Beneficios tributarios en inversiones de Fuentes no Convencionales de Energía y en proyectos de gestión eficiente de la energía
Nuevas resoluciones expedidas por la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) en relación con requisitos para acceder a los beneficios tributarios en inversiones en investigación, desarrollo o producción de energía a partir de Fuentes no Convencionales de Energía (FNCE) y a los beneficios tributarios de descuento en el impuesto de renta, deducción de renta y exclusión del IVA para proyectos de gestión eficiente de la energía (EE).
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Beneficios tributarios en inversiones en investigación, desarrollo o producción de energía a partir de FNCE Resolución No. 000203 de 2020 |
Beneficios tributarios para proyectos de EE: Descuento en el impuesto de renta, deducción de renta y exclusión del IVA Resolución No. 000196 |
| Para obtener el certificado de acceso a estos beneficios, la UPME identificará si las inversiones:
1. Corresponden a un proyecto FNCE de acuerdo con la ley (Cf., artículo 5(16)(17), Ley 1715 de 2014); y, 2. Que los bienes y servicios del proyecto estén en el Anexo No. 1 de la Resolución No. 000203 y cumplan los requisitos exigidos (Anexo en el que se detalló el listado de los elementos, equipos, maquinaria y servicios que otorgan los beneficios tributarios). El siguiente es el procedimiento para obtener la certificación de la UPME: 1. Presentación: Entrega de la propuesta de proyecto en cumplimiento de los requisitos del artículo 4 de la Resolución. Vía correo electrónico incentivosEEFNCE@upme.gov.co o aplicativo en línea UPME. 2. Revisión: La UPME revisará la propuesta dentro de los 10 días hábiles siguientes a su presentación: Podrá admitir, inadmitir (por incompleta) o rechazar. 3. Evaluación: Admitida la propuesta, la UPME tendrá 35 días calendario para decidir, aunque podrá solicitar, por una sola vez, información aclaratoria. 4. Resultados: La UPME decidirá si certificar o no el proyecto (favorable o desfavorable), en todo caso, informando las razones de esta. Procede recurso de reposición. El certificado favorable será válido y suficiente para aplicar los beneficios tributarios de: A. Deducción especial por un período no mayor a 15 años contados a partir del año gravable siguiente en el que haya entrado en operación la inversión; B. Exclusión del IVA; y, C. Exención de derechos arancelarios por una vigencia de dos años contados a partir de la fecha de su emisión. Respecto de la depreciación acelerada, la UPME señaló que no emitirá pronunciamiento alguno; le corresponde al contribuyente actuar conforme con lo dispuesto en el artículo 1.2.1.18.75. del Decreto 1625 de 2016. |
Los proyectos susceptibles de acceder a estos beneficios tributarios deberán:
1. Enmarcarse en las acciones y medidas sectoriales contenidas en las Resoluciones MME-MADS-MHCP 1988 de 2017 y MME-MADS-MHCP 0367 de 2018 del Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible; y, 2. Tener una contribución cuantificable a las metas de eficiencia energética del Plan de Acción Indicativo PAI 2017-2022. El siguiente es el procedimiento para obtener la certificación de la UPME: 1. Presentación: Entrega de la propuesta de proyecto en cumplimiento de los requisitos del artículo 3 de la Resolución. Vía correo electrónico incentivosEEFNCE@upme.gov.co o aplicativo en línea UPME. 2. Revisión: La UPME revisará la propuesta dentro de los 10 días hábiles siguientes a su presentación: Podrá admitir, inadmitir (por incompleta) o rechazar. 3. Evaluación: Admitida la propuesta, la UPME tendrá dos meses para decidir, aunque podrá solicitar, por una sola vez, información aclaratoria. 4. Resultados: La UPME decidirá si certificar o no el proyecto (favorable o desfavorable), en todo caso, informando las razones de esta. Procede recurso de reposición. El certificado favorable será válido y suficiente para aplicar los beneficios tributarios de: A. Descuento por inversiones realizadas en control, conservación y mejoramiento del medio ambiente (artículo 255 ET); B. Exclusión de IVA sobre bienes necesarios para el cumplimiento de la regulación ambiental, los destinados a reciclar y procesar basuras o desperdicios y las importaciones de maquinaria y equipo para lograr el mejoramiento del medio ambiente (artículo 424(7) y 428(f) ET) por una vigencia de 2 años contados a partir de la fecha de su emisión; y, C. Deducción especial por un período no mayor a 15 años contados a partir del año gravable siguiente en el que haya entrado en operación la inversión (artículo 11 Ley 1715). Nota: El Anexo No. 1 de la Resolución lista los activos e inversiones que, por sector, otorgan los beneficios e incentivos fiscales para proyectos de EE. |
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MinMinas estableció criterios para la exploración y explotación de hidrocarburos offshore
Con base en lo anterior, se establece que la Resolución aplicará a los operadores y proveedores de servicios petroleros para actividades off-shore, quienes se verán obligados a dar cumplimiento al contenido de la Resolución y en caso de que quieran aplicar otras normas, deberán solicitarlo formalmente a la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), justificando técnicamente el cambio de normativa aplicable.
La Resolución establece, entre otros, los siguientes criterios técnicos que deben ser tenidos en cuenta y cumplidos por los interesados en desarrollar este tipo de actividades:
- Seguridad de los procesos: De manera previa al inicio de las operaciones, los operadores deberán presentar el programa de Gestión de Seguridad de Procesos.
- Competencia del personal: El operador deberá garantizar que su personal cuente con la experiencia certificada necesaria para desarrollar las actividades, tanto para la seguridad de los procesos como para responder emergencias.
- Perforación de pozos: La maquinaria usada para realizar la perforación deberá cumplir con el Código Internacional para la Construcción y el Equipo de Unidades Móviles de Perforación Mar Adentro. Asimismo, se deberá asegurar que las actividades se desarrollen en condiciones mecánicas y estructurales apropiadas, garantizando así la integridad del pozo.
- Intervención de pozos: Para realizar cualquier actividad que se considere como de intervención, se deberá solicitar a la ANH la autorización de los trabajos a través de la respectiva forma 7CR.
- Producción de pozos: De manera previa, se deberá presentar ante la ANH el plan de desarrollo para las operaciones, el cual deberá contener la información básica de los diseños y diagramas de la estructura que se usará.
Finalmente, se establece como régimen de transición que los contratos vigentes en fase de explotación deberán dar cumplimiento a la Resolución en lo relacionado con las actividades de perforación, completamente e intervención de pozos, mientras que para la producción se deberá seguir aplicando la normativa previa.
Se expidieron términos de referencia para Estudios de Impacto Ambiental para PPII
Mediante la Resolución 821 del 24 de septiembre de 2020 el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible (MADS) publicó los términos de referencia (TdR 029) para la elaboración de Estudios de Impacto Ambiental (EIA) para la obtención de las licencias ambientales para el desarrollo de Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) sobre Yacimientos no Convencionales (YNC) de hidrocarburos con la técnica de Fracturamiento Hidráulico multietapa con Perforación Horizontal (FH-PH).
La Resolución establece entre otras las siguientes disposiciones:
- Los TdR 029, se aplicarán por la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA) a los particulares interesados en realizar PPII sobre YNC usando la técnica de FH-PH.
- El interesado en obtener la licencia ambiental deberá incluir en el EIA todos los aspectos que puedan afectar los recursos naturales renovables o el ambiente y en caso de que no lo haga, se deberá justificar técnica y jurídicamente las razones de la exclusión de esta información.
- La ANLA podrá requerir información adicional que considere útil e indispensable para realizar la evaluación de la viabilidad del proyecto, así dicha información no se incluya en los TdR 029.
- Objetivos del PPII, con base en el Decreto 328 de 2020.
- La localización y caracterización del área de influencia para definir la línea base local.
- Descripción de las necesidades de uso y aprovechamiento de recursos naturales.
- Síntesis del proceso de consulta previa, en caso de que aplique.
- Levantamiento de una línea base del componente hidrológico, incluyendo la identificación de fuentes potenciales de contaminación de acuíferos
- Medidas para la protección de acuíferos y ecosistemas conexos en las actividades de FH-PH
- Método de evaluación ambiental de impactos usado y cuantificación de los impactos ambientales significativos.
- Plan de Manejo Ambiental.
- Costo estimado del proyecto y del Plan de Manejo Ambiental.
- Cronograma de ejecución del proyecto.
- Actividades por ejecutar en la etapa de desmantelamiento y abandono.
Gómez-Pinzón asesoró adquisición de activos petroleros por parte de The Carlyle Group
- La transacción fue firmada el 01 de octubre de 2020.
- El valor de la operación fue de USD $825 millones.
- Con la adquisición, The Carlyle Group consolida su presencia en Colombia.
Bogotá, 14 de octubre de 2020 – Gómez-Pinzón Abogados asesoró a The Carlyle Group, una de las firmas de inversión más importantes en el mercado global, en la adquisición del 100% de las acciones de Occidental Petroleum Corporation (Oxy) en Oxy Colombia Holdings LLC y Occidental International Holdings Ltd, lo que resultará en la adquisición por parte de Carlyle de los activos petroleros que Oxy tiene en tierra en Colombia, cumplidas ciertas condiciones para el cierre.
La transacción, que fue firmada el 01 de octubre del año en curso, también incluyó la obtención por parte de Carlyle de préstamos con múltiples acreedores. El valor reportado de la transacción fue de USD $825 millones.
El equipo de Gómez-Pinzón fue liderado por los socios José Luis Palacios (Energía & Recursos Naturales), Andrés Hoyos (Corporativo, Fusiones & Adquisiciones), y José Luis Suárez (Banca, Finanzas & Mercado de Capitales. También participaron Lina Correa, Catalina Prieto y Andrés Felipe Fonseca (asociados senior), así como Juan Pablo Perdomo, Nicolás Rocha y Andrés Eduardo Gómez (asociados).
Con esta adquisición, The Carlyle Group consolida su presencia en Colombia y dará inicio a sus actividades de exploración, explotación y operación de los yacimientos petroleros que administraba Oxy.
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Presidencia establece guía para la realización de consulta previa
El principal cambio que introduce esta Directiva es la eliminación del certificado de presencia de comunidades, el cual es remplazado por la expedición de un acto administrativo emitido por la Dirección de la Autoridad Nacional de Consulta Previa del Ministerio del Interior (“DANCP”) respecto de la procedencia o no de la consulta previa, lo cual ya venía realizándose desde la creación de la Autoridad Nacional de Consulta Previa mediante el Decreto 2353 de 2019.
En general, la Directiva establece que el proceso de consulta previa se encuentra compuesto por cinco (5) etapas, las cuales corresponden a:
1. Determinar la procedencia de la consulta previa;
2. Coordinación y preparación de las actividades de consulta;
3. Preconsulta;
4. Consulta previa; y
5. Seguimiento de los acuerdos.
Cada una de estas etapas se caracteriza en términos generales por lo siguiente:
Determinación de procedencia de la consulta previa
En esta etapa se revisará si el proyecto, obra o actividad requiere de la realización de la consulta previa al generar una afectación directa a las comunidades, para lo cual la Dirección de la DANCP deberá:
- Recibir la solicitud que presente el interesado en el proyecto;
- Consultar la información registrada en distintas entidades estatales para confirmar la presencia o no de comunidades;
- Realizar una visita de verificación en caso de que la información suministrada por el promotor sea insuficiente;
- Dar respuesta a la solicitud dentro de los treinta (30) días siguientes a su recepción; y
- Expedir un acto administrativo en el que se establezca si hay o no lugar a la consulta previa.
En caso de que sea necesaria la realización de la consulta previa, en esta etapa se realizará un diálogo con las autoridades de las comunidades para establecer la ruta metodológica mediante la cual se desarrollará la consulta.
Para esto, la Directiva adiciona las siguientes actividades a la Directiva 10 dentro de la etapa de preconsulta:
- Se establece un plazo mínimo para convocar la reunión de preconsulta dentro de los quince (15) días hábiles siguientes a la solicitud;
- Cuando se llegue a un acuerdo parcial, la DANCP fijará los elementos faltantes de la ruta metodológica.
Para lo anterior, se adicionan a la Directiva 10 las siguientes actividades:
- Se establece un plazo mínimo para convocar la primera reunión de consulta previa con una antelación de mínimo quince (15) días hábiles;
- En los eventos en que haya (i) falta de acuerdo; (ii) inasistencia de las autoridades representativas de las comunidades; y (iii) falta de solución al conflicto de representatividad de la comunidad, se aplicará por un término máximo de tres (3) meses, el test de proporcionalidad con el objetivo de determinar las medidas de manejo para prevenir, corregir o mitigar las afectaciones directas que pueden sufrir las comunidades, para lo cual se realiza una ponderación entre las restricciones a los derechos y los beneficios que reporta la ejecución de la actividad o proyecto propuesto.
En relación con el seguimiento de las medidas acordadas entre las comunidades y el desarrollador del proyecto o establecidas por la DANCP en aplicación del test de proporcionalidad, se transfiere a la autoridad ambiental correspondiente el deber de hacer el seguimiento al cumplimiento de las medidas de carácter ambiental. El seguimiento de las demás medidas seguirá en cabeza de la DANCP.
Se priorizan los servicios públicos en la explotación de recursos no renovables
Mediante la Ley 2045 del 5 de agosto de 2020 el Congreso de Colombia estableció las reglas y criterios para la priorización de la prestación de servicios públicos dentro de los programas de beneficio de las comunidades contemplados en el Decreto 714 de 2012, en los contratos de exploración y producción de hidrocarburos en etapa de producción (Contratos E&P), y los contratos de gran minería en etapa de explotación.
La Ley establece entre otras las siguientes disposiciones:
- Se entiende como prestación de servicios públicos domiciliarios la construcción de nuevas redes, optimización, repotenciación y mejoramiento de redes existentes.
- Aplicará para los contratos de concesión de gran minería y Contratos E&P en etapa de producción, celebrados a partir de 2021. No obstante, podrán ser aplicados por los contratistas con contratos vigentes de manera previa al 2021.
- Las inversiones para la prestación de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica, energía para cocción de alimentos y energía para la distribución, purificación y tratamiento de aguas incluirá la implementación de energías renovables alternativas.
- Las comunidades ubicadas en el área de influencia del proyecto que no cuenten con todos sus servicios públicos domiciliarios priorizarán de manera discrecional el servicio público respectivo.
- Las inversiones que se realicen para la prestación de servicios públicos domiciliarios deberán contemplar los costos y cargos de conexión para la entrada en operación del servicio.
- Para los Contratos E&P, la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) deberá incluir como criterio de priorización de los Programas de Beneficio de Comunidades (“PBC”), la inversión para la prestación de servicios públicos domiciliarios.
- En caso de que las comunidades ubicadas en el área de influencia del proyecto estén interesadas en otro tipo de proyectos, podrán solicitar su ejecución siempre que cuenten con los servicios públicos domiciliarios mínimos.
- La inversión en los PBC en etapa de exploración y producción no podrá ser inferior al 1% del valor total de la inversión contenida en cada fase del Programa exploratorio Mínimo, Adicional o Posterior.
- La Agencia Nacional de Minería (ANM) deberá incluir como criterio de priorización de los Contratos de Concesión de Gran Minería, la inversión en la prestación de servicios públicos domiciliarios a las comunidades dentro de la zona de influencia del proyecto.
- El valor de la inversión en ningún caso deberá ser inferior al 1% de la utilidad neta obtenida en el año inmediatamente anterior, asociada al título minero.
Hasta hoy se podrán comentar criterios técnicos para proyectos de hidrocarburos costa afuera
El pasado 23 de julio de 2020, el Ministerio de Minas y Energía (“MME”) publicó un proyecto de resolución “Por el cual se establecen los criterios técnicos para proyectos de exploración y explotación de hidrocarburos costa afuera en Colombia”, respecto del cual los interesados podrán presentar comentarios a más tardar hasta hoy, 30 de julio del presente año. El proyecto de resolución se encuentra disponible aquí.
Del proyecto de resolución resaltamos los siguientes aspectos:
- Su propósito es establecer los requerimientos técnicos para la ejecución de proyectos y actividades de exploración de producción de hidrocarburos costa afuera, con el fin de fomentar un desarrollo seguro, sostenible y responsable del sector.
- El ámbito de aplicación incluye a los operadores que desarrollen actividades de perforación, intervención de pozos y producción de hidrocarburos costa afuera bajo el lecho marino en aguas someras, profundas y/o ultra profundas del territorio colombiano, y a las personas jurídicas que hayan suscrito cualquier contrato para la exploración y explotación de hidrocarburos con la Agencia Nacional de Hidrocarburos o con Ecopetrol S.A.
- La utilización de normas, estándares o prácticas diferentes a las señaladas en la resolución por parte de un operador, requerirá de la aprobación previa del MME Energía o la autoridad que este delegue, solicitud que deberá contener razones técnicas que justifiquen apartarse de la resolución y que demuestren que lo propuesto garantiza las mismas o mejores condiciones del desarrolle sostenible y responsable de la actividad, en aras de reducir al mínimo el impacto medioambiental, la seguridad de las personas y los equipos utilizados.
- El operador deberá dar cumplimiento de estándares internacionales en materia de seguridad de los procesos durante las actividades de perforación, intervención de pozos y producción de hidrocarburos costa afuera, y la obligación de exigirles a los proveedores de bienes y servicios entrenamiento y certificaciones para que se adopten prácticas responsables de salud ocupacional, seguridad industrial y medio ambiental (Título 2).
- Para la realización de actividades de diseño, construcción y operación de plataformas fijas, construcción, completamiento, perforación y abandono de pozos, el operador deberá dar cumplimiento a ciertos estándares internacionales y/o requisitos técnicos contenidos en el Título 3 del borrador de resolución. Así mismo, en el Título 4 se establece que cuando el operador considere necesario intervenir un pozo o realizar pruebas iniciales de producción, deberá contar con la autorización previa del MME o a quien este designe.
- Para llevar a cabo actividades de producción, el operador deberá remitir al MME o a quien este designe un plan de desarrollo que deberá contener la información a que se refiere el artículo 24 de la resolución y deberá dar cumplimiento a los estándares y prácticas señaladas en el artículo 25 y siguientes para el diseño y montaje de las estructuras fijas y flotantes de producción, las facilidades y ductos y las instalaciones submarinas.
- El MME o a quien este delegue podrá llevar a cabo directamente, o a través de terceros, inspecciones programadas a los equipos de perforación e intervención de pozos, comunicando por escrito al operador con un plazo de antelación.
- Para asegurar su capacidad de respuesta ante derrames y contención de pozo, y sin perjuicio del Plan de Contingencias que apruebe la autoridad ambiental competente, el operador que emplee válvulas de seguridad tipo BOPs submarinas o superficiales, deberá demostrar que podrá desplegar recursos de contención adecuados para responder ante explosiones o pérdidas de control del pozo, certificando la existencia de un contrato con alguna compañía de contención de pozos acreditada para el efecto.
Publican para comentarios resolución de lineamientos sociales para desarrollo de PPII
El pasado 7 de julio de 2020, el Ministerio del Interior publicó para comentarios un proyecto de resolución que busca definir los lineamientos sociales para el desarrollo de Proyectos Pilotos Integral de Investigación (PPII) para Yacimientos No Convencionales (YNC), incorporando a sus estrategias sociales un componente específico que atienda a la naturaleza científica e investigativa de los PPII y a la necesidad de propiciar un diálogo social permanente y construir confianza en el respectivo medio socioeconómico donde se desarrollará el proyecto. Esta estrategia se denomina Estrategia Específica de Relacionamiento Social (EERS), y deberá cumplir con ciertos requisitos y componentes mínimos.
De acuerdo con el proyecto de resolución, se deberá desarrollar un Plan de Observación Ambiental Participativo que deberá vincular a los grupos de interés en labores de observación, seguimiento y acompañamiento al Plan de Monitoreo y Seguimiento del Plan de Manejo Ambiental (PMA). Durante la ejecución de los PPII, el interesado deberá presentar tanto EERS como su Plan de Observación Ambiental Participativo a los diferentes grupos de interés y comunidades que se encuentren dentro del medio socioeconómico del proyecto, así como participar activamente con estos grupos para dar a conocer de la mejor manera posible todos los impactos que podrían a tener los PPII en los respectivos medios socioeconómicos donde ser lleven a cabo.
Los interesados en realizar comentarios a este proyecto de resolución lo podrán hacer hasta el 22 de julio enviando un correo electrónico a las siguientes direcciones: danitza.ramos@mininterior.gov.co y/o jacqueline.suarez@mininterior.gov.co.
Reglamentan certificación de proyectos para generación de energía con fuentes no convencionales
Con base en las modificaciones que introdujeron la Ley 1955 y el Decreto 2106 de 2019 a los artículos 11 y 12 de la Ley 1715 de 2014, especialmente en lo que corresponde a la asignación a la Unidad de Planeación Minero – Energética (“UPME”) de la competencia exclusiva para expedir la certificación del proyecto como generador de energía eléctrica a partir de Fuentes No Convencionales de Energía (“FNCE”) y de los equipos y servicios excluidos de IVA, el Presidente de la República expidió el Decreto 829 del 10 de junio de 2020, mediante el cual se reglamenta el procedimiento para la obtención de esta certificación y se toman otras medidas.
El procedimiento para la expedición de la certificación y la aplicación de los beneficios tributarios de los artículos 11, 12, 13 y 14 de la Ley 1715 de 2014, se incluyó en el artículo 1.2.1.18.78 adicionado al Decreto 1625 de 2016, según el cual se deberán cumplir los siguientes pasos:
- El interesado deberá presentar la solicitud ante la UPME, a través de la ventanilla de trámites dispuesta por la entidad, en la cual se deberá incluir la información detallada del bien y los demás documentos que establezca la UPME.
- Radicada la solicitud, se deberá realizar el pago por concepto de servicios de evaluación, de conformidad con la resolución que establezca las tarifas aplicables para la evaluación de los proyectos de generación de energía a partir de FNCE o de gestión eficiente de la energía.
- Realizado el pago, la UPME verificará el cumplimiento de los requisitos establecidos por la Ley 1715 de 2014, el Decreto 829 de 2020 y los demás actos que se expidan en desarrollo de esta función.
- Si el proyecto de generación a través de FNCE tiene una capacidad mayor a 1MW, previo a la solicitud de la certificación, el interesado deberá inscribir el proyecto en el registro de proyectos de generación de la UPME.
- Una vez analizados todos los requisitos y si el proyecto cumple con estos, la UPME emitirá la certificación correspondiente. En caso de que no se cumplan con los requisitos, se emitirá comunicación informando las razones de la improcedencia de la certificación para el proyecto.
Es importante tener en cuenta que la UPME deberá establecer el procedimiento aplicable a los trámites y requisitos que aquí se relacionan en un plazo máximo de tres meses desde la fecha de publicación del Decreto en el Diario Oficial.
Con relación a la validez de los certificados expedidos por la UPME se establece que los proyectos que al 31 de diciembre de 2019 tuvieran el concepto favorable emitido por la UPME no deberá realizar ningún trámite adicional para la obtención de los beneficios establecidos tributarios en mención.
Dentro de las modificaciones importantes a ser tenidas en cuenta con base en los artículos adicionados por el Decreto, mediante los artículos 1.2.1.18.71 y 1.2.1.18.74 se estableció respecto al beneficio de deducción en el impuesto sobre la renta por inversiones en proyectos de FNCE o en Gestión Eficiente de la Energía, que los inversionistas podrán aplicar las deducciones a que haya lugar en un periodo no mayor de 15 años contados a partir del año gravable siguiente al año en que haya entrado en operación la inversión, plazo que antes se encontraba limitado en un término máximo de 5 años.
Asimismo, con el objetivo de ejercer control sobre las compañías que adquieran los incentivos y beneficios relacionados con la deducción en el impuesto sobre la renta, mediante el artículo 1.2.1.18.77, la Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales (“DIAN”) fue facultada para verificar que (i) los activos integrantes de proyectos de generación de energía a través de FNCE o en Gestión Eficiente de la Energía no se enajenen antes de cumplir su vida útil; y (ii) quienes financien las inversiones en este tipo de proyectos a través de operaciones de leasing financiero y hayan hecho efectiva la deducción, hagan ejercicio de la opción de compra. En caso de incumplirse con alguna de estas condiciones, la DIAN verificará que el inversionista declare la renta por recuperación de deducciones.
Finalmente, el Decreto adicionó los artículos 1.2.1.18.70 a 1.2.1.18.79 y 1.3.1.12.21 y 1.3.1.12.22 al Decreto 1625 de 2016 y derogó las secciones 1, 2, 3, 4 y 5 del capítulo 8 del título 3 de la parte 2 del Decreto 1073 de 2015.
Centrales Hidroeléctricas deberán almacenar agua para evitar desabastecimiento de energía eléctrica en el verano 2020-2021
Mediante la publicación del Proyecto de Resolución 080 de 2020 la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) ordena hacer público un proyecto de resolución por el cual se adoptan medidas para asegurar el abastecimiento de la demanda de energía en el verano 2020-2021.
Teniendo en cuenta el fenómeno de El Niño del año 2009-2010, la CREG consideró necesario definir las reglas sobre la operación del Sistema Interconectado Nacional (SIN) y la operación del Mercado de Energía Mayorista ante condiciones de riesgo de desabastecimiento de energía. Dichas consideraciones fueron adoptadas en las Resoluciones CREG 026 y CREG 155 de 2014 en donde se establece que debe hacerse un seguimiento de las variables energéticas del mercado y a partir de niveles de alerta, se debe activar un mecanismo para asegurar la sostenibilidad y confiabilidad del sistema.
El seguimiento determinó que los embalses que hacen parte del SIN, así como los niveles hídricos, se encuentran en mínimos históricos. En las condiciones actuales de operación no se está almacenando la cantidad de agua necesaria para esta época del año pues se deben alcanzar unos niveles de embalsamiento necesarios para garantizar la confiabilidad del sistema en el verano de 2020-2021. Adicionalmente, el IDEAM indicó que existe la posibilidad de que se presenten condiciones de sequía para el verano 2020-2021 por lo que se podría estar ante una situación de riesgo. A su vez, las generadoras térmicas han manifestado que están totalmente disponibles para apoyar la confiabilidad del sistema.
En este sentido, la CREG consideró necesario adoptar medidas preventivas y transitorias para evitar la afectación de la reactivación económica y el suministro continuo y de calidad del servicio público de energía eléctrica. Por esto, determinó necesario dar aplicación al mecanismo para el sostenimiento de la confiabilidad previsto en la Resolución CREG 026 de 2014, con ajustes relacionados principalmente con la definición de las cantidades de agua a almacenar en los embalses y el periodo durante el cual esta medida se pondrá en práctica. El mecanismo previsto por el proyecto de Resolución 080 de 2020 consiste en establecer unos niveles de alerta para el seguimiento del sistema, compuesto por los índices del artículo 2 de la Resolución 026 de 2014. Asimismo, durante el período de riesgo de desabastecimiento se aplicarán las reglas del artículo 7 de la Resolución 026 de 2014 para la venta y embalse de energía. Finalmente, el mecanismo deberá seguir los procedimientos de implementación previstos en la Resolución 155 de 2014 y estará vigente una vez sea publicado en el Diario Oficial y hasta el 31 de diciembre de 2020.
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