Las reformas de políticas y los incentivos de mercado desempeñaron un papel fundamental para permitir el crecimiento temprano de la cogeneración de bioenergía en las industrias de azúcar y palma en Colombia. Durante la última década, el marco regulatorio del país para las energías renovables ha brindado mayor claridad sobre las reglas operativas y la remuneración para la adición de energía limpia como la autogeneración de bioenergía. Mejorar la transparencia en las reglas de acceso a la red y los costos de conexión, mientras se alinean los incentivos para alentar a los minoristas a adquirir generación de energía distribuida, puede aumentar aún más las oportunidades para el desarrollo de la bioenergía. Fortalecer el marco regulatorio para la gestión de desechos, por ejemplo, para abordar las tarifas bajas de los vertederos y de la recolección de desechos, también mejorará los incentivos para los proyectos de bioenergía. Unas señales regulatorias adicionales podrían incluir el uso de mecanismos de comercio de emisiones y fijación de precios del carbono para estimular la demanda de fuentes de energía limpia como el biogás para uso industrial
Condiciones propicias para el financiamiento y la inversión en bioenergía en Colombia
3. Medidas reglamentarias para mejorar los argumentos a favor de la bioenergía sostenible
Abstract
Puntos destacados
Los incentivos de mercado y las medidas políticas de las dos últimas décadas han fomentado el crecimiento temprano de la capacidad de bioenergía, como la cogeneración en las industrias azucarera y palmera de Colombia. Las lecciones de estos desarrollos, incluyendo importantes reformas regulatorias que apoyaron el caso de negocio para la inversión de la industria, pueden aplicarse para fomentar las oportunidades de bioenergía en otras industrias, como la producción de lácteos y la cría de cerdos.
Las medidas legales, como la Ley de Energías Renovables de 2014, han desempeñado un papel fundamental en el establecimiento de las normas operativas y la remuneración de los proyectos de energías renovables, pero siguen existiendo barreras para los proyectos de bioenergía. El marco normativo puede hacer más para proporcionar criterios transparentes sobre las normas de acceso a la red y los costos de conexión, incluida una orientación clara sobre las negociaciones de las tarifas de suministro de reserva, cuyos cálculos de costos no se entienden fácilmente.
Los actuales estándares de la cartera de renovables no dan crédito a los minoristas por la producción de energía renovable utilizada in situ por los consumidores regulados, ni por la electricidad renovable vendida a los clientes no regulados, que representan aproximadamente la mitad de la demanda de electricidad de Colombia. Abordar estas restricciones proporcionaría una mayor inventiva a los minoristas para asegurar potenciales acuerdos de energía limpia, incluso a través de adiciones de capacidad de bioenergía.
Colombia puede aprender de las experiencias internacionales con los certificados de energía renovable y otras herramientas políticas que han fomentado el abastecimiento de energía renovable. Esto puede incluir el uso de incentivos financieros y el apoyo a los proyectos de bioenergía, junto con las obligaciones para la industria y/o los grandes consumidores de energía para aumentar su cuota de consumo de energía limpia.
Las tasas de vertido y recogida de residuos suelen ser bajas en Colombia, y las empresas de gestión de residuos y los operadores de rellenos sanitarios tienen pocos incentivos para clasificar y recuperar los residuos, ya que las tasas se aplican a la cantidad de residuos recogidos o eliminados. Unos objetivos firmes y/o la recuperación obligatoria de determinados residuos, junto con un aumento progresivo del valor global de las tasas y los impuestos de los vertederos, fomentarán una mayor clasificación y tratamiento de los residuos, incluso para aplicaciones de conversión de residuos en energía.
El entorno de la política energética de Colombia ha seguido transformándose desde la década de 1990, cuando la grave insuficiencia energética y los cortes de electricidad provocados por el fenómeno de El Niño condujeron a la crisis energética de 1992. Esto dio lugar a reformas críticas como la aprobación de la Ley 142 de 1994 (y su modificación mediante la Ley 689 de 2001) que estableció una serie de servicios públicos básicos, comisiones de regulación, reglas de competencia en el mercado y normas (Tabla 3.1). La preocupación por la fiabilidad del suministro de electricidad también condujo al desarrollo de un mercado mayorista de electricidad (Mercado de Energía Mayorista). Desde entonces, las reformas políticas han continuado promoviendo el desarrollo de un sistema energético fiable y asequible, incluyendo la aprobación de normativas orientadas a las energías renovables, como la Ley 697 de 2001,1 cuyo objetivo era el “uso racional y eficiente de la energía y la utilización de otras fuentes de energía no convencionales”.
Estas acciones, complementadas con medidas como la reforma fiscal para proyectos de energías renovables, han contribuido a fomentar el crecimiento de las energías limpias en las últimas dos décadas, incluyendo los primeros desarrollos de la bioenergía en las industrias del azúcar y la palma. El refuerzo de este marco normativo, por ejemplo, a través de una política específica para hacer realidad las ambiciones de la próxima NAMA de bioeconomía, facilitará aún más el desarrollo de soluciones bioenergéticas, garantizando que la normativa aborde cualquier laguna política restante y las barreras del mercado a estas oportunidades. Esto incluye garantizar que el entorno normativo aborde claramente el papel de la gestión de los residuos y los incentivos de mercado relacionados con su recuperación para la producción de energía. Colombia ya cuenta con un sólido régimen de políticas para la recogida y eliminación de residuos, y esto también se puede ampliar para aprovechar las oportunidades de la bioenergía al tiempo que se logran las ambiciones de la economía circular y la bioeconomía del país.
Tabla 3.1. Aspectos destacados de la normativa del mercado eléctrico desde la crisis energética de 1992
La cogeneración de bioenergía en sus inicios destaca la importancia de un marco normativo claro
La cogeneración de bioenergía en las industrias azucarera y palmera de Colombia comenzó a finales de la década de 1990, cuando las primeras adopciones empezaron a aprovechar el abundante bagazo de la caña de azúcar y los residuos del aceite de palma para proporcionar calor y energía combinados en esas industrias. El marco legal que permitía esta cogeneración se definió especialmente en las Resoluciones CREG 85 y 86 de 19962 y la posterior Resolución CREG 107 de 1998.3 Estas determinaron las normas regulatorias para la cogeneración y establecieron las condiciones legales para la coproducción de energía térmica y eléctrica como parte integral de un proceso industrial (CCC, 2016[1]). La normativa también estableció las reglas de acceso a la red para estos proyectos.
Posteriormente, la Ley 788 de 20024 estableció una exención fiscal durante 15 años para los ingresos generados por la venta de electricidad procedente de fuentes eólicas, residuos agrícolas y bioenergía. Los proyectos elegibles, incluyendo en teoría la cogeneración, podían acogerse al incentivo siempre que obtuvieran certificados de comercio de emisiones, de acuerdo con los términos del Protocolo de Kioto, y reinvirtieran al menos el 50% de los ingresos de la venta de esos permisos en proyectos sociales situados en la zona a la que daba servicio la empresa. En principio, esto debería haber fomentado un mayor desarrollo de la bioenergía, pero en la práctica, el número de estos proyectos siguió siendo limitado, y las ventas de electricidad procedentes de la cogeneración se mantuvieron básicamente constantes durante la década de 2000.
La Ley 1215 de 20085 y la subsiguiente Resolución CREG 5 de 20106 marcaron un claro punto de inflexión en esta falta de progreso al diferenciar legalmente la cogeneración de otras formas de producción de energía. Específicamente, estas normas establecieron requisitos técnicos e incentivos para la cogeneración, incluyendo exenciones para el pago de contribuciones sobre la energía destinada al autoconsumo. La Ley 1215 también abrió la puerta a los contratos bilaterales (ya sea con la empresa comercializadora o con clientes comerciales no regulados) para los cogeneradores que garantizan una potencia superior a 20 MW. Esto revitalizó el apetito de la industria por la producción combinada de calor y electricidad, lo que dio lugar a un considerable aumento de la nueva capacidad de cogeneración y de las consiguientes ventas de electricidad a la red después de 2009 (Figura 3.1). Otras medidas políticas, como los incentivos fiscales previstos en el Programa para el Uso Racional y Eficiente de la Energía y otras Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (PROURE) de 20107 y la histórica Ley de Energías Renovables de 2014, fomentaron aún más el uso de la cogeneración con bioenergía y otras fuentes de energía renovables. En 2020, la capacidad de cogeneración suministrada a la red, todavía en su mayoría procedente de las industrias azucarera y palmera, alcanzó los 723 GWh de electricidad, con otros 989 GWh de energía que fueron autoconsumidos por la propia industria (Asocaña, 2021[2]).
Figura 3.1. Evolución de las ventas de electricidad de la cogeneración conectada a la red, 1998-2021
Nota: GWh = Gigavatio hora. Los datos de 2021 son de enero a septiembre.
Fuente: adaptado de (CCC, 2016[1]), (Asocaña, 2021[2]) y (XM, 2021[3]).
Otras reformas proporcionaron incentivos adicionales para desarrollar la capacidad de cogeneración de bioenergía en la industria. Por ejemplo, los cambios regulatorios de finales de la década de 2000 permitieron a las plantas de cogeneración vender los excedentes de electricidad al mercado mayorista, pero no permitieron que estas plantas participaran en las subastas de cargos de confiabilidad para la energía firme. Para abordar esta limitación y mejorar el caso de negocio para eventuales oportunidades de cogeneración, la Resolución CREG 153 de 20138 permitió a los cogeneradores que utilizan bioenergía obtener contratos de suministro de “combustible de origen agrícola” (Combustible de Origen Agrícola), recibiendo un cargo de confiabilidad siempre y cuando obtuvieran garantías a través de un informe técnico sobre la disponibilidad del combustible durante el período contratado. Esto resultó especialmente eficaz para la cogeneración de azúcar y palma (por ejemplo, en los ingenios azucareros con despacho centralizado) que pudieron cumplir con los requisitos de combustible dado su fuerte suministro de materia prima (Asocaña, 2014[4]).
Estas reformas normativas y los incentivos de mercado han fomentado un crecimiento considerable de la cogeneración de bioenergía durante la última década al crear el marco legal para esas operaciones y, lo que es más importante, al apoyar el claro argumento comercial para la inversión de la industria en capacidad de cogeneración. De hecho, la Asociación de Cultivadores de Caña de Azúcar de Colombia (Asocaña) destaca constantemente el valor de la cogeneración en sus informes anuales de la asociación. También colabora con el sector para poner de manifiesto las deficiencias normativas que pueden impedir el aumento de la capacidad en el futuro. Por ejemplo, se han destacado retos como las penalizaciones por potencia reactiva9 un costo potencialmente perturbador, aunque las nuevas inversiones en la industria azucarera sigan adelante. Otros retos son los costos relacionados con las conexiones a la red (por ejemplo, la posible necesidad de invertir en subestaciones) y las dificultades de acceso a la financiación (por ejemplo, para actualizar a calderas más eficientes) para algunos agentes (véase el capítulo 4).
Las lecciones aprendidas en el mercado de la cogeneración, sobre todo en lo que respecta a la creación de un entorno jurídico y empresarial claro para la participación de los generadores, pueden aplicarse al desarrollo de posibles oportunidades de bioenergía en otros sectores, como la producción láctea y la ganadería porcina, en los que el atractivo de las soluciones bioenergéticas puede ser menos obvio o en los que el entorno normativo puede dificultar los argumentos comerciales para la recuperación de residuos en la producción de energía (por ejemplo, en la obtención de flujos de residuos).
La clarificación del entorno normativo para la bioenergía apoyará un mayor desarrollo de proyectos
La Ley de Energías Renovables de 2014 fue un hito importante para los proyectos de energías limpias en Colombia, al establecer el marco para su uso y adoptar regulaciones para su integración en el mercado. Una serie de decretos y resoluciones han reforzado sucesivamente este marco regulatorio para las energías renovables, incluyendo su uso en la generación de electricidad (Tabla 3.2).
Por ejemplo, la Resolución UPME 45 de 2016 creó el contexto para la medición neta y permitió que los autogeneradores y la generación eléctrica distribuida se conectaran a la red. A continuación, las Resoluciones CREG 15 y 30 de 201810 establecieron las reglas operativas y la remuneración para esos proyectos, y el Decreto 570 del MME,11 incluidas las posteriores Resoluciones 40791 y 40795 de 2018 del MME, establecieron el diseño de los contratos de compraventa de energía (Power Purchase Agreement, PPA) a 15 años, con orientaciones adicionales sobre las subastas de energía renovable. Más recientemente, la Ley 2099 de 202112 estableció disposiciones para modernizar la legislación para la transición energética y estimular el desarrollo de las Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER), incluyendo nuevas definiciones para el hidrógeno verde (a partir de fuentes de energía renovable) y el hidrógeno azul (utilizando la captura y el almacenamiento de carbono) como FNCER.
Estas reformas han apoyado el aumento de la proporción de energías renovables en la matriz energética de Colombia, incluyendo las recientes incorporaciones de energía solar y eólica. El marco normativo en evolución también ha apoyado el desarrollo de las tecnologías de bioenergía, aunque siguen existiendo algunos obstáculos para permitir un mayor desarrollo de esas soluciones. Por ejemplo, la Ley de Energías Renovables (Ley 1715 de 2014) priorizó el uso de recursos energéticos renovables locales, promoviendo así indirectamente los residuos agrícolas, industriales y municipales cercanos para su recuperación en la producción de energía. La Ley también definió legalmente estas fuentes potenciales de energía a partir de materiales orgánicos (“biomasa”) y de la energía recuperada de los residuos sólidos como bioenergía.
Las definiciones y normas reguladoras de la bioenergía también se elaboraron en políticas como la Resolución CREG 240 de 2016,13 que creó las condiciones reguladoras para el desarrollo de la capacidad de biogás y biometano. De manera importante, estas medidas reforzaron la bioenergía como elegible para los incentivos de las FNCER, como los del Decreto Presidencial 2143 de 2015,14 que proporcionó una reducción del 50% del impuesto sobre la renta durante un período de cinco años con reglas de depreciación acelerada. El Decreto también proporcionó exenciones del impuesto sobre el valor añadido y de los derechos de importación en la compra de bienes y servicios para la producción y el uso de energía de las FNCER. A continuación, el Decreto 829 de 202015 del Ministerio de Hacienda y Crédito Público agilizó el proceso de evaluación de la elegibilidad de los proyectos con el fin de reducir los procedimientos administrativos para obtener dichos incentivos fiscales. En concreto, el Decreto convirtió a la UPME en la única entidad responsable del proceso, reduciendo efectivamente el tiempo de aprobación de tres meses a 45 días (Sanchez Molina, 2020[5]).
El acceso a estos incentivos ha sido particularmente importante para el desarrollo de la bioenergía, donde estas tecnologías probablemente lucharían por ser financieramente viables sin estos incentivos fiscales, especialmente para los primeros adoptantes (Alzate-Arias et al., 2018[6]). En concreto, la normativa que regula la aplicación y la remuneración de la capacidad bioenergética es fundamental para el desarrollo de proyectos. Así lo demuestra el crecimiento de la electricidad vendida a la red a partir de la cogeneración de bioenergía en las industrias de la caña de azúcar y el aceite de palma, donde un flujo de ingresos claro y legal ayudó a justificar las inversiones en la ampliación de la capacidad y la mejora de la eficiencia de la generación para maximizar la recuperación de los residuos (RVO, 2021[7]).
Tabla 3.2. Medidas legales destacadas para el desarrollo de las energías renovables
Para otras aplicaciones de la bioenergía, el modelo de negocio puede ser menos seguro, aunque la Ley 2036 de 2020,16 que recientemente autorizó a las entidades territoriales a participar en el desarrollo de las FNCER haciendo uso de los fondos nacionales, debería ayudar, ya que incluyó referencias específicas a los proyectos de bioenergía y conversión de residuos en energía. Sin embargo, siguen existiendo otros obstáculos críticos para el desarrollo generalizado de proyectos de bioenergía. Por ejemplo, la incertidumbre en torno a la regulación actual para la venta de biogás (por ejemplo, para los auto generadores que se conectan a la red) solo sirve para agravar la falta de capacidad y experiencia con tales tecnologías en Colombia. Los procesos de obtención de licencias, incentivos y permisos para los proyectos de biogás también pueden ser complicados y largos, y se han señalado como problema los retrasos en la conexión de nuevos proyectos de biogás a la red (Duarte, Loaiza and Majano, 2021[8]). En parte, esto se debe a la naturaleza discrecional de las normas de conexión, donde el marco regulador puede hacer más para proporcionar criterios transparentes para las solicitudes aceptadas. Las normas y los reglamentos técnicos también pueden ser mal comprendidos por los agentes pertinentes, especialmente en el sector agrícola, donde existe un gran potencial sin explotar para el desarrollo del biogás, pero que tiene poca o ninguna experiencia en la gestión y comercialización de la generación de energía.
Las normas y los procedimientos de conexión pueden contribuir a facilitar la capacidad bioenergética
Abordar estas barreras, por ejemplo, mediante una orientación más clara sobre la regulación del acceso a la red, ayudará a fomentar nuevas incorporaciones en las tecnologías de bioenergía distribuida y de autogeneración. La UPME también podría ampliar su evaluación de la conexión para tener en cuenta el papel potencial de los proyectos de biogás en la respuesta a la demanda, por ejemplo, estudiando cómo estos proyectos podrían participar en el Programa de Demanda Desconectable Voluntaria. Este programa ofrece la oportunidad de que la autogeneración responda durante los periodos de máxima demanda o cuando los precios de la electricidad son elevados, ya sea reduciendo la demanda o poniendo a disposición del sistema eléctrico una generación de energía adicional.
El entorno normativo también puede hacer más por orientar la política hacia las conexiones de bioenergía. Por ejemplo, el marco legal para que la generación distribuida y los autogeneradores vendan el excedente de electricidad a la red se estableció en las Resoluciones UPME 281 de 2015 17 y 45 de 2016.18 Sin embargo, solo se aprobó la conexión de una pequeña cantidad de capacidad de autogeneración solar (0,6 MW) y de biogás (2,2 MW) a partir de 2018. Esta última fue una instalación de biogás en Cundinamarca apoyada por subvenciones del banco de inversión alemán, KfW, para utilizar las aguas residuales de la industria local de alimentos lácteos para la cogeneración.
Parte de esta limitada cartera de incorporaciones se debió a la competencia con la generación a partir de combustibles fósiles, que también se benefició para su conexión y que a 2018 constituía más del 85% de la generación distribuida y auto conectada a la red (UPME, 2021[9]). Las orientaciones posteriores sobre las reglas operativas y comerciales para la medición neta (aprobadas mediante las Resoluciones CREG 15 y 30 de 201819) apuntaron a permitir una mayor conexión de las FNCER, aunque esto tuvo un impacto más visible en las conexiones solares, que alcanzaron 34 MW de capacidad aprobada para la conexión a la red en 2021. Por el contrario, la capacidad de bioenergía aprobada solo aumentó a unos 2,9 MW a mediados de 2021, y las nuevas incorporaciones (un proyecto de bagazo de 0,2 MW y un proyecto de residuos agrícolas de 0,4 MW) aún están pendientes de conexión. Se están estudiando otros tres proyectos de bioenergía con residuos agrícolas, pero solo añadirían unos 1,6 MW de nueva capacidad.
Este bajo interés en las nuevas conexiones se debe en parte a los requisitos de los contratos de suministro de energía de respaldo para los sistemas de más de 100 kilovatios (según la Resolución CREG 15 de 2018), que además de los pagos por energía reactiva (para cualquier generador que no tenga control automático de voltaje), se han destacado como una importante consideración de costos para los proyectos de energía distribuida, incluida la bioenergía (Morganstein et al., 2021[10]). Además, las negociaciones sobre las tarifas de suministro de reserva pueden ser difíciles de llevar a cabo, y sus cálculos de costos son complicados y no se entienden fácilmente. Esto puede limitar el interés en el desarrollo de soluciones bioenergéticas y, en algunos casos, es probable que haya animado a ciertos actores a instalar sistemas solares más pequeños in situ, incluso si instalaciones más grandes o el uso de tecnologías bioenergéticas compensarían una mayor parte de su consumo energético. El registro de solicitudes de conexión a la red de la UPME también pone de manifiesto un claro desafío para las incorporaciones de bioenergía, donde más de 2,7 MW de dichos proyectos fueron rechazados para su conexión desde 2018, incluyendo cinco proyectos industriales que utilizan residuos agrícolas y dos proyectos ganaderos propuestos (UPME, 2021[9]).
Los objetivos de la cartera de renovables pueden articularse con los proyectos de bioenergía, en lugar de hacerlo en su contra
Desde entonces, las recientes reformas regulatorias han apuntado a fortalecer la oportunidad de los proyectos de energía renovable, pero de nuevo, éstas no han abordado necesariamente las oportunidades de las conexiones de bioenergía. Por ejemplo, la Resolución 49715 de 2019 del MME20 ordenó que al menos el 10% de la electricidad vendida a los clientes regulados por los minoristas se obtuviera de las FNCER (excluyendo todas las hidroeléctricas) a través de contratos a largo plazo de diez años o más. El seguimiento de estos requisitos comenzará en 2023, donde las recientes subastas de energía renovable ayudaron a los minoristas a comenzar a asegurar sus requisitos a través de las nuevas adiciones de capacidad solar y eólica. Los mandatos también ayudaron a permitir el éxito de las subastas, ya que los minoristas querían asegurarse ciertas cantidades de capacidad de energía renovable.
Sin embargo, las normas específicas de los requisitos de la cartera de renovables no animan ni facilitan fácilmente a los minoristas la obtención de capacidad de bioenergía (entre otras oportunidades renovables potenciales). En concreto, el mandato del 10% no da crédito a los minoristas por cualquier producción de energía renovable utilizada in situ por sus consumidores regulados21 (por ejemplo, energía solar en el tejado o biogás in situ). Además, las normas de las cuotas no permiten a los minoristas obtener créditos por la electricidad renovable vendida a clientes no regulados, que representan aproximadamente la mitad de la demanda de electricidad (Morganstein et al., 2021[10]). Sin estos créditos, los requisitos ofrecen pocos incentivos para que los minoristas busquen o faciliten posibles acuerdos de energía limpia (por ejemplo, a través de PPAs fuera de las instalaciones) con usuarios comerciales e industriales no regulados, cuyo interés en adquirir electricidad limpia, por ejemplo a través de la compra de certificados de energía renovable (REC, por sus siglas en inglés), sigue creciendo (CEIA, 2019[11]). Las normas del estándar de cartera tampoco incentivan la búsqueda de acuerdos con potenciales autogeneradores o cogeneradores que podrían utilizar su capacidad de producción (por ejemplo, del coprocesamiento de biogás) para vender el excedente de electricidad (por ejemplo, a través de REC agrupados o desagregados).
Colombia ya cuenta con algunas iniciativas de REC de este tipo, por ejemplo en el marco de la norma de Certificación Internacional de Energías Renovables, aunque no cuenta con un sistema oficial de REC ni con una normativa relativa a la emisión de REC. A finales de 2020, el operador de la red y del mercado mayorista de electricidad, XM, puso en marcha un sistema de registro y seguimiento de REC (“EcoGox”), que debería contribuir a mejorar la transparencia y la responsabilidad para que este mercado crezca (Morganstein et al., 2021[10]). Aun así, la orientación formal y/o las medidas para vincular los REC al marco normativo (por ejemplo, la vinculación de los REC a los créditos de reducción de carbono en virtud del Decreto 926 de 201722 y el desarrollo previsto de un régimen de comercio de derechos de emisión (IETA, 2021[12]) apoyarían una mayor participación en el mercado. Esto incluye la mejora de los vínculos con los requisitos de la cartera en virtud de la Resolución 49715, por lo que los minoristas estarían más motivados para involucrar a los consumidores en el desarrollo de la electricidad limpia y los intercambios de REC si estos contaran para los objetivos de la cartera de renovables. La mejora de los incentivos para que los minoristas trabajen activamente con los consumidores en la adquisición de electricidad limpia también apoyaría el argumento comercial para desarrollar proyectos de bioenergía (con el beneficio económico añadido del comercio de REC).
Colombia también puede aprender de la experiencia internacional con los REC y otros modelos para el abastecimiento corporativo de energías renovables (por ejemplo, PPAs a través de acuerdos de transmisión de energía o power wheeling). Esto incluye la posible orientación del desarrollo de la bioenergía a través de estos acuerdos o de un marco explícito de REC. Por ejemplo, el sistema de Certificados de Obligación de Renovables del Reino Unido concedió más certificados por MWh producido para los proyectos de energía eólica costa afuera, dada su naturaleza más compleja (por ejemplo, diseño estructural, costos de capex y mantenimiento) en comparación con otras fuentes de energía renovable. En concreto, el número de certificados concedidos varió según la tecnología, donde la generación eólica costa afuera recibió el doble de certificados por MWh que otras tecnologías de energías renovables entre 2012 y 2014 y 1,5 veces más certificados en 2014 y 2015 (Riley and Zarnowiecki, 2012[13]).
El MME y la CREG pueden considerar igualmente formas de coordinar los marcos políticos y normativos para crear un enfoque de “zanahoria y palo” que ha contribuido a fomentar la contratación de energías renovables por parte de las empresas en otros países. Por ejemplo, Australia desarrolló un plan de objetivos de energía renovable con incentivos financieros (por ejemplo, subvenciones a la energía solar) junto con obligaciones de la industria para el consumo de energía renovable. Esto ayudó a bajar los precios al contado de la generación de electricidad renovable (a través de certificados) y condujo al desarrollo de 3,5 GW de nueva capacidad de generación renovable en 2020, apoyada especialmente por los PPA corporativos (Kay, 2020[14]). Estos incentivos podrían combinarse en el contenido colombiano para fomentar un mayor desarrollo de los proyectos de bioenergía. Por ejemplo, podrían utilizarse incentivos fiscales y/u otras ayudas financieras (por ejemplo, financiación en condiciones favorables o subvenciones directas) para fomentar el desarrollo de la bioenergía junto con las obligaciones de la industria de aumentar su cuota de consumo de energía renovable.
Una regulación más estricta de la gestión de los residuos fomentará una mayor recuperación de energía
Colombia destaca entre sus pares regionales por contar con un amplio marco regulatorio en materia de gestión de residuos, así como por tener un sector de gestión de residuos operado principalmente por entidades privadas. El estatuto normativo del Decreto Presidencial 1076 de 201523 incorpora medidas para evitar el mal manejo de los residuos y desechos peligrosos, apuntando especialmente a la protección del medio ambiente y la salud humana. Complementa el anterior Decreto 838 de 200524 y posteriormente la Resolución 1890 de 2011,25 que prohibía la quema incontrolada, el vertido y la excavación temporal de residuos. El Decreto 2820 de 201026 prohibió igualmente el vertido de residuos a los cuerpos de agua, y otras normas adicionales como el Decreto 2981 de 201327 y el Decreto 596 de 201628 contemplan los servicios generales de saneamiento público.
El resultado es que alrededor del 83% de los RSU se recogen y eliminan en vertederos oficiales (RVO, 2021[7]). La normativa de eliminación también permite la recuperación de los costos a través de las tarifas de recogida, proporcionando una sostenibilidad financiera suficiente para estos servicios. Específicamente, la Ley 142 de 1994 y normas como la Resolución 720 de 201529 y la Resolución 853 de 201830 sentaron las bases para la prestación de los servicios municipales a través de empresas competidoras con tarifas con subsidios cruzados entre los estratos socioeconómicos (Calderón Márquez y Rutkowski, 2020[104]). Esto permite que el 99% de los municipios dispongan de servicios de recogida de residuos.
Al mismo tiempo, cerca del 50% de los vertederos de Colombia alcanzarán su capacidad en la próxima década, y las limitaciones de nuevos vertederos, debido a la opinión pública y a la evolución de la normativa, hacen que haya una necesidad creciente de prácticas de gestión de residuos sostenibles. En los últimos años, el gobierno ha tratado de priorizar la conversión de residuos en energía, el reciclaje y el compostaje a través de su Política Nacional Para La Gestión Integral de Residuos Sólidos de 201631 y la Estrategia de Economía Circular de 2019. Ambas tienen como objetivo aumentar la tasa de reciclaje y aprovechamiento de residuos en todo el país, del 8,7% en 2020 al 17,9% en 2030 (RVO, 2021[7]).
El costo de la eliminación de residuos influye directamente en el interés por las soluciones bioenergéticas
El incentivo para la clasificación y recuperación de residuos, a pesar de un marco político sólido y de las ambiciones políticas, sigue siendo bajo. Las tasas de vertido y recogida de residuos las fija la Comisión de Regulación del Agua Potable y el Saneamiento Básico y se aplican a la cantidad de residuos recogidos o eliminados. Por lo tanto, los operadores de vertederos y de gestión de residuos tienen pocos incentivos para reducir los residuos, ya que esto afectaría a sus flujos de ingresos, especialmente porque la mayoría de las operaciones son de propiedad privada.
Además, las tasas de vertido y recogida de residuos suelen ser bajas. Por término medio, la eliminación de residuos en los vertederos tiene una tarifa de unos 9,5 USD por tonelada, en comparación con tarifas más elevadas, como las del vertedero de Doña Juana de Bogotá, que tiene unas tarifas de unos 16 USD por tonelada (RVO, 2021[7]). En comparación, los costos medios de eliminación en la Unión Europea, donde las aplicaciones de conversión de residuos en energía son más comunes, son de unos 60 USD por tonelada (CEWEP, 2020[15]). En los países europeos con una elevada proporción (es decir, >50%) de tratamiento de residuos para la obtención de energía (por ejemplo, Dinamarca, Finlandia y Suecia), las tasas de entrada y los impuestos de vertido superan los 120 USD por tonelada (IEA, 2020[16]).
Para dirigir los flujos de residuos de los vertederos hacia el reciclaje y la recuperación de energía, Colombia debería seguir revisando las tasas de residuos y los incentivos de mercado relacionados. El Ministerio de Vivienda, Ciudad y Territorio ya introdujo un impuesto sobre los vertederos en 2020, fijado inicialmente en unos 2 USD por tonelada (RVO, 2021[7]). El aumento progresivo del valor del impuesto proporcionará mejores señales de precio que fomentarán una mayor clasificación y tratamiento de los residuos, ya que el impuesto actual solo supone un aumento marginal por encima de las tasas de eliminación medias actuales. Esto también ayudaría a impulsar nuevos modelos de negocio en torno a la clasificación, el reciclaje y la recuperación de residuos (por ejemplo, en el coprocesamiento de la industria), donde la clasificación y el tratamiento son un paso esencial para los proyectos de conversión de residuos en energía, ya que las grandes cantidades de materiales orgánicos y no inflamables en los residuos pueden conducir a temperaturas insuficientes para la producción de energía. También pueden contribuir a las emisiones tóxicas durante la incineración, lo que ha provocado la resistencia y las protestas de la población por la preocupación por la salud pública de los proyectos de conversión de residuos en energía en países como Tailandia (Weatherby, 2019[17]).
Dado que los residuos orgánicos representan alrededor del 60% de los RSU en Colombia (Gobierno de Colombia, 2019[25]), la clasificación y el tratamiento de los RSU desempeñarán un papel fundamental para permitir soluciones eficaces y eficientes de conversión de residuos en energía. Esto incluye las aplicaciones para las industrias de uso intensivo de energía, como la producción de cemento, que requiere residuos clasificados y tratados de composición conocida para que sean adecuados para el proceso de combustión y la sinterización del clinker (Jovovic, 2017[18]). El tratamiento de otras formas de residuos, como los residuos industriales peligrosos, es igualmente importante para que estos se utilicen como materia prima, aunque, de nuevo, las señales de precio de la normativa actual sobre residuos peligrosos no fomentan suficientemente el tratamiento para su valorización en la producción de energía.
El marco normativo para la gestión de residuos peligrosos en Colombia sigue el Convenio de Basilea internacional con normas e información sobre las cantidades de residuos peligrosos generados (Ordoñez-Ordoñez, Echeverry-Lopera y Colorado-Lopera, 2019[109]). En particular, el Decreto 4741 de 200532 reguló la prevención y gestión de residuos peligrosos, y la Resolución 1362 de 2007del MADS33 estableció los requisitos y procedimientos para que los generadores de residuos peligrosos se inscriban en el registro del Ministerio. Una serie de normas adicionales,34 por ejemplo sobre equipos y residuos que contienen o están contaminados con bifenilos policlorados, establecen requisitos para la gestión ambiental integral de los residuos peligrosos, y Colombia destaca entre sus pares regionales por el cumplimiento general de la industria.
El cumplimiento de los requisitos normativos existentes puede ser elevado, pero, no obstante, hay pocos incentivos para invertir en soluciones de conversión de residuos en energía, dados los costos comparativamente bajos del tratamiento y la eliminación de residuos peligrosos, incluso cuando se trata de vertederos especializados y seguros (RVO, 2021[7]). De hecho, de las casi 670 mil toneladas de residuos peligrosos generados en 2019, casi la mitad se destinó a la eliminación final en vertederos seguros (IDEAM, 2020[19]). Otro 40% fue tratado (por ejemplo, a través de procesos de pre-remediación y físico-químicos), y solo el 13% fue realmente recuperado para otros usos, por ejemplo en la producción de energía. Además, la recuperación de residuos peligrosos con valores caloríficos típicamente altos (por ejemplo, de las industrias petroleras y químicas) fue inferior al 2%, lo que pone de manifiesto la falta de impulso normativo y financiero para las aplicaciones de recuperación de energía.
Unas normas de eliminación firmes y unas tasas más elevadas mejorarán los argumentos comerciales para la recuperación de residuos
La política del MADS sobre la responsabilidad ampliada del productor ha contribuido a mejorar la motivación de algunos productores para recuperar y tratar determinados residuos peligrosos, como los equipos eléctricos y electrónicos y las pilas, aunque la participación es voluntaria (RVO, 2021[7]). La Asociación Nacional de Empresarios de Colombia también ha liderado algunos programas para fomentar la recuperación de materiales postconsumo, aunque esto no ha llevado necesariamente a cambios significativos en la gestión de los residuos industriales.
Reforzar estas iniciativas, por ejemplo, mediante objetivos firmes o la recuperación obligatoria de determinados residuos, puede contribuir a aumentar el tratamiento y la recuperación en general, como ha ocurrido en otros países. Por ejemplo, algunas políticas de responsabilidad ampliada del productor tienen requisitos al final de la vida útil (por ejemplo, a través de ecotasas o sistemas obligatorios de depósito y devolución) para fomentar la recuperación, el tratamiento y la valorización de los residuos.35 Europa, Estados Unidos, Japón, Corea y Brasil, por ejemplo, cuentan con normativas sobre neumáticos al final de su vida útil para garantizar su correcta gestión, tratamiento y reutilización (por ejemplo, en la recuperación de energía y materiales) en lugar de su vertido (WBCSD, 2019[20]).36 Esto ha fomentado el desarrollo de oportunidades para las aplicaciones de conversión de residuos en energía, donde, por ejemplo, el 94% de todos los neumáticos al final de su vida útil en Europa fueron recogidos y tratados en 2019, y el 40% se utilizó para la recuperación de energía (ETRMA, 2021[21]).
Aumentar el alcance y el rigor del marco normativo para la gestión y recuperación de residuos en Colombia fomentará un desarrollo similar de posibles soluciones de conversión de residuos en energía. Esto también ayudará a construir el caso de negocio para la expansión de las experiencias de la industria con tales inversiones. Por ejemplo, la empresa de cemento, Argos, desarrolló capacidad de coprocesamiento en dos de sus plantas de cemento en Rioclaro y Cartagena, utilizando más de 75 mil toneladas de residuos como combustible alternativo en 2018 (Stewardson, 2019[22]). La normativa del MADS ya reconocía legalmente este coprocesamiento como una alternativa sostenible bajo la Resolución 909 de 200837 (posteriormente modificada por la Resolución 802 de 2014,38 pero no hay requisitos ni incentivos para buscar este uso de combustibles derivados de residuos. Unas políticas más estrictas para la eliminación, el reciclaje y la recuperación de residuos (por ejemplo, para la fabricación de neumáticos o los residuos industriales peligrosos) fomentarían, en consecuencia, una cadena de suministro más clara y un mejor modelo de negocio para otras aplicaciones de combustibles alternativos en la fabricación de cemento (véase el Anexo I sobre el uso de combustibles derivados de residuos para la fabricación de cemento en Brasil).
La mejora de los regímenes de precios de los servicios de recogida de residuos y de las tasas de vertido también puede apoyar el desarrollo de la capacidad de recuperación y de conversión de residuos en energía. Esto puede hacerse mediante la fijación directa de precios, basándose en el recientemente anunciado impuesto sobre los vertederos, o mediante el uso de escalas de tarifas diferenciadas para determinados tipos de residuos (por ejemplo, tarifas elevadas para los residuos peligrosos para instar a un mayor tratamiento y recuperación). Otras señales normativas, como el desarrollo de un régimen obligatorio de comercio de derechos de emisión o la fijación de un precio del carbono que incluya el uso de combustibles fósiles en la industria, también incentivarían la recuperación y la reutilización de los residuos, siempre que las medidas se complementen con una regulación clara de la futura eliminación en vertederos (es decir, evitar una situación de “huevo y gallina” en la que la demanda de residuos no se corresponda con las necesidades de alternativas a la eliminación).
El valor de estas posibles señales de precios ya es evidente en las aplicaciones de conversión de residuos en energía, como el vertedero Doña Juana de Bogotá, que está registrado como proyecto en el marco del Mecanismo de Desarrollo Limpio de las Naciones Unidas para gestionar las emisiones fugitivas de metano. Entre 2009 y 2016, el proyecto ya había obtenido 4,6 millones de certificados de reducción de emisiones por su uso del metano para producir energía para el suministro de electricidad a unos cuatro mil hogares (Cruz, 2021[23]). Los créditos, que generan alrededor de 780 mil dólares al año en ingresos para el proyecto y la ciudad, ilustran la oportunidad de que aplicaciones similares (por ejemplo, el proyecto de biogás de vertedero que se desarrollará en Medellín) se beneficien del comercio de carbono y/o de los fondos climáticos globales a través de dichos créditos de reducción de emisiones (Contreras et al., 2020[24]).
Por último, el gobierno puede trabajar con las asociaciones industriales relacionadas para identificar oportunidades y barreras regulatorias adicionales para el desarrollo de la conversión de residuos en energía. Por ejemplo, la Federación Interamericana del Cemento ha explorado activamente el coprocesamiento a través de sus grupos de trabajo desde 2010, y estas discusiones han ayudado a informar los marcos regulatorios en apoyo de la reorientación de los flujos de residuos hacia la recuperación de energía dentro de la industria.39 Este tipo de diálogos puede fortalecer el vínculo normativo entre los residuos y la industria en Colombia, ayudando así a apoyar el desarrollo de un entorno político y señales de mercado que permitan soluciones prácticas y eficaces de conversión de residuos en energía.
Referencias
[6] Alzate-Arias, S. et al. (2018), “Assessment of government incentives for energy from waste in Colombia”, Sustainability (Switzerland), Vol. 10/4, https://doi.org/10.3390/SU10041294.
[2] Asocaña (2021), Annual Report (Informe Annual) 2020-2021, Colombian Sugarcane Growers Association (Asociación de Cultivadores de Caña de Azúcar, Asocaña), https://www.asocana.org/documentos/1782021-3772D9B2-00FF00,000A000,878787,C3C3C3,FF00FF,2D2D2D,A3C4B5.pdf (accessed on 8 September 2021).
[4] Asocaña (2014), The Colombian sugar sector, more than sugar, a renewable energy source for the country: co-generation (Cogeneracion - El Sector Azucarero Colombiano, más que azúcar, una fuente de energía renovable para el país), Colombian Sugarcane Growers Association (Asociación de Cultivadores de Caña de Azúcar, Asocaña), https://www.asocana.org/documentos/2692014-90F926BD-00FF00,000A000,878787,C3C3C3,0F0F0F,B4B4B4,FF00FF,2D2D2D.pdf (accessed on 15 September 2021).
[1] CCC (2016), “Cámara de Comercio de Cali”, Cali Chamber of Commerce (Cámara de Comercio de Cali, CCC) Rhythm Cluster (Ritmo Cluster) 03, https://www.ccc.org.co/inc/uploads/informes-economicos/ritmo-cluster/3.pdf?__cf_chl_captcha_tk__=pmd_InPQWtyNiusgTdfX_gAHa6ciIY8LFy.akEfLyB1rk7w-1632660979-0-gqNtZGzNAyWjcnBszQbl (accessed on 26 September 2021).
[11] CEIA (2019), CEIA Colombia: Accelerating Solar Energy for Commercial and Industrial Customers, Clean Energy Investment Accelerator (CEIA), https://static1.squarespace.com/static/5b7e51339772aebd21642486/t/5d8bc01583efb753866468b6/1569439766107/CEIA+Colombia_One+Pager+Sept+2019.pdf (accessed on 29 September 2021).
[15] CEWEP (2020), Landfill Taxes and Bans, The Confederation of European Waste-to-Energy Plants (CEWEP), https://www.cewep.eu/landfill-taxes-and-bans/ (accessed on 27 September 2021).
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[23] Cruz, M. (2021), Did you know that in Doña Juana the gases from organic waste are used? (¿Sabías que en Doña Juana se aprovechan los gases de los residuos orgánicos?), Bogota.gov.co, https://bogota.gov.co/mi-ciudad/habitat/planta-de-biogas-dona-juana-en-bogota (accessed on 15 September 2021).
[8] Duarte, S., B. Loaiza and A. Majano (2021), From practice to politics: analysis of investment barriers for biogas in Colombia and measures to address them, based on the experience of developers and other relevant actors (De la práctica a la política: análisis de las barreras a la inversión en biogás en Colombia y las medidas para abordarlas, a partir de la experiencia de los desarrolladores y otros actores relevantes), LEDS-LAC, https://ledslac.org/wp-content/uploads/2021/08/Informe-final-biogas-Colombia-v.06082021-final.pdf (accessed on 16 September 2021).
[21] ETRMA (2021), In Europe 94% of all End of Life Tyres were collected and treated in 2019, European Tyre and Rubber Manufacturers’ Association, https://www.etrma.org/wp-content/uploads/2021/05/20210511_ETRMA_PRESS-RELEASE_ELT-2019.pdf (accessed on 15 September 2021).
[19] IDEAM (2020), National report on hazardous waste and residuals in Colombia, 2019 (Informe nacional de residuos o desechos peligrosos en Colombia, 2019), Institute of Hydrology, Meteorology and Environmental Studies (Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales, IDEAM), http://documentacion.ideam.gov.co/openbiblio/bvirtual/023901/InformeResiduos2019.pdf (accessed on 27 September 2021).
[16] IEA (2020), Sustainable Bioenergy for Georgia: A Roadmap, International Energy Agency (IEA), Paris, https://www.iea.org/reports/sustainable-bioenergy-for-georgia-a-roadmap (accessed on 27 September 2021).
[12] IETA (2021), Carbon Market Business Brief: Colombia, International Emissions Trading Association (IETA), https://ieta.org/resources/Resources/CarbonMarketBusinessBrief/2021/CarbonMarketBusinessBrief_Colombia2021.pdf (accessed on 22 September 2021).
[18] Jovovic, A. (2017), Possibilities and effects of using waste materials as energy in cement industry, Balkan Green Energy News, https://balkangreenenergynews.com/possibilities-effects-using-waste-materials-energy-cement-industry/ (accessed on 27 September 2021).
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[7] RVO (2021), Waste Management in the LATAM Region: Business Opportunities for the Netherlands in waste/circular economy sector in eight countries of Latin America, The Netherlands Enterprise Agency (RVO), https://www.rvo.nl/sites/default/files/2021/02/Report_LATAM_Waste_Management_feb_2021.pdf (accessed on 16 September 2021).
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[22] Stewardson, L. (2019), Cementos Argos increases waste co-processing capacity in Colombia, World Cement, https://www.worldcement.com/the-americas/10052019/cementos-argos-increases-waste-co-processing-capacity-in-colombia/ (accessed on 27 September 2021).
[9] UPME (2021), Self-generation and distributed generation requests 2021 (Solicitudes de autogeneración y generación distribuida 2021), Planning Unit of the Ministry of Mines and Energy (Unidad de Planeación Minero Energética, UPME), https://public.tableau.com/app/profile/upme/viz/AutogeneracionyGeneracionDistribuida2021/Historia1 (accessed on 17 September 2021).
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[3] XM (2021), Generación SIN, Indicatores, https://www.xm.com.co/Paginas/Indicadores/Oferta/Indicador-generacion-sin.aspx (accessed on 5 October 2021).
Notas
← 1. Para más información (en español), véase: https://www.funcionpublica.gov.co/eva/gestornormativo/norma.php?i=4449.
← 2. Para más información (en español), véase: http://apolo.creg.gov.co/Publicac.nsf/1c09d18d2d5ffb5b05256eee00709c02/0a6fcadc48be17910525785a007a5ce5?OpenDocument and http://apolo.creg.gov.co/Publicac.nsf/Indice01/Resoluci%C3%B3n-1996-CRG86-96.
← 3. Para más información (en español), véase: http://apolo.creg.gov.co/PUBLICAC.NSF/Indice01/Resoluci%C3%B3n-1998-CREG107-98.
← 4. Para más información (en español), véase: https://www.funcionpublica.gov.co/eva/gestornormativo/norma.php?i=7260.
← 5. Para más información (en español), véase: https://www.funcionpublica.gov.co/eva/gestornormativo/norma.php?i=31427.
← 6. Para más información (en español), véase: http://apolo.creg.gov.co/Publicac.nsf/Indice01/Resolucion-2010-Creg005-2010.
← 7. El programa PROURE 2010-15 se prorrogó posteriormente hasta 2022 mediante la Resolución 41286 de 2016 del MME. Para más información (en español), véase: https://www1.upme.gov.co/DemandaEnergetica/MarcoNormatividad/plan.pdf y https://www1.upme.gov.co/Paginas/PROURE.aspx.
← 8. Para más información (en español), véase: http://www.suin-juriscol.gov.co/clp/contenidos.dll/Resolucion/4020552?fn=document-frame.htm$f=templates$3.0.
← 9. La potencia reactiva es la que fluye hacia la red en un escenario de corriente alterna.
← 10. Para más información (en español), véase: http://apolo.creg.gov.co/Publicac.nsf/1c09d18d2d5ffb5b05256eee00709c02/65f1aaf1d57726a90525822900064dac/$FILE/Creg015-2018.pdf and http://apolo.creg.gov.co/Publicac.nsf/1c09d18d2d5ffb5b05256eee00709c02/83b41035c2c4474f05258243005a1191/$FILE/Creg030-2018.pdf.
← 11. Para más información (en español), véase: https://www.funcionpublica.gov.co/eva/gestornormativo/norma.php?i=85659.
← 12. Para más información (en español), véase: https://www.funcionpublica.gov.co/eva/gestornormativo/norma.php?i=166326.
← 13. Para más información (en español), véase: http://apolo.creg.gov.co/Publicac.nsf/1c09d18d2d5ffb5b05256eee00709c02/dafe4d4fc83940e2052580bf005b67d0?OpenDocument.
← 14. Para más información (en español), véase: https://www.funcionpublica.gov.co/eva/gestornormativo/norma.php?i=64682.
← 15. Para más información (en español), véase: https://dapre.presidencia.gov.co/normativa/normativa/DECRETO%20829%20DEL%2010%20DE%20JUNIO%20DE%202020.pdf.
← 16. Para más información (en español), véase: https://www.funcionpublica.gov.co/eva/gestornormativo/norma.php?i=137050.
← 17. Para más información (en español), véase: http://extwprlegs1.fao.org/docs/pdf/col146970.pdf.
← 18. Para más información (en español), véase: https://www.incp.org.co/Site/2016/info/archivos/resolucion-045-minminas.pdf.
← 19. Para más información (en español), véase: http://apolo.creg.gov.co/Publicac.nsf/1c09d18d2d5ffb5b05256eee00709c02/65f1aaf1d57726a90525822900064dac/$FILE/Creg015-2018.pdf and https://gestornormativo.creg.gov.co/gestor/entorno/docs/resolucion_creg_0030_2016.htm.
← 20. Para más información (en español), véase: https://www.minenergia.gov.co/documents/10180/23517/48221-Res+MME+40715+10+Sep+2019.pdf.
← 21. Los clientes de electricidad regulada tienen una demanda máxima inferior a 100 kilovatios y un consumo mensual de energía inferior a 55 mil kWh. Los usuarios comerciales e industriales con una demanda superior a 100 kilovatios y/o un consumo mensual de energía superior a 55 mil kWh también pueden optar por esta estructura (se inscriben automáticamente mientras estén conectados a la red) o pueden elegir ser consumidores no regulados, lo que les permite negociar con un minorista o establecer acuerdos directos con un generador.
← 22. Para más información (en español), véase: http://es.presidencia.gov.co/normativa/normativa/DECRETO%20926%20DEL%2001%20DE%20JUNIO%20DE%202017.pdf.
← 23. Para más información (en español), véase: https://www.funcionpublica.gov.co/eva/gestornormativo/norma.php?i=78153.
← 24. Para más información (en español), véase: https://www.minambiente.gov.co/images/BosquesBiodiversidadyServiciosEcosistemicos/pdf/Normativa/Decretos/dec_0838_230305.pdf.
← 25. Para más información (en español), véase: https://eeppdelaceja.gov.co/download/resolucion-1890-de-2011-alternativas-para-la-disposicion-final-de-residuos/.
← 26. Para más información (en español), véase: https://www.funcionpublica.gov.co/eva/gestornormativo/norma.php?i=45524.
← 27. Para más información (en español), véase: https://www.suin-juriscol.gov.co/viewDocument.asp?id=1505864.
← 28. Para más información (en español), véase: https://www.funcionpublica.gov.co/eva/gestornormativo/norma.php?i=69038.
← 29. Para más información (en español), véase: https://www.cra.gov.co/documents/RESOLUCION-720-DE-2015-EDICION-Y-COPIA.pdf.
← 30. Para más información (en español), véase: https://www.cra.gov.co/documents/RESOLUCION_CRA_853_DE_2018.pdf.
← 31. Para más información (en español), véase: https://colaboracion.dnp.gov.co/CDT/Conpes/Econ%C3%B3micos/3874.pdf.
← 32. Para más información (en español), véase: http://www.suin-juriscol.gov.co/viewDocument.asp?ruta=Decretos/1879924.
← 33. Para más información (en español), véase: http://www.ideam.gov.co/documents/51310/526371/Resolucion+1362+2007++REQUISITOS+Y+PROCEDIMIENTOS+PARA+REG+DE+GENERADORES+DE+RESPEL.pdf/cdd6d851-013b-4bea-adf6-addec449f32b.
← 34. Para más información (en español), véase: https://www.car.gov.co/vercontenido/2542 y http://documentacion.ideam.gov.co/openbiblio/bvirtual/023901/InformeResiduos2019.pdf.
← 35. Para más información sobre las políticas de responsabilidad ampliada del productor, véase: https://www.oecd.org/env/tools-evaluation/extendedproducerresponsibility.htm.
← 36. Para más información sobre las prácticas mundiales de gestión de los neumáticos al final de su vida útil, véase el Proyecto de la Industria del Neumático del Consejo Empresarial Mundial para el Desarrollo Sostenible (WBCSD): https://www.wbcsd.org/Sector-Projects/Tire-Industry-Project/End-of-Life-Tires-ELTs.
← 37. Para más información (en español), véase: https://www.minambiente.gov.co/images/normativa/app/resoluciones/f0-Resoluci%C3%B3n%20909%20de%202008%20%20-%20Normas%20y%20estandares%20de%20emisi%C3%B3n%20Fuentes%20fijas.pdf.
← 38. Para más información (en español), véase: https://www.minambiente.gov.co/images/normativa/app/resoluciones/9b-Resoluci%C3%B3n%20802%20de%202014%20-%20Modifica%20parcialmente%20Resoluci%C3%B3n%20909%20de%202008.pdf.
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