Categoría: Opinión

Los usuarios de energía de Colombia han sido pacientes, han aguardado con entereza el cumplimiento de una serie de anhelos que hoy se perciben como promesas por (in)cumplir.

Por: SANDRA FONSECA*

8 de noviembre de 2021.   Entre las promesas por (in)cumplir, están: energía competitiva, proyectos de generación oportunos y económicos, líneas de transmisión que entren en fechas programadas, más energía en competencia y menos generación de seguridad, con un portafolio de recursos y tecnologías sostenible y sustentable, con la hoy más importante e icónica obra de infraestructura que nos tiene en vilo: Hidroituango.

Todos hemos profundizado en estos días en la importancia, relevancia, impacto y esperanza que representa Hidroituango como generación eléctrica. Resaltando que, como proyecto de ingeniería y de obra civil, es monumental y con un avance y un progreso irreductible; pero con básicamente poco adelanto en la producción de energía, sin poder, aún, usar el agua acaudalada en esta gran presa. Con una larga historia de promesas inconclusas, con asignaciones de confiabilidad tanto en 2008 como en 2012 y en 2019.

Vale la pena aclarar que los estudios del proyecto iniciaron desde 1974 y no fue hasta 2009 que se le otorgó la licencia ambiental, hoy suspendida, para empezar la construcción en 2010. Promesa ideal: se preveía que en el 2018 iniciaría operaciones, pues se esperaba funcionaran 300 MW en ese año y en el 2019 otros 900 MW, para un total de 1.200 MW es decir el 50% de Hidroituango.

La segunda fase, los otros 1.200 MW, entrarían divididos, a su vez, en una primera mitad en el 2021 y los restantes 600 MW en el 2022. Al no poder cumplir esto -una primera promesa rota-, en abril de 2018 se presentó un evento desafortunado que desembocó en una difícil decisión, se inundó la casa de máquinas y se aplazó su operación dejando el corazón energético herido.

Consecuentemente, esto ocasionó que se aplicaran en 2019 las garantías del Cargo por Confiabilidad que respalda a los usuarios, tal como se ejecutó para otra planta de EPM en 2011. Una garantía que alivió al usuario en un menor valor de restricciones en la tarifa, pero que dejó a la demanda con la incertidumbre y un mayor precio en el mercado. En su momento otras plantas también se habían descartado: Termocol, Porce IV y Miel II.

El Gobierno reaccionó y asignó una nueva subasta de confiabilidad en 2019 para reemplazar a Hidroituango, entre otros, con otra parte de Hidroituango, dos plantas a gas, y una hidroeléctrica -ya hoy desechadas por incumplimiento-, todas con la expectativa de entrar en diciembre de 2022.

De la misma manera, empezó la contratación de largo plazo de las renovables (Fernc) para entrada teórica en enero de 2022, pero con dos años de plazo de gracia. En este marco es llamativo, por decir lo menos, que el Plan de Expansión de la UPME contemple escenarios con solo 50% de Hidroituango, promesa a la mitad.

Hasta ahora, si un proyecto acumulaba más de un año de retraso reportado por un auditor, se ejecutaban las garantías que reducen la tarifa al usuario y disparan las acciones para reemplazar la energía firme del mismo. Sin embargo, en 2021 se modificó la regla y si un proyecto tiene un avance de más de 80%, evita esta secuencia. ¿Salvavidas o promesa aplazada?

Si por alguna razón Hidroituango se aplazara otro año -motivos sobran, como lo vemos a diario en las noticias- puede que la demanda reciba nuevamente un alivio temporal por efecto de los recursos de la garantía, y se evidencie, indefectiblemente, que debe reemplazarse nuevamente la energía respaldada, pues por su lado la energía del proyecto tarde o temprano entrará.

O puede, simplemente, que le den más tiempo, y las tarifas suban cándidamente porque la energía a utilizar en este escenario es llanamente más costosa. ¿Promesa rota o promesa dilatada?

Resultado para la demanda: incertidumbre, mayores tarifas, menores alivios, información segmentada y mayor riesgo. Promesas por cumplir ¿pero, por quién?

Se viene incubando una crisis energética global de grandes proporciones, la cual tiene como trasfondo la emergencia climática. Esta se originó en el exacerbamiento y las mayores concentraciones de gases de efecto invernadero (GEI) en la atmósfera, siendo el principal de ellos el dióxido de carbono (CO₂), aumentando la probabilidad de que se desaten fenómenos metereológicos extremos.

Por: AMYLKAR D. ACOSTA

6 de noviembre de 2021.   Como es bien sabido, la principal fuente emisora de GEI son las energías de origen fósil provenientes especialmente del carbón, el petróleo y el gas natural, las cuales participan con el 80% de la matriz energética global. Se destaca la generación de electricidad, con el 21,3% de las emisiones como la mayor responsable de las emisiones.

Según la Agencia Internacional de Energía (AIE), las emisiones de GEI provenientes de las centrales de generación de energía eléctrica fogueadas con carbón representan el 41% de la totalidad de las emisiones del sector eléctrico. Por eso, el Instituto Climate Analytics de Alemania plantea que dichas plantas generadoras “deben desaparecer de aquí a un par de décadas”. Ello significaría cerrar dos centrales de generación a carbón cada tres semanas en la Unión Europea o una por semana en China.

Hoy por hoy, China, con el 53%, tiene la mayor participación en el mundo de generación eléctrica a partir del carbón y paradójicamente es, a la vez, el mayor fabricante del mundo de paneles solares, turbinas eólicas y vehículos eléctricos, así como el mayor mercado para los mismos. No es de extrañar, entonces, que China sea el principal consumidor de carbón térmico del mundo.

Y, aunque el 90% de su aprovisionamiento de este mineral es local, debido a una serie de medidas del gobierno que preside Xi Jinping, su extracción ha mermado y los inventarios resultan insuficientes para satisfacer la demanda.

En efecto, China está ante una gran encrucijada: una gran demanda de energía, al tiempo que las restricciones medioambientales afectan la producción de carbón y el consumo del mismo, para cumplir con la meta de descarbonización, alineada con el Acuerdo de París. Son señales de un conflicto no resuelto.

Según analistas de Morgan Stanley, “el bajo inventario de los productores independientes de energía ha impulsado rápidamente la demanda de almacenamiento de carbón, lo que ha provocado picos de precios del mineral en un período estacionalmente débil”.

Cabe destacar que en seis de los más importantes grupos generadores de electricidad chinos sus inventarios han bajado un 31,5% respecto al 2020, que fue un año atípico por la pandemia, y se encuentran en niveles que no se habían registrado desde 2017.

Es tal el desespero que, según el Consejo de Electricidad de China, las empresas están dispuestas a comprar el carbón que requieren con urgencia a “cualquier precio, para garantizar la calefacción y la generación de energía en invierno”. En efecto, la presión de la demanda ha empujado los precios del carbón térmico a alzas que superan el 300%, cotizándose hasta los US $166 la tonelada.

Ello ocurre en momentos en los que la economía china salía del letargo provocado por la pandemia y el ritmo de su crecimiento en el primer semestre de 2021 registró el 12,7%. La incapacidad de satisfacer la demanda de energía amenaza con dar al traste con la reactivación de su economía, expuesta a cortes de suministro y racionamiento del servicio de energía.

Y no hay que olvidar que China, pese a los recientes avatares y desencuentros con la administración Trump y su nacionalismo ultramontano, sigue siendo la fábrica del mundo.

De modo que el impacto de esta perlesía de la actividad fabril está repercutiendo en el resto del mundo, empezando por la Unión Europea, que es donde primero se ha sentido la disparada de los precios internacionales del acero, superior al 75%, y el aluminio, así como la cerámica, el vidrio y el cemento.

Con la relocalización de muchas de sus empresas en China, la economía de la Unión Europea depende en gran medida del gigante asiático, al punto de convertirse en la locomotora que jalona su crecimiento.

Muchas partes, componentes, circuitos integrados y microchips, de los cuales se surten empresas europeas y estadounidenses, son producidos en China, de modo que la parálisis a la que están expuestas sus factorías afectan la cadena de suministros, especialmente de las empresas tecnológicas, repercutiendo además en sus costos y precios de mercado.

Es patético el caso de la industria automotriz europea. Marcas tan emblemáticas como la Volvo sueca o la BMW alemana son fabricadas exclusivamente en China. Sólo el 3% de los autos que circulan en Europa se fabrican en el viejo continente y actualmente importan desde China 50.000 vehículos al año.

Al fin y al cabo, China sigue siendo la gran fábrica del mundo.

*Exministro de Minas y Energía y miembro de número de la ACCE.

Para los expertos, una de las claves para mitigar el riesgo en Colombia, estaría en definir las reglas para que los inversionistas se sientan seguros.

Por: ÁLVARO JOSUÉ YÁÑEZ*

3 de noviembre de 2021.   Durante los últimos cinco años, en Colombia el gas natural se ha vuelto un tema central dentro de los debates energéticos, muchos de ellos enfocados en la preocupación de decenas de expertos que aseguran que el país pronto entrará en una crisis de autosuficiencia que impactaría directamente en el bolsillo de los colombianos.

Colombia, por ahora, es capaz de producir gas para su consumo, de ahí la importancia de implementar medidas que, en lo posible, le garanticen su autoabastecimiento; de lo contrario, si el país se ve obligado a importar el combustible, muy probablemente el precio que pagan los hogares por la molécula aumentaría, eso sin mencionar que, de llegar al desabastecimiento, sería necesario recurrir a otras fuentes de energía potencialmente más costosas.

Siendo éste un combustible de uso cotidiano de millones de colombianos, lo que suceda con su disponibilidad afectaría directamente la economía de cada uno de los hogares.

Esta situación no es reciente, las proyecciones de consumo de gas natural en Colombia siempre han sido más agresivas que los niveles de exploración y explotación del hidrocarburo, y en el ambiente del sector siempre ha estado latente la amenaza de la pérdida de autosuficiencia.

La crisis de los precios de los hidrocarburos de 2015 y 2016 afectó de manera importante el ritmo de celebración de contratos y de actividades exploratorias en el país; y a pesar de que el precio se ha recuperado, esa recuperación no se ha trasladado automáticamente a la exploración.

Además, si a eso se le suma la incertidumbre de los inversionistas frente a la posibilidad de desarrollar yacimientos no convencionales, el futuro del sector parece bastante retador.

Sin embargo, esta situación no es específicamente un problema colombiano: muchos países en Europa son dependientes de la producción de gas de otras partes del mundo, es decir, son importadores netos, de modo que la alta demanda ha provocado un aumento exacerbado de los precios. Asia está demandando mucho más gas que el que normalmente consumía y países como Brasil están usando su producción para generar la energía faltante por el bajo nivel de las hidroeléctricas, producto de una sequía.

Una forma de mitigar el riesgo de desabastecimiento en Colombia sería garantizar condiciones estables para la inversión, esto es, rebajar el nivel de incertidumbre a través de reglas de juego claras y estables, y una posición coherente del país respecto de la explotación de los recursos naturales; en otras palabras, no caer en el error de promover rondas para atraer inversionistas quienes, luego de entrar al país, se encuentran día a día con nuevas trabas y requisitos, e incluso con posiciones contradictorias entre distintas agencias del mismo gobierno.

No hay forma de aumentar las reservas de gas de un país sin invertir en exploración y Colombia tradicionalmente ha tenido un juego de reglas relativamente claras y estables, pero últimamente esto se ha visto amenazado por ciertos pronunciamientos de políticos en campaña y por cierto activismo judicial, no siempre fiel al contenido de las normas.

El 2022 será un año clave para el país y se espera que Colombia decida si va a permitir o no la explotación de yacimientos no convencionales, así como nuevos lineamientos para garantizar mayor transparencia y celeridad a los trámites asociados a este tipo de proyectos, en particular en lo que tiene que ver con licenciamiento ambiental y relación con las comunidades.

La exploración de prospectos hasta llegar a descubrimientos de nuevos yacimientos no se hace de la noche a la mañana, por esto es necesario que de manera inmediata se envíen las señales adecuadas a los mercados y a los inversionistas, que permitan atraer capitales que a su vez viabilicen nuevos proyectos.

*Socio de CMS Rodríguez–Azuero y experto en energía y cambio climático.

Estamos en vísperas de la Conferencia anual de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (COP26), organizada por el Reino Unido, la cual deliberará entre el 31 de octubre y el 12 de noviembre en Glasgow, Escocia.

Por: AMYLKAR D. ACOSTA*

31 de octubre de 2021.   El cambio climático, que yo prefiero llamar variabilidad climática, se caracteriza por tres aspectos fundamentales: primero, se manifiesta con fenómenos extremos de sequía e inundaciones, calores infernales y fríos intensos. Según el escritor, profesor y ambientalista danés Bjorn Lomborg, 2.500 personas perecen cada año en EEUU y Canadá a causa de las olas de calor y 100.000 personas en EEUU y 13.000 en Canadá fallecen anualmente a consecuencia de las bajas temperaturas. Segundo, no es cíclico ni tiene periodicidad, lo que hace imposible pronosticarlo o preverlo. Y tercero, son cada vez más intensos y con mayor duración.

Previa a esta Conferencia tuvo lugar en Nápoles (Italia) la reunión de los 234 científicos integrantes del Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático (IPCC) de la ONU, creado en 1988 y produjo el Informe titulado Cambio Climático 2021: bases físicas, el cual contó con 14.000 estudios como base, para someterlo a su consideración.

Allí dejaron consignado que el calentamiento global avanza a pasos agigantados y se intensifica con inusitada rapidez y que el tiempo apremia para reducir de manera sustancial las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) que lo atizan. Concluyeron, además, que existe una muy estrecha correlación entre el medioambiente, el clima, la energía y la pobreza.

Ya lo había advertido el secretario General de la ONU Antonio Guterres al instalar sus sesiones del 2019: “la emergencia climática es una carrera que estamos perdiendo, pero es una carrera que podemos ganar. La crisis climática es causada por nosotros y las soluciones deben venir de nosotros. Tenemos las herramientas: la tecnología está de nuestro lado”. Por ello la COP26 es considerada crucial para enfrentar con éxito el que pasó de ser una amenaza para convertirse en un reto: el cambio climático.

La expectativa está centrada en el objetivo que la reducción de las emisiones de GEI sea mucho mayor que la de la COP21, con su estrategia de la descarbonización de la economía, en la que se planteó como objetivo un umbral de 2 grados centígrados por encima de la temperatura global previa a la primera revolución industrial. Pero estudios y análisis posteriores han llevado a la conclusión de que sólo fijándolo en 1,5 grados, considerado como el punto de no retorno, puede evitarse la debacle.

Este es el punto de inflexión a partir del cual, según los entendidos en la materia, los peligros inmanentes del calentamiento global se tornan irreversibles, con sus olas de calor, la inminente escasez de agua, la pérdida de las cosechas y la hambruna, así como el colapso de los ecosistemas.

Si durante este siglo el mayor calentamiento es de 1,5 o 2 grados (hasta niveles que jamás se experimentaron en los 10.000 años de historia de la civilización humana) arribaríamos a extremo de volver inhabitable nuestra “Casa común” que es como llama el Papa Francisco al planeta Tierra.

Se trata, además, de despertar la conciencia dormida sobre la gravedad del calentamiento global y sus estragos, así como sobre la premura de tomar acciones tendientes a morigerar su impacto y frenar la alocada carrera que le imprime un modelo económico basado en la producción y el uso masivo de las energías de origen fósil, uno de los causantes del mismo.

Lo dijo claramente el más reciente Informe de las Naciones Unidas sobre el Medioambiente: “Si no reducimos las emisiones actuales a la mitad, el mundo asistirá a un peligroso aumento de la temperatura global al menos de 2,7 grados centígrados este siglo”.

El reto no es menor, sobre todo después de constatar que el año pasado, no obstante la ralentización del crecimiento de la economía que se tradujo en una reducción del 5% de las emisiones de CO₂, la acumulación de estas en la atmósfera no sólo no se redujo sino que se escaló hasta alcanzar el record de 413 partes por millón, superando ampliamente el hito de las 400 partes por millón en 2015.

De allí que el secretario General de las Naciones Unidas Antonio Guterres, al exhortar a los asistentes a la COP26, manifestó que “la era de las medias tintas y las promesas vacías debe terminar”, si se quiere frenar la inercia que trae el aumento anual de la concentración de GEI, las cuales ya superaron la media del período 2011-2020.

*Exministro de Minas y Energía y miembro de Número de la ACCE.

Artículo de la Unión Internacional del Gas (IGU, por su sigla en inglés), donde hace un llamado a la acción para reducir las emisiones de metano con miras al próximo COP26. Reducir las emisiones globales de metano es lo correcto y brinda una oportunidad para asegurar un futuro energético sostenible, donde el gas natural y cada vez más gases con bajas emisiones de carbono, renovables y descarbonizados jugarán un papel vital.

28 de octubre de 2021.   A medida que se acerca la Cumbre COP26, las discusiones preliminares se están calentando y los resultados siguen siendo desconocidos. Sin embargo, podemos esperar que el tema de las emisiones de metano cobre un nuevo protagonismo. 

El compromiso global de metano de Estados Unidos y la Unió Europea es un ejemplo. Anunciado por primera vez en septiembre, se lanzará formalmente en la conferencia. El Compromiso compromete a los signatarios con “un objetivo colectivo de reducir las emisiones globales de metano en al menos un 30 por ciento desde los niveles de 2020 para 2030 y avanzar hacia el uso de las mejores metodologías disponibles para cuantificar las emisiones de metano, con un enfoque particular en las fuentes de alta emisión”.

El metano es el componente principal del gas natural (fósil o renovable), por lo que es muy relevante para la industria mundial del gas, aunque en particular el gas natural renovable (biogás / biometano) también puede ser una ruta eficaz para reducir directamente las emisiones de metano. La producción de biogás compensa las emisiones de metano provenientes de otros sectores, así como las emisiones de CO₂ en energía, ya que reduce el consumo de combustibles fósiles.

La mitigación de las emisiones de metano juega un papel importante en el cumplimiento de los objetivos de reducción de gases de efecto invernadero (GEI) de París. 

El metano es el segundo GEI más importante después del dióxido de carbono (CO₂). Su efecto de calentamiento es significativamente más fuerte a corto plazo, lo que lo convierte en un forzador climático más potente que el CO₂ en la década más cercana, con una vida atmosférica de unos 12 años. Por lo tanto, la mitigación de las emisiones de metano es un asunto urgente, siempre y cuando no sea a expensas de un aumento continuo en la mitigación de CO₂, que tiene un efecto compuesto mucho más significativo sobre el calentamiento a largo plazo, debido a su vida de milenios.

La IGU ha sido un defensor de alto perfil para la cuantificación, documentación y reducción continuas de las emisiones de metano entre sus miembros y más allá desde al menos 2016, cuando se formó por primera vez el Grupo de Expertos en Emisiones de Metano de la IGU. 

Mitigar las emisiones de metano de nuestras operaciones es una oportunidad para mejorar aún más el caso ambiental y comercial del gas. Si bien la seguridad fue el principal factor de motivación inicial, el resultado neto fue una reducción significativa de las emisiones en toda la industria mundial.

Sin duda, hay más por hacer

No hay dos sistemas de gas creados iguales, en todo el mundo y en toda la cadena de valor, y si bien puede haber oportunidades de reducción significativas y rentables en algunas áreas del sistema energético global, otras pueden estar enfrentando rendimientos decrecientes sobre las inversiones en reducciones, si la línea de base ya es extremadamente baja y cercana a cero, por ejemplo.

Sin embargo, a medida que la ciencia y la tecnología han avanzado y se ha fortalecido la urgencia ambiental, también lo han hecho los esfuerzos de la industria para ir más allá de los requisitos de seguridad existentes. 

Desde objetivos individuales hasta iniciativas grupales, la industria del gas ha demostrado tanto compromiso como acción. Algunos ejemplos incluyen: Global Methane Alliance que tiene como objetivo una reducción del 45% para 2025; Asociación de Petróleo y Gas Metano (OGMP) 2.0, cuyo objetivo es promover el seguimiento del rendimiento entre los operadores; la colaboración de los Principios Rectores del Metano (MGP) entre la industria y las organizaciones de apoyo; Oil & Gas Climate Initiative (OGCI), alcanzando su objetivo para 2025 de reducir la intensidad de las emisiones de metano al 0,25%. 

La Iniciativa Global de Metano es una organización más amplia cuyo objetivo es identificar y desplegar tecnologías y métodos de mitigación de metano prácticos y rentables en varios sectores. Estos son solo algunos de los ejemplos internacionales, y hay muchos regionales y locales.

La industria del gas no puede hacerlo sola

Como nos recordó el Dr. David Allen de la Universidad de Texas en la reciente edición de la revista IGU GVG, aproximadamente el 40% de las emisiones globales de metano ocurren de forma natural. Algunas de estas fuentes incluyen humedales, termitas e hidratos. El 60% restante proviene de la actividad humana, incluidos los sistemas de energía, el arroz y otras actividades agrícolas, las operaciones ganaderas, los vertederos, el tratamiento de desechos y la quema de biomasa.

La industria global del gas es solo una fuente de emisiones de metano, entre muchas. La industria mundial del gas contribuye entre el 6 y el 8% de las emisiones totales de metano atmosférico. Eso es muy significativo, pero a menudo parece que se describe erróneamente que la industria del gas es la única o la principal fuente. 

La cadena de valor del carbón, por ejemplo, emite aproximadamente la misma cantidad de metano, además de emitir más del doble de CO₂ y un orden de magnitud más de contaminantes en el aire cuando se quema. La agricultura también es una fuente importante de emisiones de metano y, debido al calentamiento del planeta, algunas de las fuentes naturales pueden volverse más importantes (por ejemplo, el deshielo del permafrost). Una cosa es segura: retrasar la acción para reducir las emisiones globales de metano no es una opción.

Por lo tanto, el objetivo principal de la comunidad global debería ser lograr las máximas reducciones en el menor tiempo posible, no muy diferente al Compromiso Global de Metano. Eso significa que los formuladores de políticas deben priorizar los enfoques de mitigación que abarquen toda la economía y que estén orientados a los resultados, incluidas las oportunidades en todos los sectores.

La IGU, con miembros en más de 80 países en los cinco continentes, continuará abogando por cuantificar, documentar y reducir las emisiones del sector de gas en todos los rincones del mundo. 

Lo que ayudará es un enfoque colectivo para lograr el mayor impacto, incluidos incentivos para las áreas donde los operadores enfrentan desafíos significativos de recuperación de costos y disponibilidad de capital para inversiones iniciales, cuando enfrentan barreras de liquidez. No es un juego de suma cero, y los enfoques más impactantes serían aquellos centrados en el objetivo final de reducir la concentración de metano en la atmósfera.

Reducir las emisiones globales de metano es lo correcto. Mitigar y eliminar las emisiones de metano de la cadena de valor del gas brinda la oportunidad de asegurar un futuro energético sostenible, en el que el gas natural de hoy y los gases cada vez más bajos en carbono, renovables y descarbonizados en el futuro, jugarán un papel vital.

La industria del gas está comprometida, como ninguna otra, a prevenir la pérdida de su producto y a garantizar que maximiza su contribución al futuro energético sostenible y a una transición energética justa. Sin embargo, no podemos hacerlo solos, ni el metano se reduciría lo suficiente si lo hiciera.

El principio número uno de la Convención Marco de las Naciones Unidas para el Cambio Climático (CMNUCC) es: “Las Partes deberían proteger el sistema climático en beneficio de las generaciones presentes y futuras, sobre la base de la equidad y de conformidad con sus responsabilidades comunes pero diferenciadas y sus respectivas capacidades. En consecuencia, las Partes que son países desarrollados deberían tomar la iniciativa en lo que respecta a combatir el cambio climático y sus efectos adversos.”

Por: RICARDO DELGADO*

24 de octubre de 2021.   El primer principio de la CMNUCC indica que todos deberíamos combatir el cambio climático para asegurar el bienestar presente y futuro. También indica que este deber se enmarca en principios de equidad y que, aunque todos tenemos algún grado de responsabilidad, hay unas partes más responsables que otras y también hay unas partes que tienen mayor capacidad para combatir el cambio climático que otras.

Este principio deja claro que efectivamente algunas partes han contribuido más a causar el problema de cambio climático que otras. Normalmente esas partes que son más responsables de causar el problema del cambio climático son países desarrollados y que tienen mayor capacidad (expresada por ejemplo en tecnologías, conocimiento y recursos económicos) para combatir el problema. Es por eso que la última frase del principio número uno manifiesta que los países desarrollados deberían tomar la iniciativa para combatir el cambio climático.

Y los países desarrollados tomaron la iniciativa, efectivamente. El primer acuerdo legalmente vinculante para reducir los gases de efecto invernadero (GEI) en el mundo fue el Protocolo de Kioto. En ese protocolo se definieron obligaciones para limitar o reducir la emisión de GEI entre los países desarrollados (listados en el Anexo I del protocolo). Este protocolo se firmó en 1997 y tuvo vigencia desde 2008 hasta 2020, luego de una atropellada extensión.

Para el momento de la firma del protocolo, los países Anexo I (en total, 42 países) habían emitido el 67,4% del total de GEI acumulado hasta el momento. En 2020 esta contribución disminuyó hasta 58,9%.

Hoy en día los países Anexo I siguen siendo los mayores responsables históricos del problema del cambio climático, pero sus emisiones están disminuyendo y su participación en la emisión anual es hoy en día un tercio del total mundial. Al mismo tiempo, el resto de los países sigue teniendo una trayectoria creciente de emisiones. 

Es de esperar que en pocos años los países Anexo I y los No Anexo I hayan hecho aportes históricos iguales. Si se promedia la participación sobre el total mundial de los Anexo I entre el número de países tenemos que cada uno está emitiendo hoy en día, en promedio, el 0,82% del total mundial al año.

Esta trayectoria y el creciente aumento en la participación de la producción de emisiones anual de los países en desarrollo hizo evidente que la sola acción de los países históricamente más responsables no era suficiente para detener el cambio climático. Así se llegó a la necesidad de lograr un acuerdo global que se materializó en París en 2015.

En 2019, en promedio cada país No Anexo I emitió 0,52% de las emisiones globales de ese año (sin incluir CUS, las asociadas al cambio del uso del suelo) y el resto de los países (más de una treintena) emitieron en promedio el 0,05% del total global de ese año. En 2019 el aporte de Colombia a las emisiones mundiales sin incluir CUS fue de 0,35% (entre 0,45% y el 0,55% si se incluyen todas las emisiones).

Hasta aquí hemos explorado los aportes de los países sin incluir las emisiones asociadas a los cambios en el uso del suelo (que incluyen todos los procesos de deforestación).

En 2019 Carbon Brief  publicó la lista con el top 10 de países que más han emitido históricamente GEI a la atmósfera sin incluir las emisiones por cambios en el uso del suelo. Los 10 países más emisores no sorprenden y son en su orden: Estados Unidos, China, la ex Unión Soviética, Alemania, Reino Unido, Japón, India, Francia, Canadá y Polonia. Con excepción de China e India, todos son Anexo I (Rusia en el lugar de la ex Unión Soviética).

Este año, Carbon Brief actualizó sus estimaciones al incluir las emisiones acumuladas por cambios en el uso del suelo. Esta lista muestra el impacto que tiene la deforestación, que a diferencia del consumo de combustibles fósiles no tiene una relación tan directa con el desarrollo económico de los países, en el problema del cambio climático.

La lista de los 20 primeros países más emisores se modifica y ahora son: Estados Unidos, China, Rusia, Brasil, Indonesia, Alemania, India, Reino Unido, Japón y Canadá. De estos diez países Brasil, China, India e Indonesia no son Anexo I, son países en desarrollo. En la lista de los 20 países más responsables por la acumulación de GEI en la atmósfera aparecen otros dos países latinoamericanos: Argentina y México.

A 2019, Colombia figuraba entre los cincuenta países que han aportado más emisiones acumuladas sin incluir las asociadas a los cambios en el uso del suelo. En esa misma lista, México, Brasil y Argentina son top 30 en emisión.

Como vimos, al contabilizar las emisiones por cambios en el uso del suelo estos tres países entraron en el top 20 de la lista. De igual manera, uno podría esperar que cuando se conozca el listado completo de emisores incluyendo cambios en el uso del suelo, Colombia ascienda posiciones. Lo anterior no quiere decir que la solución al problema del cambio climático dependa de lo que haga o deje de hacer Colombia, pero al final hay cerca de una centena y media de países que han producido menos emisiones históricas.

Pero no todo se trata de responsabilidad histórica con el cambio climático. El primer principio de la convención también menciona las capacidades de las Partes para combatir el cambio climático.

Siendo que el ingreso per cápita es una aproximación a las capacidades económicas de los países, es sensato pensar que los países de mayor ingreso tienen más capacidad para combatir el cambio climático que los países de menor ingreso.

Aquí es donde entra en juego la responsabilidad diferenciada de los países desarrollados. Estos países tienen la responsabilidad de reducir sus emisiones (como los demás países del mundo) y de apoyar a los países que tienen menos capacidades para que estos logren el desarrollo económico sin aumentar las emisiones.

Ahora, Colombia es un país de ingreso medio. El ingreso per cápita del país lo ubica cerca de la posición 100 entre casi 200 países. No somos los más ricos, tampoco los más pobres. No somos los mayores responsables del cambio climático, tampoco los menos responsables. En cambio, si estamos entre los países más vulnerables del mundo o al menos nos hemos reconocido vulnerables y ya hemos experimentado los costos de vivir en un mundo con un clima que está cambiando (inundaciones, sequías, oleadas invernales, huracanes).

La tarea de Colombia es, reconociendo su responsabilidad común pero diferenciada y sus propias capacidades, lograr el desarrollo económico que mejore la calidad de vida de sus habitantes, adaptar su territorio al cambio climático y disminuir su huella de carbono.

*Investigador del Centro Regional de Estudios de Energía.

Una vez más salta a la palestra Hidroituango, proyecto de vital importancia para el país, el cual enfrenta en este momento sus mayores dificultades, en medio de una trifulca y un pulso político que ha trascendido a los estrados judiciales y está mediada por un fallo con responsabilidad fiscal proferido por la Contraloría General de la República.

Por: AMYLKAR D. ACOSTA*

24 de octubre de 2021.   El megaproyecto de generación de electricidad es considerado como el de mayor envergadura del país, pues contempla 8 unidades con una capacidad de 300 MW cada una de ellas, cuya generación estará en capacidad de satisfacer el 17% de la demanda nacional. De él depende la confiabilidad y firmeza de un servicio tan esencial como es el de la electricidad para los 13,8 millones de usuarios, entre regulados y no regulados.

Nadie esperaba que, cuando el avance del proyecto había alcanzado el 81%, se presentara una contingencia de enormes proporciones en mayo de 2018, atribuible al colapso de un túnel que se construyó sin contar con la licencia ambiental, razón por la cual la ANLA sancionó a Empresas Públicas de Medellín (EPM). 

Así las cosas, pese a los esfuerzos del gobierno para garantizar el cubrimiento de la demanda y de EPM, al acordar con los cuestionados contratistas que continuaran la obra, con miras a asegurar que las primeras 4 unidades entraran en operación este año y no cumplirse con dicho cronograma, el sistema eléctrico del país en su conjunto ha sido sometido a un estrés que ha puesto en riesgo su estabilidad y confiabilidad.

Se podrá decir que no hay motivos de preocupación por un posible racionamiento, porque el nivel del agregado de los embalses en este momento está al tope, rozando el 85%, pero ello es efímero, puesto que es consabido que el Fenómeno de la Niña actual, con su alta pluviosidad, es pasajero y siempre va seguido del Niño y la consiguiente sequía. No se puede, entonces, jugar a la ruleta rusa, como es la aleatoriedad propia de la meteorología debido a la variabilidad climática.

Por todo lo anterior, el sólo anuncio por parte del Alcalde de Medellín y del Gerente de EPM que están contemplando un plan B que consistiría en cambiar al consorcio constructor, ha encendido todas las alarmas. Porque, así afirme el alcalde Quintero que si se cambia de montura en la mitad del río, “en principio el retraso era de 16 meses, si los contratistas salían, hoy lo calculamos en 4 meses y estamos trabajando para llevarlo a cero”, ello está por verse. Contra todos los pronósticos, su administración y la de EPM estiman que “en junio del próximo año, si no hay retrasos (sic), entraríamos en operación”.

Pero a contrario sensu de lo que piensa el Alcalde, la Sociedad Antioqueña de Ingenieros (SAI) sostiene que el cambio de ejecutores significaría, mínimo, añadirle un año más a la lista de espera. Por su parte, la firma auditora independiente Deloitte considera que, “en caso que exista un cambio en el constructor de obras civiles no sería posible cumplir con el cronograma”.

La situación se torna más compleja si tenemos en cuenta que sigue en firme la Resolución de la ANLA de suspender la Licencia Ambiental al proyecto y con ella se le puso un freno de mano a las “actividades constructivas”, permitiendo sólo la ejecución de obras o desarrollos relacionados con trabajos que tengan por finalidad “superar la contingencia”. La ANLA le requirió a EPM presentarle un dictamen pericial, que la empresa contrató con la firma POYRY, el cual hasta la fecha no ha sido presentado.

Ante esta encrucijada y la gravedad de la situación planteada, el presidente de la República Iván Duque convocó una cumbre en la Casa de Nariño. Al término de la misma el presidente se desmarcó de la posición del alcalde Quintero, quien se limitó a decir “que los responsables paguen”. Por su parte, Duque afirmó que “aquí lo que ocurrió fue un siniestro y lo que tiene que operar es que las aseguradoras cumplan con el pago de las pólizas”.

Con respecto al cambio de contratistas y a un eventual aplazamiento de la entrada en operación de las dos primeras unidades en junio de 2022, el gerente de EPM manifestó: “aquí no podemos estar improvisando como país. Poner en riesgo la ejecución del proyecto, así sea un solo día, puede tener repercusiones graves para el país”. Y subrayó, “aquí no podemos estar jugando a la incertidumbre”.

Huelga decir que el no cumplimiento del nuevo cronograma para la entrada de Hidroituango para que empiecen a generar energía las primeras unidades, no sólo seguirá afectando el precio y las tarifas de energía en todo el país, sino que compromete seriamente la operatividad de los parques eólicos y las granjas solares fotovoltaicas que se están instalando, dado que así como las fuentes no convencionales de energías renovables (FNCER) están llamadas a servir de respaldo al parque de generación convencional (hídricas y térmicas), igualmente este habrá de servir de respaldo a aquellas.

*Exministro de Minas y Energía y miembro de número de la ACCE.

Cómo cambian las cosas. De la estrepitosa caída en la demanda que trajo el cierre de la economía global y que tumbó los precios de la energía, nos encontramos hoy frente a alzas generalizadas de los distintos energéticos y ante la posibilidad real de racionamiento en varias de las principales economías del mundo.

Por: TOMÁS GONZÁLEZ*

13 de octubre de 2021.   Hasta hace poco una de las principales apuestas para salir de la pandemia era la recuperación verde. La idea básica era que acelerando la inversión en tecnologías de bajas emisiones como la eólica y la solar podríamos al mismo tiempo reactivar la economía, crear empleo y beneficiar al planeta reduciendo las emisiones de gases de efecto invernadero.

Como bien lo anota Vandana Hari de Nikkei Asia, esto ha generado una enorme confusión entre la gente del común a la que se le vendió la idea de que iba a poder disfrutar del aire puro y los cielos azules sin sacrificar ninguna de las comodidades de la vida moderna que hacen posible la energía confiable y barata. Y, por supuesto, una gran preocupación entre los gobiernos que quieren evitar la consecuencias políticas de la crisis, proponiendo medidas contradictorias como aumentar la producción de fósiles o inconvenientes como los controles de precios.

Lo cierto es que los precios del gas, el carbón y el petróleo están subiendo y, de la mano de ellos, los precios de la energía eléctrica. Esto ha llevado al cierre de fábricas, a problemas en las cadenas de suministro globales y a respuestas de políticas que le ponen un freno a la recuperación como las subidas en las tasas de interés por parte de Bancos Centrales que buscan evitar brotes inflacionarios.

¿Por qué están disparados los precios de la energía?

El epicentro de esta crisis es Europa. Tras un invierno inusualmente frío que redujo las reservas de gas a mínimos históricos, la reactivación de la demanda de energía coincidió con una menor disponibilidad a la esperada de fuentes de generación renovable como el viento en el Reino Unido o la lluvia en Noruega.

En condiciones normales, la incapacidad para generar de las plantas renovables debería ser sustituida por generación con gas natural, lo cual no ha sido posible en la escala requerida. Primero, por el desmantelamiento de plantas de generación térmica debido a la política de descarbonización que sigue el continente y, segundo, por la caída en la oferta del gas, producto tanto de problemas en la infraestructura de suministro como de geopolítica ante la dificultad para que los europeos aprueben el gasoducto Nordstream 2, que ya está listo y que conectaría la reservas de gas ruso con Alemania sin tener que pasar por Ucrania.

Ante la estrechez de la oferta de gas muchos han considerado la generación con carbón —la cual requiere de permisos de emisión dada la normatividad europea actual— pero se han encontrado con que el valor de los permisos de emisiones se encuentra en el punto más alto de su historia, en más del doble del valor que alcanzaron en el pico anterior de 2008. Esto los ha llevado de vuelta al gas, cuya mayor demanda ha generado aumentos de precio de hasta 500% en algunos mercados. Y lo que es peor, se avecina un invierno que, de ser muy frío, podría llevar a un racionamiento de gas para calefacción.

Por su parte China, donde el 70% de la generación se hace con carbón, enfrenta una crisis que ya está manifestándose en cortes de energía generalizados. La suma de compromisos ambientales, de mayores requerimientos de seguridad operativa y de control de precios para evitar alzas llevó a estrictas cuotas regionales de consumo de energía y a una menor inversión en plantas de carbón que le han pasado factura a la disponibilidad de energía y llevado a racionamientos. A esto hay que sumarle las restricciones impuestas al carbón australiano, dado que ese país pidió investigar los orígenes del COVID, y la reducción en las lluvias que ha limitado la generación con hidroelectricidad.

El abastecimiento en China tiene el problema adicional de que amenazan las cadenas de suministro globales —en especial las que tienen que ver con la producción de manufacturas que cayó por primera vez en casi dos años— así como las que dependen de la producción de metales como el acero y el aluminio. Es tal la magnitud del problema que muchas plantas se han volcado a la generación con diésel para tratar de mitigar el problema, a pesar de su mayor costo.

La respuesta de las autoridades ha sido ordenar un aumento de la producción de carbón, exigir una mayor tolerancia al riesgo en la financiación de plantas con carbón e impulsar las importaciones de gas natural licuado (GNL) y de carbón, en contravía de las metas ambientales que ellos mismos habían impuesto.

Esta competencia por el gas con Europa está llevando a aumentos en los precios en otros mercados. En Asia, por ejemplo, el precio spot del GNL ha aumentado cerca de 200% y le está cerrando las posibilidades de conseguir gas a países tan poblados como Pakistán o Bangladesh, que no tienen los recursos para competir con economías más fuertes.

Inclusive, Estados Unidos se ha visto afectado. Aunque los precios del gas local se han duplicado, los productores de gas no convencional no parecen estar reaccionando con la celeridad suficiente por temores a escasez en la financiación, a reacciones adversas de los inversionistas que parecieran estar cada vez menos dispuestos a financiar este tipo de proyectos y a incertidumbre sobre que tan restrictivas pueden ser las políticas ambientales en el futuro.

El aumento en la demanda y la estrechez en los mercados —que han elevado también los precios del crudo— han sido tan fuertes que el propio presidente Biden, autor de la ambiciosa política climática de Estados Unidos y principal promotor de que ese país asuma nuevamente el liderazgo en la lucha contra el cambio climático, le ha pedido a la OPEC+ que aumente la producción de petróleo para reducir las presiones sobre los mercados.

La preocupación por las consecuencias políticas del aumento de los precios de la energía es evidentemente un factor que está llevando a los gobiernos a reconsiderar sus prioridades ambientales en el corto plazo. 

El caso de India se parece más al de China. A los altos precios del carbón importado se le suman los monzones que han inundado minas y contribuido a la estrechez de la oferta a tales niveles que más de la mitad de las plantas de generación con carbón del país están operando con reservas críticamente bajas.

Dado que el 70% de la energía del país se genera con carbón, la situación se ha convertido en un dolor de cabeza para la estrategia de recuperación post pandemia del presidente Modi. Con aumentos de precios que superan el 40%, y a pesar de haber instalado ya más de 450 GW de generación solar y de viento, India está en todo caso ampliando su capacidad de generar con carbón y se espera que a 2040 más del 40% de la demanda nueva sea atendida con este mineral.

Finalmente, Brasil, vecino de Colombia y gigante económico de la región, enfrenta la peor sequía en un siglo. Al igual que Colombia, para la generación de electricidad Brasil depende esencialmente del agua, lo que ha llevado al país a exponerse peligrosamente a cortes de energía. El gobierno aumentó los precios de los grandes consumidores de energía en más del 50% con el fin de atenuar la demanda, está acelerando al máximo posible la importación de energía de Uruguay Argentina y se esfuerza por activar la generación térmica al máximo posible.

El aumento en los precios de energía ha llevado al Banco Central de Brasil a aumentar las tasas de interés para contener la inflación —que ya supera el 8%—

frenando la reactivación y sumándose a la sequía en el sur y oeste del país que está poniendo en jaque el suministro de agua para la agricultura y afectando también la reactivación y los precios. 

Lecciones para Colombia

Todo lo anterior apunta a una conclusión: los problemas de suministro de gas seguramente hubieran generado problemas, pero estos se han amplificado por las políticas de descarbonización acelerada que está implementando el planeta. Sobre todo en un mundo donde los mercados energéticos y las cadenas de suministro están crecientemente interconectadas.

Esto no quiere decir que haya que abandonar la lucha contra el cambio climático, que es un problema real y de grandes consecuencias negativas para la humanidad. Pero si que hay que recalibrar la estrategia; de lo contrario, los hechos nos van a derrotar.

Recientemente las Naciones Unidas adoptaron como meta que todas las personas tengan acceso a energía limpia y comprable. Sin embargo, el énfasis desproporcionado en que la energía sea limpia se ha dado a expensas de poner en riesgo los otros objetivos. Cumplir esta promesa ciertamente requiere centrarse en reducir el impacto ambiental de la energía, pero también darle igual importancia a asegurar el suministro y ocuparse de que los precios sean competitivos.

Aumentar la participación de renovables y deshacerse de los fósiles sin asegurar la confiabilidad es una receta para los problemas de suministro y volatilidad en los precios que estamos viendo. ¿Quién entiende, por ejemplo, que al tiempo que se retiran las plantas de carbón se retiren también las plantas nucleares que son limpias y confiables? Sobre todo si se tiene en cuenta que la energía que dejan de producir las nucleares es reemplazada por gas natural que genera mayores emisiones.

Lo que se necesita es una oferta diversa y robusta que asegure la confiabilidad. En el futuro ella puede no incluir combustibles fósiles, si tecnologías como el almacenamiento a gran escala con baterías y el hidrógeno como combustible son una realidad. No olvidemos que si algo ha demostrado esta crisis es lo mucho que depende nuestro sistema energético actual del gas natural.

Colombia haría bien en aprender las lecciones de lo que está pasando en el mundo. Nuestro sistema, que es hidroeléctrico y por lo tanto vulnerable a la sequías, se ha expandido en los últimos años fundamentalmente a partir de viento y sol ante la ambiciosa apuesta de descarbonización que ha trazado el gobierno. Sin embargo, a la pregunta sobre la potencial mayor vulnerabilidad del sistema, la respuesta se ha centrado en la complementariedad que existe entre los renovables convencionales y los no convencionales —si cuando no llueve hace más sol y sopla más el viento. Esto puede ser verdad y parece haber evidencia para respaldarlo, pero lo cierto es que el nuevo sistema no ha sido puesto a prueba todavía porque los proyectos aún están en construcción y en cambio si hemos descuidado el desarrollo del gas.

Seguimos sin tener claro si podremos desarrollar nuestras reservas de yacimientos no convencionales y costa fuera, se mantiene una fuerte oposición al desarrollo de los pilotos de fracking aún sin haberlos concluido y todavía no hay certeza plena sobre el desarrollo de la planta de regasificación del Pacífico.

Tampoco se ven incentivos al desarrollo de la oferta térmica salvo contadas excepciones, ni de proyectos hidroeléctricos con capacidad de regulación significativa que aporten firmeza.

En cambio, hay retrasos en los proyectos de generación con energías renovables no convencionales, en la línea que los va a conectar a la red como indicó este mismo blog y en Hidroituango, el proyecto de generación más importante del país que tiene ya varios años de retraso. De hecho su entrada, programada para 2022, tiene la nueva incertidumbre de si se requerirá o no un cambio de contratistas a raíz de las decisiones recientes de la Contraloría.

Afortunadamente hasta ahora, como se dice coloquialmente, la hemos sacado barata porque la hidrología ha jugado a favor nuestro. De una amenaza de sequía fuerte a finales de 2019 el régimen de lluvias aumentó y ha estado por encima del promedio histórico como lo muestran los aportes hídricos. Pero las cosas pueden cambiar drásticamente como lo muestra la caída actual del viento y las lluvias en otras partes del mundo. Si esto ocurre la situación puede ser muy compleja para nuestro país dadas las vulnerabilidades actuales del sistema.

Hace unos días el ex ministro Amylkar Acosta decía que en el mundo se está armando una tormenta perfecta y que Colombia debería tomar atenta nota de la necesidad de tener una matriz energética más robusta, en línea con lo que se ha dicho en este blog.

En Colombia ya hemos tenido tormentas perfectas como la del Niño 2015-16, cuando al tiempo de una sequía muy fuerte se retrasaron el gasoducto para llevar gas de los campos de Córdoba y Sucre a los puntos de consumo en Cartagena y Barranquilla, y la planta de regasificación del Caribe, Venezuela incumplió las promesas contractuales de vendernos gas, un juez cerró la recién inaugurada  hidroeléctrica del Quimbo en el Huila y se incendió la central de Guatapé, que está en el centro de la cadena de generación eléctrica de Antioquia.

El país superó esa tormenta gracias en buena medida a que hemos puesto la confiabilidad en el centro del sistema. Bien haríamos en no olvidar esta lección.

*Director del Centro Regional de Estudios de Energía.

La Transición Energética nace de la imperiosa necesidad de enfrentar los desafíos que plantea la emergencia climática, que compromete la supervivencia de la humanidad en el planeta, el único habitable, por lo menos por ahora, razón por la cual no hay plan B.

Por: AMYLKAR D. ACOSTA*

9 de octubre de 2021.   Se trata de migrar desde las energías de origen fósil (petróleo, gas y carbón) hacia las fuentes no convencionales de energías renovables (FNCER) y limpias y de esta manera reducir las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI), que son las causantes del cambio climático.

Con la expedición de la Ley 1715 de 2014 y la más reciente 2099 de 2021, Colombia viene dando pasos acelerados para la reconversión de su matriz energética, impulsando proyectos de generación de energía eólica y solar-fotovoltaica.

En 2019 tuvieron lugar dos subastas, la primera de cargo por confiabilidad y la segunda de contratos de largo plazo, con las cuales se le dio la largada a esta carrera contra el tiempo para lograrlo.

Y está abierta una tercera subasta que se cerrará en los próximos días, en la que seguramente se firmarán más contratos para generar energía y adicionalmente para el almacenamiento a gran escala de la misma. Dado que el mayor potencial de estas dos fuentes no convencionales está concentrado en La Guajira, 9 de los 11 proyectos de generación contratados en dichas subastas se desarrollarán en la península, al igual que los proyectos de las líneas de transmisión hasta la Estación Colectora, localizada en el municipio de Uribia, y de esta hasta conectarse con el Sistema de Transmisión Nacional (STN) en El Paso (Cesar).

Ello le abre a La Guajira y al país una ventana de oportunidad que no se puede desperdiciar, para que el servicio de energía, que es esencial, llegue a más de 400 mil hogares que carecen de él por estar alejados de las líneas de interconexión eléctrica. Ya no habrá disculpas. Entre la dotación de paneles solares y la generación distribuida lo harán posible, dado el carácter modular de sus soluciones.

El territorio donde se instalarán los parques eólicos fue declarado resguardo indígena del pueblo Wayüu. De ello se sigue que las empresas desarrolladoras de dichos proyectos están obligadas, en virtud del Convenio 169 adoptado por la OIT en 1989 a adelantar consultas previas con las comunidades acreditadas para ello por parte del Ministerio del Interior. Se trata de una propiedad colectiva e inalienable y de contera estas comunidades deben ser objeto de un tratamiento diferencial y diferenciado, de tal modo que se respete su hábitat, sus usos y costumbres ancestrales.  

A través de la consulta, las empresas interesadas en desarrollar los proyectos deberán llegar a acuerdos en torno a las contraprestaciones y compensaciones que se pacten con las autoridades tradicionales de dichas comunidades por la ocupación de su territorio. He venido planteando que la primera y principal de ellas es hacerlas participes de los proyectos en su calidad de socios de los mismos y no de convidados de piedra.

Ello, sin perjuicio de la obligación legal por parte de las empresas de transferirle unos recursos tanto a las comunidades como al municipio en donde se localicen. En efecto, en el Plan Nacional de Desarrollo, que reglamenta la Ley 1715 de 2014, se establece claramente: “para el caso de la energía producida a partir  de fuentes no convencionales cuyas plantas con potencia nominal instalada total supere los 10.000 KW, deberá cancelar una transferencia diferencial equivalente al 1% de las ventas brutas de energía por generación propia, de acuerdo con la tarifa que señale la Comisión  de Regulación de Energía y Gas (CREG)”.

Al margen de lo acordado a través de las consultas previas a las comunidades, las empresas deben cumplir con el Plan de Manejo Ambiental (PMA) que se deriva de la Licencia Ambiental expedida por la ANLA para la ejecución de cada uno de los proyectos y el Plan de Gestión Social, para hacerse acreedores a la Licencia Social.

A mi paso por el Ministerio de Minas y Energía fui enfático en que esta última no hay entidad alguna que la otorgue, “se la tienen que ganar las empresas con sus buenas prácticas operacionales y el buen relacionamiento con las comunidades”. Si no cuentan con la Licencia Social, los proyectos se tornan inviables, porque no puede ser que a las empresas les vaya bien y a las comunidades donde operan les vaya mal.  

Esta es una especie de responsabilidad empresarial ampliada (RSEA), en la cual las empresas no se deben limitar a hacer lo mínimo requerido por la Ley sino lo máximo posible.

Como afirma el profesor Michael Porter, “las empresas deben volver a conectar el éxito de la empresa con el progreso social”. En suma, abogamos por una Transición Energética justa, que sea incluyente, y social y ambientalmente sostenible.

*Exministro de Minas y Energía y miembro de número de la ACCE.

Transición Energética. Estas dos palabras no han dejado de pronunciarse en la última década. Sin embargo, ¿realmente tenemos claro cuál es su significado y en qué contexto se utilizan?

Por: ÓSCAR DÍAZ MARTÍNEZ*

8 de octubre de 2021.   La transición energética es «un cambio estructural a largo plazo en los sistemas energéticos», a lo cual también se le conoce como descarbonización del sistema energético. Esta segunda definición es muy clara e involucra una variable que juega un papel muy importante y es el largo plazo. 

Sin embargo, las transiciones no se dan de la noche a la mañana y requieren de un modelo estructurado. La primera transición energética data del siglo XIII con el reemplazo de la leña por el carbón, necesidad que se da por temas económicos.

Hoy en día, el tema en los medios de comunicación es la escasez de gas en Europa y como consecuencia el aumento en los precios del carbón y del petróleo. Esto no es ninguna sorpresa, más cuando los países desarrollados han expresado su voluntad de migrar hacia energías renovables, con metas restantes para la reducción de la huella de carbono. El problema, es que para ellos su apuesta no ha considerado planes alternativos, que permitan cubrir sus necesidades. 

Era más que obvio que la demanda de energía post-pandemia sería muy fuerte, y hoy observamos que el mercado no se ha podido adaptar a esta condición. La oferta no es suficiente y países como Holanda han pensado en reabrir uno de sus campos de gas, cerrado por su lineamiento de migrar hacia otras fuentes de energía para suplir la demanda. 

Hasta hace poco, el campo de gas más grande en Europa “Groningen” se cerraría por completo para 2023. Sin embargo, con la situación del sector energético europeo este campo sigue siendo necesario, dado que la actual crisis podría tener graves consecuencias para las economías de la Unión Europea.  Esto es solo una muestra de la falta de realismo de los países desarrollados en cuanto a los riesgos de una transición energética.

Ahora, el precio del gas a nivel mundial aumentará la demanda del carbón y del petróleo en el invierno. Un cambio de gas a petróleo, más la recuperación continua de su demanda mundial, hacen que se pronostiquen precios de 90 dólares este invierno, y quizás los USD 100 por barril a fines de 2022. Con respecto al carbón, se espera un precio promedio de USD 190 por tonelada de la referencia de Newcastle en Asia, para el último trimestre del año.

Como la geopolítica juega un papel determinante, si la tendencia alcista de los precios continúa, la reunión mensual de la OPEP+ podría aliviar los recortes a partir de noviembre en unos 400.000 barriles diarios buscando una estabilización. De toda esta situación, Rusia se ha posicionado muy bien y con movimientos estratégicos tiene el poder y los recursos para ser determinante en esta mini crisis energética.

Todo cambio es posible, pero requiere ajustarse a las condiciones del entorno. ¿Acaso ya se olvidó lo ocurrido en Texas a finales de febrero de este año?.

Como dice el poeta George Santayana: «Aquellos que no recuerdan el pasado, están condenados a repetirlo». Es el momento entonces de poner en práctica lo aprendido y no forzar a que en el corto plazo suceda lo que no está diseñado para que así sea.

*Presidente de la Junta Directiva de Acipet