Fijación del precio al carbono en el sector minero energético colombiano

Por: David Marín Cortés^[1]

Los instrumentos de fijación de precio al carbono^[2] son mecanismos económicos que buscan internalizar los costos de las emisiones de dióxido de carbono (CO₂)^[3] y otros Gases de Efecto Invernadero (GEI)^[4], para incentivar su reducción e impulsar la transición hacia una economía baja en carbono. Estos instrumentos buscan enviar señales económicas, al asignar un valor o precio a las emisiones de GEI y generar cambios en los patrones de comportamiento en las empresas y consumidores hacia productos y servicios con menor huella de carbono^[5].

Dentro de los instrumentos de fijación de precio al carbono encontramos tanto el impuesto, como los mercados de carbono (voluntario y obligatorio). Teniendo en cuenta la incidencia que tienen estos instrumentos económicos para el sector minero energético colombiano, con este texto se busca esbozar estos tres instrumentos y presentar algunas consideraciones relevantes o particulares para el sector: 

El impuesto al carbono: corresponde al tributo que se fija sobre el contenido de carbono equivalente (CO₂e)^[6]de los combustibles fósiles, lo cual incluye derivados del petróleo, gas fósil y sólidos que sean usados para combustión^[7].

El sujeto pasivo (persona que realiza el hecho generador del impuesto) para el gas y los derivados del petróleo, es quien adquiere los combustibles fósiles del productor o el importador (por ejemplo, el distribuidor mayorista del combustible que adquiere de Ecopetrol), así como el productor y el importador, como Ecopetrol, cuando realiza retiros para consumo propio. Para el carbón, los sujetos pasivos del impuesto son quienes lo adquieran o utilicen para consumo propio (p. ej., plantas termoeléctricas) dentro del territorio nacional.

El impuesto encarece los combustibles fósiles mediante el cobro de una tarifa en función a la cantidad de carbono que se libera a la atmósfera por la quema de los mismos^[8]. Para el año 2025, la tarifa por tonelada de carbono equivalente (CO₂eq) corresponde a $27.399,14 (Resolución 0008 de 2025 de la DIAN)^[9]. En la liquidación de las tarifas que realizó la DIAN para el 2025 para cada combustible, el carbón encabeza la tarifa más alta, con $69.787,61 por tonelada^[10], pero no se causa para el carbón coquizable^[11]. Le siguen los combustibles líquidos, con tarifas por galón de $318,10 para el fuel oil, $269,98 para el jet fuel, $263,30 para el kerosene, $223,69 para el ACPM y $197,93 para la gasolina. Mientras que el gas licuado de petróleo tiene una tarifa de $179,10 por galón y solo se causa en la venta a usuarios industriales^[12], el gas natural presenta la tarifa más baja de $36 por metro cúbico y solo se aplica en la venta a la industria de la refinación de hidrocarburos y la petroquímica^[13].

Los certificados de carbono: otro instrumento de fijación de precio al carbono, corresponde a los certificados de carbono. Un certificado representa a una unidad de carbono, es decir, una (1) tonelada de CO₂e reducida o removida de la atmosfera. Estos certificados se derivan de iniciativas de mitigación del cambio climático^[14](comúnmente conocidos como proyectos de carbono), que deben ser validados y verificados por un organismo independiente, bajo programas de certificación de GEI o estándares de carbono^[15]. 

Estas iniciativas pueden corresponder Soluciones basadas en la Tecnología (SbT) o Soluciones basadas en la Naturaleza (SbN). En el primer caso, para el sector minero energético y a modo de ejemplo, la mitigación puede estar encaminada a: (i) evitar la emisión de GEI a la atmósfera mediante proyectos de energías renovables, (ii) reducir la cantidad de emisiones mediante opciones como la eficiencia energética o la sustitución de energéticos menos carbono intensivos, (iii) la captura de emisiones, a través de tecnologías de captura, uso y almacenamiento de carbono (CCUS, por sus siglas en inglés^[16]) para centrales eléctricas de combustibles fósiles o refinerías, así como la bioenergía con captura y almacenamiento de carbono (BECCS^[17]). Por su parte, mediante las SbN, se pueden aprovechar sumideros de carbono como los bosques, los océanos y el suelo, para remover o absorber y almacenar CO₂ de la atmósfera. 

Tanto las SbT y SbN puede generar certificados de resultados de mitigación que pueden ser comercializados a través de mercados voluntarios para compensar la cantidad de emisiones equivalente generadas que no fueron eliminadas o reducidas^[18]. Los certificados pueden ser adquiridos por consideraciones de responsabilidad social corporativa, motivos reputacionales, o como parte de la estrategia de sostenibilidad para gestionar la huella de carbono. 

En Colombia, el mercado voluntario y la demanda de los certificados de carbono se impulsó con la no causación del impuesto al carbono^[19], aunque con la reforma tributaria del año 2022, se redujo de manera parcial este incentivo^[20]. Mediante este mecanismo, el impuesto al carbono no se causa para los sujetos pasivos que “certifiquen ser carbono neutro”^[21]. Esto es, a través de la adquisición voluntaria de certificados de reducción de emisiones o remociones de GEI^[22] se compensa o neutraliza las emisiones de GEI que se generarían con la combustión de los combustibles fósiles gravados que se vendan, importan o consuman. Lo anterior, sin importar que los certificados de carbonos sean adquiridos directamente por el sujeto pasivo o por medio del consumidor o usuario final. 

El Programa Nacional de Cupos Transables de Emisión de GEI (PNCTE): este mercado obligatorio de carbono se creó por medio de la Ley 1931 de 2018. Bajo el PNCTE, el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible (“MADS”) establecerá anualmente un tope o cantidad máxima de emisiones de GEI, y particularmente, el número de cupos transables de emisión de GEI (“cupos”), que deberá ser compatible con las metas nacionales de mitigación del país^[23]. Un cupo, es un derecho negociable que autoriza a su titular para emitir una tonelada de CO₂e^[24]. En este sentido, mediante el PNCTE se deriva, entre otras^[25], la obligación para los agentes regulados de respaldar las emisiones de GEI generadas anualmente^[26] con el respectivo número de cupos^[27]. La adquisición de los cupos podría realizarse mediante subastas^[28], asignación directa para ciertos agentes^[29], o a través de transacciones posteriores en el mercado segundario^[30].

Dado que a la fecha no se cuenta con la reglamentación del PNCTE^[31], no se tiene certeza sobre los agentes regulados, esto es, las actividades y empresas del sector minero energético que quedarían cubiertas^[32]. Igualmente, no se tiene certeza sobre la inclusión o no de otros GEI diferentes al CO₂, como el SF₆ utilizado como aislante en la industria eléctrica y con el mayor Potencial de Calentamiento Global (PCG) de los GEI^[33]. Aunque la Ley 1931 de 2018 determinó que se podría reconocer lo pagado por concepto del impuesto al carbono, para el sector minero energético, bajo el PNCTE se podrían incluir emisiones de GEI no cubiertas por este impuesto, como las emisiones fugitivas asociadas a las actividades de minería y a la cadena productiva de hidrocarburos.

Adicionalmente, bajo el PNCTE se estableció el otorgamiento de cupos a las iniciativas de mitigación de GEI adelantadas por agentes diferentes a los regulados que generan certificados de reducciones de emisiones y/o remociones de GEI^[34]. El incumplimiento de las obligaciones derivadas del PNCTE daría lugar a sanción de multas^[35].  

Los instrumentos de fijación del precio al carbono, como el impuesto al carbono y los instrumentos basados en mercados, son herramientas para integrar la externalidad de la gestión del cambio climático^[36], al evitar que los costos ambientales y sociales de las emisiones de GEI se diluyan o trasladen a la sociedad. Al asignar un precio al carbono, se desincentiva la producción y consumo de bienes y servicios intensivos en carbono, haciendo que la reducción de emisiones resulte más atractiva desde el punto de vista económico. Adicionalmente, estos instrumentos fomentan la inversión en tecnologías limpias, impulsan procesos productivos más sostenibles e incentivan la innovación, especialmente en sectores como el minero energético. Finalmente, su adopción constituye una vía costo-efectiva para avanzar en la descarbonización de la economía y en el cumplimiento de las metas de mitigación que fueron asumidas bajo la Contribución Determinada a Nivel Nacional (NDC, por su sigla en inglés) y la Ley de Acción Climática^[37].

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^[1] Docente del Departamento de Derecho Minero Energético de la Universidad Externado de Colombia. 

^[2] Para los efectos de este escrito, el carbono se refiere al conjunto de gases de efecto invernadero medidos en toneladas de dióxido de carbono equivalente (tCO₂e), correspondiente a una unidad de medida climática. 

^[3] Aunque también se produce de forma natural, el CO₂ es el principal gas de efecto invernadero antropogénico que afecta al equilibrio de radiación del planeta. (Artículo 2 del Decreto 926 de 2017).

^[4] Definidos como aquellos componentes gaseosos de la atmósfera, de origen natural o antropogénico, que absorben y reemiten radiación infrarroja. (Ver definiciones de la Ley 1931 de 2018 y el Decreto 926 de 2018). Además del CO₂, entre los principales GEI se encuentran el óxido nitroso (N₂O), el metano (CH₄) los hidrofluorocarbonos (HFC), los perfluorocarbonos (PFC) y el hexafluoruro de azufre (SF₆). 

^[5] La definición sobre instrumentos económicos del artículo 3º de la Ley 1931 de 2018 hace referencia a este propósito de lograr cambios de comportamiento. 

^[6] El dióxido de carbono equivalente o CO₂e es la unidad de medición que compara cuánto calor retiene un GEI en la atmósfera, esto es, el Potencial de Calentamiento Global (PCG) de cada uno de los GEI con respecto al dióxido de carbono. El CO₂ es el gas de referencia con base en el cual se miden o comparan otros GEI, con un PCG de 1. (Artículo 2º del Decreto 926 de 2017 y artículo 2 de la Resolución 1447 de 2018).

^[7] Artículo 221 de la Ley 1819 de 2016, modificado por el artículo 47 de la Ley 2277 de 2022

^[8] Respecto a la base gravable y tarifa, el artículo 48 de la Ley 2277 de 2022 (modificado por el artículo 222 de la Ley 1819 de 2016) establece que el impuesto se calcula en función del factor de emisión de GEI para cada combustible, expresado en unidad de peso (kilogramo de CO2₂e) por unidad energética (terajulios), de acuerdo con el volumen o peso del combustible.

^[9] La tarifa por tonelada de carbono equivalente (CO2eq) se ajusta cada primero de febrero con la variación en el Índice de Precios al Consumidor (IPC) calculada por el Departamento Administrativo Nacional de Estadística (DANE) del año anterior más un (1) punto hasta que sea equivalente a tres (3) Unidad de Valor Tributario (UVT) por tonelada de carbono equivalente (CO₂e), correspondiente a $149.397 para el 2025.

^[10] La tarifa del impuesto al carbón, se aplica una gradualidad del valor de la tarifa plena, 25%, para el año 2025, 50% para el 2026, 75% para el 2027, hasta alcanzar el 100% de la tarifa plena para el año 2028. Ver parágrafo 6 del artículo 222 de la Ley 1819 de 2016 (modificado por el artículo 48 de la Ley 2277 de 2022). 

^[11] Parágrafo 2º del artículo de la Ley 1819 de 2016, modificado por el artículo 47 de la Ley 2277 de 2022.

^[12] Parágrafo 3º del artículo de la Ley 1819 de 2016, modificado por el artículo 47 de la Ley 2277 de 2022.

^[13] Parágrafo 4º del artículo de la Ley 1819 de 2016, modificado por el artículo 47 de la Ley 2277 de 2022.

^[14] El artículo 3 de la Resolución 1447 de 2018 clasifica las iniciativas de mitigación en iniciativas de reducción de emisiones de GEI e iniciativas de remoción de GEI.

^[15] Los Programas de certificación de GEI o estándares de carbono, son definidos por el artículo 3 de la Resolución 1447 de 2018 como “sistemas o esquemas voluntarios u obligatorios, internacionales o nacionales, que cuentan con un conjunto de principios y requisitos para la formulación, desarrollo, validación y verificación de los resultados frente al diseño y puesta en marcha de iniciativas de mitigación de GEI”. 

^[16] En inglés, Carbon Capture, Use and Storage. Ver artículo 22 de la Ley 2099 de 2021.

^[17] En inglés, Bioenergy with Carbon Capture and Storage.

^[18] Dentro de las opciones que incluyó el Plan Integral de Gestión del Cambio Climático (PIGCC) del Sector Minero Energético 2050, para alcanzar la carbono neutralidad, se incluyó la compensación de carbono. 

^[19] Establecido por el parágrafo 3 del artículo 221 de la Ley 1819 de 2016 y modificado por el parágrafo 1 del artículo 47 de la Ley 2277 de 2022.

^[20] Mediante el artículo 47 de la Ley 2277 de 2022, se modificó el parágrafo 1 del artículo 221 de la Ley 1819 de 2016, en el sentido que la no causación del impuesto nacional al carbono no podrá exceder en ningún caso el cincuenta por ciento (50%) del impuesto causado. 

^[21] De acuerdo con el artículo 2º del Decreto 926 de 2017, se entiende por carbono neutro la neutralización de las emisiones de GEI asociadas al uso del combustible sobre el cual no se causará el impuesto nacional al carbono.

^[22] Para optar por la no causación del impuesto al carbono, las iniciativas de mitigación deben cumplir con requisitos establecidos en el Decreto 926 de 2017 y la Resolución 1447 de 2018.

^[23] Inciso 3^º del artículo 29 de la Ley 1931 de 2018.

^[24] Inciso 1^º del artículo 29 de la Ley 1931 de 2018.

^[25] Otra de las obligaciones que se deriva del PNCTE, correspondería al Reporte Obligatorio de Emisiones de GEl (ROE) en consonancia con el artículo 16 de la Ley 2169 de 2021.

^[26] Ver artículo 29, parágrafo 2º del artículo 30 y artículo 31 de la Ley 1931 de 2018. 

^[27] Particularmente, en el inciso 1º del artículo 29 de la Ley 1931 de 2018 se establece que, un cupo puede ser redimido en vigencias posteriores a la de su adquisición, pero una vez redimido, no podrá ser utilizado nuevamente.

^[28] Inciso 3^º del artículo 29 e inciso 1º del artículo 30 de la Ley 1931 de 2018.

^[29] Inciso 1º del artículo 30 de la Ley 1931 de 2018.

^[30] En consideración a la naturaleza de derecho negociable de los cupos, que establece el 1^º del artículo 29 de la Ley 1931 de 2018.

^[31] El artículo 35 de la Ley 1931 de 2018 estableció un plazo de 3 años para reglamentar el PNCTE, contado a partir de la fecha de su promulgación, esto es, el 27 de julio de 2018. Luego de haber transcurrido más de 4 años de la promulgación de la Ley 1931 de 2018, la Procuraduría General de la Nación demandó mediante acción de cumplimiento su reglamentación y de otras disposiciones de la citada ley. El Consejo de Estado, Sala de lo Contencioso Administrativo, Sección Quinto (radicado No. 25000-23-41-000-2022-01551-01), mediante sentencia del 20 de abril de 2023 resolvió confirmar la orden dirigida al MADS de reglamentar los incisos 3 y 4 y el parágrafo del artículo 29 de la Ley 1931 de 2018 (ente otras disposiciones), en un término máximo de 6 meses, contados a partir de la ejecutoria de dicha providencia. El MADS el 3 de septiembre de 2024 publicó para comentario el proyecto de decreto del PNCTE. 

^[32] Inciso 4^º del artículo 29 de la Ley 1931 de 2018. 

^[33] Con un valor de 23.500 PCG.

^[34] Inciso 2º del artículo 30 y artículo 31 de la Ley 1931 de 2018. 

^[35] Artículo 32 de la Ley 1931 de 2018.

^[36] El numeral 7 del artículo 1 de la ley 99 de 1993, establece el principio del “quien contamina paga” al indicar que el “Estado fomentará la incorporación de los costos ambientales y el uso de instrumentos económicos para la prevención, corrección y restauración del deterioro ambiental y para la conservación de los recursos naturales renovables”.

^[37] Ver artículo 5 de la Ley 2169 de 2021.