DETERMINACIÓN DE UN ESQUEMA PARA LA PLANEACIÓN A MEDIANO Y LARGO PLAZO DEL ABASTECIMIENTO DE PETRÓLEO Y COMBUSTIBLES LÍQUIDOS PARA COLOMBIA

MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA

UNIDAD DE PLANEACIÓN MINERO ENERGÉTICA – UPME CONTRATO UPME NO.000-000000-0000

DETERMINACIÓN DE UN ESQUEMA PARA LA PLANEACIÓN A MEDIANO Y LARGO PLAZO DEL ABASTECIMIENTO DE PETRÓLEO Y COMBUSTIBLES LÍQUIDOS PARA COLOMBIA

INFORME DE AVANCE NO. 4

VOL I: EXPERIENCIAS INTERNACIONALES, CONTRATOS CADENA DE COMBUSTIBLES, IMPACTO FISCAL BIOCOMBUSTIBLES, DIMENSIÓN AMBIENTAL Y PROPUESTA DE POLÍTICAS DE CONFIABILIDAD

CONTRATISTA: COSENIT S.A. BOGOTÁ, DICIEMBRE DE 2010

1. ANALISIS DE EXPERIENCIAS INTERNACIONALES

La Argentina es un país cuya producción de energía primaria está centrada en Gas Natural y Petróleo Crudo. Según la última información oficial disponible en el año 2.007 la participación de cada uno de estos energéticos en la oferta de energía primaria fue de 50,2% y 38,7% respectivamente1 (teniendo en cuenta importaciones y variación del stock). Sus importaciones de energía primaria representan el 4,8% del total de la oferta de energía, con lo cual se considera como un país autosuficiente desde el punto de vista energético. De igual forma, su oferta de energía secundaria está basada en su gran mayoría con recursos propios; esto se puede observar claramente en los siguientes cuadros del XXX 2,007:

Tabla 1: Balance de energía primaria en Argentina

BALANCE DE ENERGIA 2007 OFERTA (miles de tep)*
TIPO ENERGIA	ENERGIA	PRODUCCION	IMPORTACION	VARIACION DE STOC	OFERTA TOTAL	OFERTA TOTAL
P R I M A R I A	Energía Hidráulica	3,315.7	0.0	0.0	3,315.7	3.9%
	Nuclear	0.0	1,509.4	605.0	2,114.4	2.5%
	Gas Natural	41,600.4	1,412.5	0.0	43,012.9	50.2%
	Petróleo	32,945.5	40.2	173.3	33,159.0	38.7%
	Carbón mineral	65.4	1,122.2	-35.8	1,151.8	1.3%
	Leña	1,180.3	0.0	0.0	1,180.3	1.4%
	Bagazo	1,070.9	0.0	0.0	1,070.9	1.3%
	Otros Primarios	595.3	0.0	0.0	595.3	0.7%
	TOTAL I	80,773.5	4,084.3	742.5	85,600.4	100.0%
*TEP: toneladas equivalentes de petróleo

1 Balance Nacional de Energía, Argentina, 2007

Tabla 2: Balance de energía secundaria en Argentina

BALANCE DE ENERGIA 2007 OFERTA (miles de tep)*
S E C U N D A R I A	Electricidad	9,870.5	897.6	0.0	10,768.1	13.5%
	Gas Distribuido por Redes	35,621.3	0.0	0.0	35,621.3	44.5%
	Gas de Refinería	726.9	0.0	0.0	726.9	0.9%
	Gas Licuado	2,837.5	0.0	0.0	2,837.5	3.5%
	Motonafta Total	7,808.1	125.8	1.1	7,934.9	9.9%
	Kerosene y Aerokerosene	1,359.9	2.4	-1.2	1,361.1	1.7%
	Diesel Oil + Gas Oil	9,833.2	730.1	-29.8	10,533.5	13.2%
	Fuel Oil	3,951.6	44.3	-7.0	3,988.9	5.0%
	Carbón Residual	1,142.9	14.8	-3.1	1,154.6	1.4%
	No Energético	2,949.0	38.4	-2.2	2,985.1	3.7%
	Gas de Coqueria	229.8	0.0	0.0	229.8	0.3%
	Gas de Alto Horno	295.7	0.0	0.0	295.7	0.4%
	Coque de Carbón	1,343.8	0.0	17.2	1,360.9	1.7%
	Carbón de Leña	223.4	0.0	0.0	223.4	0.3%
	TOTAL II	78,193.6	1,853.4	-25.2	80,021.8	100.0%
*TEP: toneladas equivalentes de petróleo

1.1.2 Calidad en los combustibles ‌

La principal regulación Argentina sobre calidades de combustibles es la Resolución 271/2006 de la Secretaría de Energía, la cual estableció los siguientes requerimientos2:

Especificaciones que se establecieron para cumplirse a partir del 1 xx xxxxx de 2006:

• Nafta (Gasolina) Ultra ó Grado 3: Contenido máximo de azufre según norma ASTM D 2622 de 300 ppm

• Agrodiesel o Grado 1: Contenido de azufre máximo en peso según norma ASTM D-3120 o D-4294 o IRAM-IAP A 6598 o A 6516: de 3.000 ppm.

• Gasoil Común o Grado 2: Para Buenos Aires y alrededores el contenido máximo de azufre según norma ASTM D 2622 en partes por millón de

1.500 ppm, resto del país 2.500 ppm.

• Gasoil Ultra o Grado 3 (opcional): Contenido máximo de azufre de 500 ppm para el consumo en todo el país.

• Biodiesel concentrado o puro: Contenido de azufre, medido como porcentaje en peso según normas ASTM D 4294 o IRAM – IAP A 6539 o A 6516: máximo UN CENTESIMO (0,01).

2 Tanto las empresas petroleras refinadoras y elaboradoras, como las bocas de expendio, no estarán obligadas al expendio de los combustibles denominados como opcionales.

• Biodiesel Mezcla (en cualquier proporción): Contenido de azufre máximo: no podrá superar el contenido máximo de azufre del gasoil con el cual se realizó la mezcla.

Especificaciones que se establecieron para cumplirse a partir del 1 de enero de 2008 (Sólo se incluyen las especificaciones que se modifican respecto a la normatividad anterior):

• Agrodiesel o Grado 1: Contenido de azufre máximo en peso según norma ASTM D-3120 o D-4294 o IRAM-IAP A 6598 o A 6516: de 2.500 ppm.

• Gasoil Común o Grado 2: Contenido máximo de azufre medido en partes por millón de 50 ppm para el consumo en la CIUDAD AUTONOMA DE BUENOS AIRES, y las Provincias de BUENOS AIRES, CORDOBA, SANTA FE Y XXXXXXX.

Contenido máximo de azufre medido en partes por millón de 500 ppm para resto del país.

• Gasoil Ultra o Grado 3 Opcional: Contenido máximo de azufre medido en partes por millón de 50 ppm, para el consumo en todo el país.

Especificaciones que se establecieron para cumplirse a partir del 1 de enero de 2009 (Sólo se incluyen las especificaciones que se modifican respecto a la normatividad anterior):

• Naftas Ultra o Grado 3: Contenido máximo de azufre, medido en peso de 50 ppm.

Especificaciones que se establecieron para cumplirse a partir del 1 de enero de 2011 (Sólo se incluyen las especificaciones que se modifican respecto a la normatividad anterior):

• Nafta Ultra o Grado 3 (Opcional): Contenido máximo de azufre según norma ASTM D 2622 de 10 ppm.

• Agrodiesel o Grado 1: Contenido de azufre máximo según norma ASTM D-3120 o D-4294 o IRAM-IAP A 6598 oA 6516 de 1.600 ppm.

• Gasoil Ultra o Grado 3 Opcional: Contenido máximo de azufre de 10 ppm, para el consumo en todo el país.

1.1.3 Biocombustibles ‌

El marco para la promoción de los Biocombustibles en Argentina está dado por la Ley Nº 26.093 que ha puesto en marcha el Régimen de Regulación y Promoción para la Producción y Uso Sustentables de Biocombustibles.

Dicha Ley y sus Resoluciones Reglamentarias3 derivadas establecen que a partir del 1° de enero de 2,010 se debe cumplir con los siguientes porcentajes

3 Res 1283/06, 1294/08, 1295/08 y 828/2010, Secretaría de Energía

mínimos de mezcla:

• 5,0% en volumen, medido sobre la cantidad total del producto final Diesel (Gas Oil) para su utilización en todos los ámbitos exceptuando a los utilizados en las embarcaciones fluviales y marítimas, minería, combustibles de primer llenado, gas oil antártico, y otros usos específicos que no sean compatibles con el uso de Biocombustibles. Este porcentaje de mezcla mínima se incrementó a partir de septiembre de 2,010 a 7,0%.

• 5,0% en volumen, medido sobre la cantidad total del producto final gasolinas para su utilización en todos los ámbitos.

La Secretaría de Energía de la Nación establece todos los meses un precio de referencia del etanol a partir del cual deben fijarse las operaciones de venta del bioetanol realizadas por las industrias azucareras-alcoholeras a las compañías petroleras. De igual forma sucede con el Biodiesel.

De igual forma, de manera anual, la Secretaría de Energía de la Nación asigna los cupos de producción de biocombustibles a las empresas del sector, con lo cual busca asegurar el abastecimiento de estos combustibles al mercado nacional.

1.1.4 Almacenamiento ‌

Al respecto de requerimientos de almacenamiento, no se encuentra en la legislación Argentina requerimientos mínimos de almacenamiento de combustibles para los productores, importadores y/o distribuidores mayoristas de combustibles.

Sin embargo, existe una normativa4 que específicamente: “Establece un régimen orientado a asegurar el abastecimiento interno de los hidrocarburos líquidos, así como sus derivados y en particular el gas oil”. A pesar de que el título de la resolución es impactante, sus alcances no son más que el de establecer un mecanismo de denuncia de los distribuidores minoristas y grandes consumidores ante la secretaría de energía sobre faltas continuas de suministro de combustibles, y el establecimiento de multas a los productores distribuidores en dado caso que dicho desabastecimiento sea causado por distorsiones en el libre mercado.

1.2 CASO UNION EUROPEA ‌

1.2.1 Mercado de energía ‌

La UE cubre sus necesidades energéticas en un 50 % con productos importados y se espera, que de seguir la tendencia actual de aquí a 2,020 o 2,030 ese porcentaje ascenderá al 70 %. Las importaciones energéticas

representan el 6 % de las importaciones totales y, desde el punto de vista geopolítico, el 45 % de las importaciones de petróleo proceden de Oriente Medio, y el 40 % de las importaciones de gas natural, de Rusia5.

Los principios económicos que rigen al mercado de los hidrocarburos (también el de electricidad y gas natural) en las directrices de la Unión Europea implican libertad de importación, libertad de emprendimiento y libertad de precios, sujetos a las regulaciones sectoriales de calidad, salud, seguridad y ambiental.

1.2.2 Calidad de los combustibles ‌

Los parámetros de calidad de combustibles están dados por la Directiva 98/70/CE del Parlamento Europeo y del Consejo y sus posteriores modificaciones. Dicha normatividad establece parámetros para la calidad de las gasolinas y el diesel comercializado en la Unión Europea.

Los principales aspectos relacionados con la gasolina son los siguientes:

• A partir del 1 de enero de 2000, los Estados miembros de la Unión prohibieron la comercialización de las gasolinas con contenido de plomo superior a 0,005 g/l.

• Solamente se pueden comercializar en el territorio de Unión Europea las gasolinas que contengan un contenido máximo de azufre de 10 mg/kg. Los Estados miembros podrán establecer disposiciones específicas, para las regiones ultraperiféricas, relativas a la introducción de gasolina con un contenido superior de azufre a los 10 mg/kg.

• Las gasolinas tendrán un contenido máximo de oxígeno de 2,7 % y un contenido máximo de etanol de 5 % hasta 2013.

Los principales aspectos relacionados con el diesel son los siguientes:

• Solamente se pueden comercializar en el territorio de Unión Europea combustible diesel que contenga un contenido máximo de azufre de 10 mg/kg.

• A partir del 1 de enero de 2008 la Unión Europea estipuló en sus directrices energéticas que se comercializarse en su territorio diesel para máquinas móviles no de carretera (incluidos los buques de navegación interior), tractores agrícolas y forestales y embarcaciones de recreo únicamente si el contenido de azufre de dichos gasóleos es inferior a 1,000 mg/kg. A partir del 1 de enero de 2011, el contenido máximo autorizado de azufre de esos diesel para estos usos será de 10 mg/kg.

• Para las regiones ultraperiféricas, los Estados miembros podrán establecer disposiciones específicas relativas a la introducción de combustibles diésel y gasóleos con un contenido superior de azufre a los 10 mg/kg.

1.2.3 Biocombustibles ‌

5 Fuente: Comisión Europea de Energía.

La penetración de los Biocombustibles es aún incipiente en el mercado energético europeo. Para el 2005 los biocombustibles se utilizaban en diecisiete de los veintiún Estados miembros de los que se disponía de datos y llegaban en promedio a una cuota xx xxxxxxx que ha alcanzado 1 % por término medio. Los progresos han sido muy poco homogéneos: sólo Alemania (3,8 %) y Suecia (2,2 %) superaron una cuota del 2%. Mientras el biodiésel logró una cuota del 1,6 % en el mercado del diesel, el etanol sólo consiguió una cuota de 0,4 % en el mercado de la gasolina.6 Para el 2,007 en Suecia el bioetanol había conseguido una cuota del 4 % xxx xxxxxxx de la gasolina, y en Alemania el biodiésel había conseguido una cuota del 6 % xxx xxxxxxx del diésel.

A pesar de su bajo nivel de penetración promedio, las metas de la Unión Europea son ambiciosas y se espera que para el 2,020 los biocombustibles tengan una cuota xxx xxxxxxx del 10% para los combustibles usados en el transporte terrestre.7

1.2.4 Almacenamiento ‌

La regulación actual8 establece que los Estados de la Unión Europea tienen la obligación de constituir y mantener constantemente un nivel de reservas de productos petrolíferos equivalente como mínimo a 90 días del consumo interior medio registrado durante el año anterior.

El cálculo del consumo interior diario se basa en las gasolinas para automóviles y los carburantes para aviones, los gasóleos, los combustibles para motores diésel, el petróleo purificado y los combustibles para reactores del tipo queroseno, así como los fuelóleos.

Entre los recursos petrolíferos que se pueden incluir en las estadísticas de reservas estratégicas figuran las cantidades almacenadas en los puertos de descarga, las cantidades que se encuentren a bordo de buques petroleros atracados en un puerto en espera de su descarga, las cantidades contenidas en los depósitos situados a la entrada de los oleoductos o las cantidades almacenadas en los depósitos de las refinerías. Por el contrario, no pueden incluirse algunos recursos tales como el petróleo crudo que se encuentre en los yacimientos, las cantidades destinadas a las bodegas de los buques, las cantidades que se encuentren en los oleoductos, en los camiones cisterna, en los vagones cisterna, en los depósitos de los puntos de venta y en las instalaciones de los pequeños consumidores, así como las cantidades que mantengan en reserva las Fuerzas Armadas.

6 Fuente: Comisión Europea de Energía.

7 Comunicación de la Comisión al Consejo Europeo y al Parlamento Europeo: una política energética para Europa, 2,007

8 Directiva 2006/67/CE del Consejo, de 24 de julio de 2006.

Los Estados miembros que disponen de una producción petrolífera nacional pueden deducirla proporcionalmente de su obligación de almacenamiento, siempre que dicha deducción no rebase el 25% de su consumo interior.

Los Estados miembros sólo pueden incluir en la relación estadística de sus reservas estratégicas las cantidades que estarían totalmente a su disposición en caso de crisis de abastecimiento de petróleo y deben comunicar a la Comisión una relación estadística de la reservas existentes al final de cada mes, especificando el número de días de consumo medio del año civil anterior que representan dichas reservas.

Dicha regulación será derogada partir del 31 de diciembre de 2012 por la Directiva 2009/119/CE. Esta nueva Directiva establece que Los Estados miembros deben asegurar un nivel total de reservas de petróleo equivalente, como mínimo, a 90 días de importaciones netas diarias medias o bien a 61 días de consumo interno diario medio, la que sea mayor de estas cantidades.

También establece que los Estados miembros tendrán la obligación de garantizar la disponibilidad y accesibilidad física de las reservas. Para ello, deben establecer dispositivos para la identificación, contabilidad y control de dichas reservas. Debe crearse y actualizarse permanentemente un inventario que contenga datos sobre las reservas de emergencia (localización del depósito, la refinería o la instalación de almacenamiento, cantidades, propietario, naturaleza). Deberá remitirse a la Comisión Europea una vez al año una copia resumida de dicho inventario.

Reservas específicas: también se contabilizarán en las reservas de petróleo las reservas de los derivados de este combustible. En este caso, están obligados a mantener un nivel mínimo expresado en número de días de consumo

Las reservas específicas están compuestas por uno o varios de los siguientes productos:

• Etano.

• GLP.

• Gasolina de automoción.

• Gasolina de aviación.

• Carburante de tipo gasolina para aviones de retropropulsión (carburante de tipo nafta para aviones de retropropulsión o jp4).

• Carburante de tipo queroseno para aviones de retropropulsión.

• Otro queroseno.

• Gasóleo/carburante diésel (fuelóleo destilado).

• Fuelóleo (tanto de bajo como de alto contenido de azufre).

• Lubricantes.

• Betún.

• Ceras de parafina y

• Coque de petróleo.

Los Estados miembros se cerciorarán de que, con respecto al año de referencia, el equivalente de petróleo crudo de las cantidades consumidas de los productos incluidos en las categorías utilizadas equivalga como mínimo el 75 % del consumo interno. Salvo que se haya comprometido a mantener como mínimo 30 días de reservas específicas, todo Estado miembro se asegurará de que al menos un tercio de sus obligaciones de almacenamiento se mantienen en forma de productos, en las condiciones establecidas en la Directiva.

Los biocarburantes y aditivos se contabilizarán en el cálculo de las obligaciones de almacenamiento y en el cálculo de los niveles de reservas efectivamente mantenidas si se mezclan con productos petrolíferos.

2. CONTRATOS ‌

El Decreto 4299 del 25 de noviembre de 2005, parcialmente modificado por los Decretos 1333 del 19 xx xxxxx de 2007 y 1717 de 21 xx xxxx de 2008, reglamentó el Artículo 61 de la Ley 812 de 2003. Este decreto establece los requisitos, las obligaciones y el régimen sancionatorio aplicables a los agentes de la cadena de distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo, excepto GLP, señalados en el Artículo 61 de la Ley 812 de 2003. Este decreto también establece las relaciones entre los diferentes agentes de la cadena.

El Decreto 4299 no contempla a los productores de biocombustibles. Las principales normas que contienen el reglamento técnico del programa de oxigenación de gasolinas son la Resolución 180687 de 2003 y la Resolución 181069 de 2005. El reglamento técnico obliga a los productores de etanol a vender el producto exclusivamente a los distribuidores mayoristas de combustibles.

Igual que en el caso del etanol, el reglamento para el registro de productores y/o importadores de biodiesel establece la prioridad de abastecer el mercado interno como requisito para poder exportar el producto, y en este mismo sentido obliga a los productores de biodiesel a vender el producto exclusivamente a los mezcladores autorizados (refinadores y distribuidores mayoristas de combustibles).

Pero por otra parte la Ley 1151 de 2007 creó el Sistema de Información de la Cadena de Distribución de Combustibles Líquidos Derivados del Petróleo. Esta ley se reglamentó posteriormente mediante la Resolución 182112 del 20 de diciembre de 2007, la cual oficializó el nombre SICOM para el sistema de información. Esta resolución tiene entre sus virtudes la de integrar en un solo sistema tanto a los agentes de la cadena regulados por el Decreto 4299 de 2005, como a los productores de biocombustibles que fueron creados y reglamentados por otras normas.

La Tabla 3: Contratos entre Agentes de la Cadena - Decreto 4299 de 2005 y SICOM. Se observa que en general la normatividad vigente exige que los diferentes agentes suscriban contratos, los cuales deben registrar ante el Ministerio de Minas y Energía para poder operar y para poder realizar transacciones de compra y venta de productos a través de SICOM.

Llama la atención, sin embargo, que el Decreto 4299 no les exige suscribir contratos ni al refinador ni al transportador por poliductos, que en la práctica son el mismo agente actualmente: Ecopetrol S.A. Consultados algunos agentes se llega a la conclusión de que, aunque aún no se ha expedido el reglamento de transporte por poliductos (lleva ocho años de retraso), en la práctica sí existe un contrato de tipo verbal entre Ecopetrol y los distribuidores mayoristas de combustibles, el cual se consolida permanentemente mediante el sistema de nominaciones de producto en el que los mayoristas realizan sus pedidos,

Ecopetrol los analiza y les informa los volúmenes que se compromete a entregar. Aunque esto es operativo y funciona bien en el día a día, no existen mecanismos para reclamar por incumplimientos ni para dirimir diferencias. Es importante observar que SICOM contempla que las nominaciones deben hacerse a través de dicho sistema, lo cual muy posiblemente aun no esté operando.

Tabla 3: Contratos entre Agentes de la Cadena - Decreto 4299 de 2005 y SICOM

Agente

Requisitos Decreto 4299 de 2005

Requisitos SICOM Resolución 182113 de 2007

Refinador

Ninguno

En la práctica se considera que existen contratos de suministro verbales con los distribuidores mayoristas

Registrar y realizar a través de SICOM todas las transacciones de ventas nacionales de combustibles líquidos y de mezclas diesel-biodiesel, así

como las compras de biodiesel

Productor de Alcohol Carburante

Ninguno

En la práctica operan con ofertas comerciales

Registrar y realizar a través de SICOM todas las transacciones de ventas de alcohol carburante

Productor de Biodiesel

Ninguno

En la práctica operan con ofertas comerciales

Registrar y realizar a través de SICOM todas las transacciones de ventas de biodiesel

Importador

Contrato de almacenamiento para el recibo del combustible a importar

Contrato o acuerdo con el agente de la cadena que distribuirá o consumirá el combustible importado

Registrar y realizar a través de SICOM todas las transacciones de ventas nacionales de combustibles líquidos y de mezclas diesel-biodiesel, así como las compras de biodiesel

Almacenador

Para prestar el servicio de almacenamiento se requerirá autorización del MinMinas, previa presentación del respectivo

contrato.

Registrar en SICOM todos los contratos de prestación del servicio de almacenamiento de combustibles

Distribuidor Mayorista

Demostrar que ha realizado despachos de combustibles mediante contratos o acuerdos comerciales en volúmenes superiores a 2,600,000 galones al mes, 70% como mínimo a distribuidores minoristas a través de estaciones de servicio automotriz y/o fluvial que cuenten con su marca

Garantizar un suministro regular y

Registrar y realizar a través de SICOM todas las transacciones de compras y ventas de combustibles líquidos derivados del petróleo, combustibles oxigenados y mezclas diesel- biodiesel, así como las compras de alcohol carburante y biodiesel

estable de los combustibles con las personas con las que tenga un contrato o acuerdo comercial, salvo interrupción justificada del suministro

En el contrato o acuerdo comercial de suministro deberá facultar al distribuidor minorista a través de estación de servicio automotriz y fluvial para exhibir su marca comercial

Abstenerse de vender combustibles a aquellos agentes de la cadena con los cuales no tenga un contrato o acuerdo comercial de suministro, ni a aquellos distribuidores minoristas a través de estación de servicio automotriz y fluvial que no tengan exhibida su marca comercial

Agente

Requisitos Decreto 4299 de 2005

Requisitos SICOM Resolución 182113

de 2007

Distribuidor Minorista

Estación de Servicio Automotriz y Fluvial y Comercializador Industrial: Demostrar que ha celebrado contrato de suministro de combustibles con un distribuidor mayorista

Comercializador Industrial:

Para cada uno de los consumidores finales y para el gran consumidor sin instalación a los cuales les provea combustibles, deberá allegar un contrato o acuerdo comercial de suministro, en el cual se indique el volumen y el uso del mismo

Las estaciones de servicio automotrices o fluviales deberán allegar copia o constancia del contrato suscrito con el distribuidor mayorista que los abastece.

El Ministerio de Minas y Energía

– Dirección de Hidrocarburos analizará lo relacionado con los temas de marca, proveedores y contratos, al momento de otorgar el registro.

Registrar y realizar a través de SICOM todas las transacciones de compras de combustibles líquidos derivados del petróleo, combustibles oxigenados y de

las mezclas diesel-biodiesel

Transportador

Transportador por Poliductos:

Se regirá por el reglamento de transporte que expida MinMinas

Transportador Terrestre: Ninguno

Transportador por Poliductos:

1. Registrar en SICOM los contratos de transporte por poliductos

2. Registrar a través de SICOM las nominaciones del sistema de transporte por poliductos

Agentes interesados en transportar por Poliductos: Enviarán sus nominaciones al transportador a través de SICOM dentro de los plazos

establecidos en el plan de nominación

Gran Consumidor

Abastecerse de combustibles líquidos derivados del petróleo solamente de los agentes debidamente autorizados por el Ministerio de Minas y Energía. Para el efecto deberán suscribir contratos

de suministro.

Registrar y realizar a través de SICOM todas las transacciones de compras de combustibles líquidos derivados del petróleo, combustibles oxigenados y de las mezclas diesel-biodiesel

Así las cosas, la normatividad vigente exige y controla que existan contratos de suministro entre los diferentes agentes con excepción de los refinadores, los productores de biocombustibles y los transportadores por poliductos. No obstante, los productores de biocombustibles operan mediante ofertas comerciales con lo cual se comprometen a entregar unos volúmenes específicos con los respectivos clientes.

Es importante que el Gobierno Nacional expida pronto el Reglamento de Transporte por Poliductos lo que permitirá regular las relaciones comerciales y operacionales entre Ecopetrol en su calidad de Refinador y Transportador por Poliductos, y los distribuidores mayoristas de combustibles.

Finalmente, es importante mencionar que la Resolución 182113 de 2007 establece la sanción de “Cancelación de la Autorización y Cierre del Establecimiento” prevista en el Artículo 36 del Decreto 4299 de 2005 a los agentes que incumplan las obligaciones relacionadas con realizar las transacciones de compras y ventas nacionales y el registro de contratos a través del Módulo Órdenes de Pedido de SICOM. 9

9 Artículo 24 de la Resolución 182113 de 2007.

3. PROYECCIÓN DEL IMPACTO FISCAL DE LOS BIOCOMBUSTIBLES EN COLOMBIA ‌

3.1 IMPACTO FISCAL PROYECTADO - ALCOHOL CARBURANTE ‌

Como se mencionó en el capítulo sobre el impacto fiscal histórico del alcohol carburante, el impacto fiscal neto del alcohol carburante es el resultado de sumar las exenciones de IVA e Impuesto Global al etanol en regiones diferentes a las zonas de fronteras (donde las exenciones existen desde el año 2001), más la exención de la sobretasa a la gasolina al etanol para mezclas superiores a E20 (el incremento de la tarifa de la sobretasa de 20% a 25% elimina sobradamente el efecto de esta exención para mezclas más bajas), menos los subsidios a la gasolina dejados de pagar por Ecopetrol y/o el Gobierno Nacional con cargo al PGN antes de entrada en vigencia del Fondo de Estabilización de Precios de los Combustible (FEPC).

Para efectos de proyectar el impacto fiscal del alcohol carburante en Colombia se tienen en cuenta en este estudio los análisis realizados y las propuestas presentadas por la firma Consultoría Colombiana S.A. (ConCol S.A.) al Ministerio de Minas y Energía en el “Estudio y Propuesta para el Desarrollo del Marco Regulatorio Técnico - Económico del Programa Flex Fuel en Colombia”.10 En el estudio mencionado ConCol propone ajustar las mezclas gasolina-etanol y la demanda de etanol a la oferta interna del producto, de tal manera que exista una mezcla obligatoria entre E8 y E12 para todo tipo de vehículos y una mezcla flexible entre E20 y E85 exclusivamente para los vehículos flex fuel.

El hecho de ajustar la demanda de etanol a la oferta interna del producto implica que el impacto fiscal proyectado del alcohol carburante se limita al volumen de dicha oferta interna que se consuma en el país y no considera la posibilidad de importar etanol en ningún momento.

3.1.1 Oferta nacional de Alcohol Carburante ‌

En el año 2007, el estudio “Desarrollo y Consolidación xx Xxxxxxx de Biocombustibles en Colombia” desarrollado por la UT Biofuels Consulting para la UPME, relacionó 28 proyectos de plantas de etanol en Colombia (diferentes a las cinco plantas existentes y a posibles nuevos proyectos en el Xxxxx del Cauca) que se habían mencionado en los medios de comunicación a lo largo de los años anteriores. 11

10 “Presentación Informe Final Estudio y Propuesta para el Desarrollo del Marco Regulatorio Técnico - Económico del Programa Flex Fuel en Colombia” publicada para comentarios en la sección “Foros de Discusión” de la página Web del Ministerio de Minas y Energía en la siguiente dirección: xxxx://xxx.xxxxxxxx.xxx.xx/xxxxxxxx/xxxxxx/xxxxxxx_xxxxxxx_xxxx/xxxxx_xxxxxxxxxxxxx.xxx

11 Unión Temporal Biofuels Consulting: “Desarrollo y Consolidación xx Xxxxxxx de Biocombustibles en Colombia” –

Módulo Análisis y Portafolio de Proyectos – UPME, Junio de 2007.

Algunas empresas como Maquiltec y ECB (Ethanol Consortium Board) anunciaban su intención de construir varias destilerías cada una: seis Maquiltec y tres ECB. Sin embargo, ninguna de estas dos empresas ha construido aun ninguna planta. Otros proyectos interesantes y muy publicitados que se mencionaban en ese entonces y que no se han concretado todavía son Alcol

S.A. en la Hoya del Río Xxxxxx, región con mucha caña panelera en zona de ladera pero con complejos temas socioeconómicos y con dificultades para su acopio y transporte hasta los molinos; Faquin en el Quindío, hoy AQA, es otro proyecto que aun no logra su cierre financiero; DeSargo en el Cesar del mismo grupo económico del ingenio Sicarare, que ya producía alcohol hidratado para una licorera y no encontró incentivo económico para hacer las inversiones necesarias para producir etanol anhidro (deshidratadora); y Sucrol, con base en yuca e impulsado por el Ministerio de Agricultura que finalmente resultó no viable como planta de etanol.

El estudio también menciona que además de las cinco destilerías existentes en el xxxxx geográfico del río Cauca, algunos ingenios azucareros habían considerado la posibilidad de desarrollar proyectos de alcohol carburante. Sin embargo, por diversas razones muchas de estas iniciativas no prosperaron, en parte porque los altos precios del azúcar en los años 2005 y 2006 los desinteresó en el etanol, o porque el proyecto de alcohol carburante compitió por recursos contra otros proyectos que a la postre resultaron más atractivos para esos ingenios como el montaje de una refinería de azúcar o la introducción de una nueva línea de productos.

Este parece ser el caso del proyecto de los ingenios Riopaila y Central Castilla, pertenecientes al mismo grupo económico del Valle del Cauca, que en el año 2008 estuvo a punto de contratar la Gerencia del Proyecto pero se paralizó cuando se presentó la crisis financiera mundial. La información más reciente indica que el desarrollo de ese proyecto en el Xxxxx del Cauca ya está descartado definitivamente, aunque la empresa podría considerar realizarlo en otra región del país, como por ejemplo en los Xxxxxx Orientales.

Sin embargo, siempre existe la posibilidad de reactivación de algún proyecto en alguna parte xxx xxxxx geográfico del Río Cauca o de ampliación de las destilerías existentes. En este momento los proyectos nuevos con los que se cuenta en esta región del país son las ampliaciones de las capacidades de producción de las destilerías Mayagüez de 150 a 250 K-Lts/día, InCauca de 300 a 350 K-Lts/día, y Providencia de 250 a 300 K-Lts/día.

Por otra parte al menos dos proyectos localizados en los xxxxxx orientales y que aparecen relacionados en el estudio de la UPME del año 2007 han mostrado avances importantes: Petrotesting, hoy GPC, cuya planta Sumprocol a base de yuca ya está autorizada por el Ministerio de Minas y Energía para operar como productor de alcohol carburante, pero que en las estadísticas de SICOM aun no se muestra consolidada; y BioEnergy con base en caña de azúcar, en ese

entonces de un inversionista privado (Xxxx Xxxxxxx Xxx) y hoy en día con participación accionaria mayoritaria de Ecopetrol, superior a 80%. Por otra parte, posteriormente a ese estudio apareció en escena Merhav con su proyecto Agrifuels a partir de caña de azúcar en la región de Pivijay en el Departamento xxx Xxxxxxxxx.

Además de GPC-Sumprocol cuya planta ya está aprobada, en el corto y mediano plazo solamente las ampliaciones de las destilerías localizadas en el xxxxx geográfico del Río Cauca y los proyectos BioEnergy y Merhav parecen ofrecer alguna probabilidad importante de materializarse y contribuir al abastecimiento de etanol adicional al de las destilerías existentes para efectos de implementar la mezcla básica E10 en todo el país y para introducir el programa flex fuel al país.

Así las cosas, teniendo en cuenta las destilerías existentes y los nuevos proyectos con probabilidad relativamente alta de realización, la capacidad proyectada de producción para los próximos años se estima en, 49.8 M-L/mes, así: destilerías existentes: 27.7 M-L/mes; ampliaciones: 5.0 M-L/ mes; nuevas destilerías: 17.1 M-L/mes. Esto equivale a casi 600 millones de litros anuales.

Otros proyectos que son inciertos porque no han logrado el cierre financiero o porque tienen algún otro inconveniente, pero cuyos promotores los siguen impulsando y podrían incrementar la oferta, son Maquiltec, Complejo Energético del Río Xxxxxx, y AQA. Como ilustra la

Tabla 4, estos proyectos podrían aportar alrededor de 22.3 M-L/mes adicionales de etanol, para una oferta posible identificada de 864 millones de litros por año.

Tabla 4 detalla estos cálculos, y la Gráfica 1 ilustra la oferta de alcohol carburante que se obtendría hasta el año 2022, agrupada de acuerdo con la percepción del Consultor ya comentada acerca de la probabilidad de realización de los proyectos analizados. La línea fucsia indica que la oferta anual de los proyectos existentes más la ampliación de las destilerías más los proyectos con probabilidad media alta de realización (Bioenergy y Merhav) es

de 597 millones de litros anuales a partir del año 2013. La línea amarilla muestra la oferta adicional que se obtendría con la entrada eventual de los otros proyectos conocidos (Hoya del Río Xxxxxx, Maquilagro, AQA), y que en el mejor de los casos alcanzaría un volumen total de 864 millones de litros anuales a partir del año 2019.

Para efectos de este estudio se asume que a partir del año 2019 la oferta interna de alcohol carburante en Colombia será 864 millones de litros por año.

Tabla 4 - Estimación de la Oferta de Alcohol Carburante ‌

Proyecto	Año Inicio producción	Capacidad KLts/Día	Capacidad MLts/Año	Capacidad MLts/Mes	Oferta Acumulada MLts/Mes
InCauca	2005	300	94	7.8
Providencia	2005	250	78	6.5
Xxxxxxxxx	2006	250	78	6.5
Mayagüez (actual)	2006	150	47	3.9
Risaralda	2006	100	30	2.5
Grupo GPC	2010	20	6	0.5
Oferta Actual		1,070	332	27.7	27.7
Mayagüez - Ampliación	2011	100	30	2.5
InCauca - Ampliación	2011	50	15	1.3
Providencia - Ampliación	2011	50	15	1.3
BioEnergy	2012	350	92	7.7
Merhav	2013	376	113	9.4
Oferta Probable		1,996	597	49.8	49.8
Maquilagro	2014 + ?	300	102	8.5
Xxx Xxxxxx	0000 + ?	365	120	10.0
AQA	2014 + ?	150	45	3.8
Oferta Posible	?	2,811	864	72.0	72.0

Oferta Interna de Etanol

1,000

900

800

700

600

500

400

300

200

100

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

Oferta Posible Oferta Alta Probabilidad

M-Lts/Año

Gráfica 1 – Proyección de la Oferta Interna de Etanol

3.1.2 Demanda proyectada de alcohol carburante ‌

Las proyecciones de demanda de las gasolinas E10 y E85, así como la del etanol como demanda derivada de las de las gasolinas, dependen de los escenarios de entrada de vehículos flex fuel al mercado colombiano. El estudio de XxxXxx consideró tres escenarios: un escenario intensivo de acuerdo con establecido en el Decreto 1135 vigente; un escenario moderado (20% de los vehículos comercializados en 2014 son flex fuel, 40% en 2015 y 60% desde 2016); y un escenario tímido en el que la entrada de los vehículos flex fuel es más lenta que en el moderado. Finalmente XxxXxx recomendó el escenario moderado por considerarlo viable puesto que fue seriamente contemplado como factible por una parte del sector automotriz colombiano. La Gráfica 2 ilustra los tres escenarios considerados.

La propuesta de ConCol para la implementación de un programa Flex Fuel en Colombia se caracteriza por eliminar xxx xxxxxxx la gasolina extra cuya demanda es baja y con tendencia a disminuir aun más, seguir utilizando etanol anhidro, seguir realizando las mezclas en las plantas de abastecimiento mayoristas y acondicionar la infraestructura de distribución (plantas xx xxxxxx mayoristas y estaciones de servicio) para manejar dos combustibles:

• Una mezcla obligatoria con octanaje mínimo de 87 IAD, constituida por gasolina corriente y un volumen de etanol anhidro que varíe entre 8% y 12% dependiendo de la oferta de etanol (asumiendo que la mezcla E12 sea técnicamente factible para los vehículos existentes); y

• Una mezcla flexible para uso voluntario exclusivamente en vehículos flex fuel y cuyo porcentaje volumétrico de etanol anhidro varíe entre 20% y 85%; igualmente la selección del porcentaje dependerá de la oferta interna

de etanol.

% Vehículos Flex Fuel en los Vehículos Nuevos a Gasolina

120%

100%

80%

60%

40%

20%

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

Escenario Tímido

Escenario Moderado

Dto. 1135

> 2000 cc

Dto. 1135

≤ 2000 cc

% FFV's en Vehículos Nuevos

Gráfica 2 – Escenarios de Entrada de Vehículos Flex Fuel

La Gráfica 3 ilustra el balance entre la oferta y la demanda de etanol para el escenario moderado (20% de los vehículos comercializados en 2014 son flex fuel, 40% en 2015 y 60% desde 2016), en que 75% de su consumo será E85 o mezcla flexible y 25% será de la mezcla obligatoria E8 a E12, y ajustando la demanda de etanol a la oferta disponible mediante la utilización de mezclas variables. De esta manera la demanda de etanol se acercaría mucho a la oferta disponible en casi todos los años, con excepción de 2015 cuando se asume que entra en operación una nueva destilería pero el programa flex fuel recién estaría arrancando. En este caso la oferta disponible incluye todos los proyectos mencionados anteriormente.

Proyección Demanda y Oferta Interna de Etanol

1,000

900

800

700

600

500

400

300

200

100

Demanda Oferta Posible Oferta Alta Probabilidad

M - Lts / Año

Gráfica 3 – Balance Oferta y Demanda de Etanol

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

El equilibrio entre la oferta y la demanda se lograría en este caso aumentando la mezcla obligatoria de E8 a E10 en 2012 y a E12 entre 2013 y 2017, con lo que se eliminarían posibles excedentes de etanol en esos años; volviendo a E10 a partir de 2018 y a E8 a partir de 2024, mientras que se implementa la mezcla E85 para vehículos flex fuel desde 2014, y luego se reduce esta mezcla alta para dichos vehículos a E77 en 2019 y a E67 en 2020, y así sucesivamente hasta E50 en el año 2030. La Gráfica 4 y la Tabla 5 ilustran esta situación.

Consumo Proyectado Gasolinas Colombia

120

E-85

100

- 13

3 - 5

- 10

16 17

- -

- 18

X-XX

X-00

E-10

79 80 81 81 81 80 80 80 80 81 81 80 81 81 82

E-8

E-0

1 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 1 1 1 1 1 1 1

K B D

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

Gráfica 4 – Consumo Proyectado de Gasolinas en Colombia

Tabla 5 – Mezclas Obligatorias y Flexibles

Año	Mezcla Obligatoria	Mezcla Flex	Mezcla Equivalente
2009	E-10		E-10
2010	E- 8		E- 8
2011	E- 8		E- 8
2012	E-10		E-10
2013	E-12		E-12
2014	X-00	X-00	X-00
2015	X-00	X-00	X-00
2016	X-00	X-00	X-00
2017	X-00	X-00	X-00
2018	X-00	X-00	X-00
2019	X-00	X-00	X-00
2020	X-00	X-00	X-00
2021	X-00	X-00	X-00
2022	X-00	X-00	X-00
2023	X-00	X-00	X-00
2024	E- 8	E-54	E-15
2025	E- 8	E-51	E-15
2026	E- 8	E-48	E-15
2027	E- 8	E-45	E-15
2028	E- 8	E-43	E-15
2029	E- 8	E-41	E-14
2030	E- 8	E-40	E-14

En este caso, la demanda de etanol alcanzaría un máximo de 15 KBD en el año 2019, volumen igual a la oferta disponible de etanol, y se mantendría en ese nivel a partir de ese momento.

Componentes Gasolinas Colombia

120

100

6 6 6

11 12

83 84

86 87

69 70 70 70 70 71 71 72 72

74 76

79 80

E-0 Fronteras E-0 Refinerías E-100 Anhidro

K B D

Gráfica 5 – Componentes de las Gasolinas en Colombia

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

La demanda de etanol de 15 KBD a partir del año 2019 equivale a 17% del

total de la gasolina consumida en Colombia en ese año. Sin embargo, ese porcentaje se va reduciendo como ilustran la Gráfica 6 y la última columna de la Tabla 5, porque la demanda total de gasolina continúa aumentando de acuerdo con las proyecciones más recientes de la UPME que le fueron facilitadas al Consultor para este estudio, mientras que la demanda total de etanol se estanca en 15 KBD.

Porcentaje de Etanol en la Gasolina Total

20%

16% 16% 17% 16% 16% 16%

16% 15% 15% 15%

15%

15% 15% 14% 14%

13%

12% 12%

10%

8% 8%

Gráfica 6 – Porcentaje de Etanol en la Gasolina Total

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

Esta consideración es muy importante para este estudio porque, como se explicó en la entrega anterior, las exenciones en la estructura de precios del alcohol carburante no nacieron totalmente desfinanciadas, por lo menos en lo que a la sobretasa a la gasolina se refiere, porque la misma Ley 788 de 2002 que creó tales exenciones incrementó la tarifa de la sobretasa a la gasolina de 20% a 25%.

En efecto, en una mezcla E10 la tarifa efectiva de la sobretasa es 0.9 x 25% = 22.5%, que es superior e a la tarifa anterior de 20%. La equivalencia se obtendría en una mezcla teórica E20 en la cual la tarifa efectiva de la sobretasa sería 0.8 x 25% = 20%, o lo que es lo mismo, si el 20% de los componentes de la gasolina consumida en Colombia corresponde a etanol. En este orden de ideas, las proyecciones explicadas indican que el contenido de etanol en el total de la gasolina colombiana será menor a 20% durante el período de la proyección, en cuyo caso la exención de la sobretasa estará totalmente compensada por el incremento de la tarifa de 20% a 25% desde el año 2003.

Al respecto conviene resaltar que el Ministerio de Minas y Energía ha manifestado lo siguiente en respuesta a diferentes cartas del Senado de la República:

“En cuanto a las exenciones de impuestos (IVA, global y sobretasa)

que tiene la porción de alcohol carburante utilizada para las mezclas con las gasolinas de origen fósil, es importante recordar que en la misma disposición en que se establecieron las mismas, es decir la Ley 788 de 2002, se estableció un aumento en el porcentaje de la sobretasa a la gasolina como compensación, la cual pasó de un 20 a un 25%, ...” 12

Con respecto a la demanda proyectada de gasolinas, es importante señalar que el poder calorífico del etanol (76,000 BTU/galón) es muy inferior al de la gasolina (118,615.3 BTU/galón). Esto no es muy significativo en las mezclas bajas E8 y E10 que se vienen manejando actualmente en Colombia porque el mayor octanaje del etanol tiende a compensar el menor poder calorífico. Sin embargo, en un vehículo flex fuel, un galón de etanol rendirá 36% menos que un galón de gasolina en condiciones similares de manejo.

La Gráfica 7 muestra el cálculo teórico de los contenidos de poder calorífico de diferentes mezclas gasolina-etanol. Para el caso colombiano proyectado, se observa que el poder calórico aproximado de una mezcla E85 (82,392 BTU por galón) es entre 25% y 30% inferior al de una mezcla E10 (114,354 BTU por galón). Por lo tanto un galón de E85 no reemplazaría uno a uno a un galón de E10, sino entre 70% y 75% del mismo.

130,000

120,000

110,000

100,000

90,000

80,000

70,000

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

Porcentaje de Etanol en la Mezcla

BTU / Galón

Gráfica 7 – Poder Calorífico de las Mezclas Gasolina Etanol

Fuente: Cálculos Consultor con base en valores de la Resolución 180825 xx xxxx de 2009

12 Fuentes: Cartas del Ministro de Minas y Energía al Senador Xxxxx Xxxxxxx Xxxxxxx en respuesta a las siguientes comunicaciones: 1) Carta del Senador Xxxxx Xxxxxxx Xxxxxxx solicitando información sobre alcohol carburante Radicado MinMinas No. 2008014580 del 8 xx xxxxx de 2007; 2) Carta del Senador Xxxxx Xxxxxxx Xxxxxxx sobre biocombustibles y regalías del carbón Radicado MinMinas No. 2007032074 del 23 de julio de 2007; 3) Carta del Senador Xxxxx Xxxxxxx Xxxxxxx solicitando información sobre alcohol carburante Radicado MinMinas No. 2009042350 del 9 de septiembre de 2009. El subrayado y la negrilla son del consultor, no están incluidos en las cartas originales.

A mayor contenido de alcohol en la mezcla habrá mayor consumo total en galones para obtener la misma cantidad de energía. Por este motivo en este estudio es importante ajustar las proyecciones de demanda de gasolina recibidas de la UPME para incorporar este efecto. La Gráfica 8 compara la proyección original de la UPME sin E85 (línea azul) contra la proyección ajustada que resulta de las mezclas variables E8 a E12 y E20 a E85. Por ejemplo, en el año 2030 la proyección original de la UPME es 104.6 KBD, y la proyección ajustada es 106.3 KBD. El volumen correspondiente a la diferencia entre estos dos valores no reemplaza ningún volumen de gasolina básica, es adicional, por lo tanto no se lo debe tener en cuenta en el cálculo del impacto fiscal del alcohol carburante.

Consumo Proyectado de Gasolina en Colombia

110,000

105,000

100,000

95,000

90,000

85,000

80,000

75,000

70,000

Proyección UPME sin E85 Proyección UPME ajustada con E85

K B D

Gráfica 8 – Consumo Proyectado de Gasolina con y sin E85

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

Como se mencionó anteriormente, estas proyecciones asumen que la demanda de etanol se mantendrá en el mismo nivel de la oferta interna de alrededor de

15 KBD. Es importante señalar, sin embargo, que el consumo potencial de etanol con la introducción de vehículos flex fuel es mucho mayor y podría alcanzar los 30 KBD en el año 2030 si hay alcohol carburante disponible. En este caso la demanda total de gasolina aumentaría a 112 KBD.

Por otra parte es importante anotar que la nueva proyección de demanda de gasolina de la UPME es significativamente mayor a la que publicó la entidad hace un año en el documento “Cadena del Petróleo 2009” en la sección “Consumo y Demanda de Combustibles Líquidos” en el capítulo “Situación en el Downstream”, que se resume en la Gráfica 9 tomada de dicho documento y que actualmente es la fuente disponible para el público en general. Las proyecciones del estudio ConCol se basan en dicha proyección pero asumen que la demanda de gasolina se mantendrá estática en 76 KBD que es el nivel

observado entre 2008 y 2010. 13

Gráfica 9 - Proyección UPME Anterior de Demanda de Gasolina 14

3.1.3 Impacto fiscal proyectado - Alcohol carburante ‌

El impacto fiscal neto del alcohol carburante es el resultado de sumar las exenciones de IVA e Impuesto Global al etanol en regiones diferentes a las zonas de fronteras (donde las exenciones existen desde el año 2001), más la exención de la sobretasa a la gasolina al etanol para mezclas superiores a E20 o su equivalente (el incremento de la tarifa de la sobretasa de 20% a 25% elimina sobradamente el efecto de esta exención), menos los subsidios a la gasolina dejados de pagar por Ecopetrol y/o el Gobierno Nacional con cargo al PGN antes de entrada en vigencia del Fondo de Estabilización de Precios de los Combustible (FEPC).

Como se explicó en el entregable anterior, los biocombustibles redujeron los subsidios a los precios de la gasolina básica y el ACPM antes de que se implementara el Fondo de Estabilización de Precios de los Combustibles (FEPC). Sin embargo, una vez creado el fondo los subsidios se cubren con los recursos generados por el mismo fondo y no de recursos del Presupuesto General de la Nación (PGN) y por lo tanto los biocombustibles no tienen ningún efecto sobre los mismos.

13 “Presentación Informe Final Estudio y Propuesta para el Desarrollo del Marco Regulatorio Técnico - Económico del Programa Flex Fuel en Colombia” publicada para comentarios en la sección “Foros de Discusión” de la página Web del Ministerio de Minas y Energía en la siguiente dirección: xxxx://xxx.xxxxxxxx.xxx.xx/xxxxxxxx/xxxxxx/xxxxxxx_xxxxxxx_xxxx/xxxxx_xxxxxxxxxxxxx.xxx

14 Fuente: UPME – Cadena del Petróleo 2009 – Situación en el Downstream – Consumo y Demanda de Combustibles Líquidos.

En el caso en el que se agoten los fondos del FEPC y los subsidios vuelvan a pagarse con cargo al PGN, nuevamente los biocombustibles ayudarán a reducir los valores a pagar por concepto de subsidios. Para efectos de la proyección del impacto fiscal de los biocombustibles que se realiza en este estudio se asume que no se pagarán subsidios a los combustibles básicos con cargo al PGN.

La Tabla 6 detalla el cálculo del impacto fiscal proyectado año por año, expresado en pesos constantes de diciembre de 2010. Los volúmenes de etanol considerados en el cálculo incluyen las cantidades totales utilizadas en las mezclas obligatorias y flexibles, menos los volúmenes incrementales de etanol en la mezclas altas o E85, menos el etanol mezclado en las gasolinas oxigenadas consumidas en los dos principales departamentos de fronteras, Cesar y Nariño (se restan de los volúmenes totales de etanol porque las gasolinas en estos departamentos ya estaban exentas de IVA y Global desde el año 2001).

En el momento de desarrollar este capítulo la UPME está en proceso de proyectar las estructuras de precios para la gasolina y el diesel. Por lo tanto, para efectos prácticos el valor de las exenciones de impuestos y el impacto fiscal del alcohol carburante se tomaron los valores vigentes para el mes de diciembre de 2010 así: IVA: $ 562.44 por galón; Impuesto Global: $ 762.64 por galón; Xxxxxxxxx a la Gasolina: $ 1,269.69 por galón.

La Gráfica 10 muestra el impacto fiscal proyectado del alcohol carburante expresado en millardos de pesos constantes de diciembre de 2001. Se observa que el impacto crece desde $ 117 millardos en el año 2011 a $ 260 millardos en los últimos años de la proyección. El impacto anual se estabiliza entre $ 250 y $ 260 millardos anuales a partir del año 2019 cuando se proyecta alcanzar los niveles máximos de producción de alcohol carburante.

$ 300

$ 250

$ 200

Exención Impuesto Global

$ 150

$ 100

$ 50

Exención IVA

$ 0

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 0000 0000 0000 2026 2027 2028 2029 2030

Exención Impuesto Global

Exención IVA

$ Millardos

Gráfica 10 – Impacto Fiscal Proyectado del Alcohol Carburante Pesos Constantes de Diciembre de 2010 (Millardos)

Tabla 6 – Impacto Fiscal Proyectado del Etanol – Pesos Constantes de Diciembre de 2010

IMPACTO FISCAL ETANOL	2011	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020	2021	2022	0000	0000	0000	2026	2027	2028	2029	2030
Demanda Gasolina - Barriles por Día
Xxxxxxxx Xxxxxx	71,431	70,604	70,579	71,626	72,305	72,686	72,902	74,237	75,237	76,687	78,077	79,530	81,000	82,410	83,761	85,202	86,734	88,185	89,688	91,118
Alcohol Carburante	6,124	7,734	9,488	9,928	10,910	12,437	14,223	14,312	15,002	15,030	15,125	15,115	15,065	15,071	15,180	15,172	15,060	15,087	15,043	15,185
Demanda Total País	77,555	78,338	80,067	81,553	83,214	85,123	87,125	88,549	90,239	91,717	93,202	94,645	96,065	97,482	98,942	100,374	101,795	103,272	104,731	106,303
Proyección UPME	77,555	78,338	79,478	80,856	82,212	83,624	85,034	86,478	87,974	89,497	91,001	92,502	93,993	95,461	96,934	98,423	99,938	101,461	102,991	104,568
Volumen Incremental E85	-	-	589	698	1,002	1,500	2,091	2,071	2,265	2,220	2,200	2,143	2,071	2,021	2,007	1,951	1,856	1,811	1,740	1,735
Xxxxxxxx Xxxxx	2,014	2,035	2,080	2,118	2,161	2,211	2,263	2,300	2,344	2,382	2,421	2,458	2,495	2,532	2,570	2,607	2,644	2,682	2,720	2,761
Xxxxxxxx Xxxxxx	2,418	2,443	2,497	2,543	2,595	2,654	2,717	2,761	2,814	2,860	2,906	2,951	2,995	3,040	3,085	3,130	3,174	3,220	3,266	3,315
Demanda Etanol - K-Gls / Año
Total País	93,887	118,883	145,451	152,193	167,244	191,187	218,036	219,402	229,978	231,041	231,862	231,718	230,942	231,679	232,711	232,588	230,873	231,919	230,612	232,789
Volumen Incremental E85	-	-	9,034	10,697	15,357	22,994	32,051	31,747	34,723	34,039	33,732	32,854	31,754	30,983	30,770	29,906	28,455	27,765	26,680	26,593
Etanol Cesar	2,470	3,119	3,826	3,897	3,976	4,067	4,163	3,526	3,593	3,652	3,711	3,769	3,825	3,105	3,152	3,197	3,243	3,290	3,336	3,386
Xxxxxx Xxxxxx	2,966	3,745	4,593	4,678	4,773	4,883	4,997	4,233	4,313	4,384	4,455	4,524	4,592	3,728	3,783	3,838	3,893	3,949	4,005	4,065
Volumen Impacto Fiscal	88,451	112,020	127,999	132,921	143,137	159,242	176,824	179,897	187,348	188,966	189,963	190,572	190,771	193,863	195,006	195,647	195,283	196,915	196,591	198,744
Impuestos Gasolina - $/Galón
IVA	$ 562.44	$ 562.44	$ 562.44	$ 562.44	$ 562.44	$ 562.44	$ 562.44	$ 562.44	$ 562.44	$ 562.44	$ 562.44	$ 562.44	$ 562.44	$ 562.44	$ 562.44	$ 562.44	$ 562.44	$ 562.44	$ 562.44	$ 562.44
Global	$ 762.64	$ 762.64	$ 762.64	$ 762.64	$ 762.64	$ 762.64	$ 762.64	$ 762.64	$ 762.64	$ 762.64	$ 762.64	$ 762.64	$ 762.64	$ 762.64	$ 762.64	$ 762.64	$ 762.64	$ 762.64	$ 762.64	$ 762.64
Sobretasa	$ 1,269.69	$ 1,269.69	$ 1,269.69	$ 1,269.69	$ 1,269.69	$ 1,269.69	$ 1,269.69	$ 1,269.69	$ 1,269.69	$ 1,269.69	$ 1,269.69	$ 1,269.69	$ 1,269.69	$ 1,269.69	$ 1,269.69	$ 1,269.69	$ 1,269.69	$ 1,269.69	$ 1,269.69	$ 1,269.69
Valor Exenciones Etanol - $ Millardos
IVA	$ 50	$ 63	$ 72	$ 75	$ 81	$ 90	$ 99	$ 101	$ 105	$ 106	$ 107	$ 107	$ 107	$ 109	$ 110	$ 110	$ 110	$ 111	$ 111	$ 112
Global	$ 67	$ 85	$ 98	$ 101	$ 109	$ 121	$ 135	$ 137	$ 143	$ 144	$ 145	$ 145	$ 145	$ 148	$ 149	$ 149	$ 149	$ 150	$ 150	$ 152
Sobretasa	$ 112	$ 142	$ 163	$ 169	$ 182	$ 202	$ 225	$ 228	$ 238	$ 240	$ 241	$ 242	$ 242	$ 246	$ 248	$ 248	$ 248	$ 250	$ 250	$ 252
Impacto Fiscal Etanol - $ Millardos	$ 117	$ 148	$ 170	$ 176	$ 190	$ 211	$ 234	$ 238	$ 248	$ 250	$ 252	$ 253	$ 253	$ 257	$ 258	$ 259	$ 259	$ 261	$ 260	$ 263

3.2 IMPACTO FISCAL PROYECTADO - BIODIESEL ‌

Como se mencionó en el entregable anterior sobre el impacto fiscal histórico del biodiesel, el impacto fiscal neto del biodiesel es el resultado de sumar las exenciones de IVA e Impuesto Global en regiones diferentes a las zonas de fronteras (donde las exenciones existen desde el año 2001), menos los subsidios al ACPM dejados de pagar por Ecopetrol y/o el Gobierno Nacional con cargo al PGN antes de entrada en vigencia del Fondo de Estabilización de Precios de los Combustible (FEPC).

Por otra parte, la Ley 939 de 2004 establece que las exenciones de IVA e impuesto global al ACPM aplican exclusivamente al biodiesel de producción nacional con destino a la mezcla con ACPM. 15 Por lo tanto, independientemente de la cantidad de biodiesel que se requiera para alcanzar y mantener la meta del B10 en todo el país a partir del año 2010, para efectos de este estudio se asume que el impacto fiscal proyectado del biodiesel se limita al volumen de la oferta interna de dicho biocombustible que se produzca y se consuma en el país, y no considera los eventuales volúmenes que se requiera importar.

3.2.1 Oferta nacional de biodiesel ‌

En el año 2007, el estudio “Desarrollo y Consolidación xx Xxxxxxx de Biocombustibles en Colombia” desarrollado por la UT Biofuels Consulting para la UPME, relacionó 14 proyectos de plantas de biodiesel en Colombia que se habían mencionado en los medios de comunicación a lo largo de los años anteriores. 16

Seis de las plantas identificadas en el estudio mencionado se construyeron y cuentan hoy con autorización del Ministerio de Minas y Energía para operar y por lo tanto están inscritas oficialmente en el Registro Nacional de Productores de Biodiesel: Ecodiesel S.A., BioD, Aceites Xxxxxxxxx S.A., Biocombustibles Sostenibles del Caribe, Biodiesel Las Flores (Oleoflores) y Odin Energy Santa Xxxxx Corporation.

Adicionalmente la planta de la empresa Clean Energy localizada en

15 Ley 939 de 2004 - Artículo 8°. Adiciónase el artículo 477 del Estatuto Tributario con el siguiente inciso: El biocombustible de origen vegetal o animal para uso en motores diesel de producción nacional con destino a la mezcla con ACPM estará exento del impuesto a las ventas.

Ley 939 de 2004 - Artículo 9°. El biocombustible de origen vegetal o animal para uso en motores diesel de producción nacional que se destine a la mezcla con ACPM estará exento del impuesto global al ACPM.

Ley 939 - Artículo 6°. Para efectos de interpretar y aplicar la presente ley se entiende por Biocombustibles de origen vegetal o animal para uso en motores diesel aquel combustible líquido o gaseoso que ha sido obtenido de un vegetal o animal que se puede emplear en procesos de combustión y que cumplan con las definiciones y normas de calidad establecidas por la autoridad competente, destinados a ser sustituto parcial o total del Acpm utilizado en motores diesel.

16 Unión Temporal Biofuels Consulting: “Desarrollo y Consolidación xx Xxxxxxx de Biocombustibles en Colombia” – Módulo Análisis y Portafolio de Proyectos – UPME, Junio de 2007.

Barranquilla, que no se conocía cuando se desarrolló el estudio, hoy también cuenta con autorización del Ministerio, pero no está operando.

La Tabla 7 relaciona las plantas autorizadas para operar y muestra para cada una su localización y su capacidad instalada de producción.

Tabla 7 – Proyectos de Biodiesel autorizados por el Ministerio de Minas y Energía

Proyectos Biodiesel	Capacidad	Municipio o Región	Departamento
Proyectos Biodiesel	K-Ton/Año	Municipio o Región	Departamento
Ecodiesel S.A.	100	Xxxxxxxxx Medio	Santander
BioD	100	Factativá	Cundinamarca
Aceites Xxxxxxxxx X.X.	000	Xxx Xxxxxx xx Xxxxxx	Xxxx
Biocombustibles Sostenibles del Caribe	100	Santa Xxxxx	Xxxxxxxxx
Biodiesel Las Flores - Oleoflores	50	Xxxxxxx	Xxxxx
Odin Energy Xxxxx Xxxxx Xxxxxxxxxxx	00	Xxxxx Xxxxx	Xxxxxxxxx
Clean Energy (no está operando)	36	Barranquilla	Atlántico
Total Proyectos Construidos	522

Ocho de los proyectos identificados en el estudio del año 2007 aun no se han construido; entre estos se incluían dos proyectos adicionales de Oleflores en Santa Xxxxx y Marialabaja, otros dos de Ecopetrol de los cuales uno sería en la refinería de Barrancabermeja con base en higuerilla y en asocio con Petrobras, otro era en Tumaco (Palmeiras) región donde los cultivos xx xxxxx de aceite fueron prácticamente arrasados por la enfermedad del PC; y también se contaba el de BioCastilla en los xxxxxx orientales.

De todos estos proyectos potenciales, el único que la Federación de Biocombustibles contempla hoy con alguna probabilidad de realizarse es el de BioCastilla en los xxxxxx, con una capacidad de producción estimada de 10,000 toneladas por año.

Así las cosas, la oferta potencial de biodiesel se estima en este estudio en 532,000 toneladas por año, que equivalen a la capacidad instalada total de las plantas autorizadas por MinMinas más el proyecto de BioCastilla. Esto equivale a 10.5 KBD, cifra que es sensiblemente mayor a los volúmenes reales producidos hasta la fecha, pues según SICOM el mes de mayor producción de biodiesel fue julio de 2010 con 7.6 KBD. Sin embargo, si se suman los mayores volúmenes mensuales individualmente considerados de cada una de las siete plantas de producción, el valor resultante es 9.2 KBD, que ya se acerca

17 La Resolución 181780 de 2005, parcialmente modificada por la Resolución 180134 de 2009, establece el factor de conversión para el biodiesel de 7.217 barriles por cada tonelada métrica. Por lo tanto, una tonelada de biodiesel equivale a 7.217 barriles o 303.114 galones.

bastante a la capacidad instalada de las plantas.

3.2.2 Demanda proyectada de biodiesel ‌

Las proyecciones de demanda de las mezclas diesel-biodiesel, así como las del ACPM y el biodiesel, son demandas derivadas de la demanda total de diesel. Para efectos de de este estudio, la proyección recibida de la UPME se distribuyó entre biodiesel y ACPM como se muestra en la Gráfica 11, en la cual se asume que la capacidad máxima de producción de las plantas de biodiesel de 10.5 KBD se logrará en el año 2013, y desde ese momento en adelante la oferta de biodiesel se mantendrá fija en este valor.

Proyección Demanda de Diesel y Biodiesel

200

150

100

187

191

171

175

179

183

155

159

164

167

138

142

146

151

121

125

129

133

106

110

115 117

ACPM Biodiesel

K B D

Gráfica 11 – Proyección Demanda de Diesel y Biodiesel

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

En el caso del biodiesel el Decreto 2629 de 2007 establece que a partir del 1º de enero de 2010 se deben utilizar en el país mezclas B10, es decir 90% de ACPM y 10% de biodiesel, y que a partir del 1º de enero de 2012 el parque automotor nuevo y demás artefactos nuevos que requieran diesel para su funcionamiento, que se produzcan, importen, distribuyan y comercialicen en el país, deberán estar acondicionados para que sus motores utilicen como mínimo mezclas B20.

No obstante lo anterior, la Resolución 1289 de 2005 por la cual se establecen los requisitos de calidad del diesel básico, el biodiesel y sus mezclas, exceptúa del cumplimiento de dichos requisitos de calidad al diesel usado en fuentes móviles terrestres o maquinaria que se utilicen en la explotación minera, en los campos de producción de petróleo o gas y en la construcción xx xxxxxx,

represas o embalses, siempre y cuando la circulación de estos equipos ocurra dentro de los límites del área de explotación del proyecto y el combustible se destine exclusivamente al consumo interno de la actividad.

El Ministerio de Minas y Energía ha ajustado la demanda de biodiesel a la oferta interna del producto desde cuando empezó el programa de mezclas diesel- biodiesel en Colombia. El país está alcanzando poco a poco la meta del B10 en todo el territorio nacional, pero sujeto a la oferta de biodiesel. En efecto, la mezcla B10 es la establecida para el mes de diciembre de 2010 en la Xxxxx Atlántica y en Huila, Tolima y Putumayo, mientras que para Bogotá es B7 y en el resto del país es B8.

3.2.3 Impacto fiscal proyectado - biodiesel ‌

Como se mencionó en el entregable anterior sobre el impacto fiscal histórico del biodiesel, el impacto fiscal neto del biodiesel es el resultado de sumar las exenciones de IVA e Impuesto Global en regiones diferentes a las zonas de fronteras (donde las exenciones existen desde el año 2001), y restar los subsidios al ACPM dejados de pagar por Ecopetrol y/o el Gobierno Nacional con cargo al PGN antes de entrada en vigencia del Fondo de Estabilización de Precios de los Combustible (FEPC).

En el caso en el que se agoten los fondos del FEPC y los susidios vuelvan a pagarse con cargo al PGN, nuevamente los biocombustibles ayudarán a reducir los valores a pagar por concepto de subsidios. Para efectos de la proyección del impacto fiscal de los biocombustibles que se realiza en este estudio se asume que no se pagarán subsidios a los combustibles básicos con cargo al PGN.

La Tabla 8 detalla el cálculo del impacto fiscal proyectado año por año, expresado en pesos constantes de diciembre de 2010. Los volúmenes de biodiesel considerados en el cálculo incluyen las cantidades totales utilizadas en las mezclas obligatorias, menos el biodiesel mezclado con ACPM para consumo en el departamento de xxxxxxxx xx Xxxxxx (se restan de los volúmenes totales de biodiesel porque el diesel en este departamento ya estaba exento de IVA y Global desde el año 2001). No se tienen en cuenta los volúmenes de los importantes departamentos xx xxxxxxxx La Guajira y Cesar que consumen altos volúmenes de diesel en minería de carbón porque la Resolución 1289 exceptúa de la obligación de consumir biodiesel a este tipo de consumidores.

En el momento de desarrollar este capítulo la UPME está en proceso de proyectar las estructuras de precios para la gasolina y el diesel. Por lo tanto, para efectos prácticos el valor de las exenciones de impuestos y el impacto fiscal del biodiesel se tomaron los valores vigentes para el mes de diciembre de 2010 así: IVA: $ 506.08 por galón; Impuesto Global: $ 505.46 por galón.

La Gráfica 12 muestra el impacto fiscal proyectado del biodiesel expresado en millardos de pesos constantes de diciembre de 2001. Se observa que el impacto crece desde $ 116 millardos en el año 2011 a $ 162 millardos anuales a partir del año 2013 cuando se proyecta alcanzar los niveles máximos de producción de biodiesel.

$ 180

$ 160

$ 140

$ 120

Exención

Impuesto Global

$ 100

$ 80

$ 60

$ 40

Exención IVA

$ 20

$ 0

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 0000 0000 0000 2026 2027 2028 2029 2030

Exención IVA Exención Impuesto Global

$ Millardos

Gráfica 12 – Impacto Fiscal Proyectado del Biodiesel Pesos Constantes de Diciembre de 2010 (Xxxxxxxxx)

Tabla 8 – Impacto Fiscal Proyectado del Biodiesel – Pesos Constantes de Diciembre de 2010

IMPACTO FISCAL BIODIESEL	2011	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020	2021	2022	0000	0000	0000	2026	2027	2028	2029	2030
Demanda Diesel - Barriles por Día
ACPM	114,593	117,396	120,780	125,157	129,201	133,367	137,522	141,884	146,301	150,789	155,123	159,440	163,522	167,490	171,379	175,307	179,252	183,177	187,052	191,027
Biodiesel	7,555	9,159	10,519	10,519	10,519	10,519	10,519	10,519	10,519	10,519	10,519	10,519	10,519	10,519	10,519	10,519	10,519	10,519	10,519	10,519
Demanda Total País	122,148	126,555	131,299	135,676	139,720	143,886	148,041	152,403	156,820	161,308	165,642	169,959	174,041	178,009	181,898	185,826	189,771	193,696	197,571	201,546
Diesel Nariño	1,614	1,673	1,735	1,793	1,847	1,902	1,957	2,014	2,073	2,132	2,189	2,246	2,300	2,353	2,404	2,456	2,508	2,560	2,611	2,664
Demanda Biodiesel - K-Gls / Año
Total País	115,818	140,790	161,256	161,256	161,256	161,698	161,256	161,256	161,256	161,698	161,256	161,256	161,256	161,698	161,256	161,256	161,256	161,698	161,256	161,256
Biodiesel Nariño	1,237	1,286	1,330	1,375	1,415	1,462	1,500	1,544	1,589	1,639	1,678	1,722	1,763	1,808	1,843	1,883	1,923	1,968	2,002	2,042
Volumen Impacto Fiscal	114,580	139,504	159,926	159,882	159,841	160,236	159,756	159,712	159,668	160,059	159,578	159,534	159,493	159,890	159,414	159,374	159,334	159,730	159,255	159,214
Impuestos ACPM - $/Galón
IVA	$ 506.08	$ 506.08	$ 506.08	$ 506.08	$ 506.08	$ 506.08	$ 506.08	$ 506.08	$ 506.08	$ 506.08	$ 506.08	$ 506.08	$ 506.08	$ 506.08	$ 506.08	$ 506.08	$ 506.08	$ 506.08	$ 506.08	$ 506.08
Global	$ 505.46	$ 505.46	$ 505.46	$ 505.46	$ 505.46	$ 505.46	$ 505.46	$ 505.46	$ 505.46	$ 505.46	$ 505.46	$ 505.46	$ 505.46	$ 505.46	$ 505.46	$ 505.46	$ 505.46	$ 505.46	$ 505.46	$ 505.46
Valor Exenciones Biodiesel - $ Millardos
IVA	$ 58	$ 71	$ 81	$ 81	$ 81	$ 81	$ 81	$ 81	$ 81	$ 81	$ 81	$ 81	$ 81	$ 81	$ 81	$ 81	$ 81	$ 81	$ 81	$ 81
Global	$ 58	$ 71	$ 81	$ 81	$ 81	$ 81	$ 81	$ 81	$ 81	$ 81	$ 81	$ 81	$ 81	$ 81	$ 81	$ 81	$ 81	$ 81	$ 80	$ 80
Impacto Fiscal Biodiesel - $ Millardos	$ 116	$ 141	$ 162	$ 162	$ 162	$ 162	$ 162	$ 162	$ 162	$ 162	$ 161	$ 161	$ 161	$ 162	$ 161	$ 161	$ 161	$ 162	$ 161	$ 161

3.3 RESUMEN ‌

La demanda de etanol se ajustará a la oferta interna del producto lo que implica que el impacto fiscal proyectado del alcohol carburante se limitará al volumen de dicha oferta interna que se consuma en el país y no considera la posibilidad de importar etanol en ningún momento. Los volúmenes de etanol considerados en el cálculo incluyen las cantidades totales utilizadas en las mezclas obligatorias y flexibles, menos los volúmenes incrementales de etanol en la mezclas altas o E85, menos el etanol mezclado en las gasolinas oxigenadas consumidas en los dos principales departamentos de fronteras, Cesar y Nariño (las gasolinas en estos departamentos están exentas de IVA e Impuesto Global desde el año 2001).

El impacto fiscal proyectado del alcohol carburante crece desde $ 117 millardos en el año 2011 a $ 260 millardos en los últimos años de la proyección (pesos constantes de diciembre de 2010). El impacto anual se estabiliza entre

$ 250 y $ 260 millardos anuales a partir del año 2019 cuando se proyecta alcanzar los niveles máximos de producción de alcohol carburante. Este cálculo tiene en cuenta solamente las exenciones de IVA e Impuesto Global porque el contenido de etanol en el total de gasolina colombiana será menor a 20% durante el período de la proyección, en cuyo caso la exención de la sobretasa está totalmente compensada por el incremento de la tarifa de 20% a 25% desde el año 2003.

Por el lado del biodiesel, la Ley 939 de 2004 establece que las exenciones de IVA e Impuesto Global al ACPM aplican exclusivamente al biodiesel de producción nacional con destino a la mezcla con ACPM. Por lo tanto, independientemente de la cantidad de biodiesel que se requiera para alcanzar y mantener la meta del B10 en todo el país a partir del año 2010, para efectos de este estudio se asume que el impacto fiscal proyectado del biodiesel se limita al volumen de la oferta interna de dicho biocombustible que se produzca y se consuma en el país, y no considera los eventuales volúmenes que se requiera importar.

Los volúmenes de biodiesel considerados en el cálculo incluyen las cantidades totales utilizadas en las mezclas obligatorias, menos el biodiesel mezclado con ACPM para consumo en el departamento de xxxxxxxx xx Xxxxxx (el diesel en los departamentos xx xxxxxxxx está exento de IVA y Global desde el año 2001). No se tienen en cuenta los volúmenes de La Guajira y Cesar donde se consumen altos volúmenes de diesel en minería de carbón porque la Resolución 1289 de 2005 exceptúa a este tipo de consumidores de la obligación de consumir biodiesel.

El impacto fiscal proyectado del biodiesel crece desde $ 116 millardos en el año 2011 a $ 162 millardos anuales a partir del año 2013 cuando se proyecta alcanzar los niveles máximos de producción de biodiesel.

Para efectos de la proyección del impacto fiscal de los biocombustibles que se realiza en este estudio se asume que no se pagarán subsidios a los combustibles básicos con cargo al Presupuesto General de la Nación.

4. DIMENSIÓN AMBIENTAL DE ALTERNATIVAS DE ABASTECIMIENTO DE PETRÓLEO Y COMBUSTIBLES LÍQUIDOS EN COLOMBIA ‌

4.1 INTRODUCCIÓN ‌

Las políticas definidas por el Gobierno Nacional con relación a la Gestión Ambiental de los proyectos hacen obligatoria la inclusión de la variable ambiental desde el estado de preinversión. Esta gestión tiene carácter preventivo, de innovación, es integral, participativa, con sentido de oportunidad y con el objetivo fundamental del uso sostenible de los recursos naturales.

La gestión ambiental no se puede tomar como un requisito tendiente a cumplir un trámite netamente burocrático y coactivo (Licencia, Permiso, Concesión o Autorización), dado que con la vigencia de la actual Constitución Política y la promulgación de la Ley 99 de 1993, se activó la vigilancia y exigencia estricta de las normas ambientales algunas vigentes la década de los 70´s como el código de recursos naturales, Decreto 2811 de 1974, no tanto por haberse elevado a norma constitucional los principios y preceptos ambientales, sino porque la nueva Constitución puso en manos de los ciudadanos comunes y corrientes la potestad de vigilar sus derechos fundamentales, mediante acciones de cumplimiento, acciones populares, de grupo y hasta el derecho de petición. Esto incluye todos los derechos, tanto individuales como colectivos, entre los que se encuentran el derecho a un ambiente sano y a la participación en los asuntos que puedan afectar a la comunidad y al individuo.

El capítulo se desarrolló realizando una recopilación de la normatividad ambiental vigente, encontrándonos con normas muy recientes y de gran actualidad como el nuevo régimen sancionatorio ambiental x Xxx 1333 de julio

21 de 2009; el decreto 2820 xx xxxxxx 5 de 2010 el cual reglamenta las Licencias Ambientales o la Ley 1274 del 5 de enero de 2009 por el cual se establece el procedimiento de avalúo para servidumbres petroleras. A partir del marco legal se analizaron cuatro escenarios típicos que se podrían encontrar para el desarrollo o construcción de un proyecto lineal para garantizar el abastecimiento.

Como anexo, se presenta un análisis del documento preliminar del Plan de Desarrollo 2010 – 2014 “Prosperidad para Todos” el cual será presentado y aprobado en el primer bimestre de 2011. Finalmente como anexo II se incluyó un capitulo de Responsabilidad Social Empresarial con anotaciones a tener en cuenta para el desarrollo del proyecto. Estas anotaciones son experiencias aprendidas durante la construcción y mantenimiento de líneas de transporte de hidrocarburos.

Vale resaltar que la industria del petróleo se autorregula y los parámetros de calidad, compromiso y desempeño medioambiental, gestión de higiene, ecología y seguridad industrial y salud ocupacional en mucho excede a las regulaciones impuestas, favoreciendo el seguimiento y control de las autoridades ambientales. Al respecto se resalta que en el año 2007 se suscribió la Agenda Sectorial Ambiental, desarrollada en el anexo donde se analiza el Plan Energético Nacional.

4.2 PRINCIPIOS GENERALES DE LA POLITICA AMBIENTAL COLOMBIANA ‌

4.2.1 Nivel fundamental: la Constitución ‌

La Constitución política Colombiana de 1991 involucra el tema ambiental y la participación ciudadana como parte fundamental del Estado, en tres aspectos fundamentales: Derecho de todas las personas a gozar de un ambiente sano, La tutela al medio ambiente y las Obligaciones impuestas a autoridades estatales y particulares.

El artículo 8º de la Constitución política señala que es obligación del estado y de las personas proteger las riquezas culturales y naturales de la Nación. Así mismo el artículo 80 señala que le corresponde al estado planificar el manejo y aprovechamiento de los recursos naturales, para garantizar su desarrollo sostenible, su conservación, restauración o sustitución; de igual forma se establece que deberá prevenir y controlar los factores de deterioro ambiental.

En caso que cualquier particular lo sienta relevante, puede acogerse al Art. 86 de la Constitución para realizar acción de tutela a favor del Art. 79 “Todas las personas tienen derecho a gozar de un ambiente sano. La Ley garantizará la participación de la comunidad en las decisiones que puedan afectarlo. Es deber del Estado proteger la diversidad e integridad del medio ambiente, conservar las áreas de especial importancia ecológica y fomentar la educación para el logro de estos fines.” y acatando el artículo 88 que reza: “La ley regulará las acciones populares para la protección de los derechos e intereses colectivos, relacionados con el patrimonio, el espacio, la seguridad y la salubridad públicos, la moral administrativa, el ambiente, la libre competencia y otros de similar naturaleza que se definen en ella.” Por lo anterior se elevan a niveles constitucionales varios aspectos: la participación ciudadana; el ambiente sano como un derecho fundamental a la altura de la vida, la identidad y la libertad y la protección de la diversidad y el medio ambiente.

El desarrollo para hacer efectivo el cumplimiento de una Ley o acto administrativo (Constitución, Art. 87, acciones de cumplimiento) se encuentra en la Ley 393 de 1997. El desarrollo de las acciones populares y de grupo (Constitución, Art. 88) se encuentra en la Ley 472 de 1998. Con estos instrumentos, la Constitución logra involucrar a la Sociedad en la veeduría de sus derechos como individuos y sociedad. Para el caso ambiental es de vital importancia una vigilancia no solamente por parte de las autoridades sino por

parte de la ciudadanía en general que debe velar por el medio ambiente que lo rodea (Constitución, Art. 95).

El artículo 95 de la Constitución, en su acápite 8, instaura como deber para toda persona y ciudadano “Proteger los recursos culturales y naturales del país y velar por la conservación de un ambiente sano.”

4.2.2 Convenios Internacionales Suscritos por Colombia.‌

A continuación se listan acuerdos internacionales relevantes que han influido en la toma de decisiones de carácter ambiental en el país y que tienen fuerza xx xxx, algunos de los cuales han sido ratificados por el congreso colombiano:

1. Declaración de Rio sobre el Medio Ambiente y el Desarrollo. Firmada el 14 xx xxxxx de 1992, busca alcanzar acuerdos internacionales en los que se respeten los intereses de todos y se proteja la integridad del sistema ambiental y de desarrollo mundial. Es la base de la ley 99 de 1993, la cual rige la gestión ambiental nacional. Se involucra el concepto de “Desarrollo Sostenible.”

2. Convenio sobre la diversidad biológica de Rio de Janeiro, de 5 xx xxxxx de 1992 aprobado por la ley 165 de 1994, tiene como objetivo la conservación de la diversidad biológica que implica un manejo sostenible de los recursos que brinda al ser humano el medio ambiente. Incluye parámetros a seguir para una participación justa y equitativa de los beneficios que se derivan de su utilización. Subraya la importancia de actuar en pro del medio ambiente en caso de amenaza de reducción o pérdida sustancial de la diversidad biológica so pena de falta de pruebas científicas como argumento para aplazar medidas de emergencia. Este convenio fundamenta el régimen sancionatorio ambiental desarrollado en la Ley 1333 de 2009.

3. Convenio de Viena para la Protección de la Capa de Ozono, Viena, 22 xx xxxxx de 1985, aprobado por la Ley 30 de 1990. Existe una diversidad de sustancias que agotan esta capa y que provocan el efecto invernadero de la tierra. El objetivo del Convenio es tomar las medidas apropiadas para proteger la salud humana y el medio ambiente contra los efectos adversos resultantes o que puedan resultar de las actividades humanas que modifiquen o puedan modificar la capa de ozono, lo cual requiere acción y cooperación internacional y debe basarse en las consideraciones científicas y técnicas pertinentes, y así mismo por la necesidad de una mayor investigación y observación sistémica con el fin de aumentar el nivel de conocimientos científicos sobre la capa de ozono y los posibles efectos adversos de su modificación.

4. Convención para la Protección de la Flora y la Fauna y las Bellezas Escénicas Naturales de América, Washington – Usa. Esta convención tiene como objetivo proteger los ejemplares de todas las especies y géneros de flora y fauna, incluyendo las aves migratorias. Conservar los paisajes de incomparable belleza, formaciones geológicas extraordinarias, regiones naturales de interés

estético, histórico o científico. Las regiones y objetos naturales de interés estético o valor histórico o científico, descritos anteriormente, están siendo explotadas con fines comerciales, provocando su extinción en algunos casos. . Fomenta la Creación de parques, reservas y monumentos nacionales naturales dentro de cada territorio, prohibición xx xxxx, matanza y captura de especímenes de fauna, así como la destrucción de especímenes de flora y programas de educación al público dentro de los parques naturales.

5. Convención sobre el Comercio Internacional de Especies Amenazadas de Flora y Fauna Silvestres – CITES Ley 17 de 1981. Su objetivo es proteger las especies en peligro y amenazadas frente a una explotación excesiva reglamentando o prohibiendo el comercio internacional de tales especies o de sus especímenes. El comercio internacional de especies de fauna y flora silvestres, que asciende a miles de millones de dólares por año, ha sido el responsable de una considerable disminución del número de muchas de estas especies. Establece un sistema de permisos que deben ser presentados a los funcionarios designados antes que se permita que las especies y especímenes de la lista crucen la frontera de cualquier Estado que sea Parte de la Convención.

6. Convención de Basilea sobre el Control de los Movimientos Transfronterizos de los Desechos Peligrosos y su Eliminación, aprobado por la Ley 253 del 9 de enero de 1996. Su objetivo es velar porque el movimiento transfronterizo de los desechos peligrosos se reduzcan a un mínimo compatible con la gestión eficiente y ambientalmente racional de los desechos.

7. Convenio Internacional para la constitución de un Fondo Internacional de Indemnización de Daños Causados por la Contaminación de Hidrocarburos, ratificado por la Ley 257 del 15 de enero de 1996, busca indemnizar a las víctimas de los daños por la contaminación en la medida que la protección establecida en el Convenio de Responsabilidad resulte insuficiente.

8. Convenio Internacional sobre la Responsabilidad Civil por Daños Causados por la Contaminación de las Aguas del Mar por Hidrocarburos - CLC/69, ratificado por la Ley 55 del 7 de noviembre de 1989. Garantiza una indemnización suficiente a las personas que sufran daños causados por la contaminación resultante de derrames o descargas de hidrocarburos procedentes de los barcos.

9. Protocolo de Kyoto relativo a la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático, ratificado por la Ley 629 del 27 de diciembre de 2000. Busca la formulación de programas nacionales y regionales para mejorar la información científica y técnica sobre las emisiones para ser incluida en los inventarios nacionales de emisiones. Pretende, además, formular programas encaminados a la mitigación del cambio climático y la adaptación a los efectos del mismo. Define los compromisos de cooperar en el desarrollo, aplicación y difusión de tecnologías ambientalmente racionales, relacionadas con el cambio

climático, así como promover la transferencia y acceso en beneficio de los países en desarrollo.

4.3 NIVEL LEGAL Y TÉCNICO ‌

A continuación se hace el recuento, descripción y análisis de las normas que deberá tener en cuenta cualquier entidad que pretenda adelantar algún proyecto para dar confiabilidad al abastecimiento en el transporte de petróleo y combustibles líquidos en el país, haciendo énfasis en el licenciamiento o legalización ambiental de la infraestructura a construir.

4.3.1 Ley 99 de 1993 y Decreto 2820 de 2010:‌

La Ley 99 de 1993 es el marco de la Política Ambiental Colombiana, ha sido constantemente reglamentada mediante decretos y leyes, algunos ajustados a los diversos Planes de Desarrollo de los Gobiernos, lo cual prueba el grado de importancia como ley fundamental. El Decreto 2820 de 2010 reglamenta el Título VIII de la Ley 99 de 1993 sobre licencias ambientales, a pesar que existen decretos anteriores, éste es primordial dentro del análisis que nos ocupa, por su relevancia y actualidad. Estas normas se convierten en la línea base para la toma de decisiones cuando se pretenda acometer cualquier proyecto de transporte almacenamiento o distribución de hidrocarburos.

El Art. 1 de la Ley 99 de 1993 considera los siguientes principios ambientales:

• El proceso de desarrollo económico y social se orientará según los principios universales del desarrollo sostenible (Declaración de Río de Janeiro, Ley 165 de 1994).

• Reconoce la necesidad de utilizar recursos del ambiente para el desarrollo, pero establece su uso racional ya que ellos son finitos.

• La biodiversidad del país, por ser patrimonio nacional y de interés de la humanidad, deberá ser protegida prioritariamente y aprovechada en forma sostenible.

• El concepto de biodiversidad se aplica también a la diversidad de razas y culturas del país.

• Las zonas de páramos, sub-páramos, los nacimientos de agua y las zonas de recarga de acuíferos serán objeto de protección especial.

• En la práctica estas áreas están restringidas a la actividad industria o exploratoria.

• En la utilización de los recursos hídricos el consumo humano tendrá prioridad sobre cualquier otro uso.

• Obliga a estudiar usos del agua para decidir sobre captaciones para el proyecto.

• Principio de precaución, la adopción de medidas para evitar la degradación ambiental no requiere certeza científica.

• El paisaje por ser patrimonio común deberá ser protegido.

• La afectación del paisaje debe ser analizada en los proyectos.

• El EIA instrumento básico para la toma de decisiones y define el peso de la variable ambiental en la toma de decisiones sobre proyectos.

• El manejo ambiental del país será descentralizado, democrático y participativo.

• La Constitución Colombiana reafirma la participación ciudadana en las decisiones ambientales relacionadas con la ejecución de proyectos que puedan afectar el medio ambiente.

4.3.1.1 Licencia ambiental

El Decreto 2820 de 2010 “Por el cual se reglamenta el Título VIII de la Ley 99 de 1993 sobre licencias ambientales.” Define que la Licencia Ambiental es la autorización que otorga la autoridad ambiental competente para la ejecución de un proyecto, obra o actividad, que de acuerdo con la ley y los reglamentos pueda producir deterioro grave a los recursos naturales renovables o al medio ambiente o introducir modificaciones considerables o notorias al paisaje; la cual sujeta al beneficiario de ésta, al cumplimiento de los requisitos, términos, condiciones y obligaciones que la misma establezca en relación con la prevención, mitigación, corrección, compensación y manejo de los efectos ambientales del proyecto, obra o actividad autorizada.

La Licencia Ambiental llevará implícitos todos los permisos, autorizaciones y/o concesiones para el uso, aprovechamiento y/o afectación de los recursos naturales renovables, que sean necesarios por el tiempo de vida útil del proyecto, obra o actividad.

El uso aprovechamiento y/o afectación de los recursos naturales renovables, deberán ser claramente identificados en el respectivo Estudio de Impacto Ambiental.

La Licencia Ambiental deberá obtenerse previamente a la iniciación del proyecto, obra o actividad. Ningún proyecto, obra o actividad requerirá más de una Licencia Ambiental.

El Articulo 6° del Decreto 2820 de 2010 determina el término de la licencia ambiental. “La licencia ambiental se otorgará por la vida útil del proyecto, obra o actividad y cobijará las fases de construcción, montaje, operación, mantenimiento, desmantelamiento, restauración final, abandono y/o terminación.”

El Artículo 49 de la ley 99 de 1993. Establece la Obligatoriedad de la Licencia Ambiental. “La ejecución de obras, el establecimiento de industrias o el desarrollo de cualquier actividad, que de acuerdo con la ley y los reglamentos, pueda producir deterioro grave a los recursos naturales renovables o al medio ambiente o introducir modificaciones considerables o notorias al paisaje requerirán de una licencia ambiental.”

a. tipos de licencia ambiental

El Decreto 2820 del 05 xx xxxxxx de 2010. Artículo 4°. Define que la Licencia Ambiental Global debe aplicar para el desarrollo de obras y actividades relacionadas con los proyectos de explotación minera y de hidrocarburos, la autoridad ambiental competente otorgará una licencia ambiental de carácter global, que abarque toda el área de explotación que se solicite.

En este caso, para el desarrollo de cada una de las actividades y obras definidas en la etapa de hidrocarburos será necesario presentar un Plan de Manejo Ambiental, conforme a los términos, condiciones y obligaciones establecidas en la licencia ambiental global. Dicho Plan de Manejo Ambiental no estará sujeto a evaluación previa por parte de la autoridad ambiental competente; por lo que una vez presentado, el interesado podrá iniciar la ejecución de las obras y actividades, que serán objeto de control y seguimiento ambiental.

b. Procedimiento para otorgamiento de licencias ambientales

LEY 99 de 1993, Art. 58: El interesado en el otorgamiento de una licencia ambiental presentará ante la autoridad competente, la solicitud acompañada del Estudio de Impacto Ambiental correspondiente para su evaluación. La autoridad competente dispondrá de 30 días hábiles para solicitar al interesado información adicional en caso de requerirse. Allegada la información requerida, la autoridad ambiental dispondrá de 15 días hábiles adicionales para solicitar a otras entidades o autoridades los conceptos técnicos o informaciones pertinentes, que deberán serles remitidos en un plazo no mayor de 60 días hábiles. Recibida la información o vencido el término del requerimiento de informaciones adicionales, la autoridad ambiental decidirá mediante resolución motivada sobre la viabilidad ambiental del proyecto o actividad y otorgará o negará la respectiva licencia ambiental en un término que no podrá exceder de sesenta (60) días hábiles.

Parágrafo: EL Ministerio del Medio Ambiente dispondrá hasta de 120 días hábiles para otorgar la Licencia Ambiental Global y las demás de su competencia, contados a partir del acto administrativo de trámite que reconozca que ha sido reunida toda la información requerida, según el procedimiento previsto en este articulo.

c. revocatoria y suspensión de las licencias ambientales

El Art. 62 de la Ley 99 contempla que la licencia ambiental puede ser revocada o suspender la Licencia Ambiental, mediante resolución motivada sustentada

en un concepto técnico, cuando quiera que las condiciones y exigencias por ella establecidas no se estén cumpliendo conforme a los términos definidos en el acto de suspensión. No requerirá consentimiento expreso o escrito del beneficiario de la misma. La suspensión de obras por razones ambientales, en los casos en que lo autoriza la ley deberá ser motivada y se ordenará cuando no exista licencia o cuando, previa verificación del incumplimiento, no se cumplan los requisitos exigidos en la Licencia Ambiental correspondiente.

d. competencia del ministerio de ambiente, vivienda y desarrollo territorial

Decreto 2820 de 2010. Artículo 8°. Competencia del Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial. El Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial, otorgará o negará de manera privativa la licencia ambiental para los siguientes proyectos, obras o actividades:

En el sector hidrocarburos:

• Las actividades de exploración sísmica que requieran la construcción de vías para el tránsito vehicular y las actividades de exploración sísmica en las áreas marinas del territorio nacional cuando se realicen en profundidades inferiores a 200 metros;

• Los proyectos de perforación exploratoria por fuera xx xxxxxx de producción de hidrocarburos existentes, de acuerdo con el área de interés que declare el peticionario;

• La explotación de hidrocarburos que incluye, la perforación de los pozos de cualquier tipo, la construcción de instalaciones propias de la actividad, las obras complementarias incluidas el transporte interno de fluidos del campo por ductos, el almacenamiento interno, vías internas y demás infraestructura asociada y conexa;

• El transporte y conducción de hidrocarburos líquidos y gaseosos que se desarrollen por fuera de los campos de explotación que impliquen la construcción y montaje de infraestructura de líneas de conducción con diámetros iguales o superiores a 6 pulgadas (15.24 cm), incluyendo estaciones de bombeo y/o reducción de presión y la correspondiente infraestructura de almacenamiento y control de flujo; salvo aquellas actividades relacionadas con la distribución de gas natural de uso domiciliario, comercial o industrial;

• Los terminales de entrega y estaciones de transferencia de hidrocarburos líquidos, entendidos como la infraestructura de almacenamiento asociada al transporte de hidrocarburos y sus productos y derivados por ductos;

• La construcción y operación de refinerías y los desarrollos petroquímicos que formen parte de un complejo de refinación.

Los proyectos que afecten las Áreas del Sistema de Parques Nacionales

Naturales:

• Los Proyectos, obras o actividades que afecten las áreas del Sistema de Parques Nacionales Naturales por realizarse al interior de éstas, en el marco de las actividades allí permitidas;

• Los proyectos, obras o actividades señalados en los artículos 8 y 9 del presente decreto, localizados en las zonas amortiguadoras del Sistema de Parques Nacionales Naturales previamente determinadas, siempre y cuando sean compatibles con el Plan de Manejo Ambiental de dichas zonas.

Los proyectos, obras o actividades a realizarse al interior de las áreas protegidas públicas nacionales de que trata el decreto 2372 del 1 de julio de 2010, distintos a los enunciados en el numeral anterior, siempre que el uso sea permitido de acuerdo a la categoría de manejo respectivo e impliquen la construcción de infraestructura en las zonas de uso sostenible y general de uso público, o se trate de proyectos de agroindustria, a excepción de las unidades habitacionales, siempre que su desarrollo sea compatible con los usos definidos.

Ley 99 de 1993, Art. 52. PARAGRAFO 2. - El MINISTERIO DEL MEDIO AMBIENTE

otorgará una Licencia Ambiental Global para la explotación xx xxxxxx petroleros y de gas, sin perjuicio de la potestad de la autoridad ambiental para adicionar o establecer condiciones ambientales específicas requeridas en cada caso, dentro del campo de producción autorizado.

e. diagnostico ambiental de alternativas Ley 99 de 1993. Art. 56:

El interesado en realizar un proyecto que requiera Licencia Ambiental debe solicitar en la etapa de factibilidad a la autoridad ambiental competente, si es necesario, un Diagnóstico Ambiental de Alternativas. La autoridad competente definirá sus términos de referencia en un plazo no mayor a 30 días hábiles.

Decreto 2820 de 2010. Articulo 18°. Exigibilidad del Diagnóstico Ambiental de Alternativas. Los interesados en los proyectos, obras o actividades que se describen a continuación deberán solicitar pronunciamiento a la autoridad ambiental competente sobre la necesidad de presentar el Diagnóstico Ambiental de Alternativas – DAA:

• La exploración sísmica de hidrocarburos que requiera la construcción de vías para el tránsito vehicular;

• El transporte y conducción de hidrocarburos líquidos o gaseosos, que se desarrollen por fuera de los campos de explotación que impliquen la construcción y montaje de infraestructura de líneas de conducción con diámetros iguales o superiores a 6 pulgadas (15.24 cm), excepto en aquellos casos de nuevas líneas cuyo trayecto se vaya a realizar por derechos de vía o servidumbres existentes;

• Los terminales de entrega de hidrocarburos líquidos, entendidos como la infraestructura de almacenamiento asociada al transporte por ductos;

• La construcción de refinerías y los desarrollos petroquímicos;

f. estudio de impacto ambiental

Con base en el Diagnóstico Ambiental de Alternativas, la autoridad elegirá, en un plazo no mayor a 60 días hábiles la lista de alternativas que deben desarrollar en un Estudio de Impacto Ambiental, prerrequisito del otorgamiento de la Licencia Ambiental

Ley 99 de 1993, Art. 57: Definición de Estudio de Impacto Ambiental: es el conjunto de la información que deberá presentar ante la autoridad ambiental competente el peticionario de una Licencia Ambiental.

Según el artículo 22 del decreto 1753 de 1994, el Estudio de Impacto Ambiental es un instrumento para la toma de decisiones y para la planificación ambiental, exigido por la autoridad ambiental para definir las correspondientes medidas de prevención, corrección, compensación y mitigación de impactos y efectos negativos de un proyecto, obra o actividad.

También existe otra definición de Estudio de Impacto Ambiental más completa en el artículo 57 de la ley 99 de 1993, en la cual dice que se entiende por estudio de impacto ambiental el conjunto de la información que deberá presentar ante la autoridad ambiental competente el peticionario de una licencia ambiental.

El estudio de impacto ambiental contendrá información sobre la localización del proyecto y los elementos abióticos, bióticos y socioeconómicos del medio que pueda sufrir deterioro por la respectiva obra o actividad, para cuya ejecución se pide la licencia, y la evaluación de los impactos que puedan producirse. Además, incluirá el diseño de los planes de prevención, mitigación, corrección y compensación de impactos y el plan de manejo ambiental de la obra o actividad.

La autoridad ambiental competente para otorgar la licencia ambiental fijará los términos de referencia de los estudios de impacto ambiental en un término que no podrá exceder de sesenta (60) días hábiles, contados a partir de la solicitud por parte del interesado.

g. proyectos que requieren estudio de impacto ambiental

Decreto 2820 de 2010. Artículo 21°. Del Estudio de Impacto Ambiental – EIA.

El Estudio de Impacto Ambiental es el instrumento básico para la toma de decisiones sobre los proyectos, obras o actividades que requieren licencia ambiental y se exigirá en todos los casos en que de acuerdo con la ley y el presente reglamento se requiera. Este estudio deberá ser elaborado de conformidad con la Metodología General para la Presentación de Estudios Ambientales de que trata el artículo 14 del presente decreto y los términos de referencia expedidos para el efecto, el cual deberá incluir como mínimo lo siguiente:

• Información del proyecto, relacionada con la localización, infraestructura, actividades del proyecto y demás información que se considere pertinente;

• Caracterización del área de influencia del proyecto, para los medios abiótico, biótico y socioeconómico;

• Demanda de recursos naturales por parte del proyecto; se presenta la información requerida para la solicitud de permisos relacionados con la captación de aguas superficiales, vertimientos, ocupación de cauces, aprovechamiento de materiales de construcción, aprovechamiento forestal, levantamiento de veda, emisiones atmosféricas, gestión de residuos sólidos, exploración y explotación de aguas subterráneas.

• Información relacionada con la evaluación de impactos ambientales y análisis de riesgos;

• Zonificación de manejo ambiental, definida para el proyecto, obra o actividad para la cual se identifican las áreas de exclusión, las áreas de intervención con restricciones y las áreas de intervención;

• Evaluación económica de los impactos positivos y negativos del proyecto;

• Plan de manejo ambiental del proyecto, expresado en términos de programa de manejo, cada uno de ellos diferenciado en proyectos y sus costos de implementación;

• Programa de seguimiento y monitoreo, para cada uno de los medios abiótico, biótico y socioeconómico;

• Plan de contingencias para la construcción y operación del proyecto; que incluya la actuación para derrames, incendios, fugas, emisiones y/o vertimientos por fuera de los límites permitidos;

• Plan de desmantelamiento y abandono, en el que se define el uso final del suelo, las principales medidas de manejo, restauración y reconformación morfológica;

• Plan de inversión del 1%, en el cual se incluyen los elementos y costos considerados para estimar la inversión y la propuesta de proyectos de inversión, cuando la normatividad así lo requiera.

Los proyectos que requieren de un Estudio de Impacto Ambiental también se estipulan en la ley. Hay dos artículos alusivos a este tema.

Artículo 23 del decreto 1753 de 1994: Procedencia. El estudio de impacto ambiental se exigirá en todos los casos que requieran Licencia Ambiental de acuerdo con la ley y los reglamentos. El estudio de impacto ambiental deberá corresponder en su contenido y profundidad a las características del proyecto, obra o actividad.

Decreto 883 de 1997, Artículo 3. Parágrafo 2o. “La autoridad ambiental competente determinará por vía general los casos en los cuales se requerirá la presentación del documento de evaluación y manejo ambiental, para ejecutar en zonas urbanas, los proyectos, obras o actividades señalados en el numeral 5o. del artículo 3o. del presente Decreto.

Hasta tanto la autoridad ambiental competente desarrolle lo establecido en el inciso anterior, no se podrá exigir, a tales proyectos, obras o actividades, la radicación del documento de evaluación y manejo ambiental.”

h. objetivos del estudio de impacto ambiental

Los objetivos del Estudio de Impacto Ambiental están en:

Artículo 24 del decreto 1753 de 1994: Objetivos y alcances. El estudio de impacto ambiental tendrá los siguientes objetivos y alcances:

1. Describir, caracterizar y analizar el medio biótico, abiótico y socioeconómico en el cual se pretende desarrollar el proyecto, obra o actividad.

2. Definir los ecosistemas que bajo el análisis ambiental realizado, a que hace referencia el numeral anterior, sean ambientalmente críticos, sensibles y de importancia ambiental e identificar las áreas de manejo especial que deban ser excluidas, tratadas o manejadas de manera especial en el desarrollo o ejecución del proyecto, obra o actividad.

3. Evaluar la oferta y vulnerabilidad de los recursos utilizados o afectados por el proyecto, obra o actividad.

4. Dimensionar y evaluar los impactos y efectos del proyecto, obra o actividad, de manera que se establezca la gravedad de los mismos y las medidas y acciones para prevenirlas, controlarlas, mitigarlas, compensarlas y corregirlas.

5. Identificar los planes gubernamentales a nivel nacional, regional o local que existan para el área de estudio, con el fin de evaluar su compatibilidad con el proyecto obra o actividad.

6. Señalar las deficiencias de información que generen incertidumbre en la estimación, el dimensionamiento o evaluación de los impactos.

7. Diseñar los planes de prevención, mitigación, corrección, compensación de

impactos y manejo ambiental a que haya lugar para desarrollar el proyecto, obra o actividad.

8. Estimar los costos y elaborar el cronograma de inversión y ejecución de las obras y acciones de manejo ambiental.

9. Diseñar los sistemas de seguimiento y control ambiental que permitan al usuario evaluar el comportamiento, eficiencia y eficacia del plan de manejo ambiental.

10. Evaluar y comparar el desempeño ambiental previsto del proyecto, obra o actividad contra los estándares de calidad ambiental establecidos en las normas ambientales nacionales vigentes; y la conformidad del proyecto, obra o actividad con los tratados y convenios internacionales ratificados por Colombia.

11. Definir las tecnologías y acciones de preservación, mitigación, control, corrección y compensación de los impactos y efectos ambientales a ser usadas en el proyecto, obra o actividad.

i. contenido del estudio de impacto ambiental

El estudio de impacto ambiental deberá contener cuando menos la siguiente información:

1. Resumen del estudio de impacto ambiental.

2. Descripción del proyecto, obra o actividad: incluirá la localización, las etapas, dimensiones, costos y cronograma de ejecución.

3. Descripción de los procesos y operaciones; identificación y estimación de los insumos, productos, subproductos, desechos, residuos, emisiones, vertimientos y riesgos tecnológicos, sus fuentes y sistemas de control dentro del proyecto, obra o actividad.

4. Delimitación, caracterización y diagnóstico de las áreas de influencia directa e indirecta, así como la cobertura y el grado de los impactos del proyecto, obra o actividad, con base en la afectación que pueda ocasionar sobre los diferentes componentes del medio ambiente.

5. Estimación de los impactos y efectos ambientales: con base en la información de los numerales anteriores, se identificarán los ecosistemas sensibles, críticos y de importancia ambiental y social. Igualmente se identificarán, caracterizarán y estimarán los impactos y efectos ambientales, su relación de causalidad y se elaborará el análisis de riesgo.

6. Plan de manejo ambiental: se elaborará el plan para prevenir, mitigar, corregir y compensar los posibles impactos y efectos del proyecto, obra o actividad sobre el medio ambiente. Debe incluir el plan de seguimiento, monitoreo y contingencia.

j. excepcionabilidad de proyectos incluidos en el plan de manejo ambiental

Decreto 2820 de 2010. Artículo 3º. Proyectos obras o actividades sometidas a este Decreto. Bastará la presentación del Plan de Manejo Ambiental ante la autoridad competente, sin que medie autorización alguna, para dar inicio a los proyectos, obras o actividades de:

Proyectos de Hidrocarburos en los siguientes casos:

Programas sísmicos;

• La perforación de los pozos exploratorios localizados dentro de áreas de interés que cuenten con licencia ambiental para dicha área;

• La perforación xx xxxxx de desarrollo e instalación de líneas de flujo, localizados dentro xx xxxxxx que cuenten con licencia Ambiental Global;

• Proyectos de rehabilitación o mejoramiento de líneas de conducción que utilicen el mismo derecho de vía y cuenten con licencia ambiental o plan de manejo ambiental autorizado por la autoridad ambiental competente;

• Rehabilitación o mejoramiento de procesos y/o equipos en complejos industriales de refinación y petroquímica, siempre y cuando no superen la capacidad de los sistemas de tratamiento y control ambiental instalados;

• Perforación xx xxxxx dentro la misma instalación de perforación;

• Instalación y/o reposición de redes urbanas para el suministro y distribución domiciliaria del gas natural;

• Proyectos de rehabilitación o mejoramiento de redes interurbanas para el suministro y distribución de gas natural;

• Rehabilitación y mejoramiento de estaciones de recolección, tratamiento, bombeo o almacenamiento de hidrocarburos.

k. cesión de la licencia ambiental

Decreto 2820 de 2010. Artículo 33°. Cesión total o parcial de la licencia ambiental. El beneficiario de la licencia ambiental en cualquier momento podrá cederla total o parcialmente, lo que implica la cesión de los derechos y obligaciones que de ella se derivan.

l. Integración de la licencia ambiental

Decreto 2820 de 2010. Artículo 34°. Integración de Licencias Ambientales. La licencia ambiental de un proyecto, obra o actividad podrá ser modificada para integrarla con otras licencias ambientales, siempre y cuando el objeto de los proyectos a integrar sea el mismo, sus áreas sean lindantes y se hubieren podido adelantar en un mismo trámite. En el caso de proyectos mineros se deberá observar lo dispuesto en el Código de Minas.

Aunque la normatividad ambiental es amplísima, hacemos referencia general a aquellas que regulan la utilización de los recursos naturales y que son de obligatorio cumplimiento: Decreto 2811 de 1974 el cual establece el Cóodigo nacional de Recursos Naturales Renovables y Protección al Medio Ambiente; el Decreto 1541 de 1978, de aguas no marítimas, el Decreto 02 de 1982 relacionado con emisiones atmosféricas, el decreto 2104 de 1983, relacionado con los residuos sólidos, el decreto 1594 de 1984 sobre normas de vertimientos, la Resolución 2309 de 1986 sobre residuos especiales.

4.3.1.2 Guías ambientales sectoriales

La Resolución 1023 de 2005, expedida por el Ministerio de Medio Ambiente adopta las guías ambientales como instrumento de auto gestión y autorregulación, dentro de estas, la GUIA AMBIENTAL PARA EL TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS de diciembre de 1998, aunque no tiene fuerza xx Xxx, establece claramente los procedimientos a seguir y los aspectos ambientales a tener en cuenta durante la planificación y ejecución de un proyecto de Transporte de Hidrocarburos, hacemos referencia a este documento como consulta obligada para desarrollar una buena gestión ambiental cuando se pretenda encaminar una obra de estas condiciones pero el interesado deberá ajustar a su necesidad esta guía.

4.3.1.3 Términos de referencia para ejecución de estudios ambientales (hter)

Los términos de referencia son lineamientos generales que la autoridad ambiental señala para la elaboración y ejecución de los estudios ambientales que deben ser presentados ante la autoridad ambiental competente. Los estudios ambientales deberán ser realizados con base en los términos de referencia que sean expedidos por el MAVDT. La autoridad ambiental competente podrá adaptarlos a las particularidades del proyecto, obra o actividad.

La Resolución 1269 del 30 xx xxxxx de 2006, acoge los términos de referencia para la elaboración del Estudio de Impacto Ambiental para los proyectos de construcción y operación de refinerías y los desarrollos petroquímicos que formen parte de un complejo de refinación HI-TER-1-07.

La Resolución 1253 del 30 xx xxxxx de 2006, acoge los términos de referencia para la elaboración de Estudios de Impacto Ambiental para los proyectos de entrega y estaciones de transferencia de hidrocarburos líquidos HI-TER-1-06.

La Resolución 1255 del 30 xx xxxxx de 2006, acoge los términos de referencia para la elaboración de Diagnóstico Ambiental de Alternativas para proyectos puntuales DA-TER-4-01.

La Resolución 1275 del 30 xx xxxxx de 2006, acoge los términos de referencia para la elaboración del Estudio de Impacto Ambiental para los proyectos de conducción de fluidos por ductos en el sector de hidrocarburos HI-TER-1-05.

La Resolución 1277 del 30 xx xxxxx de 2006, acoge los términos de referencia para la elaboración del Diagnostico Ambiental de Alternativas para los proyectos lineales DA-TER-3-01.

4.3.1.4 Casos típicos de procesos de licenciamiento de proyectos:

La variable ambiental debe estar presente desde las primeras etapas de cualquier proyecto, con especial énfasis en la participación de la comunidad, teniendo un tratamiento específico las relaciones con comunidades Negras o Afrodescendientes e Indígenas, contemplada en la Ley 70 de 1993, todo lo anterior ordenado desde la Constitución Política de 1991.

La gestión ambiental no se puede tomar como un requisito tendiente a cumplir un trámite netamente burocrático y coactivo (Licencia, Permiso, Concesión o Autorización). Sin embargo, con la vigencia de la actual Constitución Política y la promulgación de la Ley 99 de 1993, se activó la vigilancia y exigencia estricta de las normas ambientales que rigen desde 1974 (Decreto 2811, código de recursos naturales), no tanto por haberse elevado a norma constitucional los principios y preceptos ambientales, sino porque la nueva Constitución puso en manos de los ciudadanos comunes y corrientes la potestad de vigilar sus derechos fundamentales, mediante acciones de cumplimiento, acciones populares, de grupo y hasta el derecho de petición. Esto incluye todos los derechos, tanto individuales como colectivos, entre los que se encuentran el derecho a un ambiente sano y a la participación en los asuntos que puedan afectar a la comunidad y al individuo.

A continuación se presenta el enfoque y contenido en las diferentes fases de todo proyecto:

a. perfil o reconocimiento.

El componente ambiental hace parte del perfil del proyecto, y como tal aporta información preliminar de carácter técnico sobre el riesgo ambiental, el cual se califica por los efectos sobre el entorno, derivados de la tecnología, del aporte de contaminantes, de la ocupación del espacio, de los peligros potenciales que

engendra una contingencia y de las necesidades del proyecto con relación al uso de los recursos naturales (agua, aire, suelo), ya sea como fuente de abastecimiento o como sitio para disposición de los residuos.

Se debe considerar igualmente los aspectos socioeconómicos y socio-políticos como parte de la evaluación integral, teniendo en cuenta a las comunidades campesinas o urbanas afectadas por el proyecto, igualmente, los Parques Nacionales, reservas Forestales, Distritos de Manejo Especial y/o Reservas de la Sociedad Civil, definidas en la Ley.

b. PREFACTIBILIDAD.

En esta etapa se debe tener en cuenta dos aspectos: la localización y el control ambiental en el proyecto.

• Estudio de Localización.

La localización debe conciliarse con el ordenamiento territorial y la aceptación de las comunidades según lo establece la Constitución, además se deben tener en cuenta algunas Disposiciones de las CAR´S, Planes Municipales de Desarrollo (Ley 388 de 1997), Normas sobre Juntas de Acción Comunal y Juntas de Administración Local). Estos criterios, combinados con los técnico- económicos, pueden causar una variación sustancial de los estimativos de costos.

Un componente fundamental en cualquier proyecto de infraestructura es la gestión de tierras que debe ser tenida en cuenta desde la prefactibilidad para evitar conflictos con las comunidades, debe buscar ser más expedita en situaciones en que los propietarios, poseedores o tenedores no deseen o no puedan otorgar los permisos, títulos, servidumbres o demás a la compañía líder del proyecto y el estado debe buscar mecanismos de favorecimiento para lograr que los trazados o ubicaciones escogidas técnicamente no sufran variaciones por este motivo.

Es de mucha importancia que el procedimiento escogido para definir la localización, le otorgue igual peso, o trate al mismo nivel, los aspectos de ingeniería y las consideraciones ambientales y sociales. El análisis de alternativas incluirá, además de los costos asociados a la localización, las implicaciones que tendría mitigar el riesgo ambiental derivado de cada alternativa, identificado por sus características particulares ecológicas y socioeconómicas.

Lo anterior no estará restringido al lugar donde se construirá la instalación, sino que se extenderá a la infraestructura de apoyo (transporte de crudos, combustóleo y productos, vías de acceso para obras lineales, canteras, etc.) y permite identificar con suficiente antelación, posibles focos de problemas (sociales, políticos, etc.), lo cual da el espacio y el tiempo necesarios para acometer soluciones sin afectar el programa de ingeniería ni el cronograma de actividades previstos para la ejecución de las obras.

• Control Ambiental.

Las medidas de control tienden a eliminar o a minimizar los efectos negativos, en un intento por mejorar la aceptabilidad socio-ambiental del proyecto. En esta etapa se debe tener en cuenta la variable ambiental en aspectos claves tales como la selección de la tecnología, incluyendo los sistemas de tratamiento, las obras de ingeniería y las prácticas operacionales necesarias dentro de la evaluación técnico-económica. Se debe garantizar que la tecnología seleccionada será la mejor disponible para evitar la contaminación ambiental. Los criterios para lograr este objetivo, y el orden de prioridad en que deben utilizarse será, entre otros, los siguientes:

a) Se dará preferencia a las tecnologías limpias, que conduzcan a la reducción de cargas contaminantes y aumento en la eficiencia de los procesos productivos (máxima retención en la fuente), utilización de materiales sustitutivos, manteniendo un equilibrio en cuanto a las implicaciones técnico- económicas de la aproximación, el objetivo deseable propuesto por la Empresa Dueña del Proyecto, dentro del marco de su política ambiental y sus compromisos corporativos (Política Ambiental) como el Convenio de Producción Limpia del 4 xx xxxxx de 1997 suscrito entre las empresas del sector Petrolero, Liderado por ECOPETROL y avalado por el Ministerio del Medio Ambiente y Las Corporaciones Autónomas Regionales.

b) Dentro de las anteriores, será preferible aquella que produzca los residuos de menor riesgo ambiental, por sus características y/o por la facilidad de tratamiento a costos razonables.

c) La tecnología seleccionada tendrá, en lo posible, la flexibilidad suficiente para permitir el reciclaje de materiales que al ser desechados puedan generar daño ambiental No solo aplica para instalaciones industriales como estaciones, refinerías o instalaciones administrativas, sino también para líneas de conducción de hidrocarburos.

d) Los residuos derivados del uso de la tecnología seleccionada, asociados a las características de las materias primas o inherentes al proceso (imposibles de retener en la fuente), pueden tratarse y/o disponerse mediante métodos convencionales o utilizando tecnologías de fácil adquisición, a costos razonables.

Teniendo en cuenta lo anterior, con base en los procesos en discusión se deben identificar los aspectos ambientales significativos del proyecto y sus eventuales impactos ambientales, definiendo su grado de riesgo y las alternativas tecnológicas, para su control, incluyendo los correspondientes análisis técnico, económico y ambiental (expectativas de cumplimiento de las normas) todo lo anterior es la base ideológica contenida en la Norma ISO 14001 (requerimientos para la Administración Ambiental concordante con las Normas de Calidad ISO 9001). Los puntos anteriores conforman el Diagnóstico Ambiental de Alternativas (DAA). Este debe elaborarse siguiendo los Términos de Referencia definidos por el Ministerio del Medio Ambiente y presentarse ante dicha autoridad para que determine la(s) alternativa(s) sobre las cuales se debe realizar el Estudio de Impacto Ambiental base para el otorgamiento de la correspondiente Licencia Ambiental. El DAA contribuye además a precisar el contenido y los alcances del Estudio de Impacto

Ambiental y a preparar las bases para dar cabida a la participación ciudadana.

La participación deberá darse en los términos, y utilizando los mecanismos, establecidos en la Ley como las consultas previas con comunidades Negras e Indígenas (Artículo 44 Ley 70 de 1993, Ley 21 de 1991 la cual aprobó el convenio 169 xx Xxxxxxx de 1989) si es el caso, al igual que las Audiencias Públicas (Constitución Política artículo 330 y Artículo 72 ley 99/93). Teniendo en cuenta que la interacción con la comunidad, es un factor importante y a veces determinante, en la toma de decisiones frente al proyecto y su ejecución.

c. factibilidad

En esta etapa, de acuerdo con toda la normatividad descrita anteriormente, se debe realizar el Estudio de Impacto Ambiental - EIA que tiene por objeto identificar, describir, cuantifícar, prevenir y controlar los efectos derivados de la ejecución del proyecto, obra o actividad. Este estudio, cuya realización es obligatoria para legalizar ambientalmente la actividad industrial u obra de infraestructura proyectada, constituye el punto culminante de la planificación ambiental.

Sus resultados son, entre otros, el plan que de manera detallada, establece las acciones que se requieren para el manejo ambiental del proyecto, así como la definición de las medidas de prevención, corrección, mitigación y compensación, configuradas en los siguientes programas que como mínimo debe contemplar el Plan de Manejo Ambiental:

- Manejo, tratamiento y disposición de desechos.

- Reciclaje y/o aprovechamiento de subproductos o desechos.

- Plan de manejo ambiental, incluyendo sistemas de seguimiento evaluación y monitoreo de la calidad ambiental.

- Plan de relaciones con la comunidad, diseñado para crear el clima favorable a la ejecución del proyecto, mantener una convivencia armónica y equitativa y abrir espacios a la intervención comunitaria en la toma de decisiones.

- Lineamientos del Plan de contingencia para la atención de eventuales emergencias ambientales.

- Presupuesto para la ejecución de los planes de protección ambiental.

Teniendo en cuenta un enfoque preventivo y las exigencias que en el mismo sentido establece la Legislación Ambiental Nacional, el EIA debe ser anterior a la ingeniería del proyecto. Las conclusiones de los estudios ambientales deberán incorporarse a la ingeniería básica para garantizar que la instalación se dote, desde sus comienzos, con los sistemas y procedimientos necesarios para armonizar la ejecución de las obras y la operación, con el medio exterior. Esta acción busca minimizar la introducción de medidas correctivas posteriores a la ejecución de las obras y facilitar la legalización del proyecto ante las autoridades ambientales, de tal manera que desde un principio garanticen el cumplimiento de las exigencias de calidad ambiental y sanitaria que han de regir su operación.

Por otro lado, permite establecer con anticipación las posibles áreas de futuras ampliaciones o modificaciones a las instalaciones que se han de construir. Lo determinado en el Estudio de Impacto Ambiental, así como las condiciones que imponga la Licencia Ambiental, deberán formar parte de los contratos que se celebren para la ejecución de las obras del proyecto.

Se debe tener especial cuidado con la definición de los alcances contractuales en la gestión ambiental ya que la Ley 344 de 1996 establece el sistema y el método para fijar las tarifas de las Licencias Ambientales. Página: 61 Los artículos 27 y 28 de la Ley 344 del 27 de Diciembre de 1996, definen que en todo caso el costo no podrá ser superior al 0.05% del Valor del proyecto, igualmente se debe tener en cuenta las tasas retributivas y tasas de aprovechamiento como por ejemplo el 1% del Valor total del proyecto si llegase a captar aguas de corrientes superficiales para sus actividades como pruebas hidróstaticas (parágrafo Artículo 43 de la Ley 99 de 1993).

d. diseño ambiental.

El diseño ambiental hará énfasis en la retención de contaminantes en la fuente, de tal manera que se minimicen las necesidades de tratamiento. Estos últimos deben satisfacer las normas vigentes en Colombia y cumplir con los requisitos legales sobre disposición de desechos.

El marco de referencia para las propuestas será el siguiente:

• Efluentes Líquidos.

Cualquier actividad que incluya exploración de Aguas subterráneas, concesiones y vertimientos, ocupación o desviación (temporal o permanente) de cauces, extracción de material de arrastre deberá solicitar y obtener los permisos concesiones y/o autorizaciones correspondientes.

Por otra parte las aguas servidas tendrán dos tipos de tratamiento; el general, para aguas residuales y los específicos para corrientes especiales que requieren un pretratamiento y/o remoción de determinadas sustancias antes de enviar las aguas al tratamiento general. El tratamiento general podrá incluir procesos de neutralización, coagulación, floculación, tratamiento biológico, estabilización y los demás sistemas requeridos para garantizar que la calidad del efluente final cumpla con las normas de vertimiento (Decreto 1594/84). Se definirán las necesidades de tratamiento primario y secundario a que haya lugar, de acuerdo con las características de la corriente residual.

Los tratamientos específicos, algunos de los cuales pueden estar licenciados, serán identificados y descritos en detalle, indicando los propietarios del proceso y las condiciones de negociación.

En caso de detectarse la presencia de residuos líquidos peligrosos en virtud de sus características físicas y químicas, se deberán identificar y prever en la ingeniería las técnicas para su manejo, tratamiento y disposición final.‌

Se debe tener especial cuidado con los Vertimientos, Ecosistemas Acuáticos Especiales, Lagunas, Xxxxxxx, Reglamentación sobre acueductos, Nacimientos de Agua, paramos subpáramos y Zonas de Recarga de Acuíferos Página: 62 (Código de Recursos Naturales Renovables Decreto 2811/74).

• Contaminación Atmosférica.

Bien sea por emisiones atmosféricas, emisiones de material particulado, ruidos y olores, el diseño deberá contemplar, para todas las plantas y equipos, el cumplimiento de las regulaciones colombianas (actualmente el Decreto 02/82), o en su defecto las normas EPA para instalaciones industriales nuevas ("Mejor tecnología disponible"). Esta acción supone la cuantificación teórica de las emisiones atmosféricas y la inclusión de equipos de medición y control en la fuente.

• Residuos Sólidos.

Los residuos sólidos se clasificarán en aceitosos, sólidos no peligrosos y sólidos peligrosos de acuerdo con sus propiedades y características.

Los residuos aceitosos se someterán a tratamientos para recuperar el hidrocarburo, el cual será reciclado al proceso. Este tratamiento será complementado con la búsqueda de alternativas apropiadas para la disposición final del lodo residual. Los desechos sólidos no peligrosos se podrán disponer en un relleno sanitario convencional, mientras que los peligrosos tendrán métodos especiales.

• Ruido.

Se incorporará a la ingeniería conceptual los máximos niveles de ruido permitidos, según el tiempo de exposición continua y discontinua para cada área de trabajo, de acuerdo con las definiciones del Ministerio de Trabajo y Seguridad Social.

• Suelo.

Se deben tener en cuenta las restricciones sobre uso del suelo a nivel nacional, regional o municipal, planes de ordenamiento y manejo xx xxxxxxx, playas, zonas de bajamar, zonas costeras, ordenamiento urbano y espacio público y fuentes de materiales superficiales.

• Fauna.

Colombia suscribió el convenio internacional CITES para la protección de la biodiversidad Especies en vía de extinción, Santuarios xx xxxx, pesca, fauna xxxxxxxxx y el tratamiento de zoocriaderos. Por lo anterior se debe garantizar

que ningún miembro del proyecto comercialice alguna especie animal.

• Flora.

Debe tenerse en cuenta la normatividad sobre aprovechamientos forestales, xxxx xx xxxxxx, reserva forestal, santuario de flora, áreas protegidas, corales, movimiento de material vegetal, manglares y flora urbana.

• Otros aspectos del diseño.

El diseño ambiental no se limita a los desechos. En un concepto amplio, se incluyen también los aspectos relacionados con la planificación para la ocupación y el aprovechamiento del espacio, los procedimientos operacionales y la organización administrativa ambiental, entre otros. Por esta razón se requiere que el diseñador trabaje en contacto permanente con un experto en asuntos ambientales, quien no solo apoyará el diseño de los sistemas de tratamiento, sino que definirá los aspectos del diseño detallado que requieren de su intervención.

Cuando no se requiera de Licencia Ambiental pero sí se ha de producir aprovechamiento o uso de recursos naturales, o éstos no se hayan otorgado Junto con la Licencia, en esta etapa se debe comenzar el trámite de las Concesiones, los Permisos y las Autorizaciones que requiera el proyecto; así mismo, debe darse el espacio para participación de la comunidad de tal forma que se eviten acciones legales o sociales futuras.

e. Ejecución.

En esta fase se requerirá la aprobación ambiental del diseño detallado de las instalaciones seleccionadas en la etapa anterior. Durante la fase de construcción se debe contar con una Interventoría Ambiental. Sin embargo, cuando en un área de actividad petrolera se tenga planeado ejecutar proyectos a corto, mediano y largo plazos, independientes entre sí pero relacionados con la actividad petrolera que se esté adelantando, es necesario conocer todos los aspectos ambientales y los impactos ambientales que, se generan en el desarrollo de la actividad.

No se podrá iniciar la construcción sin la Licencia Ambiental y las Autorizaciones que exige la ley.

Además, las Licencias Ambientales que está otorgando el Ministerio del Medio Ambiente son Únicas, es decir que incluyen todos los permisos, concesiones y autorizaciones necesarios para el desarrollo del proyecto, obra o actividad.

• Proyecto nuevo que requiere Licencia en área no intervenida

Es el caso típico de un Oleoducto o Poliducto nuevo en un área no intervenida, por ejemplo desde un nuevo campo productor hasta conectarse con otro sistema o con una estación o una refinería o un poliducto nuevo requerido, (ej. Poliducto Xxxxxxxx – Tocancipá) este tipo de proyectos deberá acogerse al trámite correspondiente para la obtención de la licencia, se recomienda en todo caso desde la concepción del proyecto un acercamiento con el Ministerio de Ambiente Vivienda y Desarrollo Territorial de tal manera que se agoten las consultas preliminares de forma expedita.

En el trámite de obtención de licencia deberá agotarse la consulta ante el Ministerio del Interior acerca de la existencia de comunidades negras o indígenas. La consulta previa se trata de un proceso que garantiza a las comunidades negras o indígenas el derecho fundamental a la participación y en el cual la entidad interesada deberá trabajar sobre los principios de buena fe, del respeto y del reconocimiento de los derechos de esas comunidades, buscando desarrollar los proyectos petroleros sin desmedro de su integridad cultural, social y económica. En la Figura 1, se presentan las normas que reglamentan las consultas previas. De no existir comunidades negras o indígenas en el área de influencia directa del proyecto el Ministerio del Interior deberá pronunciarse y el documento soporte tendrá que anexarse a la documentación que se xxxxxxx al MAVDT durante el trámite.

Igualmente deberá solicitar al INCODER, sobre existencia o no de territorios legalmente titulados a resguardos indígenas o títulos colectivos pertenecientes a comunidades afrocolombianas en el área de influencia del proyecto y además la copia de la radicación ante el Instituto Colombiano de Arqueología e Historia, ICANH del programa de arqueología preventiva, en los casos en que sea exigible dicho programa de conformidad con la Ley 1185 de 2005.

Figura 1: Normatividad Vigente Sobre Consultas Previas. Fuente: Ecopetrol S.A.

*OIT: Organización Internacional del Trabajo.

*CPC: Constitución Política de Colombia

En las Figura 2. Se presenta el flujograma que esquematiza el procedimiento a agotar para la obtención de la Licencia, en este se presentan los tiempos máximos que tiene la administración para dar respuesta ante el correspondiente tramite.

Figura 2: Flujograma del Tramite de licencia ambiental para un proyecto nuevo en área no intervenida.

• Proyecto nuevo en área intervenida

Para la ejecución de un proyecto nuevo que se pretenda desarrollar en una

área de actividad petrolera, bien que haya sido licenciada por el MAVDT o que sea de las que iniciaron operaciones antes de la expedición de la Ley 99 de 1993, se requiere concertar con el Ministerio del Medio Ambiente un Plan de Manejo Ambiental integral, que además de establecer de manera detallada las acciones que se requieren para prevenir, mitigar, corregir, controlar y compensar los posibles efectos o impactos ambientales negativos causados o que se puedan causar por el desarrollo de la actividad, incluyendo los programas de seguimiento, evaluación y monitoreo y el Plan de Contingencias, debe contemplar los sistemas a emplear en las obras de los posibles proyectos. Este es el caso típico de la construcción de una línea nueva aprovechando un Derecho de Vía ya existente de un Oleoducto, Poliducto o Gasoducto, (ejm. Loop o línea paralela del Gasoducto Cusiana – Xxxxxx Xxxxxxxxx utilizando el DDV de Ocensa y TGI). En todo caso para desarrollar un proyecto nuevo, en lo posible deberá acometerse por áreas ya intervenidas independientemente a nuevos alineamientos en algunos sectores o variantes en aquellas zonas en donde ya están comprobados inconvenientes de orden geotécnico que pongan en riesgo la infraestructura. Este tipo de proyecto a pesar de obtener la autorización por parte del MAVDT, deberá tramitar y obtener los permisos, concesiones y/o autorizaciones para el uso, aprovechamiento y/o afectación a los recursos naturales renovables necesarios para el desarrollo del proyecto ante las autoridades ambientales regionales y remitir copia al MAVDT. El proyecto podrá iniciar actividades en donde no requiere este tipo de autorizaciones y obtenerlas durante su ejecución, sin hacer afectaciones en donde se requieran. En la figura No. 3 se presenta el flujograma correspondiente a partir de los términos de referencia. , a gestión que se muestra es paralela a la gestión que debe desarrollar en el Flujograma de la Figura No. 2. y debe agotarse antes del inicio de actividades.

Figura 3: Trámite de Modificación de Licencia para un proyecto nuevo en área intervenida con Licencia Otorgada

• Ampliación de un proyecto licenciado

Si existe una Licencia Ambiental Anterior se procederá a la Modificación de la Correspondiente Licencia bajo los términos de referencia que expida el Ministerio del Medio ambiente. Se dispone de los términos de referencia para cada actividad petrolera, es así que para la Construcción de líneas de Transporte de Hidrocarburos se tienen los HI-TER-1-05 según La Resolución 1275 del 30 xx xxxxx de 2006 o La Resolución 1253 del 30 xx xxxxx de 2006, proyectos de entrega y estaciones de transferencia de hidrocarburos líquidos HI-TER-1-06. En este caso aplican la construcción de estaciones de rebombeo en donde la afectación es puntual.

• Proyecto que no requiere Licencia Ambiental

Para la ejecución de un proyecto de rehabilitación o mejoramiento de líneas de

conducción que utilicen el mismo derecho de vía, no se requerirá ningún trámite adicional, siempre y cuando el proyecto original cuente con licencia ambiental o plan de manejo ambiental autorizado por la autoridad ambiental competente.

5. POLÍTICAS DE CONFIABILIDAD EN EL UPSTREAM Y DOWNSTREAM - COORDINACIÓN SECTORIAL ‌

5.1 CONSIDERACIONES GENERALES ‌

Como se ha señalado a lo largo de los Informes presentados durante el desarrollo del Estudio, el objetivo fundamental es entregarle a la UPME los elementos necesarios para desarrollar análisis en los temas de Abastecimiento y Confiabilidad en el suministro de combustibles al mercado nacional.

Además del desarrollo de los Modelos de Planeamiento en los denominados sectores del “Upstream” y “Downstream”, se ha considerado necesario plantear criterios para la construcción de Políticas de Abastecimiento y Confiabilidad en ambos sectores que sirvan de base para la actividad que desarrollará la UPME en lo sucesivo. Para ello, se hará un recuento de las principales conclusiones alcanzadas en el análisis de los sectores, las dificultades encontradas en el desarrollo del trabajo y los elementos de juicio que permitan la estructuración de las políticas orientadas a garantizarle al mercado colombiano la entrega de los combustibles, en los volúmenes y oportunidad que se requiere.

El propósito esencial de un ejercicio de planificación debe ser el asegurar el abastecimiento al mercado en situaciones críticas de suministro, como por ejemplo la parada de una refinería o una caída grave del sistema de transporte de combustibles. Para ello es fundamental una labor de planificación proactiva a fin de identificar con la debida anticipación las expansiones que deben realizarse en la infraestructura de transporte, tanto de oleoductos como de poliductos que permitan garantizar la continuidad en la prestación del servicio.

Adicionalmente, es necesario contar con inventarios de productos, localizados lo más cerca posible a los mercados, y con las facilidades adecuadas para la entrega a carrotanques de tal manera que los productos puedan transportarse a las estaciones de servicio y a los aeropuertos. Siempre es conveniente tener presente que las principales ciudades y mercados de Colombia están en el interior del país y no en las costas (Bogotá, Cali, Medellín, la zona carbonífera xxx Xxxxx, Eje Cafetero, etc.) lo que obliga a transportar productos combustibles nacionales o importados por los poliductos. Es clave señalar que no basta con tener la capacidad de transporte disponible si no se cuenta con los inventarios de operación de productos dentro de los poliductos y tanques a fin de empujar todo el volumen que es necesario transportar. Igualmente, no es suficiente contar con las capacidades de almacenamiento si éstas no contienen los inventarios físicos de productos para su utilización en casos de emergencia. Como se verá más adelante, cuando el análisis se refiera a los inventarios estratégicos, éstos se entenderán como volúmenes adicionales a los inventarios comerciales de los distribuidores mayoristas y a los inventarios operacionales del poliducto.

Los análisis realizados durante la ejecución del Estudio, plantean como conclusión general, que el sistema de abastecimiento de combustibles en Colombia es confiable para atender la demanda que se prevé tanto en el sector de producción de petróleo como en la demanda de combustibles. En efecto, en lo que respecta a la producción de petróleo y su transporte hasta las refinerías, no se anticipan problemas de acuerdo con los pronósticos de producción oficiales a los que la Consultoría tuvo acceso, aunque de darse un descubrimiento de un campo nuevo de importancia significativa, dicha infraestructura no estaría en capacidad de manejar estos volúmenes incrementales. Por el lado de la demanda de productos, se han identificado algunos tramos del sistema de transporte que requieren ajustes, los cuales fueron analizados en el Informe III.

Se espera entonces que el ejercicio de Planificación que se adelante, a partir de los Modelos de Abastecimiento xxx Xxxxxxx de Combustibles, tengan en cuenta varios elementos fundamentales los cuales son:

• La definición de los niveles de confiabilidad deseados siempre conllevan costos que deben ser pagados por alguno o todos los agentes que participan en la cadena de abastecimiento de petróleo y derivados: el Gobierno Nacional, los intermediarios mayoristas o minoristas o finalmente el público, o sea, el consumidor.

• Teniendo en cuenta lo anterior, los niveles de confiabilidad que se determinen deben estar basados en un análisis de contingencias juicioso y objetivo mediante el cual se determinen aquellas situaciones que pudieran llegar a ocurrir y que puedan implicar un severo problema de desabastecimiento a los mercados de combustibles en el país. Una vez se identifiquen los casos de contingencias del sistema se determinarán las acciones necesarias para garantizar la confiabilidad del suministro.

• Según los puntos anteriores, la definición de políticas de abastecimiento y confiabilidad no puede estar basada en consideraciones de tipo especulativo o no debidamente fundamentadas, por cuanto esto podría llegar a implicar unos niveles de costos a los agentes xxx xxxxxxx superiores a lo que debería ser lo estrictamente necesario. Cabe señalar que en casos en los cuales los eventos de contingencia no estén debidamente justificados, y puedan traer como consecuencia un sobredimensionamiento del sistema, es posible que se presente una transferencia xx xxxxxx del público, como agente con menores recursos argumentativos para defender posiciones del lado de la demanda, y a favor de agentes con mayor posicionamiento en el mercado como sería el caso de ECOPETROL.

5.2 CONSIDERACIONES SOBRE EL “UPSTREAM”‌

En el Informe II se definieron los conceptos generales para medir la

confiabilidad en el Abastecimiento de Petróleo al sistema de transporte de crudos a las refinerías. Estos factores son esencialmente los siguientes:

• La posición del país como exportador o importador.

• La dimensión de sus operaciones comerciales

• La localización de las posibles fuentes de abastecimiento.

Se observó cómo, mientras un país importador es altamente dependiente de las fuentes de abastecimiento externas, en un país con características de exportador, el recurso petrolero se encuentra al interior del sistema mismo y está distribuido en los diferentes campos de producción o en puntos de almacenamiento estratégico.

De otra parte, en el evento que hubiera déficit, sería necesario examinar si éste volumen es alto o bajo con respecto a la demanda interna y si a su vez, pudiera llegar a copar un porcentaje significativo de las disponibilidades de oferta de crudos en los mercados regionales o si se trata de un caso donde el déficit puede considerarse bajo con respecto a sus posibilidades de abastecimiento tanto internas como externas.

El tercer aspecto, incide en la confiabilidad del abastecimiento de petróleo para atender las necesidades del sistema de refinación local. Si llegare a ser necesario adquirir petróleo desde puntos de suministro remotos, es claro que la vulnerabilidad del sistema será mayor.

Los tres conceptos se agruparon a fin de definir el denominado Índice de Vulnerabilidad en el Abastecimiento de Petróleo Crudo según la siguiente expresión:

Ind V = F (Exp-Imp, Q-Déficit; ∑(Fuentes de Suministro))

Donde:

Ind V: Índice de Vulnerabilidad

Exp-Imp: Definición del país como Exportador o Importador

Q-Déficit: Volumen del Déficit

∑(Fuentes de Suministro): Distancia de las fuentes de suministro más cercanas.

Igualmente se estableció que el indicador anterior – Ind V – y el concepto de Confiabilidad tienen una relación inversa, es decir a mayor valor del Ind V menor será la confiabilidad y viceversa lo que podría traducirse en la siguiente expresión:

Confiabilidad = 1 - Ind V

De conformidad con el análisis elaborado en dicho Informe II, se encontró que Colombia tiene un Índice de Vulnerabilidad en lo referente al abastecimiento de petróleo crudo al sistema de refinación cercano a Cero dada su condición de país exportador de petróleo lo que resulta en un nivel de Confiabilidad cercano al máximo de 1.0. Lo anterior quiere decir que al sistema colombiano lo afectan muy poco situaciones que ocurran en el entorno internacional xxx xxxxxxx petrolero y que las eventuales dificultades de abastecimiento de petróleo al sistema de refinación colombiano pueden resolverse mediante recursos internos considerando que el país cuenta con la fuente propia de abastecimiento de petróleo a través de producción propia. Claro está que la “internacionalización” xxx xxxxxxx petrolero nacional no exime al país de las consecuencias de las fluctuaciones de precios que se sucedan en el entorno global .

Cabe señalar que el esquema general de confiabilidad y vulnerabilidad podría llegar a cambiar una vez que el balance de oferta y demanda de petróleo crudo haga necesario acudir a los mecanismos de importaciones. De acuerdo con los pronósticos de producción oficiales de que disponemos, se estima que será necesario importar crudo para atender los requerimientos de la Refinería xx Xxxxxxxxx hacia el año 2018 y de Barrancabermeja en el año 2020 aproximadamente.

Los planteamientos anteriores no quieren decir que el sistema colombiano de producción de petróleo y transporte hasta las refinerías esté completamente blindado contra la ocurrencia de un evento que pudiera limitar el suministro de crudo al sistema de refinación nacional, el cual es el objetivo específico que se debe buscar en un análisis de Confiablidad en el Suministro – Upstream. En efecto, en el caso colombiano, las dificultades de abastecimiento de esta naturaleza pueden darse por las siguientes situaciones:

a. Interrupción parcial del suministro interno, de los campos de producción.

b. Interrupción parcial del transporte de petróleo crudo hasta los sistemas de refinación.

En el primer caso resultan relevantes los conceptos de Almacenamiento Estratégico y Operativo mientras que en el segundo caso, el Almacenamiento Operativo entra en acción a fin de mantener la continuidad operativa del sistema.

Vale la pena recordar la definición de los conceptos de Almacenamiento Estratégico y Operativo para el suministro de petróleo como se plantearon en el Informe II, así:

• Estratégicos: O Inventarios de Seguridad. Son almacenamientos físicos de petróleo cuyo volumen y disposición geográfica se determinan de manera tal que se asegure la continuidad de las operaciones del sistema de

refinación ante la ocurrencia de situaciones de interrupción severa de los suministros de petróleo en caso de dificultades de producción y/o transporte a los centros de consumo. El Almacenamiento Estratégico debe estar diseñado para proteger al sistema en aquellos casos en los cuales se compromete el suministro de petróleo por un periodo de tiempo que no puede definirse claramente con anticipación.

• Operativos: Almacenamientos físicos de petróleo dispuestos en diferentes puntos del sistema que conectan los campos de producción y/o los puertos de importación con los sistemas de refinación, los cuales permiten mantener la continuidad de las operaciones del sistema de refinación ante la interrupción temporal de la producción de alguno o algunos de los campos petroleros, los puertos de importación y/o de las facilidades de transporte a las refinerías. Su objetivo es permitirle al sistema superar interrupciones parciales y de corto plazo que pueden ser bien de suministro y/o de transporte.

Ahora bien, los análisis de riesgos en el sistema del Upstream se concentran en dos tipos diferentes de activos: oleoductos y campos de producción.

En los Campos de Producción no es de esperarse eventos catastróficos que saquen de servicio una parte significativa de la producción disponible. No existen antecedentes en el país de eventos de esta naturaleza ni siquiera en las peores épocas del terrorismo contra la infraestructura petrolera del país.

En cuanto al transporte de hidrocarburos, el sistema de abastecimiento al Complejo Industrial de Barrancabermeja está integrado en primera instancia por tres líneas, una desde Xxxxxxxxx y Vasconia y una tercera desde Ayacucho, de por sí, muy limitada, y en segunda instancia por la alimentación desde los Nodos de Apiay y Xxxxxxxx cuya producción confluye en la Estación Porvenir y desde allí, los crudos son transportados hasta la Estación Vasconia. Se trata de un sistema simple, radial, sin anillos ni redundancias que permita compensar cualquier deficiencia en el sistema con producción de otros campos.

Sin embargo, es muy poco probable que dadas las actuales circunstancias del factor de violencia en Colombia expresado como el accionar de grupos terroristas contra la infraestructura petrolera nacional, se impacten las operaciones petroleras de una manera considerable, como ocurrió en el pasado.

Por las consideraciones anteriores, puede afirmarse que el sistema del “upstream” colombiano es muy sólido y no depende de factores de abastecimiento externos para atender adecuadamente las necesidades del sistema de refinación nacional. La experiencia operativa de muchos años sugiere que en el país no han ocurrido situaciones de desabastecimiento por insuficiencia de petróleo crudo para la operación de las refinerías nacionales, ni siquiera cuando el país perdió la autosuficiencia petrolera en la década de los años 80 y los suministros de petróleo se movían al vaivén de la geopolítica en

el Medio Oriente. En consecuencia con lo anterior, no se ve la necesidad de destinar cuantiosos recursos a la construcción de sistemas de almacenamientos estratégicos dado el bajo nivel del Índice de Vulnerabilidad que se registra en la componente “upstream” del sistema colombiano. No obstante, resulta necesario contar con niveles adecuados de “Almacenamiento Operativo” cuya definición debe estar a cargo de los responsables directos del sistema, es decir los productores – comercializadores o las propias refinerías.

Por ser esta una actividad esencialmente operativa, no se considera conveniente entrar a regular volúmenes de almacenamiento de petróleo crudo de una actividad cuyos parámetros fundamentales han sido definidos por los agentes de producción y refinación sin que la historia petrolera del país registre situaciones donde se hayan presentado restricciones en el abastecimiento de petróleo a las refinerías.

5.3 EL PAPEL DE LA UPME EN LA DEFINICION DE LA CONFIABILIDAD DE SUMINISTRO A LAS REFINERÍAS – EL UPSTREAM.‌

El papel de la UPME como organismo de planificación en el sector energético debe ser velar por que el sistema de transporte de crudo en Colombia tenga la capacidad suficiente para evacuar toda la producción de tal manera que las refinerías dispongan de las fuentes de abastecimiento de petróleo que se requiere para cubrir las necesidades nacionales. En este orden de ideas, la UPME deberá dar las señales de alerta cuando quiera que el balance de capacidad de transporte con respecto a la oferta indiquen la posibilidad de tener producción que no puede llevarse a las refinerías o a los mercados..

El Modelo Upstream diseñado durante el presente Estudio, permite el desempeño de esta función. De esa manera, la UPME tendrá los elementos necesarios para determinar si el sistema evoluciona hacia una situación de escasez con respecto a las capacidades de producción del país, lo cual solo podría solucionarse con expansión de la infraestructura de transporte. Como se concluye de hecho, el escenario de producción que se defina es clave para que los resultados sean significativos. Es por esa razón que a partir del Modelo del Upstream en Colombia, deben ponerse en marcha los mecanismos de coordinación institucional en el Ministerio de Minas y Energía a través de la Dirección de Hidrocarburos, la Agencia Nacional de Hidrocarburos y la UPME a fin de contar con unos escenarios de producción a mediano y largo plazo representativos de la prospectiva nacional en el ámbito de la exploración de hidrocarburos y que al mismo tiempo respeten los compromisos que deben cumplir las diferentes compañías petroleras en cuanto a no revelar información individual de sus expectativas de producción futuras que pudieran afectar la valoración de sus acciones a mediano y largo plazo.

Para ello se propone un protocolo de manejo de información, cuyo borrador se presenta en el Anexo, el cual permitiría disponer de información detallada a

nivel de compañías con el correspondiente compromiso de manejo dentro del marco de la más estricta confidencialidad al tiempo que la información de carácter agregado podría divulgarse por parte de las autoridades. La conveniencia de la suscripción de este protocolo radica en que sin los datos de entrada adecuados, el Modelo que se le entrega a la UPME, no podría ser utilizado en toda su amplitud y complejidad mientras no se disponga de la información que refleje la verdadera situación de la producción petrolera del país.

Por otra parte, puede señalarse que la percepción de los riesgos de las compañías que se dedican a la actividad del “Upstream” en Colombia, no necesariamente se ve reflejada en un análisis simple de la suficiencia de la infraestructura de transporte de petróleo por oleoductos con respecto a unos escenarios de demanda promedio. La dificultad que enfrenta un organismo de planificación como la UPME es cómo incorporar en los diferentes escenarios de demanda la probabilidad de ocurrencia de eventos extraordinarios que se reflejen en un aumento no previsto de la producción de petróleo como resultado del descubrimiento de un nuevo campo petrolero de tamaño significativo. Si este tipo de expectativas se incorporan al ejercicio de planificación, puede ocurrir que se esté sobredimensionando la infraestructura de transporte, lo que conlleva mayores costos si esa expectativa de producción no se materializa. Pero, igualmente serio es comprobar que la infraestructura de transporte no es suficiente si llega a ocurrir un descubrimiento significativo cuyo tamaño rebase los márgenes de error normales en cualquier proyección.

La UPME, de manera acertada, ha considerado que los pronósticos de producción no deben tener elementos especulativos que lleven a sobredimensionar las expectativas de producción por el peligro que representa enviarle al país mensajes sobre la disponibilidad de un recurso que finalmente podría no darse. Pero igualmente, la UPME debe estar abierta a admitir que la percepción de riesgo de los productores puede llevar a la necesidad de incrementar la capacidad de la infraestructura en la medida que esto no conlleve la imposición de cargas económicas a los usuarios y permitir de esa manera la construcción de infraestructura de transporte a fin de disponer de manera inmediata de la capacidad necesaria que les permita evacuar producción adicional a la contemplada por los pronósticos. Para una mejor comprensión de lo anterior, se debe considerar que para los productores- comercializadores el menú de opciones tiene dos posibilidades:

• Se dispone de infraestructura de transporte excedentaria a fin de permitir que la nueva producción no prevista en la construcción de los escenarios convencionales, pueda ser evacuada de manera inmediata sin tener que esperar a la toma de decisiones constructivas. El otro lado de la moneda señala que si la nueva producción no se materializa, se tendría infraestructura de producción que pudiera estar inactiva o subutilizada por un determinado periodo de tiempo.

• Se toman las decisiones de construcción de la nueva infraestructura una vez que se descubran los nuevos campos y se confirme la comercialización de producción con base en nuevas reservas probadas. En este caso, la probabilidad de tener infraestructura de transporte subutilizada es mínima pero puede ocurrir que la nueva producción se demore en llegar a los mercados mientras se construyen las nuevas líneas de transporte. Ciertamente, estos procesos de toma de decisiones conllevan la necesidad de construir consensos entre diferentes agentes lo que implica demoras en la ejecución de proyectos con el consiguiente impacto económico resultante de producción que no puede transportarse a los mercados.

Este puede ser el caso del denominado Oleoducto Bicentenario cuya utilización según la evaluación realizada con base en el Modelo Upstream y los escenarios definidos indicaría, de una parte, que su construcción es excluyente con cualquier otro proyecto de ampliación de los oleoductos que transportan el crudo desde los xxxxxx, y de otra, que con los pronósticos de producción disponibles, el nuevo oleoducto estaría operando durante los primeros 4 a 5 años. No obstante al parecer, las expectativas que manejan las compañías en su interior son muy superiores a las que han publicado.

Aunque el tema general de quién asume los costos de la confiabilidad del suministro en un sistema de producción, transporte y distribución de combustibles se tratará en un numeral posterior en la parte final del capítulo, la pregunta es, quién asume los costos de un oleoducto con un bajo nivel aparente de utilización. Si los productores aceptan que dichos sobrecostos hacen parte de las inversiones generales en exploración y producción y que cualquier excedente o margen de seguridad de la infraestructura de transporte se tratará como un componente del riesgo exploratorio o con cargo a producción futura si ésta llegare a darse, no debería haber impacto alguno al consumidor final y por consiguiente no existirían argumentos para oponerse al proyecto. En estas condiciones, el usuario difícilmente se vería afectado por cuanto el costo del crudo para refinación interna, que se remunera por parte de la estructura de precios de los combustibles dentro del rubro de Ingreso Productor, está basado en consideraciones de precios internacionales referidos al punto de entrega en refinería. Dicho de otra manera, los eventuales sobrecostos del Oleoducto Bicentenario, serían asumidos por los propios productores en la forma de un menor margen entre el precio de venta y los costos de producción y no serían trasladables al público. Por otra parte, si hay consenso entre los propios agentes de la producción en desarrollar ese proyecto con sus propios recursos, sin afectar al usuario, no se ve la razón para oponerse a su desarrollo.

5.4 CONSIDERACIONES SOBRE EL “DOWNSTREAM”‌

La problemática de las operaciones en el “downstream” y la conceptualización de la confiabilidad en este sector plantean consideraciones diferentes de las

ocurridas en el “upstream”.

Una primera diferencia se refiere a la tarea del Planificador, en este caso la UPME, en desarrollar un ejercicio para determinar la confiabilidad en el abastecimiento a los mercados. Mientras en la producción de petróleo existe un elemento de incertidumbre importante con respecto a los volúmenes a transportar, derivados de descubrimientos potenciales difíciles de modelar por los escenarios convencionales de producción de petróleo, en el caso del “downstream” la demanda es mucho más predecible y no va a experimentar variaciones significativas de un año al siguiente. En este sentido, el modelamiento de la demanda depende menos de las características del subsuelo y mucho más de los hábitos de consumo de los agentes lo que simplifica enormemente el debate respecto a la infraestructura que resulta necesaria para atender la demanda de los mercados.

El segundo aspecto de diferencia significativa entre el “Upstream” y el “Downstream”, es el concepto de “estratégico”. Mientras que en el “upstream” el tema de estrategia y riesgos están referido a una actividad como la exploración y producción de petróleo que conlleva un alto nivel de riesgo y cuyo resultado es el descubrimiento de reservas en sitios remotos, en la distribución de combustibles, se tienen elementos más predecibles lo que permite reducir los riesgos de abastecimiento gracias a que normalmente las refinerías se encuentran localizadas cerca de los mercados.

También en el “Downstream”, el Estudio definió un Indicador de Vulnerabilidad con una metodología similar al caso del “Upstream”, considerando los siguientes elementos:

• La posición del país como exportador o importador.

• La dimensión de sus operaciones comerciales

• La Configuración del Sistema de Refinación

• Capacidad del Sistema de Transporte y Localización de los Inventarios de Productos.

Para el caso del “downstream”, se juntaron los 4 conceptos anteriores en uno sólo, a fin de definir el Índice de Vulnerabilidad en el Abastecimiento de Productos Derivados del Petróleo, según la siguiente expresión:

Ind V = F (Exp-Imp, Q-Déficit; Config Refinerías; ∑(Transport y Almacenamiento)) Donde:

Ind V: Índice de Vulnerabilidad

Exp-Imp: Definición del país como Exportador o Importador

Q-Déficit: Volumen del Déficit

Config Refinerías: Configuración Sistema de Refinación

∑(Transporte y Almacenamiento): Disponibilidad del Transporte y Abastecimiento.

Una primera aproximación a la cuantificación numérica de dicho índice para el caso de Colombia, según los análisis del Informe II, indicó un valor aproximado de: 0.605, lo que refleja un Índice de Vulnerabilidad alto que se explica básicamente por el hecho de que en el caso concreto de Colombia, del 100% de sistema de refinación, el 75% de la capacidad se encuentra localizada en Barrancabermeja desde la cual se atiende todo el mercado del interior del país.

La definición cuantitativa de este índice muestra que mientras en el Sector de la Exploración y Producción, Colombia no tiene mayores problemas en cuanto al adecuado abastecimiento a las refinerías, en el denominado “downstream” los riesgos que se perciben son ciertamente mayores y están relacionados prácticamente con la alta dependencia que presenta el mercado de los suministros provenientes de la refinería de Barrancabermeja. Dados los altos niveles de vulnerabilidad del sistema, es claro que el “downstream” en Colombia tiene que estar preparado para la ocurrencia de eventos críticos bien sea por el lado de un falla en el sistema de refinación o del sistema de transporte por poliductos.

Puede decirse entonces que el suministro de combustibles al sistema colombiano es como una calle de dos vía en la cual tanto las refinerías como el sistema de poliductos deben operar adecuadamente. Y para ello es necesario definir eventos críticos en cada caso.

En cuanto se refiere al sistema de refinación, es necesario ponerle una dimensión concreta a este tipo de contingencias a fin de determinar los requerimientos específicos de infraestructura de los cuales es necesario disponer, con el objetivo de mantener el suministro adecuado de combustibles. En cuanto al transporte de productos derivados del petróleo, a partir del Complejo Industrial de Barrancabermeja se tienen líneas de poliductos que conectan x Xxxxx con Bucaramanga en la zona oriental del país y con Sebastopol de donde se desprenden ramales a Antioquia y el resto del sistema del interior

Aunque la confiabilidad del sistema de refinación y transporte es alta al punto de que no se registran interrupciones operativas que hayan tenido como consecuencia el desabastecimiento de combustibles al país, hay que señalar que el sistema como tal no ha estado ajeno a problemas que pudieran haber comprometido sus niveles de servicio.

Por ejemplo, hacia el año 2002, una combinación de dificultades laborales en las épocas en las cuales las negociaciones con la USO, en particular en su fase final, entrañaban peligros para el abastecimiento, una serie de incidentes de

carácter operacional – laboral estuvo cerca de generar limitaciones en la distribución de combustibles. Adicionalmente, el problema de las válvulas ilícitas y el robo de combustibles han estado a punto de comprometer en algunas oportunidades la prestación de este servicio.

Salvo este tipo de situaciones, cabe señalar que no se han presentado situaciones de atentados contra la infraestructra del sistema de refinación y transporte por poliductos y dadas las actuales circunstancias del factor de violencia en Colombia, así como la evolución de la situación laboral en ECOPETROL, no se ve un escenario donde se impacten las operaciones de entrega de combustibles a los mercados por incidentes de esta naturaleza

Por las consideraciones anteriores, puede afirmarse que el sistema del “downstream” colombiano es muy confiable y ha permitido atender adecuadamente las necesidades del sistema de refinación nacional. La experiencia operativa de muchos años sugiere que en el país no han ocurrido situaciones de desabastecimiento por insuficiencia de productos en los mercados nacionales. Sin embargo, a diferencia de lo que ocurre con el “Upstream”, en este caso del “Downstream” puede ser necesario definir inversiones en sistemas de almacenamiento estratégicos dado el alto nivel del Índice de Vulnerabilidad que se registra en el sistema colombiano. El concepto crítico de definir, es el relativo al tipo de contingencia en el sistema de Refinación nacional por su implicación sobre el diseño de la componente estratégico de almacenamiento, como se verá a continuación.

5.5 EL PAPEL DE LA UPME EN LA DEFINICION DE LA CONFIABILIDAD DE SUMINISTRO EN EL DOWNSTREAM.‌

Al igual que se indicó en el numeral III el papel de la UPME como organismo de planificación en el sector energético debe ser velar por que el sistema de transporte y almacenamiento de derivados de petróleo en Colombia tenga la capacidad suficiente para entregar a los mercados los combustibles requeridos en condiciones de volumen y oportunidad. Y para ello, la definición de las contingencias en el Complejo de Barrancabermeja será determinante en el esquema y la política de confiabilidad que se adopte.

ECOPETROL ha venido planteando la posibilidad de ocurrencia de un evento catastrófico en el Complejo de Barrancabermeja que saque la Refinería de servicio por un tiempo aproximado de 6 meses sin que se conozcan los análisis de fondo que permitan entender las razones por las cuales la Refinería podría llegar a sufrir una interrupción del 100% en sus operaciones durante el periodo señalado anteriormente.

Por el lado del Estudio, hemos considerado que el país debe prepararse para una falla masiva en Barrancabermeja que implique acudir a las importaciones de combustibles las cuales podrían tardar un periodo máximo de unos 20 días desde el inicio de la gestión de importación hasta contar con el producto en los terminales de distribución mayorista.

Cualquiera que sea el evento contingente que se establezca, su implicación sobre los escenarios de confiabilidad es la siguiente:

• A mayor nivel de confiabilidad, mayores serán los costos que sea necesario pagar por concepto de infraestructura reflejada en: Capacidad de transporte, tanques e Inventarios de productos.

• La alta dependencia del abastecimiento en el interior del país, de la operación de un solo activo de refinación, incrementa considerablemente la vulnerabilidad del sistema y obliga a realizar un diagnóstico juicioso respecto a los eventos contingentes que pudieran llegar a ocurrir en este caso, a fin de diseñar los esquemas de confiabilidad adecuados.

• A fin de lograr lo anterior, nuevamente el tema de la información se vuelve crítico. En efecto, es a través de información de ECOPETROL como puede llegarse a la determinación de los eventos contingentes críticos. Hasta la fecha ECOPETROL ha planteado el escenario de interrupción de operaciones del CIB durante un periodo de 6 meses sin que se conozca la información de soporte.

Como es de conocimiento, en la actualidad se encuentra definido el denominado “Margen Plan de Continuidad”, establecido en la Resolución 182370 de Diciembre de 2009 por medio del cual se remunera a ECOPETROL por la expansión del sistema Pozos Colorados – Galán a 60 mil barriles por día de capacidad, lo que se traduce en un cargo de $86.42 por galón en las estructuras de precios de las gasolina y el diesel. Sin embargo, la Resolución 182370 de Diciembre de 2009, no señala los criterios que conducen a la determinación del valor señalado anteriormente como por ejemplo, monto de las inversiones a reconocer, rentabilidades, demandas y periodo de cálculo de la tarifa del plan de continuidad.

Podemos decir entonces que el mecanismo para remunerar las inversiones necesarias que aseguren la confiabilidad del sistema de transporte y distribución de combustibles ya existe bajo la forma del Margen Plan de Continuidad. Sin embargo, es necesario asegurar que los proyectos que deban desarrollarse para asegurar dicha confiabilidad reflejen los niveles de contingencia real que pudieran presentarse en caso xx xxxxxx en el Complejo de Refinación y Petroquímica de Barrancabermeja y que los valores que se estimen como costos de dicha confiabilidad, sean el resultado de la aplicación de una metodología clara de remuneración de activos donde los parámetros básicos de cálculo deben ser conocidos de manera pública.

Es claro que a ECOPETROL como dueño del sistema de transporte y almacenamiento le interesa que dichos activos sean remunerados como parte de la infraestructura que debe montarse para garantizar la confiabilidad del

sistema y que pudiera comprender no sólo activos existentes sino también futuros. Y es esa la razón por la cual, es necesario que las contingencias que puedan llegar a presentarse sean el resultado de un estudio juicioso sobre el tema y no fruto de la posición de un agente con intereses claros en maximizar el retorno de sus activos y además, que los aspectos metodológicos de la remuneración de dichos activos sea el resultado de una metodología discutida y aprobada de manera pública.

Como resultado del Estudio, la UPME cuenta con un Modelo del Downstream que le permite simular diversos tipos de contingencias en los sistemas de refinación, transporte y distribución de combustibles. Sin embargo, es necesario profundizar en el análisis de los posibles casos de contingencia que pudieran presentarse en la Refinería de Barrancabermeja para lo cual se propone poner en marcha los mecanismos adecuados de coordinación institucional entre la UPME y ECOPETROL para tales efectos, mediante la estructuración de un protocolo de manejo de información similar al establecido en el caso del upstream.

5.6 EL MARCO DE LAS POLITICAS DE CONFIABILIDAD PARA EL SUMINISTRO DE COMBUSTIBLES ‌

El tema de la confiabilidad es parte del planteamiento del próximo Plan de Desarrollo el cual está siendo estructurado actualmente por el Gobierno Nacional a través del Departamento Nacional de Planeación.

En el Capítulo de Energía del documento “Bases del Plan Nacional de Desarrollo”, se señalan algunos aspectos referentes al tema de Confiabilidad que es conveniente reseñar a continuación:

1. Es necesario estar en capacidad de establecer los lineamientos de política y ajustes regulatorios que permitan garantizar la confiabilidad en el suministro de combustibles líquidos y gas combustible a todos los sectores de la economía.

2. El Gobierno Nacional deberá adelantar acciones aguas abajo de la cadena del petróleo en los segmentos de refinación, transporte por poliductos, y distribución de combustibles.

Dentro de las acciones a seguir a fin de garantizar la confiabilidad en el suministro de combustibles, el documento señala que: “es importante que el Ministerio de Minas y Energía socialice e implemente el Plan de Continuidad de Combustibles Líquidos Derivados del Petróleo, el cual busca soportar durante una contingencia el abastecimiento de los productos destinados a la demanda nacional, al incluir dentro de la estructura de precios de los combustibles un margen para llevar a cabo dicha labor” (18). La contingencia señalada en el documento es el supuesto de una falla y salida de operación de la refinería de

18 “Bases del Plan Nacional de Desarrollo 2010-2014”

Barrancabermeja por un período determinado y el uso del Poliducto Xxxxxxxx– Tocancipá como un plan de contingencia por falla en el sistema Xxxxxx– Xxxxxxxx.

Con respecto a esos planteamientos cabe señalar los siguientes aspectos:

• El documento se refiere a la necesidad de garantizar la confiabilidad en el suministro de combustibles líquidos lo cual es concordante con los análisis del presente documento los cuales han señalado que es en la distribución de combustibles donde se presenta un alto Índice de Vulnerabilidad. Lo anterior implica que en la parte referente al “Upstream” donde el Índice de Vulnerabilidad” es Cero, no se justifica establecer regulaciones referentes a Inventarios de Seguridad – Estratégicos y que la disposición de Inventarios de Operación debe dejarse a los propios agentes que participan en la actividad de producción y transporte de petróleo crudo

• El énfasis de los inventarios estratégicos estará en los combustibles fósiles y no en los biocombustibles. No se puede exigir inventario estratégico o garantía de suministro de biocombustibles porque su producción depende de los vaivenes de la naturaleza. En las actuales circunstancias climáticas, está temporalmente suspendida la mezcla de etanol con gasolina porque los cultivos de caña de azúcar están totalmente inundados (igual que medio país) y no se puede producir etanol en las proporciones necesarias. Al respecto, es importante señalar que la producción de biocombustibles puede experimentar riesgos mayores que en el caso de los combustibles. La situación del invierno actual en el país y el paro de corteros que ocurrió en el año 2008, y considerando además, que la producción real de bioetanol está ligada a la economía de la producción de azúcar son un ejemplo de lo anterior.

• Según el documento preliminar del Capítulo de Energía en el marco del Plan de Desarrollo 2010-2014, es el Plan de Continuidad el instrumento que debe utilizarse a fin de poner en marcha los mecanismos que aseguren la prestación del servicio de distribución de combustibles dentro de los parámetros adecuados de confiabilidad. Cabe señalar que el Margen Plan de Cotinuidad surge a partir de la Resolución 182370 de Diciembre de 2009 la cual en la realidad define un cargo de la estructura general de precios que debe pagarse por todos los usuarios del servicio y que en la práctica tiene una destinación específica con los mismos efectos de un impuesto.

Ahora bien los costos del aseguramiento del abastecimiento, tanto de los inventarios estratégicos como del sistema de transporte, deben recaer sobre el ente que por ley es el responsable del abastecimiento, que es el Gobierno Nacional en cabeza del Ministerio de Minas y Energía. Con respecto al Inventario Operativo, consideramos que al igual que en el caso del Upstream, éstas son decisiones autónomas de los agentes encargados de la operación del sistema de distribución de combustibles, más no así, con el Inventario

Estratégico cuya definición le corresponde al Ministerio de Minas y Energía como se indicó anteriormente.

Se tienen tres maneras posibles para asumir estos costos con los siguientes comentarios para cada una:

• Con cargo al Presupuesto General de la Nación (PGN). Esta es una modalidad adoptada en algunos países en los cuales los precios de los combustibles reflejan los costos de procesamiento, transporte y distribución, mientras que los almacenamientos de carácter “estratégico” como es el caso de la Reserva Estratégica de Petróleo en los Estados Unidos, donde sus costos son asumidos de manera directa por el Gobierno Federal. Las tradicionales angustias fiscales del Gobierno Central, hacen poco probable que estos costos puedan financiarse con recursos del Presupuesto Nacional.

• Crear un impuesto con destinación específica a financiar inversiones en Confiabilidad en la prestación del servicio de distribución de combustibles. El manejo de esta opción representa las inevitables dificultades de todo proyecto xx xxx que pretenda establecer nuevas cargas a los usuarios lo cual podría verse además como un incumplimiento por parte del Gobierno Nacional en su propósito de no crear nuevos impuestos.

• Reglamentar el rubro que se encuentra incluido en la estructura de precios de los combustibles y es el referente al "Margen Plan de Continuidad" el cual como se indicó anteriormente, está "dirigido a remunerar a Ecopetrol

S.A. las inversiones en el plan de continuidad para el abastecimiento del país y específicamente la expansión del sistema Pozos Colorados–Galán a

60 mil barriles por día de capacidad y parte del montaje del poliducto Xxxxxxxx-Tocancipá."

La reglamentación de este rubro implica la definición de una metodología que conlleve los siguientes aspectos:

a. Definición de los Escenarios de Contingencia críticos en el sistema de Refinación, Transporte y Distribución a fin de identificar las inversiones relevantes en confiabilidad que permitan asegurar el suministro de combustibles al mercado.

b. Definición de la Metodología de cálculo de los cargos relacionados con el Plan de Continuidad con base en las inversiones identificadas en el literal anterior. Esta metodología deberá contemplar elementos como: valoración de los activos, sea costos de reposición o sus valores en libros, tasas de retorno de las inversiones, plazos del periodo tarifario, demandas, etc.

En opinión del Consultor, se recomienda mantener el “Margen Plan de Continuidad” como la modalidad seleccionada debido a que ya se encuentra institucionalizada y hace parte de la estructura general de los precios de los combustibles. De otra parte, cumple la misma función de un impuesto

específico y se evita entrar en un debate innecesario y de resultado conocido si se insiste en que el Presupuesto Nacional asuma este tipo de gastos. Sin embargo, es conveniente despejar cualquier duda que pueda presentarse sobre la viabilidad jurídica de dicho margen dadas sus características la forma como se origina dicho cobro y la destinación específica de estos recursos.

Un aspecto adicional que debe señalarse en este capítulo de lineamientos de política es el referente a los inventarios físicos de productos. Como se indicó en el Informe I, la regulación está más orientada a definir capacidades de almacenamiento que inventarios físicos de productos. Ciertamente, en momentos de restricción en la producción de derivados del petróleo y/o de transporte de productos a los mercados, es poco útil contar con una infraestructura de almacenamiento si no se dispone del producto para su distribución. Igualmente, una vez que ocurra una interrupción en el transporte, es necesario contar con producto disponible para mover los hidrocarburos que aún permanezcan como inventario en tránsito de tal manera que se pueda restablecer la operación de los sistemas.

Ahora bien, se propone que el requisito de contar con productos físicos se aplique únicamente al Inventario Estratégico de Productos. Se considera que los Inventarios Operativos, deben ser responsabilidad de los agentes xxx xxxxxxx, como es el caso de los refinadores y distribuidores, y por consiguiente la remuneración por la disposición de dichos productos debe estar incluida tanto en el Ingreso Productor como en los Márgenes de Distribución tanto Mayorista como Minorista.

Para el pago de los costos derivados del Inventario Estratégico podrían utilizarse las tres opciones señaladas anteriormente más una cuarta que consistiría en asignar esa responsabilidad a los distribuidores mayoristas o a los operadores del sistema de refinación. Cabe señalar que en el historial de la industria del “downstream” en Colombia ha sido frecuente esta discusión respecto a cuál de los agentes debe asumir el pago de los costos que conlleva contar con producto en inventario el cual se utilizaría en circunstancias de emergencia en las cuales se compromete el suministro de derivados del petróleo por un periodo de tiempo que no puede definirse claramente con anticipación. En las discusiones preliminares que condujeron a la expedición del Decreto 4299 de 2005, se planteó nuevamente el tema y al final quedó la redacción como se tiene en la actualidad, es decir, estableciendo obligaciones de capacidad de almacenamiento pero sin producto para llenarla lo cual no cumple el propósito que debe tener cualquier inventario de carácter estratégico.

Por lo anterior, se propone que los costos derivados del almacenamiento estratégico se paguen utilizando el esquema “Margen Plan de Continuidad”. El componente del Margen se aplicará al Inventario que sea necesario mantener de conformidad con los casos de contingencia crítica del sistema que reflejen las realidades operativas de los mercados.

6. ANEXOS ‌

ANEXO I GLOSARIO

Desarrollo Sostenible: según la Ley 99 de 1993, Título II, Art. 3: se entiende por aquel desarrollo “que conduzca al crecimiento económico, a la elevación de la calidad de vida y al bienestar social, sin agotar la base de recursos naturales renovables en que se sustenta, ni deteriorar el medio ambiente o el derecho de las generaciones futuras a utilizarlo para la satisfacción de sus propias necesidades.

Estudio de Impacto Ambiental: Ley 99 de 1993, Título VIII, Art. 57. Se entiende por E.I.A. el conjunto de la información que deberá presentar ante la autoridad ambiental competente el que solicita una licencia ambiental. El cual deberá contener: información sobre la localización del proyecto; información de los elementos abióticos, bióticos y socioeconómicos del medio que puedan sufrir deterioro por la respectiva actividad; la evaluación de los impactos que puedan producirse; el diseño de los planes de prevención, mitigación, corrección y compensación de impactos; el plan de manejo ambiental de la obra.

Licencia Ambiental: según la Ley 99 de 1993, Título VIII, Art. 50, la autorización que otorga la autoridad ambiental competente para la ejecución de una obra.

Medio Ambiente: Conforme a las distintas leyes colombianas en especial la ley

23 de 1973 se define como “un patrimonio común, por lo tanto su mejoramiento y conservación son actividades de utilidad pública en las que deberán participar el Estado y los particulares, esta constituido por la atmosfera y los recursos naturales renovables, el término en un sentido más amplio significa la inclusión de:

- Suelo, agua, y aire, incluyendo todas las capas atmosféricas

- Toda materia orgánica e inorgánica y organismos biológicos

- Los sistemas naturales que comprenden estos componentes

- Las condiciones sociales, económicas y culturales que influyen en la vida de los habitantes y las comunidades

- Todo edificio, estructura o cosa hecha por el hombre

El medio ambiente es el entorno vital o el conjunto de factores fisico-naturales, estéticos, culturales, sociales y económicos que se relacionan con el individuo y con la comunidad en que vive, determinando su forma, carácter, relación y supervivencia. Es el escenario de recreación de sistemas de convivencia sustentados en troncos familiares o colectivos asociados a un territorio específico y basado en relaciones de solidaridad cuya sostenibilidad está definida por la integridad territorial y el respeto por la naturaleza y las generaciones futuras.

IMPACTO en el medio ambiente significa

- Todo cambio en el medio ambiente biofísico o social causado por una actividad propuesta, anterior o en curso, o directamente relacionado con la misma

- Cualquier alteración en el sistema ambiental físico, químico, biológico, cultural y socieconómico que pueda ser atribuido a actividades humanas relacionadas con las necesidades de un proyecto

- El COMPONENTE BIOFÍSICO abarca todos los organismos vivos y el medio ambiente físico natural que los sustenta (terrestre, acuático y atmosférico)

- El COMPONENTE SOCIAL versa sobre la salud, seguridad y bienestar del género humano

MINISTERIO DE AMBIENTE, VIVIENDA Y DESARROLLO TERRITORIAL: El artículo 2

de la Ley 99 de 1993 dispuso la creación del Ministerio del Medio Ambiente, hoy Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial (en el presente documento MAVDT) como organismo rector de la gestión del medio ambiente y de los recursos naturales renovables, encargado entre otras cosas, de definir las regulaciones a las que se sujetarán la conservación, protección, manejo, uso y aprovechamiento de los recursos naturales renovables y el medio ambiente de la Nación, a fin de asegurar el desarrollo sostenible.

EL ARTÍCULO 1°, TITULO I, DECRETO 2820 DE 2010 define:

Alcance de los proyectos, obras o actividades: Un proyecto, obra o actividad incluye la planeación, emplazamiento, instalación, construcción, montaje, operación, mantenimiento, desmantelamiento, abandono y/o terminación de todas las acciones, usos del espacio, actividades e infraestructura relacionados y asociados con su desarrollo.

Contingencia ambiental: Evento o situación en donde un contaminante es descargado de manera accidental, intencional o por negligencia, alterando y perjudicando la calidad de algún recurso natural.

Impacto ambiental: Cualquier alteración en el sistema ambiental biótico, abiótico y socioeconómico, que sea adverso o beneficioso, total o parcial, que pueda ser atribuido al desarrollo de un proyecto, obra o actividad.

Medidas de compensación: Son las acciones dirigidas a resarcir y retribuir a las comunidades, las regiones, localidades y al entorno natural por los impactos o efectos negativos generados por un proyecto, obra o actividad, que no puedan ser evitados, corregidos, mitigados o sustituidos.

Medidas de corrección: Son las acciones dirigidas a recuperar, restaurar o reparar las condiciones del medio ambiente afectado por el proyecto, obra o actividad.

Medidas de mitigación: Son las acciones dirigidas a minimizar los impactos y

efectos negativos de un proyecto, obra o actividad sobre el medio ambiente.

Medidas de prevención: Son las acciones encaminadas a evitar los impactos y efectos negativos que pueda generar un proyecto, obra o actividad sobre el medio ambiente.

Plan de Manejo Ambiental: Es el conjunto detallado de medidas y actividades que, producto de una evaluación ambiental, están orientadas a prevenir, mitigar, corregir o compensar los impactos y efectos ambientales debidamente identificados, que se causen por el desarrollo de un proyecto, obra o actividad.

Incluye los planes de seguimiento, monitoreo, contingencia, y abandono según la naturaleza del proyecto, obra o actividad.

El Plan de Manejo Ambiental podrá hacer parte del Estudio de Impacto Ambiental o como instrumento de manejo y control para proyectos obras o actividades que se encuentran amparados por un régimen de transición.

ANEXO II

ANALISIS DEL CONTENIDO AMBIENTAL PLAN DE DESARROLLO 2010-2014. “PROSPERIDAD PARA TODOS”

El centro de la rueda que moverá el plan de la administración del Presidente Xxxx Xxxxxx Xxxxxx xx la Prosperidad Democrática. En torno a ella se sitúa el crecimiento sostenible y la competitividad, la prosperidad social e igualdad de oportunidades, y la seguridad, justicia y derechos humanos. Todas las acciones apuntan hacia un país con regiones inmersas en la economía nacional e internacional. . De este plan, que se presentará el próximo 6 de Febrero para aprobación del Congreso de la República, resaltamos y comentamos los que de alguna manera podrán afectar el statu quo del suministro de petróleo crudo y combustibles líquidos en el País.

Cada estrategia general fue identificada con un lema y desarrollada brevemente. Esta será la hoja xx xxxx de la administración del Presidente Xxxxxx xxxante el próximo cuatrienio. No se descarta que este plan se modifique buscando favorecer las zonas afectadas por el invierno que ha azotado buena parte del territorio nacional. El Plan reconoce como premisa básica el desarrollo sostenible:

El Buen Gobierno sabe que tenemos una deuda con las generaciones futuras, y que los recursos no renovables, la riqueza de nuestra biodiversidad, nuestros bosques y nuestras aguas, serán pieza vital para la supervivencia de nuestra nación y para la calidad de vida de nuestros descendientes, en los siglos por venir. Seremos responsables con ellos.

a. VAMOS A ENCONTRAR NUESTRO PETRÓLEO

En nuestro subsuelo está el petróleo y el gas que necesitamos para crecer y generar empleo. Vamos a mantener todos los beneficios para que la inversión siga buscando y encontrando estos recursos, y tener así la tranquilidad de que nuestra propia energía dinamice nuestro desarrollo. Se estima que se seguirá avanzando en la exploración en la cuenca del Orinoco sin desconocer nuevos grandes hallazgos como los Quifa o el campo Xxxxxxxx, con el objeto de alcanzar la meta de producción de 1,5 millones de barriles día.

b. MAYOR VARIEDAD = MAYOR TRANQUILIDAD

Tendremos mayor tranquilidad si no dependemos de una sola fuente para satisfacer nuestras necesidades de energía. Además de la energía generada por las hidroeléctricas, vamos a dar todos los incentivos para que el gas de la Guajira y los Xxxxxx Orientales, los biocombustibles y las fuentes alternativas hagan un aporte a la oferta de energía, dentro de un marco de eficiencia económica. Se prevé que se extenderán las exenciones tributarias para seguir apoyando las inversiones en el sector de los biocombustibles y en los cultivos de caña, remolacha, sorgo azucarero, batata y yuca destinados a este sector.

c. REGLAS CLARAS PARA ASEGURAR EL ABASTECIMIENTO

Ajustaremos el marco regulatorio para que se construya la infraestructura que dé confiabilidad al suministro de gas y vamos a mantener la regulación en electricidad que le ha permitido al sector crecer con solidez y exportar a otros países. El comercio internacional debe complementar los mercados locales. No se descartan invitaciones a inversionistas extranjeros a fin de extender las redes de transporte de gas natural.

d. ENERGÍA LIMPIA PARA LAS ZONAS NO INTERCONECTADAS

Desde poder cocinar los alimentos y trabajar, hasta poder recibir atención médica adecuada, la energía es vital para millones de colombianos. Desafortunadamente los que viven en las Zonas No Interconectadas (ZNI) dependen de plantas eléctricas de combustible, contaminantes y que operan en ciertas horas del día. En las ZNI aumentaremos las oportunidades de uso de energías alternativas para un suministro confiable y menos contaminante. La meta es aumentar la cobertura del sistema interconectado del 95 al 98 por ciento de la población. Se prevé incentivos para el establecimiento de pequeñas plantas generadoras que funcionen con biodiesel con capacidad de generación para pequeñas poblaciones.

e. LA MINERÍA SE MANTENDRÁ COMO PUNTA DE LANZA DEL PAÍS

La regla de oro es atraer más inversionistas de talla mundial, con “reglas del juego” que garanticen la estabilidad a largo plazo y que establezcan claramente la distribución, destinación y uso de las regalías, los impuestos y la inversión en las zonas mineras. Se establecerán los principios que integren de una manera armónica la economía, el medio ambiente y la responsabilidad social, para garantizar la continuidad del desarrollo. No se desconoce que se continuara con la apertura a inversión privada externa para incrementar la exploración y explotación de recursos no renovables.

f. UNA EXPLOTACIÓN DEL SUBSUELO EQUITATIVA CON LAS GENERACIONES FUTURAS

Crearemos un nuevo fondo de ahorro de los ingresos mineros y energéticos, para que una sola generación de colombianos no se gaste una riqueza que le pertenece a nuestros hijos, nietos, bisnietos y tataranietos, tanto como a nosotros. Esa regla inter-generacional también es parte del antídoto contra la revaluación anormal de la moneda y la enfermedad holandesa. Este párrafo es concordante con el trámite de la nueva ley de regalías en trámite en el Congreso y la diversificación de la producción nacional.

g. BIODIVERSIDAD Y DESARROLLO

El deterioro global del medio ambiente impone desafíos sociales, políticos y económicos sin precedentes. Colombia, por su privilegiada ubicación cuenta con singulares ecosistemas terrestres, marinos y costeros, y con el mayor número de especies de flora y fauna a nivel mundial por kilómetro cuadrado. Incorporaremos la protección de los ecosistemas estratégicos, generadores de servicios ambientales. Haremos un manejo y uso sostenible de la biodiversidad con una distribución equitativa de sus beneficios, como elemento de desarrollo y prosperidad colectiva, y con fomento de la ciencia y la tecnología. Cuidaremos el agua, elemento vital para la salud, la agricultura y la energía eléctrica, pero sobre todo, para la vida de nuestros descendientes. El gran reto será implementar la política nacional de cambio climático.

h. FUERTE INSTITUCIONALIDAD AMBIENTAL Y REGIONAL

Necesitamos una institucionalidad ágil, moderna y descentralizada, basada en la mejor información técnica y científica y la participación local y regional, para garantizar que todos los procesos de desarrollo tengan la legitimidad requerida para su éxito. Mejoraremos la capacidad de planificación desde las regiones, a partir de la recuperación de los Consejos Regionales de Planificación. Las anteriores premisas anuncian la división del MAVDT y la creación del Ministerio de Medio Ambiente y Desarrollo Sostenible el cual liderará la política ambiental nacional, la cual se prevé mayor inversión y cobro de tasas retributivas a los inversionistas.

ANEXO III

INCLUSION DEL TEMA DE RESPONSABILIDAD SOCIAL EMPRESARIAL EN EL DESARROLLO DE PROYECTOS

La responsabilidad social de cualquier empresa que pretenda adelantar una actividad económica o de negocio dentro de un área determinada debe estar encaminada a encontrar formulas que permitan establecer buenas Prácticas que favorezcan a sus grupos de interés, el entorno geográfico y al medio ambiente. La responsabilidad social debe ser considerada como un campo de estudio y acción multidisciplinaria que busca la participación activa, incluyente, sensible e informada de las empresas y su entorno. Por esto la responsabilidad

social corporativa no debe limitarse a la creación de “fundaciones” para captar recursos descontables de obligaciones fiscales con el objeto de ser invertidos a cuenta gotas en comunidades necesitadas de benefactores que mejoren en algo sus precarias condiciones o las necesidades básicas no satisfechas por el estado.

Por lo anterior incluimos dentro de la Dimensión Ambiental de las Alternativas de Abastecimiento de Petróleo y Combustibles Líquidos en Colombia un capítulo dedicado a la responsabilidad social como guía para aquellas compañías que deseen liderar proyectos nuevos o ampliaciones que garanticen el abastecimiento de petróleo y combustibles líquidos a mediano plazo en Colombia.

a. Responsabilidad Social con los contratistas y proveedores: Se debe ofrecer un trato respetuoso y amable con los contratistas y proveedores que trabajan colectivamente en la prestación de servicios o la venta de bienes, éste debe ir enfocado en contribuir al crecimiento y fortalecimiento conjunto de las organizaciones, a través de diferentes acciones encaminadas en la realización de selecciones transparentes, equitativas, buscando una retroalimentación constructiva y conjunta. Estas acciones deben estar controladas y verificadas para garantizar el buen nombre y la información de los proveedores y contratistas. El factor económico (que otorga contratos al contratista o proveedor más barato) no siempre debe ser el factor que prime en la selección del contratista o proveedor, se deberán evaluar diversos aspectos encaminados a una selección objetiva.

b. Responsabilidad Social con la Comunidad: Las empresas que lideren, contraten o subcontraten dentro de los proyectos de abastecimiento deberán en lo posible preferir la contratación de bienes, servicios y capital humano, con personas del sector donde se realizan las obras con el único fin de contribuir con el desarrollo y mejoramiento de la calidad de vida de los habitantes, dentro de un marco de respeto a la cultura propia de la región, especialmente en comunidades o resguardos indígenas, comunidades afrodescendientes y comunidades campesinas.

En Colombia, en donde buena parte de las comunidades rurales han sido afectadas por cultivos ilícitos, paramilitarismo y guerrilla se debe buscar su favorecimiento a través de la generación de empleo y nuevas oportunidades de superación y desarrollo. Es un trabajo reciproco, con pensamiento constructivista y con beneficios colectivos a corto y largo plazo.

Las vías que son fundamentales para el desarrollo del país y para que las comunidades no abandonen sus sitios de origen, deberán mantenerse en buenas condiciones por lo menos durante el tiempo de ejecución de la construcción de los proyectos.

La política de buena vecindad, deberá buscar beneficios mutuos, en los cuales se reconozca la infraestructura como propia al interior de las comunidades y

que estas a su vez no se conviertan en un factor de amenaza a la infraestructura si no que se contribuya a que las comunidades hagan parte activa de situaciones que, como los Planes de Contingencia, son mas eficientes en su aplicación cuando las comunidades son vinculadas a través de capacitaciones sobre entrenamiento y concientización para el manejo de emergencias.

Un factor crítico en el desarrollo de cualquier proyecto lineal es la negociación de tierras, daños y servidumbres. Esta actividad deberá ser adelantada por personal profesional enmarcado dentro de la normatividad vigente como la Ley 1274 de 2009 por la cual se establece el procedimiento de avalúo para las servidumbres petroleras. Sin embargo deberá establecerse un documento marco de precios de reconocimiento por unidad productiva de tal manera que se negocie en igualdad de condiciones y criterios y todos los afectados proporcionalmente reciban reconocimientos iguales.

c. Responsabilidad Social con los trabajadores: Cada una de las empresas debe cumplir con la normatividad laboral vigente establecida por el Estado colombiano respetando los derechos de los trabajadores, ayudando a su crecimiento profesional, técnico y humano, y realizando procesos de capacitación y evaluación de rendimiento continuo que permita crecer con los principios internos de la empresa.

La empresa debe ser consciente de la necesidad de trabajar por el bienestar de los trabajadores, ya que son el medio más importante para cumplir con los proyectos trazados, mediante la generación de ambientes laborales adecuados.

d. Responsabilidad Social con el Medio Ambiente: La empresa, además de las obligaciones impuestas por las autoridades, debe crear estrategias de planificación ambiental las cuales incluyan la mitigación, control, prevención de los impactos ambientales del proyecto que permitan minimizar los riesgos e impactos que traen la realización de las obras a los seres humanos y al medio ambiente, conociendo la respectiva normatividad ambiental, y aplicando principios de protección al medio ambiente mediante el óptimo uso de los recursos naturales renovables y no renovables, el manejo adecuado de residuos industriales, la prevención y el control de la contaminación, el uso de tecnologías limpias, y la exigencia de aplicación de políticas en pro del medio ambiente a los contratistas, proveedores y trabajadores. Se deberá vincular medidas de promoción para la utilización de tecnologías más limpias.

La empresa debe ser consciente de la urgencia y necesidad mundial de cuidar y preservar el medio ambiente, buscando de forma continua y persistente el control y la minimización de riesgos e impactos sobre la naturaleza,

garantizando un desarrollo sostenible para las futuras generaciones.

Todo esto demarcado dentro de un ámbito ético, que lleva a la construcción colectiva de las empresas y de la comunidad, que promueve diferentes pactos de equidad, justicia, transparencia integridad y beneficio mutuo.

Los proponentes a licitaciones públicas y privadas deben estar conscientes de que no solo es una actividad con finalidad lucrativa sino con un compromiso social, que se verá reflejado en el presente y el futuro del país. Cláusulas de cumplimiento ambiental deberán ser incluidas dentro de las relaciones contractuales a todo nivel a fin de vincular a todo nivel la conciencia ambiental.

ANEXO IV

PROPUESTA DE PROTOCOLO UPSTREAM

Entre la Unidad de Planeación Minero Energética, la Agencia Nacional de Hidrocarburos y la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía se conviene implementar el siguiente protocolo de manejo de información respecto a los escenarios de producción de petróleo a mediano y largo plazo de cada uno de los contratos suscritos entre las compañías y la ANH y de los Contratos de Asociación de las compañías con ECOPETROL así como de la producción directa de esta empresa:

1. Las entidades arriba mencionadas son conscientes de los compromisos que deben cumplir las compañías petroleras, en particular aquellas inscritas en las diferentes bolsas de valores en el mundo en cuanto al manejo de información sensible que pueda afectar las valoraciones de sus respectivas acciones.

2. Al mismo tiempo, la UPME debe contar con la información necesaria para el cumplimiento de las tareas asignadas según el Decreto 255 del 2004.

3. En consecuencia con lo anterior, la UPME solicitará tanto a la Dirección de Hidrocarburos como a la ANH toda la información necesaria que permita conocer la producción de petróleo por cada contrato de explotación petrolera que se encuentre en etapa de comercialización.

4. La UPME utilizará la información individual, por contrato, a fin de construir escenarios de producción por nodos del sistema de transporte por oleoductos y de manera agregada hasta llegar a producción consolidada a nivel nacional.

5. La UPME se compromete a mantener la información recibida con criterios de estricta confidencialidad y por consiguiente no podrá divulgar análisis estadísticos referidos a contratos individuales. Únicamente podrá presentar análisis agregados por cuenca, región o consolidados nacionales.

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DETERMINACIÓN DE UN ESQUEMA PARA LA PLANEACIÓN A MEDIANO Y LARGO PLAZO DEL ABASTECIMIENTO DE PETRÓLEO Y COMBUSTIBLES LÍQUIDOS PARA COLOMBIA

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DETERMINACIÓN DE UN ESQUEMA PARA LA PLANEACIÓN A MEDIANO Y LARGO PLAZO DEL ABASTECIMIENTO DE PETRÓLEO Y COMBUSTIBLES LÍQUIDOS PARA COLOMBIA

DETERMINACIÓN DE UN ESQUEMA PARA LA PLANEACIÓN A MEDIANO Y LARGO PLAZO DEL ABASTECIMIENTO DE PETRÓLEO Y COMBUSTIBLES LÍQUIDOS PARA COLOMBIA

VOL I: EXPERIENCIAS INTERNACIONALES, CONTRATOS CADENA DE COMBUSTIBLES, IMPACTO FISCAL BIOCOMBUSTIBLES, DIMENSIÓN AMBIENTAL Y PROPUESTA DE POLÍTICAS DE CONFIABILIDAD

ÍNDICE DE CONTENIDO

ÍNDICE DE TABLAS

ÍNDICE DE GRÁFICAS

Gráfica 1 – Proyección de la Oferta Interna de Etanol

Gráfica 2 – Escenarios de Entrada de Vehículos Flex Fuel

Gráfica 3 – Balance Oferta y Demanda de Etanol

Gráfica 4 – Consumo Proyectado de Gasolinas en Colombia

Tabla 5 – Mezclas Obligatorias y Flexibles

Gráfica 5 – Componentes de las Gasolinas en Colombia

Gráfica 6 – Porcentaje de Etanol en la Gasolina Total

Gráfica 7 – Poder Calorífico de las Mezclas Gasolina Etanol

Gráfica 8 – Consumo Proyectado de Gasolina con y sin E85

Gráfica 9 - Proyección UPME Anterior de Demanda de Gasolina 14

Gráfica 10 – Impacto Fiscal Proyectado del Alcohol Carburante Pesos Constantes de Diciembre de 2010 (Millardos)

Tabla 6 – Impacto Fiscal Proyectado del Etanol – Pesos Constantes de Diciembre de 2010

Tabla 7 – Proyectos de Biodiesel autorizados por el Ministerio de Minas y Energía

Gráfica 11 – Proyección Demanda de Diesel y Biodiesel

Gráfica 12 – Impacto Fiscal Proyectado del Biodiesel Pesos Constantes de Diciembre de 2010 (Xxxxxxxxx)

Tabla 8 – Impacto Fiscal Proyectado del Biodiesel – Pesos Constantes de Diciembre de 2010

Decreto 2820 de 2010. Artículo 8°. Competencia del Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial. El Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial, otorgará o negará de manera privativa la licencia ambiental para los siguientes proyectos, obras o actividades:

Ley 99 de 1993, Art. 52. PARAGRAFO 2. - El MINISTERIO DEL MEDIO AMBIENTE

Decreto 2820 de 2010. Artículo 21°. Del Estudio de Impacto Ambiental – EIA.

Artículo 24 del decreto 1753 de 1994: Objetivos y alcances. El estudio de impacto ambiental tendrá los siguientes objetivos y alcances:

Decreto 2820 de 2010. Artículo 3º. Proyectos obras o actividades sometidas a este Decreto. Bastará la presentación del Plan de Manejo Ambiental ante la autoridad competente, sin que medie autorización alguna, para dar inicio a los proyectos, obras o actividades de:

b) Dentro de las anteriores, será preferible aquella que produzca los residuos de menor riesgo ambiental, por sus características y/o por la facilidad de tratamiento a costos razonables.

No se podrá iniciar la construcción sin la Licencia Ambiental y las Autorizaciones que exige la ley.

Además, las Licencias Ambientales que está otorgando el Ministerio del Medio Ambiente son Únicas, es decir que incluyen todos los permisos, concesiones y autorizaciones necesarios para el desarrollo del proyecto, obra o actividad.

Figura 1: Normatividad Vigente Sobre Consultas Previas. Fuente: Ecopetrol S.A.

*OIT: Organización Internacional del Trabajo.

*CPC: Constitución Política de Colombia

Figura 2: Flujograma del Tramite de licencia ambiental para un proyecto nuevo en área no intervenida.

Figura 3: Trámite de Modificación de Licencia para un proyecto nuevo en área intervenida con Licencia Otorgada

5.2 CONSIDERACIONES SOBRE EL “UPSTREAM”‌

Ind V = F (Exp-Imp, Q-Déficit; ∑(Fuentes de Suministro))

Confiabilidad = 1 - Ind V

5.3 EL PAPEL DE LA UPME EN LA DEFINICION DE LA CONFIABILIDAD DE SUMINISTRO A LAS REFINERÍAS – EL UPSTREAM.‌

5.4 CONSIDERACIONES SOBRE EL “DOWNSTREAM”‌

Ind V = F (Exp-Imp, Q-Déficit; Config Refinerías; ∑(Transport y Almacenamiento)) Donde:

ANEXO I GLOSARIO

Medio Ambiente: Conforme a las distintas leyes colombianas en especial la ley

IMPACTO en el medio ambiente significa

MINISTERIO DE AMBIENTE, VIVIENDA Y DESARROLLO TERRITORIAL: El artículo 2

Contingencia ambiental: Evento o situación en donde un contaminante es descargado de manera accidental, intencional o por negligencia, alterando y perjudicando la calidad de algún recurso natural.

Impacto ambiental: Cualquier alteración en el sistema ambiental biótico, abiótico y socioeconómico, que sea adverso o beneficioso, total o parcial, que pueda ser atribuido al desarrollo de un proyecto, obra o actividad.

Medidas de compensación: Son las acciones dirigidas a resarcir y retribuir a las comunidades, las regiones, localidades y al entorno natural por los impactos o efectos negativos generados por un proyecto, obra o actividad, que no puedan ser evitados, corregidos, mitigados o sustituidos.

Medidas de corrección: Son las acciones dirigidas a recuperar, restaurar o reparar las condiciones del medio ambiente afectado por el proyecto, obra o actividad.

Medidas de mitigación: Son las acciones dirigidas a minimizar los impactos y

Medidas de prevención: Son las acciones encaminadas a evitar los impactos y efectos negativos que pueda generar un proyecto, obra o actividad sobre el medio ambiente.

ANEXO II

ANALISIS DEL CONTENIDO AMBIENTAL PLAN DE DESARROLLO 2010-2014. “PROSPERIDAD PARA TODOS”

a. VAMOS A ENCONTRAR NUESTRO PETRÓLEO

b. MAYOR VARIEDAD = MAYOR TRANQUILIDAD

c. REGLAS CLARAS PARA ASEGURAR EL ABASTECIMIENTO

d. ENERGÍA LIMPIA PARA LAS ZONAS NO INTERCONECTADAS

e. LA MINERÍA SE MANTENDRÁ COMO PUNTA DE LANZA DEL PAÍS

f. UNA EXPLOTACIÓN DEL SUBSUELO EQUITATIVA CON LAS GENERACIONES FUTURAS

g. BIODIVERSIDAD Y DESARROLLO

h. FUERTE INSTITUCIONALIDAD AMBIENTAL Y REGIONAL

ANEXO III

INCLUSION DEL TEMA DE RESPONSABILIDAD SOCIAL EMPRESARIAL EN EL DESARROLLO DE PROYECTOS

ANEXO IV

PROPUESTA DE PROTOCOLO UPSTREAM

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