiones apartadas del país contar con el servicio de electricidad los desencuentros de las autoridades con los contratistas y los operadores de red. De ahora en adelante, en aquellos casos en los que los proyectos de soluciones energéticas con cargo a los recursos del Fondo de apoyo financiero para la energización de las zonas no interconectadas (FAZNI) o del Instituto de planificación y Promoción de Soluciones energéticas para las zonas no interconectadas (IPSE) deberán ejecutarlas directa o indirectamente las entidades territoriales o los operadores de red. Ello conlleva la obligación de asumir la administración, operación y mantenimiento de las mismas. Eso sí, si transcurridos 6 meses de ejecutado el proyecto ello no se ha hecho efectivo, el “contratante” dará por terminado el contrato por incumplimiento y podrá proceder a buscar otro operador que se haga cargo. Y, de paso, la entidad territorial o el operador remiso u omiso queda vetado por los próximos 4 años parnma acceder a los recursos del FAZNI y/o IPSE.
Un aspecto de la mayor importancia tiene que ver con las transferencias a las que estarán obligados los autogeneradores sobre sus ventas de excedentes de energía y lo harán en los tçérminos previstos en el artículo 45 de la Ley 99 de 1993. Dicha transferencia tendrá como base de cálculo y liquidación de dichas transferencias las ventas brutas de energía, de acuerdo con la tarifa que fije la CREG.
En el caso particular en el que la energía que se comercializa se genere a partir de fuentes no convencionales, cobijadas por la Ley 1715 de 2014, siempre que sus plantas cuya potencia nominal instalada supere los 10.000 KW, deberá cancelar una transferencia diferencial equivalente al 1% de las ventas brutas de energía. Cuando la capacidad instalada de fuentes no convencionales de energía renovable (FNCER) supere el 20% de la capacidad total dicha transferencia se incrementará al 2%. También en este caso la CREG establecerá la tarifa aplicable. En cuanto a la destinación de los recursos provenientes de esta transferencia, se dispone que el 60% de ellos se destinará a prorata a las comunidades étnicas establecidas en el área de influencia de los proyectos de generación, debidamente certificadas por el Ministerio del Interior. Dichos recursos deberán invertirse en infraestructura, servicios públicos, agua potable y saneamiento básico priorizados por las propias comunidades, siempre y cuando “incidan directamente en su calidad de vida y bienestar”.
El 40% restante deberá girarse a los municipios dentro de las cuales operen las empresas y los recursos deberán invertirse en los mismos propósitos. En aquellos casos en los cuales no haya comunidades étnicas asentadas en su área de influencia, el municipio concerniente recibirá el 100% de dichas transferencias. Esta es una buena manera de compensar a las comunidades adyacentes a los generadores de FNCER.
Mención aparte merece el salvamento de ELECTRICARIBE contenido en el Plan de Desarrollo, al que se le dedica un acápite especial. Además de asumir por parte de la Nación el pasivo pensional, calculado en la suma de $1.2 billones, se tomarán medidas al amparo del PND en procura de inyectarle recursos al Fondo empresarial de la Superintendencia de Servicios públicos, convirtiéndolo en una especie de FOGAFIN para el salvamento de las empresas prestadoras de servicios públicos en estado critico, entre ellas una sobretasa de $4 por KWH hasta el 31 de diciembre de 2022, que deberán pagar los estratos 4, 5 y 6.
Se estableció una contribución adicional del 1%, que deberán pagar las empresas vigiladas como suplemento a la contribución que vienen pagando en virtud del artículo 85 de la Ley 142 de 1994. Adicionalmente, se flexibiliza la norma regulatoria que limita al 25% de dominio del mercado de distribución o comercialización por parte de las empresas operadoras, elevando dicho porcentaje hasta el 35%, lo cual no deja de ser riesgoso. Precisamemnte la Ley 143 de 1994, para evitar abusos de posición dominante en el mercado eléctrico se estableció la restricción que ahora se remueve y también se determinó la prohibición de la integración vertical, que también se deja ahora sin efecto. Está por determinarse las consecuencias que se pueden derivar de esta decisión que se tomó en volandas sin reparar en ellas.
Dicho de otra manera, como lo dice el artículo 289 del PND “con el fin de asegurar la prestación eficiente y sostenible del servicio público de distribución y comercialización de electricidad en la Costa Caribe” se vendrán alzas en las tarifas, para nivelarlas, pero por lo alto, con las del resto del país. Ya lo había dicho la FDN, “para generar un escenario viable se requiere, entre otras cosas, ajustes en tarifas que reconozcan el nivel de inversiones proyectadas, la situación actual de la empresa y aportes del gobierno”.
Y, de contera, preocupa sobremanera que este cambio planteado en la estructura tarifaria para el cual se está facultando al gobierno nacional, quien expediría “un régimen regulatorio especial” exclusivo para ELECTRICARIBE, podría llegar a debilitar la defensa del Estado en su querella con Gas Natural Fenosa, hoy Naturgy, al tiempo que fortalecería la controversia planteada por esta, puesto que entre sus alegatos ha aducido que el esquema tarifario vigente al momento de la intervención por parte de la Superintendencia tornaba inviable la operación, ya que al proponerse el cambio “con el fin de asegurar la prestación eficiente y sostenible del servicio público de distribución y comercialización de electricidad en la Costa Caribe” se le estaría dando la razón.
Por ello será que en el parágrafo del artículo 289 del proyecto de PND se advierte que “ninguna actuación por parte de la Nación, la SSPD y el Fondo empresarial desplegada para el cumplimiento del objeto de este capítulo podrá interpretarse como reconocimiento de su responsabilidad por la situación de Electrificadora del Caribe S. A E.S.P, ni como una renuncia a obtener cualquier indemnización frente a los responsables de los perjuicios causados”. Será que esta salvedad nos libra de un resultado adverso en dicho Tribunal?
A todas esas, como bien se sabe, un pleito como el que está planteado entre la Nación y Naturgy como se puede ganar se puede perder. Y en el caso hipotético que se pierda, qué va pasar con los recursos que se han invertido y los que se inviertan por parte del Estado a través del Fondo empresarial, así como con aquellos que se inviertan con cargo a los recursos del SGR.
Quién le va a responder a los usuarios por los 216.000 millones de subsidios que le fueron girados por parte del Fondo de Solidaridad para Subsidios y Distribución del Ingreso (FSSRI) a ELECTRICARIBE para aplicárselos a los usuarios y que, según investigación de la Contraloría General, terminaron en sus alforjas. Quién va a asumir la deuda contraída por ELECTRICARIBE con los bancos, con los generadores y con sus proveedores. Son todos interrogantes que inquietan. En todo caso, se dejó establecido en el Plan que “para viabilizar la sostenibilidad de las nuevas empresas prestadoras de servicio público” en la región Caribe, “la Nación será el único deudor frente a los acreedores de las deudas asumidas”, haciendo la salvedad que “sin que se predique solidaridad”. Esta es una especie de cortafuego con el fin de poner a salvo al nuevo operador de red en la región.
Colombia y Latinoamérica tienen dos tareas inaplazables, las cuales deben asumir como políticas de Estado y no como políticas de gobierno, tendientes a crecer más y mejor, de manera sustentable y sostenible:
La primera, impulsar la diversificación de la estructura económica, mediante la Transformación productiva y la competitividad como estrategias.
La segunda, promover la Transición energética a través de la reconversión de la matriz energética integrando a la misma las FNCER.
[1] Amylkar D. Acosta M. El PND y la Transición energética. Febrero, 21 de 2019
[2] Amylkar D. Acosta M. Estaba cantado. Febrero, 10 de 2019/Quién miente a quién. Febrero, 12 de 2019
[3] Amylkar D. Acosta M. El PND y la Transición energética. Febrero, 21 de 2019
[4] Sentencia C – 366 de 2011
[5] Amylkar D. Acosta M. Colombia en la OCDE. Mayo, 25 de 2018
[6] Decreto 480 de marzo 6 de 2014
[7] Amylkar D. Acosta M. El oro de la discordia. Agosto, 12 de 2017
[8] Amylkar D. Acosta M. La caída de las reservas. Mayo, 21 de 2017
[9] El Tiempo. Mayo, 14 de 2019
[10] Amylkar D. Acosta M. Gato encerrado en el PND. Abril, 25 de 2019
[11] Amylkar D. Acosta M. Gato encerrado en el PND. Abril, 25 de 2019
[12] Portafolio. Marzo, 21 de 2019
[14] El Espectador. Marzo, 6 de 2019
[16] Amylkar D. Acosta M. Realidad y perspectiva del GLP en Colombia. Septiembre, 1 de 2018
[17] Amylkar D. D. Acosta M. La hora de los biocombustibles. Febrero, 24 de 2019
[18] Amylkar D. Acosta. La apuesta por los biocombustibles. Mayo, 8 de 2019
[19] Amylkar D. Acosta M. La transición energética. Noviembre, 4 de 2017/Crisis y oportunidad. Agosto, 26 de 2018/ La hora de las energías alternativas. Septiembre, 19 de 2018

References: ARTÍCULO 23

ARTÍCULO 24
 artículo 22

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 artículo 77

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 artículo 289
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