Offshore Costa Pacífica

Offshore Costa Pacífica

Con la firma del contrato de exploración y explotación Tayrona en el año 2003 por parte de Petrobras, Ecopetrol y Exxon Mobil, Colombia inicio lo que podríamos denominar la tercera ola en cuanto la realización de esfuerzos en la exploración Costa Afuera en el Caribe Colombiano.

Es loable el esfuerzo que ha hecho el gobierno colombiano en mejorar las condiciones contractuales para la exploración offshore.

El esfuerzo exploratorio se ha enfocado en el mar caribe, la costa pacífica no ha tenido un impulso notorio como lo ha tenido la costa caribe.  

En la actual coyuntura por la que atraviesa el país, debido a la falta de claridad si se podrá o no explotar los yacimientos no convencionales, realizar un mayor impulso a la exploración en el pacífico puede ser una buena alternativa.

¿Como se ha comportado el entorno a la exploración en las costas del océano pacifico, será que esta falta de interés es un fenómeno regional?

Este escrito tiene el propósito de realizar una descripción general del entorno suramericano colombiano frente a los contratos de exploración Costa Afuera en el pacífico suramericano, así como el llamado a realizar mayores esfuerzos en la exploración Costa Afuera dichas cuencas.

INTRODUCCIÓN

Cuando hablamos de exploración Costa Afuera en Colombia primero debemos definir que es Costa Afuera. El articulo 4 numeral 9 de La resolución 40687 del 2017 del Ministerio de Minas y Energía la define como aquella porción que “Comprende el mar territorial, la zona económica exclusiva y la plataforma continental de la Nación conforme a lo establecido en la Ley 10 del 4 de agosto de 1978, por medio de la cual se dictan normas sobre mar territorial, zona económica exclusiva, plataforma continental, y se establecen otras disposiciones”.

A partir de esta definición se estructura todo un segmento de la industria de los Hidrocarburos distinta y separada de lo que conocemos como la exploración y producción de hidrocarburos continental.

  1. ANTECEDENTES EXPLORACIÓN COSTA AFUERA

La exploración y producción Costa Afuera en el mundo es tan vieja como la exploración continental. Para finales del siglo IXX en las costas de Santa Barbara, California, Estados Unidos comenzaron las primeras exploraciones que podríamos clasificar Costa Afuera. Se construyeron una serie de muelles separados por unos 100 metros en madera donde se levantaron las torres de perforación igualmente construidos en madera, estos muelles tenían la posibilidad de ser extendidos dentro del mar cientos de metros. Ya para el año 1897 el primer pozo perforado producía crudo y 22 compañías se unieron al boom en aquellos años construyendo más de 14 muelles  perforando unos 400 pozos en los siguientes 5 años dentro del campo Summerland, el cual produjo crudo durante unos 25 años.

 

En 1938 la compañía Superior Oil construyó la primera plataforma independiente en el golfo de México, es decir no estilo muelle conectada a la playa. Para esta labor, contrataron a Brown & Roots, quien construyó una plataforma de 100 metros por 50 metros, hecha en madera sobre una capa de agua de 5 metros, distante unos mil seiscientos metros de la costa en el Estado de Lousiana.

 

Hasta 1947 la exploración y producción Costa Afuera siempre se desarrolló “a la vista” de tierra firme. A partir de esta fecha, y buscando la existencia de yacimientos más prolíferos, las compañías diseñaron plataformas para ir más allá de la vista de la costa y construyeron una cuya ubicación estaba 10 millas mar adentro y a 43 millas de Morgan City en Louisiana. Si bien esto requirió del diseño de buques de suministros y plataformas con dormitorios y facilidades para el personal, la profundidad de la capa de agua no se incrementó mucho pues el primer pozo de este estilo, denominado “Kermac 16” tenía una capa de agua de 6 metros.

De allí en Adelante, comenzó el boom de construcción de pozos costa afuera y para el año 1949 11 compañías ya se encontraban realizando actividades de estas características, perforando entonces unos 44 pozos[1] Las plataformas de perforación móviles fueron introducidas en 1954 e igualmente en ese año se diseñó y utilizó el primer Jack up Rig, que consiste en Una plataforma auto elevada provisto de varias patas móviles, capaces de elevar su casco sobre la superficie del mar.

De allí en adelante, otras fronteras se abrieron, como la construcción de pozos offshore en el mar del norte con capas de agua superiores a los mil pies, los pozos construidos costa afuera en Brasil, Angola, Trinidad y Tobago y Arabia entre otros. Se diseñaron, además, equipos para mayores profundidades hasta llegar a los equipos de hoy en días, que son capaces de perforar con capas de agua de más de 2.5 kilómetros

En Colombia, la historia de la búsqueda de crudo en Costa Afuera en el caribe es más reciente, se remonta a los años 70 y coincide con la modificación del sistema de contratación petrolero. Recordemos que hasta 1974 en Colombia era el Gobierno Nacional a través del Ministerio de Minas y Energía el que, vía contrato de concesión, asignaba las áreas para exploración.  En 1974 se firmó el Contrato de Asociación Catalina con la Texas Petroleum Company, siendo la exploración exitosa y encontrando unas reservas de aproximadamente 7 terapíes cúbicos en los campos de Chuchupa y Ballenas[2].

Después se firmaron otros contratos Costa Afuera en Colombia, cuyos resultados no fueron lo que las compañías esperaban, incluyendo la explosión de un pozo denominado Cartagena 1, el cual fue perforado por Texaco en el año 1977.

Por su parte, Amoco en los años 90 suscribió tres Contratos de Asociación para la exploración y explotación de hidrocarburos Costa Afuera pero no alcanzó a perforar ningún pozo realizando solo estudios geológicos sobre las áreas. Con la compra que hizo BP de AMOCO, aquella no mostro interés en continuar con la exploración en estas áreas.

Con la creación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos en el año 2003, Petrobras, ExxonMobil y Ecopetrol suscribieron el primer contrato de Exploración y Explotación Costa Afuera denominado “Bloque Tayrona” y a partir de ese momento, otras empresas se han mostrado interesadas y firmado varios contratos, como Anadarko, Shell y Noble Energy, entre otras.  Los pozos hasta ahora perforados y que han resultado con producción, han comprobado la existencia de cuencas gasíferas sin que hasta la fecha se haya declarado la comercialidad en ninguno de estos descubrimientos. Es decir, 17 años después aun no es posible saber el futuro de dicha cuenca ni su verdadero potencial.

En relación con la exploración Costa Afuera en el Pacífico Colombiano, la información geológica es muy pobre, no ha existido a la fecha un interés muy entusiasta sobre las cuencas ubicadas en esa costa. Se han desarrollado varios proyectos sísmicos y perforado unos pocos pozos. Funcionarios de empresas de exploración en congresos han manifestado que la exploración y producción de los bloques en el pacífico podrían desarrollarse en el mediano y largo plazo[3]. Inclusive funcionarios de la ANH han dejado en claro que aún falta información para establecer realmente el potencial de dichas cuencas.

La exploración en estas áreas sería más costosa en comparación con la exploración en el mar caribe, debido por un lado a la falta de infraestructura necesaria, y por el otro lado, debido a la existencia de zonas de protección ambiental que implica tener que explorar aguas profundas y ultra profundas, ya que las áreas más cercanas a la costa son reserva ambiental. 

EXPLORACIÓN EN EL PACIFICO COMPARATIVO CON OTROS PAÍSES

  1. ECUADOR

Aunque el mayor potencial en la actualidad en Ecuador se encuentra al oriente de la cordillera, Ecuatoriana, desde los años 60 Ecuador ha venido realizando exploraciones Costa Afuera en el sur del Pacífico cerca de Guayaquil.

El bloque 6 donde se ubica el campo La Amistad es productor de gas. Desde 1960 se inició la búsqueda en este bloque con el pozo Santa Clara que salió seco. Diez años después, se perforo el pozo Amistad 1 que fue el pozo descubridor. A la fecha se han perforado 17 pozos de los cuales en la actualidad 4 son productores. Su producción actual es de 38 MMPCD y las reservas 1P se calculan en 260.850 MMPD[4]

Existen otros dos bloques actualmente en exploración.

  1. PERÚ[5]

Perú ha tenido un desarrollo interesante en la exploración Costa Afuera. La cual comienza en noviembre del año 1863, con la perforación junto a la línea de playa en la localidad de Zorritos del primer pozo petrolero en la costa pacífica de la actual Región de Tumbes (frontera con Ecuador) y el primero en Sudamérica, debido a los afloramientos de gas y petróleo que ocurrían en esta zona.

En el siglo pasado la perforación exploratoria en el área costa fuera comenzó en la cuenca Tumbes y se inició el 7 de octubre de 1971, cuando la empresa Tenneco Oil Company perforó el Pozo 8-X-1 Albacora, mediante un equipo montado en una barcaza. El pozo explotó e incendió la barcaza al sufrir un golpe de gas a la profundidad de 750 pies.  Esto no desanimo a la compañía Teneco que perforo 8 pozos adicionales durante los años 1972 a 1975 en 4 estructuras.  Desafortunadamente esta perforación no tuvo éxito para explotación de crudo en cantidades comerciales. De allí hasta nuestros días diversas empresas entran y salen sin que a la fecha hayan hecho descubrimientos importantes en la costa pacífica peruana.

Hacia el sur de la cuenca de tumbes se encuentra la cuenca de Talara, esta cuenca se encuentra parcialmente en territorio continental y una gran parte en la plataforma continental. En 1953 La compañía Petrolera del Pacífico suscribió 10 concesiones con 50 mil hectáreas de área aproximadamente. Posteriormente se unió con la Compañía Douglas Oil de California, que perforó pozos direccionales desde la playa y logró una producción que en corto tiempo alcanzó 40,000 bls/d.

Por esta misma época, la Compañía Richfield Oil Corp. de California inició operaciones de perforaciones Costa fuera desde su buque El Rincón, pero en 1956 suspendió estas perforaciones.

Mas adelante, en la historia reciente se han sacado a licitación varios bloques y una parte de la Cuenca de Talara se encuentra en exploración.

Adicional a las cuencas antes mencionadas y hacia el sur del Perú existen las cuencas de Sechura, Trujillo, Salaverry, Lima y Pisco. Todas ellas con boques exploratorios contratados y con un mayor grado de exploración.

  1. CHILE[6]

En más de 50 años de búsqueda de hidrocarburos en Chile la única producción importante de hidrocarburos en Chile se ha encontrado en la Cuenca de Magallanes (Estrecho de Magallanes), donde se han perforado más de 3.000 pozos.

A pesar de haberse perforado del orden de 100 pozos, en el resto de Chile sólo se han encontrado producciones de gas no comerciales, ya sea por sus volúmenes menores o por su alta relación costo/beneficio.

Desde el 2006, la ENAP (Empresa Nacional del Petróleo Chilena) ha ejecutado una gran campaña de exploración en el estrecho de Magallanes con adquisición de sísmica tridimensional y pozos. Además, se dividió la región en bloques y se invitó a otras compañías a explorar. Ya hay 8 compañías trabajando en la región, por su cuenta o asociadas con ENAP.

Hasta ahora, el reemplazo de reservas no ha cubierto totalmente la producción. Esperan que cuando

entren en producción todos los yacimientos descubiertos, se equilibrará la curva.

  1. ARGENTINA[7]

Argentina posee varas cuencas Costa Afuera, tales como La Colorada Marina, Magallanes en la Cuenca de Malvinas, Valdes, Blawson, Malvinas Norte, Malvinas oriental y San Julian entre otras.  El gran interés exploratorio se encuentra en la cuenca Malvinas cerca del Estrecho de Magallanes donde existe una gran prospectividad de Shale Gas y Crudo. Actualmente importantes compañías se encuentran explorando en esta cuenca y en la cuenca de Colorada Malvinas, ubicada en el Norte del País.

EL CONTRATO COSTA AFUERA EN COLOMBIA [8]

De acuerdo con el panorama regional expuesto, vemos como Colombia en la cuenca del pacifico es el país con menor desarrollo e interés exploratorio de todos los países del continente, y los esfuerzos han sido muy tímidos. La ANH en la Ronda 2021 indica que va a sacar cinco Bloques.

En relación con los contratos para la exploración Costa Afuera en Colombia, existen diferencias tanto en los términos contractuales, como en las situaciones económicas entre los contratos Costa Afuera y aquellos para exploración Continental, tal y como se indica a continuación: 

TÉRMINOS CONTRACTUALES

Para la Ronda 2021 la ANH está proponiendo un nuevo esquema exploratorio aún no definido por lo que este trabajado se enfocara en el modelo vigente hasta mayo del 2021.

 

Fase Exploratoria

En términos generales el modelo Continental tiene unos periodos de tiempo más cortos mientras que el modelo Costa Afuera que tiene unos periodos de tiempo más extensos. El contrato Continental tiene un periodo exploratorio de seis años divido en dos fases de 36 meses cada una. El contrato Costa Afuera tiene una duración de 9 años. El programa exploratorio posterior en el contrato Continental es de 24 meses mientras que en la Costa Afuera de 36 meses, pero pudiendo extenderse por otros 36 meses.

El programa de evaluación en el Costa Afuera depende de la profundidad de la capa de agua así: 3 años para pozos en aguas de menos de 500 metros, 5 años para guas entre 500 y 1500 metros y 7 años para pozo en aguas con una capa de agua superior a los 1500 metros, mientras que en los contratos continentales es de uno o dos año dependiendo de ciertas situaciones.

Retención del descubrimiento. Ambos contratos en algunas cláusulas hacen referencia a la retención del descubrimiento, pero en la minuta del contrato Continental no se desarrolla el concepto mientras que en la minuta Costa Afuera si, dando la oportunidad al explorador de retener los descubrimientos por periodos de 4 años con un máximo de 12 años.  

Producción

Los contratos Continentales tienen una duración de 24 años pudiendo ser renovados y otorgando ciertos beneficios económicos adicionales y hasta la finalización de la explotación económica. Los contratos Costa Afuera tienen en cambio, una duración de treinta años.

El desarrollo de Infraestructura en el contrato Costa Afuera se da en 5 años para que el contratista pueda desarrollar la infraestructura necesaria, mientras que en los contratos Continentales es más corta.

Incentivos tributarios

Los contratos Costa Afuera tienen unos incentivos tributarios que los contratos Continentales no tienen.  Así las cosas, el decreto 2682 de 2014 modificado por el decreto 2129 de 2015 establece el establecimiento de zonas francas marinas para los proyectos Costa Afuera, indicando que los usuarios de las zonas francas Costa Afuera tendrán una renta del 15% y pagarán el impuesto sobre la renta para la equidad (Cree), cuyas tasas son del 5, 6, 8 y 9 %, según la Ley 1607 de 2012, para 2016, 2017 y 2018, lo que significa que los proyectos Costa Afuera pagarán una renta del 24 %, es decir, 17 puntos por debajo de lo que paga una compañía en Territorio Aduanero Nacional

Regalías

La ley estableció el pago de unas menores regalías para los proyectos Costa Afuera, de conformidad con lo establecido en el parágrafo 1 del artículo 16 de la ley 756 del 2002.

En cuanto a los derechos Económicos

Existen igualmente diferencias en cuanto a los Derechos Económicos. El uso del subsuelo tiene índices de pago menores, por ejemplo para el caso de contratos Continentales, el factor de multiplicación es de US$ 1.19, mientras que para los contratos Costa Afuera, dicho factor depende de la profundad de capa de agua, oscilando en todo caso entre USD$ 0.77 y 0.59 dólares por hectárea. Igualmente, el disparador por precios altos es ostensiblemente más alto, pues mientras en los contratos Continentales de 5 millones de barriles, en los contratos Costa Afuera es de 200 millones de barriles y 300 millones de barriles.

 

¿SON LOS INCENTIVOS CONTRACTUALES ACTUALES SUFICIENTES PARA INCENTIVAR LA EXPORACIÓN DE HIDROCARBUROS EN LA COSTA PACÍFICA?

La cuenca del Caribe Colombiano tiene una mejor infraestructura en tierra, a lo largo de su costa existen varias capitales de departamento, hoteles y servicios de todo tipo. Adicionalmente, existen aeropuertos internacionales, con capacidad de servir de base para helipuertos y muelles internacionales. Inclusive Barranquilla, tiene la intención de convertirse en un Hub para la exploración Costa Afuera. Por el otro lado, la costa pacífica no tiene infraestructura de ningún tío salvo el puerto de Buenaventura.

Adicionalmente, la costa Caribe por su cercanía con el Golfo de México se torna más accesible a taladros barcos, suministros para perforación, facilidades tempranas entre otras muchas otras cosas. Llevar la infraestructura de este tipo a la Cuenca del Pacifico es más difícil y costoso porque es necesario cruzar por el Canal de Panamá, dar la vuelta por el estrecho de Magallanes o movilizarlo desde el Oriente.

Por su parte, la prospectvidad pareciera ser mayor en la Costa Afuera del Caribe que en la del Pacifico. Lo cierto es que a la fecha en la Cuenca del Pacifico no se han hecho descubrimientos significativos y la información geológica es escasa y por ende se debe partir los estudios desde lo fundamental, lo cierto es que las líneas sísmicas existente se concentran es el sur en las costas de Nariño. Lo demás permanece virtualmente inexplorado.

Finalmente, el nivel de las aguas en el Caribe puede ser desde aguas razas de 12 metros hasta aguas ultra profundas. En la costa del Pacifico prácticamente todo el litoral es zona de conservación ambiental, siendo necesario que los bloques se ubiquen en aguas profundas.

CONCLUSIONES

Todo lo anterior nos hace pensar que si realmente queremos impulsar esta cuenca del pacifico debemos realizar un mayor esfuerzo, en especial en los siguientes aspectos:

  1. Modificar el Government Take para hacer estas actividades más atractivas en un contexto internacional. En Colombia el government take es alto de alrededor del 70%, frente a países como Perú del 42%[9]
  2. Como la actual situación del país impide cualquier reforma tributaria es necesario buscar estas reformas en el contrato mismo. Es necesario hacerlos más atractivos.
  3. Se podría pensar en el incentivo exploratorio a manera de un reembolso parcial de los costos exploratorios en caso de ser exitosos tal y como sucedía en los contratos de asociación. Si bien la filosofía del contrato era distinta puesto que a la larga se reembolsaba el 50% de los mismos al ser exitoso ya que Ecopetrol y el privado se volvían “socios”. Acá se puede encaminar este reembolso a disminuir el riesgo exploratorio.
  4. Se puede considerar la opción de eliminar el “x” en los factores económicos
  5. La cláusula de precios altos se podría modificar aumento el precio disparador disminuyendo así el pago solo en los casos en que realmente el crudo este con precios realmente altos por ejemplo más de 80 dólares el Barril.
  6. Finalmente, sería útil que la ANH realice una campaña sísmica agresiva para “calentar” las áreas volviendo publica la información para ser interpretada por las compañías.

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Pasos de Tortuga

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El exsenador y experto en energía Amylkar D. Acosta publicó recientemente en el periódico El Tiempo un artículo sobre el incierto futuro del carbón en Colombia (El Tiempo, 21 de febrero del 2021) dentro de su interesante artículo, el Dr. Acosta incluye una frase lapidaria “El Petróleo y el carbón están ahora en el bando equivocado de la historia”. Con esta frase describe las diversas situaciones que dichas industrias han tenido que afrontar en la historia reciente y en particular en el último año.

En efecto, desde el acuerdo de Paris (2015) cuyo objetivo es “descarbonizar la economía migrando de energías fósiles a fuentes no convencionales de energías renovable”, diversos sectores se han separado de este tipo de actividades. Varios fondos de inversión están desinvirtiendo en el sector carbonero. Glencore, por ejemplo, ha decido migrar a inversiones para producir materias primas esenciales para la transición energética. Así mismo, el Banco Mundial cerró todas las líneas de crédito para la financiación de proyectos de exploración y explotación de carbón, petróleo y gas.

Ante las negras sombras, y no propiamente de crudo, que se ciernen sobre la Industria extractiva, vale la pena detenerse un momento para ver como estamos en materia de energía renovables y mas exactamente en materia de energía eólica en Colombia.

La energía del viento es de las fuentes de energía de mayor crecimiento en el mundo, parte debido a la disminución de sus costos de instalación, saltando de 7.5 GW/h en 1997 instalados a 564 GW/h en el 2018 y parte, debido a las mayores eficiencias de los generadores que hacen que los proyectos floten económicamente. (Datos tomados de IRENA).

Para darnos una idea de las dimensiones, Colombia tiene instalados un total de 17. 312 MW/h o sea unos 17.3 GWs de capacidad de generación eléctrica total y 19.5 MW de energía eólica únicamente. Con estos números podemos visualizar el tamaño de Colombia en ejecución de proyectos eólicos, teniendo en cuenta que en el mundo se generaban 564 GW/h de energía eólica para finales del año 2018.

De acuerdo con la UPME, (boletín de proyectos semana 7 2021) existen registrados 39 proyectos eólicos para la Guajira. De estos, 25 no están vigentes, es decir, ya se cumplió el tiempo establecido de la fase en que el proyecto se encontraba y los interesados no radicaron solicitud alguna de cambio de fase. En otras palabras, están en el refrigerador. Los restantes están vigentes, es decir, se encuentran aun dentro de los términos del tiempo que establece la norma para desarrollar la etapa (1,2 o 3). Los proyectos vigentes, de seguir adelante, tendrán en total una capacidad instalada de 2.031 MW/H. 

De acuerdo con la UPME, el potencial eólico en la costa atlántica colombiana es de alrededor 20.000 MW, potencial prometedor que de desarrollarse convertiría a esa región en un centro de generación eléctrica esencial para Colombia. Esos 20.000 MW equivalen a más o menos a la generación de 20 represas de Chivor para darnos una idea de las magnitudes que estamos hablando.

Hoy en día la capacidad instalada de energía eléctrica originada en fuentes de carbón en Colombia es de unos 1.612 MW/H con lo cual se podría concluir que los actuales proyectos registrados en la UPME de energía eólica, al menos en el Excel, estarían en condiciones de sustituir las fuentes originadas en carbón. No se puede decir lo mismo de las fuentes originadas en Gas cuya capacidad instalada es de 2 129 MW/h. Todo esto, sin entrar en un detallado análisis de ubicación geográfica de las fuentes, capacidad de transmisión etc. Esto nos llevaría a una primera conclusión, bajo las actuales circunstancias continuaremos siendo dependientes del gas por un largo periodo de tiempo.

Pero si a esto le agregamos que la Energía producida en Colombia, (tomando la Energía eléctrica como una fuente de energía), depende mayoritariamente de los combustibles fósiles, y que en el futuro se vislumbra un cambio en el uso de estos como fuente energética por energías más limpias lo que lleva indeclinablemente a un aumento del consumo de la energía eléctrica, tendríamos que concluir que muy probablemente la energía eólica no seria un reemplazo sino un complemento para atender la mayor demanda.

Pero de estos números sacamos otra conclusión, y esta es, que el país se encuentra en pañales en materia de transición energética y que estamos dando pasitos de infante mientras que son necesarios pasos de atleta toda vez que la conversión energética se nos acerca a pasos agigantados.

En Conclusión, Colombia posee un potencial eólico importante, la eficiencia de los generadores eólicos avanza día a día, el costo de producción del kilovatio también baja, haciendo que esta energía sea una alternativa visible para el país. Lo retos son grandes esperemos que no queden en el aire.

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La Transformación del CPACA

La Transformación del CPACA

El 25 de enero de 2021 el Presidente de la República sancionó la ley que modificó varios apartes del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo (en adelante “CPACA”), con la finalidad, según palabras del mismo Consejo de Estado (promotor de las modificaciones en conjunto con el Ministerio de Justicia), de descongestionar la justicia administrativa.

La Ley 2080 de 2021, reformatoria del CPACA, también introdujo importantes cambios a la Ley 1150 de 2007 en materia de contratación estatal.

Todas estas modificaciones recogen múltiples propuestas, inquietudes y problemáticas prácticas evidenciadas en los últimos años por funcionarios y empleados judiciales, abogados litigantes y académicos, y tienen como criterios orientadores el fortalecimiento de la especialidad contenciosa administrativa para lograr una pronta justicia y la redistribución de las competencias de los despachos en procura de agilizar la resolución de los conflictos.

La prenotada Ley 2080 entró en vigencia de manera inmediata, sin embargo, las reglas sobre la competencia allí contenidas se aplicarán respecto de las demandas presentadas después de un año de publicada esta norma, es decir, el 25 de enero de 2022. En el marco de la vigencia y transición normativa debe anotarse que las reglas relativas al dictamen pericial se aplicarán para los procesos iniciados en vigencia del CPACA (Ley 1437 de 2011) desde el 25 de enero de 2021, siempre y cuando no se hayan decretado las pruebas, de lo contrario, la legislación anterior seguirá rigiendo lo atinente a la experticia.

Sin lugar a dudas, los cambios efectuados al CPACA estuvieron inspirados en la injerencia e impactos de la pandemia en la justicia en general y en el conocido Decreto 806 de 2020 expedido en el marco de la declaratoria de emergencia, pues, se involucran los canales de atención e identificación virtual como derechos de las personas ante las autoridades y se busca implementar la virtualidad que tanto reclama la época en la que nos encontramos.

En este contexto, entre otras tantas modificaciones, resaltamos que el procedimiento administrativo sancionatorio fiscal sufrió varias transformaciones. Entre ellas, resulta curioso que, si la apelación de la decisión que puso fin al trámite administrativo no se resuelve dentro de los 3 meses siguientes a la interposición del recurso, se entenderá que la decisión es favorable al recurrente. Aspecto paradójico porque el término con el que cuenta el superior para fallar, teniendo en cuenta interposición, concesión, envío, traslado y demás trámites, será muy corto y, entre otras cosas, esto podría conllevar a casos de malas prácticas en las actuaciones disciplinarias fiscales; sin embargo, se parte de la buena fe del legislador y de cada funcionario que en su momento tomará la decisión.

Además, se crearon salas especiales en el Consejo de Estado que se encargarán de efectuar un control de legalidad sobre los fallos de responsabilidad fiscal cuando éstos emanen de la Auditoría o Contraloría General de la República. Y cuando la decisión provenga de las contralorías territoriales, la competencia será de los tribunales administrativos.

Ahora, en cuanto a las funciones de la Sala Plena de lo Contencioso Administrativo del Consejo de Estado, está la de unificar jurisprudencia según los criterios de importancia jurídica, trascendencia económica o social, necesidad de sentar o unificar jurisprudencia o precisar su alcance o resolver divergencias que ameriten la emisión de una sentencia o auto jurisprudencial. Si bien la unificación de jurisprudencia estaba ya en cabeza del Consejo de Estado, en el CPACA no se hablaba de esta figura para autos ni se contemplaba para efectos aclaratorios o de resolución de divergencias.

Anteriormente los jueces colegiados, excepto en los procesos de única instancia, debían dictar las decisiones a que se refieren los numerales 1, 2, 3 y 4 del artículo 243 del CPACA que, en esencia, eran los que rechaza la demanda, el que decrete una medida cautelar, el que ponga fin al proceso y el que apruebe conciliaciones judiciales o extrajudiciales que solo podrá hacerlo el ministerio público. Con la reforma se adicionan y modifican estos parámetros para dictar providencias cuando se trate de jueces colegiados, las cuales serán, entre otras, los que resuelvan recursos de súplica, impedimentos, recusaciones, las que decidan sobre las solicitudes de extensión de jurisprudencia y, entre otras, paradójicamente los autos que resuelvan el recurso de apelación del auto que decreta, niegue o modifica una medida cautelar serán de sala, pero los que se emitan en primera instancia no se dictarán por la sala. Con el CPACA el legislador era más concreto y delimitaba la expedición de autos proferidos por las salas de decisión; ahora se cambió esta perspectiva y se les da mayores atribuciones a las decisiones de cuerpos colegiados, lo que eventualmente podría congestionar el proferimiento de este tipo de decisiones.

Frente al trámite y decisión de los impedimentos y recusaciones, aspecto que en muchos eventos paralizaba y torpedeaba la emisión de providencias en el marco de los procesos, se agilizó la conformación de las salas de decisión cuando en éstas exista un togado impedido para actuar dentro del litigio y se afecte el quorum decisorio. Algo positivo porque deja como última opción el sorteo para los conjueces. Por otra parte, se estableció que en aquellos casos en que toda la subsección o sección se declare impedida, el proceso no pasará al magistrado, sala o subsección que le siga en turno, sino conforme lo reglamente el Consejo de Estado. Y, finalmente, cuando todo el tribunal se declare impedido, el expediente pasará a la sección del Consejo de Estado que conozca de la materia (antes era la que esté relacionada o sea que le da un carácter imperativo al reglamento que se creará) para que decida de plano y, haga el sorteo de conjueces o devuelva el expediente en caso de ser infundado.

De otro lado, en materia de competencia, los tribunales administrativos conocerán en primera instancia de las acciones de grupo únicamente cuando excedan la cuantía de 1.000 salarios mínimos legales mensuales vigentes y, si emanan de actos administrativos, la cuantía deberá ser de 500 salarios mínimos legales mensuales vigentes. En lo que interesa a la industria, los tribunales administrativos de cada departamento resolverán los asuntos donde se promuevan causas sobre asuntos petroleros o mineros en que sea parte la nación o una entidad territorial o descentralizada por servicios.

En lo que atañe a la competencia por razón de la cuantía, se estableció que la cuantía deberá determinarse incluyendo el valor de los frutos, intereses, multas o perjuicios reclamados como accesorios, causados, cosa que antes no ocurría; y teniendo en cuenta la elevación de las cuantías en los diferentes procesos, se considera controversial esta inclusión de la Ley 2080 en la estimación debido a que puede mantenerse la misma congestión que esta norma propende detener.

Como requisitos previos para demandar, se excluye del requisito de procedibilidad a los medios de control de protección de los derechos colectivos y a la reparación de un grupo. Esta reforma es importante debido a que acoge uno de los postulados normativos de las medidas cautelares del Código General del Proceso para prescindir del requisito de procedibilidad, pero solo en aquellos casos en que las medidas cautelares sean de carácter patrimonial. La conciliación en estos casos será facultativa. Eso sí, el estado sí podrá prescindir de este requisito.

 Asimismo, el legislador contempló expresamente la posibilidad de dictar sentencia anticipada en lo contencioso administrativo, figura que venía implementada con la expedición del Código General del Proceso. En este escenario, se podrá dictar sentencia anticipada en diferentes eventos, dependiendo del estado del proceso. Como requisito indispensable para proceder de esta manera, es deber del juez correr traslado para alegar de conclusión, cosa que en algunos eventos sería inane, como por ejemplo cuando no haya que practicar pruebas, porque sencillamente los alegatos de conclusión son para demostrar con las pruebas practicadas la tesis central del demandante o demandado. Todavía es tímido el legislador en materia de sentencia anticipada porque considera limita el derecho de defensa de las partes, lo cual implica que establezca oportunidades para recular de la decisión y continuar con el proceso.

Sin lugar a dudas, algo que aplaudimos es la posibilidad que se le otorga a los magistrados de convocar a audiencias públicas potestativas cuando esté involucrado el interés general y se vaya a proferir sentencia de unificación jurisprudencial, citando a entidades del Estado, organizaciones privadas o expertos en las materias objeto del proceso, según lo consideren, a fin que presenten conceptos sobre los puntos debatidos. Esta es una oportunidad de oro y un gran reto para los magistrados y jueces administrativos debido a que a través de expertos podrán fallar diferentes causas que tengan un impacto nacional y que no solamente se queden con lo debatido en el proceso que en algunas oportunidades resulta ser insuficiente, bien por la calidad de las partes o por la capacidad económica de éstas.

Finamente, destacamos que el procedimiento para la extensión de la jurisprudencia del Consejo de Estado se torna, con la reforma, mucho más organizada y accesible para las personas en general, con una sola cosa a tener en cuenta para el ciudadano y es que deberá contar con apoderado judicial. Este trámite se surte con la presentación del escrito que podrá ser inadmitido para ser corregido dentro de los 10 días siguientes y se establecen las causales de rechazo del mecanismo.

Esperamos que las modificaciones al CPACA generen verdaderas transformaciones a nivel de lo contencioso administrativo, que disminuya de manera ostensible la congestión judicial que actualmente aqueja a esta especialidad, que se dinamice y agilice el trámite de los diferentes procesos y que la sociedad en general vea realmente materializado el derecho fundamental al acceso a la administración de justicia.

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Pasos de Tortuga El exsenador y experto en energía Amylkar D. Acosta publicó recientemente en el periódico El Tiempo un artículo sobre el incierto futuro del carbón en Colombia (El Tiempo, 21 de febrero del 2021) dentro de su interesante artículo,
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CAMPETROL Magazine diciembre 2020 – Ed. #6

CAMPETROL

Magazine diciembre 2020 - Ed. #6

Nos complace compartir con ustedes la edición #6 del Magazine de la Cámara Colombiana de Petróleo, Gas y Energía - CAMPETROL de la cual nuestra firma es afiliada. Encontrarán información de interés sobre la industria que sabemos les será de mucha utilidad.
Especialmente los invitamos a leer el artículo escrito por nuestra socia Claudia Fonseca en colaboración con la abogada Juanita Hernández Vidal, socia del Estudio Legal Hernández titulado "Del oro negro al oro verde: La transición de los grandes jugadores energéticos", páginas 52 - 53​

Offshore Costa Pacífica

Offshore Costa Pacífica Con la firma del contrato de exploración y explotación Tayrona en el año 2003 por parte de Petrobras, Ecopetrol y Exxon Mobil, Colombia inicio lo que podríamos denominar la tercera ola en cuanto la realización de esfuerzos en
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Pasos de Tortuga

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La Transición Energética en Colombia

La Transición Energética en Colombia

Como maximizar los recursos actuales, lograr la transición y no morir en el Intento

Algunos señalan que la transición energética consiste en el cambio del modelo existente de producción de energía proveniente de fuentes de producción contaminantes y no renovables, a un nuevo modelo proveniente de fuentes no contaminantes y renovables. Otros añaden que dicha transición debe involucrar un uso más racional y eficiente de los recursos asignados disponibles.

¿Cuál es el camino hacia una transición energética en Colombia?

Para poder diseñar un cambio estructural en nuestra matriz energética que nos permita avanzar hacia un consumo más racional y menos contaminante de energía, es preciso conocer las fuentes de energía utilizadas actualmente, así como los sectores de mayor consumo y las fuentes asociadas a estos.

En Colombia la UPME hizo un estudio del Plan Energético Nacional 2019 donde realizo una radiografía del consumo hoy del país en materia energética.[1]

De acuerdo con este estudio, el sector de transporte se lleva el mayor peso del consumo energético con un 43% del consumo total de energía, seguido por el sector industrial con un 24% y el sector residencial con un 22%. En otras palabras, el sector Industrial y de transporte se llevan un no despreciable 77% del consumo total de energía nacional, y si le sumamos el sector residencial tenemos que estos tres unidos consumen un 89% del total.

El estudio en comento señala también que de ese 43% correspondiente al sector transporte, el sector utiliza en un 91% el petróleo y sus derivados, seguido por los bio combustibles con un 5% y el gas natural con un 4%, mientras que el porcentaje de uso de electricidad es tan bajo que es residual.

Si se analiza el segundo sector, el Industrial, tenemos que las fuentes de energía utilizadas en dicho sector se descomponen es 35% de gas natural, 29% de carbón, 19% de electricidad, 15% de bio combustibles y 2% de petróleo.

Ahora para el tercer sector de mayor consumo, el sector residencial tenemos que los bio combustibles se utilizan en un 41% como fuente de energía, la electricidad en el 33%, el gas en el 19%, el petróleo en el 6% y el carbón 1%.

Con la anterior información podemos entonces concluir lo siguiente:

  1. El 64% del consumo energético en Colombia proviene de energías no renovables como petróleo y sus derivados, gas y carbón. Lo anterior sin mencionar que la electricidad que también se cataloga como una fuente energética, utiliza dentro de su matriz de generación, la energía térmica que utiliza gas y carbón para su generación.
  2. Si deseamos que Colombia realice una transición energética de fondo a fuentes más limpias y renovables de energía, debemos comenzar por convencer a los sectores de mayor impacto energético, que para el caso colombiano son el sector transporte, seguido del sector industrial y finalmente el residencial.
  3. En especial, debe ponerse especial atención al sector transporte que utiliza un 39% de petróleo como fuente energética y al sector industrial que utiliza un 6.96% de carbón como fuente energética sobre el total energético nacional.

Con la expedición de la Ley 1964 de 2019, “por medio de la cual se promueve el uso de vehículos eléctricos en Colombia y se dictan otras disposiciones”, nuestro legislador apunta en la dirección correcta para una correcta transición en función del sector que mayor consumido de energía tiene en el país. Sin embargo, de una lectura profunda a dicha ley, consideramos que esta se queda corta, es tímida, limitada y no responde al reto que tiene el país, pues su eje central se enfoca en el estímulo al uso de vehículos con fuentes alternativas, pero no contiene una clara política pública de sustitución de la totalidad parque automotor, tanto público como privado. 

La ley limita su aplicación a la disminución de impuestos, la eliminación de restricciones o limitantes de circulación a manera de estímulo, pero la única medida realmente encaminada a la eliminación de los vehículos a gasolina se encuentra en el artículo 8 que prevé que dentro de los seis (6) años siguientes a la entrada en vigencia de la ley, el Gobierno Nacional y las Entidades Territoriales[2], deberán cumplir con una cuota mínima del treinta (30) por ciento de vehículos eléctricos en los vehículos que anualmente sean comprados o contratados para su uso, teniendo en cuenta las necesidades de cada entidad y la infraestructura con que cuenten.  

Adicionalmente, el parágrafo tercero del mismo artículo prevé que las ciudades que cuenten con Sistemas de Transporte Masivo deberán implementar políticas públicas y acciones tendientes a garantizar que un porcentaje de los vehículos utilizados para la operación de las flotas, sean eléctricos o de cero emisiones contaminantes cuando se pretenda aumentar la capacidad transportadora de los sistemas, cuando se requiera reemplazar un vehículo por destrucción total o parcial que imposibilite su utilización o reparación y cuando finalice su vida útil y requiera reemplazarse, de acuerdo con el siguiente cronograma: 

  • A partir de 2025, mínimo el diez (10) por ciento de los vehículos adquiridos.  
  • A partir de 2027, mínimo el veinte (20) por ciento de los vehículos adquiridos.  
  • A partir de 2029, mínimo el cuarenta (40) por ciento de los vehículos adquiridos. 
  • A partir de 2031, mínimo el sesenta (60) por ciento de los vehículos adquiridos. 
  • A partir de 2033, mínimo el ochenta (80) por ciento de los vehículos adquiridos. 
  • A partir de 2035, mínimo el cien (100) por ciento de los vehículos adquiridos. 

Como se observa, esta es una norma limitada únicamente al transporte público, llena de excepciones y dilatada en el tiempo.

En contraste, otros países como por ejemplo el Reino Unido, tienen metas de sustitución del 100% de la totalidad del parque automotor para el año 2030. Así las cosas, Boris Johnson anuncio que tras extensas reuniones con fabricantes de vehículos para el año 2030 prohibirá la venta de carros nuevos con motores Diesel y de Gasolina. El Estado de California, anuncio que prohibirá la venta de carros nuevos a gasolina en dicho estado a partir del 2035[3].

Si el mundo se encamina a la eliminación de los vehículos con motores Diesel y de Gasolina, Colombia deberá encaminar sus esfuerzos en dicha dirección pues es improbable que los fabricantes de automóviles manufacturen carros a Diesel/Gasolina solo para países tercermundistas cuando los principales compradores ya no los acepten, en otras palabras con regulación o sin ella, la transición energética en materia de transporte llegara más pronto que tarde.

¿Nuestro país se encuentra preparado para este cambio?

Si miramos las fuentes de generación de Energía Eléctrica en Colombia[4], nuestro país cuenta con una de las matrices de generación eléctrica más limpias del mundo. Según el informe presentado en junio de este año al Congreso por parte del Ministerio de Minas y Energía, cerca del 70% de la energía eléctrica que consume el país proviene de fuentes hídricas, 12,3% de termoeléctricas que utilizan gas natural para su operación, un 9,3% de térmicas a carbón, un 7,8% se genera a partir de combustibles líquidos como la gasolina y el diésel y un 1% a partir de fuentes no convencionales de energías renovables como la solar y la eólica.

Teniendo en cuenta las anteriores cifras de contribución de cada fuente a la matriz energética nacional, podemos concluir que la contribución de la energía térmica generada con gas es importante y que debería crecer cada día más, para reemplazar aquella producción a partir del carbón, de gasolina y diesel, y ser además el combustible de respaldo para aquella producción con fuentes renovables en el futuro.

En el informe presentado por el Ministerio de Minas y Energía al Congreso de la Republica en junio de 2020 se señala claramente que hoy tenemos unas reservas de gas declinantes verticalmente y una producción estimada para 7 años únicamente; sin expectativas de cambio en el corto y mediano plazo a raíz de las interminables discusiones sobre la exploración y explotación de yacimientos no convencionales y el lento progreso de la exploración offshore. Veamos:

La escases de gas que se prevé en Colombia acarrea un grave problema de suministro de energía, pues al incremento en el consumo de energía eléctrica que se vendrá por la transición de los vehículos a energía eléctrica y gas, se le suma el problema de la migración de por lo menos el 17% del parque térmico basado en carbón y combustibles líquidos a energías más limpias.  Sin entrar siquiera a discutir el riesgo de dependencia de la hidrología del sistema muy susceptible a los veranos y al cambio climático.

Mientras la transición de las energías a base de Gasolina y Diesel a energía más limpias necesarias para el transporte está a la vuelta de la esquina en el mundo, el país todavía sigue en discusiones sobre la conveniencia o no de la exploración y explotación de yacimientos no convencionales, cuando irónicamente esa es la manera más ágil, eficiente y económica de lograr la transición energética a energías más limpias a través del gas.

El reto en la transformación e incremento de la matriz eléctrica nacional a energías más limpias es grande y costoso y no se ven señales claras de que el país esté en capacidad de asumir dicho reto. Consideramos que es mayor la necesidad de un compromiso político que la necesidad de cambios legislativos y regulatorios para poder realizar la transición.

En nuestro concepto, la transición energética debe estar ligada a la eficiencia, no solo en el consumo, sino también en los recursos y su disponibilidad en el futuro mediato. Es necesario por tanto abrir la discusión a que tan eficiente es dedicar recursos en Colombia a la búsqueda de hidrocarburos, incluyendo gas, cuando no existe voluntad política para dicha búsqueda, y la misma puede tardar en dar frutos más de 10 años; mientras el resto del mundo espera en los mismos 10 años ya estar consumiendo únicamente energías provenientes de fuentes renovables.

Un estudio de Carbon tracker[5] señala que el cambio de modelo podría generar un ahorro anual en los mercados como China y los demás países emergentes de aproximadamente 250 millones de dólares para el 2030 y un incremento en la demanda de hidrocarburos menor al 70% de aquel previsto inicialmente. Con lo cual la pregunta que deberíamos hacernos en Colombia es ¿si vale la pena dedicar nuestras energías a discusiones teóricas sobre la conveniencia o no del Fracking y sobre como desarrollar exploración de gas offshore en las que podemos enfrascarnos por muchos años o redireccionamos nuestros esfuerzos en la implementación de energías renovables?

Acaso no es esto es lo que están pensando las compañías petroleras en un horizonte de 10 años, al incluir en su misión y visión ser compañías de energía, reduciendo su exploración de hidrocarburos para direccionar estos recursos en energías renovables.

Esperamos que nuestro gobierno no fallezca en el intento y quedemos en el peor de los mundos, sin crudo, ni gas y sin fuentes de energía renovable.

______

[1] https://www1.upme.gov.co/DemandaEnergetica/PEN_documento_para_consulta.pdf
[2] Con excepción de Tumaco y Buenaventura.
[3] Periódico El tiempo, noviembre 22 del 2020
[4] https://www.minenergia.gov.co/documents/10192/24226685/MemoriasCongresoMME-2020.pdf
[5] https://www.portafolio.co/internacional/carros-electricos-en-paises-emergentes-acabaran-la-era-del-petroleo-546840

Offshore Costa Pacífica

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Energías Renovables ¡Bienvenidos los Prosumers!

Energías Renovables ¡Bienvenidos los Prosumers!

El termino Prosumer derivado de la Conjugación de las palabras en Ingles Producers y Consumers se refiere a aquellas personas, entidades u organizaciones que son capaces de producir lo que consumen y que elevan, en la cadena productiva, los niveles de confianza de un producto para convertirse en aliados de los grandes productores.

En el tema de la producción de energía, uno de los grandes desafíos existentes por parte de nuestros reguladores ha sido el lograr la integración de las fuentes de producción de energías tradicionales con las energías producidas de fuentes no convencionales, para que actúen armónicamente dentro del sistema nacional.

Pero basta señalar por ahora, que uno de estos mecanismos de integración surge de los PROSUMERS.  Los PROSUMERS son aquellos usuarios consumidores de energía que están en capacidad de generar su propia energía, pero no de forma aislada sino integrados dentro del sistema nacional. En otras palabras, entran a formar parte del sistema de generación nacional, es decir que no son islas separadas, sino que forman parte activa del sistema integrándose al mismo.

La CREG ha venido estimulando estas nuevas fuentes de energía vía remuneración de la generación ya que para este organismo los PROSUMERS pueden ayudar a disminuir perdidas, desplazar la inversión de la infraestructura y mejorar la calidad del servicio entre otros factores.

La CREG mediante la Resolución 30 del 26 de febrero de 2018, diseñó en blanco y negro esta estrategia de integración mediante la remuneración y para ello, comenzó fijándose un objetivo concreto y claro que era el de regular los aspectos operativos y comerciales para permitir la integración a pequeña escala y de generación al Sistema Interconectado Nacional (SIN).

La resolución en comento clasifica a los PROSUMERS como “autogeneradores”, lo cual genera confusión porque en estricto sentido el concepto no es del todo correcto.  De conformidad con la propia resolución “Autogeneración” es aquella actividad realizada por personas naturales o jurídicas que producen energía eléctrica principalmente, para atender sus propias necesidades.  Pero para los efectos de esta resolución la energía generada por los usuarios no se destina a atender sus propias necesidades sino a su exportación al SIN, lo que convertiría al PROSUMER en un generador y no un autogenerador.

Como se mencionó antes, el objetivo de la CREG fue estimular a los usuarios a convertirse en “autogeneradores” a pequeña escala (AGPE). La CREG define el AGPE remitiéndose a otra definición, esta vez la del artículo primero de la Resolución UPME 281 de 2015 o aquella que la modifique o sustituya.  De acuerdo con esta resolución un “Autogenerador a Pequeña Escala” es aquel que no genera más allá de un (1) MW o mejor que no tiene instalado generación más allá de un (1) MW.

El diseño del sistema por parte de la CREG consiste en estimular la inversión en infraestructura proveniente de energías no convencionales mediante el reconocimiento económico de la energía generada y exportada al sistema. Lo anterior mediante el surgimiento de una relación contractual de compra/permuta de energía entre el Generador Distribuidor (GD) y el AGPE.

La naturaleza jurídica de esta relación contractual es mixta, pues por un lado, existe un contrato de suministro de energía entre el GD y el AGPE en su calidad de usuario en el cual el contrato de condiciones uniformes es el elemento esencial y por el otro lado, existe un contrato consensual atípico de compra/permuta de energía fundamentado en la Resolución 30 en donde se regula el precio de compra y el precio de permuta de energía entre el AGPE (usuario ya convertido en Autogenerador) y el GD como comprador/permutante de energía.

En esta relación contractual, el AGPE mediante la generación de energía basada en una fuente no convencional de energía (biomasa, los pequeños aprovechamientos hidroeléctricos, energía eólica, energía geotérmica, energía solar y los mares), cuyos equipos pueden ser propios o no, establece una relación de compra/permuta de energía con el GD mediante el mecanismo de intercambio de “Créditos de Energía”.

El “Crédito de Energía” de conformidad con la resolución 30 del 26 de febrero de 2018 es la permuta de energía entre la energía exportada por un AGPE con Fuentes no convencionales de Energía (FNDCER), cruzado contra la importación de energía (consumo) durante un periodo de facturación.

Cualquier usuario que se encuentre conectado a la red y quiera convertirse en un AGPE lo podrá hacer, siempre y cuando la red cumpla con la disponibilidad técnica que la propia resolución establece.

Existen tres posibilidades para que un AGPE exporte su energía y consuma aquella que necesita. La primera, es que la cantidad de energía exportada, esto es, entregada en el sistema coincida con la energía importada (aquella que requiere para su consumo); en este caso, existirá una permuta de energía entre el GD y el AGPE. La segunda posibilidad es que AGPE tenga un déficit entre la energía importada y la energía producida, en este caso se realizara la permuta de energía entre la cantidad de energía exportada y la cantidad equivalente de energía consumida y la diferencia será facturada por el GD a el AGPE. Y la tercera y última posibilidad, es que AGPE exporte energía en exceso a aquella para su consumo, es decir que tenga excedentes de energía, en cuyo caso la resolución establece que el GD comprara los excedentes de energía a precio de bolsa. De igual manera, la resolución autoriza al GD a cobrar un cargo por comercialización de la energía exportada al AGPE.

El efecto práctico del procedimiento indicado, es una reducción en la factura mensual del consumo de energía para el AGPE, al ser permutadas las cantidades exportadas vs las cantidades consumidas, y ser reconocidos los excedentes generados a precio de bolsa.

Lo anterior se materializa mediante la instalación de un medidor bidireccional que registra la energía consumida y la energía exportada al sistema.

La expedición de la resolución 30 del 26 de febrero de 2018 constituye un claro estímulo al objetivo del país para la transición energética a energías renovables y ya existen varios ejemplos alrededor de Colombia en donde este sistema está funcionando de manera óptima.

No obstante lo anterior, en nuestro concepto pese a los enormes beneficios que trae la resolución 30 del 26 de febrero de 2018, aun faltan por superar las siguientes barreras económicas y logísticas que impiden que en Colombia el sistema de autogeneración comience a ser uniformemente usado:

  1. La primera barrera son los costos de instalación y funcionamiento de los sistemas. Como ejemplo, la instalación de un sistema de generación fotovoltáico de 4 kilovatios/hora puede costar aproximadamente 20 millones de pesos. Si comparamos esta inversión contra el costo de una factura, el retorno de la inversión es de muy largo plazo. En otras palabras, esta opción no es rentable ni económicamente alcanzable para los consumidores y usuarios con mediana o poca capacidad económica o de bajo consumo de energía, no solo por lo subsidios existentes a estos sectores que eventualmente los perderían en la permuta sino por los costos de inversión necesarios.
  1. La segunda barrera la constituye la falta de comunicación del modelo contenido en la resolución pues por ahora es necesario el impulso y la intervención de los GD. Sin ellos, esto no tendrá un gran impacto. Ellos son claves para la asesoría técnica, la instalación, la realización de todos los trámites ante los entes de control y la financiación de los sistemas de generación, entre otros. Como ejemplo de ello, se puede citar a CELSIA que ha implementado en el país una estrategia innovadora para la implementación de este tipo de tecnologías a través de la divulgación y la financiación.
  1. Finalmente, el sistema no está diseñado para suplir el consumo de energía o servir de respaldo de energía en caso de falla del sistema público. El AGPE continúa siendo usuario y por lo tanto, en el evento de sufrir un corto de energía en su sector, no podrá hacer uso de su propia energía para suplir el suministro temporalmente suspendido.

Anexo: Resolución 30 del 26 de febrero de 2018

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Los tres retos de Colombia en materia de yacimientos no convencionales

Los tres retos de Colombia en materia de yacimientos no convencionales

Sobre el reciente proceso de la ANH para buscar contratistas para los pilotos de exploración en yacimientos no convencionales.

Con la expedición del Acuerdo 06 del 2020 por parte de la Agencia Nacional de Hidrocarburos y la Resolución No. 0613 DEL 14-09-2020 que inició la apertura para “Proceso de Selección de Contratistas para el desarrollo de Proyectos de Investigación sobre la utilización en Yacimientos No Convencionales de la técnica de Fracturamiento Hidráulico Multietapa con Perforación Horizontal – FHPH” la ANH se enfrenta a una serie retos, tal vez los mayores desde su creación. No solo que los contratistas o posibles contratistas respondan al llamado, sino que sea posible fáctica y socialmente llevar a cabo dichos pilotos

El primer desafío será el manejo del entorno.

El ambiente político, social y jurídico en el cual se desarrollará este proceso no es el mejor. Varios sectores políticos y de la sociedad se han opuesto abiertamente al desarrollo de este tipo de actividades. Desde el punto de vista político algunos sectores han intentado radicar proyectos de ley que prohíben la actividad y han iniciado procesos judiciales contra las normas que se han expedido al respecto, y en la actualidad el Consejo de Estado está dando tramite a una acción de Nulidad a la resolución que reglamenta desde el punto de vista técnico la actividad. Desde el punto de vista social y de entorno, se requiere que la comunidad acepte la actividad y que no comiencen a presionar para la expedición de Acuerdos Municipales que prohíban la actividad, pese al pronunciamiento de la Corte Constitucional sobre la decisión de estos aspectos por parte del Gobierno Nacional.

Así las cosas, el entorno actual no es el mejor para abrir un proceso de habilitación y selección de contratistas en donde serán necesarias grandes inversiones, procesos de licenciamiento complejos, y obtenciones de licencias sociales aun sin claridad.  

El siguiente desafío es operativo. 

Está claro que los contratistas actuales con áreas asignadas a bloques convencionales tendrán prioridad para solicitar un área en investigación, el problema radica en que tendrán que llenar los requisitos de habilitación. ¿Qué pasa si no los cumplen? Pues sencillamente que terceros podrán ofertar sobre dichas áreas y como consecuencia se dará una coexistencia de operadoras en una misma área. Entonces nos surgen los siguientes interrogantes: ¿Será atractivo para un oferente entrar en área con presencia de otro operador?   ¿Esta superposición de actividades en un mismo espacio físico cómo será manejado?  ¿A quién corresponderá definir responsabilidades sociales, ambientales?  ¿Afectaran las actividades de los pilotos sobre no convencionales las actividades desarrollados por los contratistas en las áreas convencionales asignadas? ¿Cómo hacer para que la comunidad entienda la diferencia entre una y otra? ¿Cúal tendrá preeminencia de actividades sobre cuál si titular de un área asignada no presenta propuesta sobre la misma?

El último gran desafío está en el proceso mismo de nominación.

El acuerdo 06 establece que, firmado el contrato de desarrollo de los pilotos, el contratista que no sea titular del área a realizar los pilotos de investigación no tiene asegurado absolutamente nada (Tercero). Nos preguntamos entonces lo siguiente: ¿Sera esto suficientemente atractivo para presentar una propuesta para aquellos Teceros?, ¿Deseará el Tercero inversionista invertir sin tener asegurado nada? Parecería que por la rapidez del proceso y las condiciones de este, que el mismo está dirigido exclusivamente a aquellos operadores ya habilitados para operar en Yacimientos no convencionales y con contratos vigentes de E & P en yacimientos no convencionales.

Se adjuntan:

Acuerdo 06 del 2020        

Resolución No. 0613 DEL 14-09-2020

expedidos por la ANH.

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Retos de los contratantes colombianos en la etapa post pandemia

Retos de los contratantes colombianos en la etapa post pandemia

Nos complace compartir con ustedes el artículo publicado por la revista Dinero en el que los socios de la firma Juan Manuel Garrido y Claudia Fonseca dieron su opinión sobre los retos que actualmente afrontan los contratantes y los que deberá afrontar en la denominada nueva realidad.

Juan Manuel Garrido

Claudia Fonseca

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¡Nos renovamos para fortalecer nuestra firma!

¡Nos renovamos para
fortalecer nuestra firma!

Somos una firma de abogados con más de 20 años de presencia en el mercado colombiano, durante nuestra práctica nos hemos ganado el reconocimiento de nuestros clientes y colegas por la destacada práctica en la industria de energía y recursos naturales, infraestructura, derecho ambiental y derecho comercial, con resultados notorios en litigios y arbitramentos tanto locales como internacionales.

Como parte de la evolución de la firma nuestros socios han decidido renovar la imagen para reflejar la capacidad que tenemos de mantenernos a la par de los constantes cambios que enfrenta el mercado y las necesidades legales de nuestros clientes. En esta nueva etapa de innovación y reinvención reforzamos nuestra presencia y compromiso con nuestra labor, robusteciendo el equipo y las áreas de práctica.

Como parte de este proceso de reinvención e innovación decidimos incluir el apellido de Claudia Fonseca en el nombre de la firma como sinónimo de fortalecimiento, aunado al reconocimiento que merece por ser socia desde hace varios años, así como su práctica destacada que sin duda ha contribuido con el éxito y consolidación de nuestra firma.

Por estas razones, nos complace comunicarles que en adelante la firma pasará a llamarse Garrido Fonseca Abogados.

Agradecemos a todos los clientes que nos han acompañado durante todos estos años de práctica, este proceso de renovación es para ustedes.

Offshore Costa Pacífica

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La Fuerza Mayor en los Contratos de Suministro de Gas

La Fuerza Mayor en los Contratos de Suministro de Gas

En estos momentos de crisis se torna importante el estudio de una cláusula que en la cotidianidad de nuestras vidas podemos afirmar que es una cláusula invisible: los abogados la incluimos siempre, las partes casi nunca la discuten, el regulador la reglamenta y la tipifica en los contratos de suministro y venta de gas, pero raramente decretada por el juez. Hablamos de la cláusula de fuerza mayor y caso fortuito. Esta cláusula invisible en circunstancias de crisis se vuelve visible dirigiendo la mirada de las partes a ella, muchas veces como instrumento de salvación del acreedor.

El regulador, como se dijo, introdujo como obligatoria la cláusula de caso fortuito o fuerza mayor en los contratos de suministro de gas. La Resolución 114 del 2017 de la CCREG en su artículo 11 la tipifica en los siguientes términos:

“Artículo 11. Eventos de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña. ninguna de las partes será responsable frente a la otra por el incumplimiento de las obligaciones contraídas por ellas, incluyendo demoras, daños por pérdidas, reclamos o demandas de cualquier naturaleza, cuando dicho incumplimiento, parcial o total, se produzca por causas y circunstancias que se deban a un evento de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña, según lo definido por la ley colombiana. La ocurrencia de un evento de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña no exonerará ni liberará a las partes, en ningún caso, del cumplimiento de las obligaciones causadas con anterioridad a la ocurrencia de los hechos a los que se refiere este artículo….”

Es de señalar entonces que el regulador no hizo nada distinto a remitir a la ley colombiana para efectos de determinar en qué hechos o circunstancias una parte se puede ver inmersa en un evento de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña.

Para esto debemos acudir al artículo 1º de la Ley 95 de 1890 que subrogó el artículo 64 del Código Civil, cuyo texto indica lo siguiente:

“Se llama fuerza mayor o caso fortuito el imprevisto a que no es posible resistir, como un naufragio, un terremoto, el apresamiento de enemigos, los actos de autoridad ejercidos por un funcionario público, etc.”.

Frente al fenómeno del COVID 19, el mundo ha visto una desaceleración económica que ha afectado la demanda de energía. China ha declarado la fuerza mayor en ciertos contratos de compra de energía. En Colombia se ha sentido el efecto de la cuarentena, tal y como se puede deducir del siguiente gráfico, donde se observa la disminución de la demanda de energía de los comercializadores ante la declaratoria de emergencia sanitaria decretada por el Gobierno Nacional:

(Fuente: Gestor del Mercado)

Ante la disminución de la demanda de gas, es importante preguntarse ¿Que tan fácil es que un comprador (agente) solicite la declaratoria de la fuerza mayor ante una menor toma de gas por causa de la emergencia sanitaria, y así evitar el pago este dentro de los contratos de suministro en firme?

Lo primero que tenemos que señalar es que tanto el contrato como el regulador han manifestado que no podrá declararse la fuerza mayor total del contrato si es posible tomar gas o cumplir con el mismo así sea de forma parcial, en otras palabras, la fuerza mayor parcial debe preferirse ante una fuerza mayor total del contrato.

La jurisprudencia colombiana se ha referido de manera extensa sobre la fuerza mayor. De acuerdo con ella existen tres factores que deben estar presentes para que la misma se configure:

1. Tiene que provenir de un hecho externo

De acuerdo con la jurisprudencia, el hecho se asimila o tiene el carácter de causa extraña, lo cual nos lleva a la cláusula contractual toda vez que ella habla de fuerza mayor o caso fortuito o causa extraña como si aquella fuera una tercera circunstancia autónoma o causal de responsabilidad, cuando en el fondo la causa extraña es el género y la fuerza mayor la especie. La causa extraña a que alude la cláusula en realidad hace referencia a eventos de terceros, siendo la redacción del regulador desafortunada al equiparar las figuras como sinónimas o equivalentes cuando en realidad no lo son.

Frente al caso en comento es importante que el agente determine con claridad cuál es ese hecho externo, ¿podría ser la pandemia?, ¿es el hecho de la cuarentena?, ¿es la declaratoria del estado de emergencia que ordenó el cierre de las industrias?.

Será entonces necesario soportar debidamente cuál considera el Agente que es el hecho externo que hizo que la demanda disminuyera de manera drástica.

2. Estos hechos tienen que ser imprevisibles

La imprevisibilidad se da cuando no es posible contemplar el hecho con anterioridad a su ocurrencia. Para ello es necesario mirar caso a caso, por esto ante cada situación en particular se hace necesario estudiar los eventos que lo rodearon. No es posible, a pesar de las circunstancias, sacar reglas generales y se requiere analizar las circunstancias particulares que rodean la actividad en desarrollo de la cual se argumenta la fuerza mayor. Que el hecho sea imprevisible implica que en condiciones normales haya sido totalmente imposible para el agente precaverse contra él. Pero esto no es suficiente porque la jurisprudencia ha dicho que cuando el suceso es susceptible de ser humanamente previsto, por más súbito y arrollador de la voluntad que parezca, no genera el caso fortuito ni la fuerza mayor.

La evaluación de este factor hace que se torne muy discutible o difícil ante circunstancias de no acuerdo entre las partes sobre la aceptación o no de la fuerza mayor.

Supongamos que el agente manifieste que el hecho origen de la fuerza mayor es la pandemia, como la misma fue divulgada ampliamente desde el mes de enero, cabe preguntarse si era previsible que esta llegara a Colombia. La respuesta debería ser un sí, caso en el cual no se podría declarar una fuerza mayor. Pero supongamos que el hecho alegado son los decretos de emergencia, ¿era la expedición de los mismos un hecho previsible?, posiblemente, pero no en la magnitud en la cual se decretó la cuarentena en dichos decretos, disminuyendo la demanda de gas en una dimensión no esperada.

3. El hecho o hechos tienen que ser irresistibles

Sobre esto nuestra Corte Suprema de Justicia señaló en sentencia del 26 de julio del 2005 con expediente No. 050013103011-1998 6569-02, lo siguiente:

“Ha precisado diáfanamente la Sala que la fuerza mayor implica la imposibilidad de sobreponerse al hecho para eludir sus efectos (sentencia del 31 de mayo de 1965, g.j., cxi y cxii p. 126), lo que será suficiente para excusar al deudor, sobre la base de que nadie es obligado a lo imposible (ad impossibilia nemo tenetur). Por tanto, si irresistible es algo inevitable, fatal, imposible de superar en sus consecuencias (se subraya; sentencia del 26 de enero de 1982, g.j., clxv, p. 21), debe aceptarse que el hecho superable

mediante la adopción de medidas que permitan contener, conjurar o eludir sus consecuencias, no puede ser invocado como constitutivo de caso fortuito o fuerza mayor, frente al cual, se insiste, el ser humano debe quedar o permanecer impotente”

Retomando el ejemplo del caso, ¿la contracción de la demanda es un hecho irresistible?, ¿se pueden eludir sus efectos?. Dependerá de cada caso y situación en que se encuentre el agente, pues muy posiblemente para aquellos comercializadores cuyos clientes son pocos y con demanda muy sensible a estos fenómenos, la respuesta puede ser sí, pero frente a otros agentes con mayor diversificación de clientes y con demandas mas estables la respuesta puede ser un no rotundo.

Conclusión

A pesar de las circunstancias de pandemia existentes, no es fácil argumentar de manera uniforme este tipo de eximentes de responsabilidad por los requisitos que la fuerza mayor y caso fortuito traen, siendo necesario estudiar caso a caso las circunstancias de tiempo, modo lugar, y la situación particular de cada Agente. Situación que, en todo caso, siempre será necesario que la persona que la alegue, la pruebe.

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