Categoría: Opinión

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

Las bases para que los gases combustibles (Gas natural, GLP e hidrógeno) cumplan su papel protagónico en la Transición Energética en Colombia, están sentadas. Ahora lo que se requiere es mayor producción nacional de estas fuentes de energía.

Por: MARTÍN ROSAS

8 de octubre de 2021.   Hay que reconocer que el gobierno del presidente Duque dejó establecido el marco de políticas públicas para la Transformación Energética, donde, además del impulso a las fuentes renovables no convencionales, los gases combustibles jugarán un papel protagónico.

Por un lado, el 10 de julio de 2021 se promulgó la Ley 2099de “Transición Energética” que, entre otras cosas, busca que Colombia se convierta en un país atractivo para la inversión en energías renovables no convencionales, establece incentivos tributarios a las empresas que contribuyan a la lucha contra el cambio climático, deducciones en gravámenes y aranceles para los proyectos de hidrógeno verde y azul, así como estímulos para inversiones y equipos de almacenamiento de energía a gran escala.

Por otro lado, el 4 de agosto de 2021 se sancionó la Ley 2128 encaminada a impulsar la utilización del gas combustible en Colombia, con beneficios e incentivos en materia fiscal y ordenando implementar medidas y programas tendientes a masificar el uso del gas licuado de petróleo (GLP) distribuido por cilindros, y su uso en vehículos dedicados (para carga, para el transporte público de pasajeros o para transporte de servicio especial), entre otras medidas.

Así mismo, esta Ley fijó otros incentivos. Se destaca que los vehículos nuevos que funcionan con gas combustible quedarán exentos de medidas restrictivas de tránsito (pico y placa) y del requisito de obtención del certificado de emisiones contaminantes. Otro de los incentivos es que las tarifas de impuestos sobre estos vehículos no podrán superar en ningún caso el uno por ciento del valor comercial del automotor. Además, obliga a que las flotas de transporte público de pasajeros así como el parque automtor de las entidades públicas tengan por lo menos un 30% del equipo a gas.

Con respecto al GLP, con la aprobación del Proyecto de Ley 391-21S, finalmente se dio vía libre para que este combustible sea utilizado en vehículos automotores (AutoGLP) y naves naúticas (NautiGLP), al tiempo que se le da impulso al plan de sustitución de leña.

El Ministerio de Minas y Energía ya expidió el reglamento técnico que deberán cumplir las estaciones de servicio para suministrar AutoGLP, y está pendiente la reglamentación sobre la calidad del combustible. Sobre los talleres de conversión, mientras sale una reglamentación específica, los talleres de GNV podrán realizar las conversiones a AutoGLP.

Finalmente, sobre el hidrógeno, el Minenergía dejó trazada la ‘Hoja de ruta’ para que este energético comience a ser utilizado como combustible y producido de forma masiva, con la ventaja que tanto su producción (hidrógeno verde) como su uso no generan contaminantes ni emisiones de gases efecto invernadero.

Así las cosas, el camino está despejado para que los gases combustibles ejerzan su función en la Transición Energética, la cuestión ahora es aumentar la oferta. Colombia atraviesa por una baja sostenida durante los últimos diez años en las reservas de gas natural, con menos de tres terapiés cúbicos, y Ecopetrol ha venido retirando paulatinamente GLP del mercado, pues le resulta más rentable utilizarlo en otros usos, como la refinación y la colidución de crudos pesados.

Así las cosas, las señales del mercado son de una dependencia inmediata de las importaciones en ambos energéticos gaseosos (GLP y gas natural) y, por tanto, sujetos a las cotizaciones internacionales.

Al cierre de esta edición (finales de 2021), las cotizaciones del GLP estaban históricamente altas, por encima del dólar el galón de propano. Si la producción estadounidense no aumenta, lo más probable es que el país tenga que pagar un GLP costoso, poniendo una limitante a la masificación de este combustible considerado limpio.

Por el lado del gas natural, las esperanzas de un aumento significativo de reservas están puestas en los yacimientos no convencionales y en el offshore del Caribe (entre ambos se estiman reservas por 54 terapiés cúbicos), pero estos desarrollos tardan entre 3 y 10 años, y si a esto se le suma que la planta de regasificación del Pacífico se encuentra encallada en las discusiones sobre su conveniencia, y si Hidroituango no entra a generar a tiempo, con un anunciado Fenómeno del Niño, el sistema energético colombiano estará bajo una situación de estrés dentro de dos años. Ojo al 2024.

En síntesis, ya se tienen las leyes que le dan el impulso necesario a los gases combustibles en Colombia, ahora de lo que se trata es de tener disponibles las moléculas.

En el artículo de septiembre se hizo un resumen de la Conferencia de las Partes (COP) y sus arreglos institucionales, al igual que de la agenda preliminar de la COP26 a realizarse en Glasgow entre el 31 de octubre y 12 de noviembre. Este artículo examina dos de los puntos más relevantes a discutir en la COP26: mercados de carbono y transparencia.

Por: CENTRO REGIONAL DE ESTUDIOS DE ENERGÍA

5 de octubre de 2021.   El Acuerdo de París es un tratado internacional sobre el cambio climático jurídicamente vinculante adoptado por todas las partes dentro de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (UNFCCC, por su sigla en inglés) y ratificado individualmente por la gran mayoría de las partes, entre ellas Colombia (ver Ley 1844 de 2017).

En 2018, durante la COP24 en Katowice, las partes adoptaron lo que se conoce informalmente como el “libro de reglas” del Acuerdo de París, en el que se detallaron las normas y procedimientos para aplicar el Acuerdo. No obstante, las partes no pudieron llegar a un acuerdo sobre las normas de aplicación del artículo 6, que aborda precisamente el uso de enfoques basados en los mercados.

El artículo 6 del Acuerdo de París contempla tres mecanismos, dos de los cuales se refieren a mercados de carbono y el tercero a enfoques no relacionados con el mercado:

• Los parágrafos 6.2 y 6.3 establecen los principios para la utilización de los resultados de mitigación de transferencia internacional (ITMO, por su acrónimo en inglés de internationally transferred mitigation outcomes) para la cooperación internacional voluntaria entre países para alcanzar los objetivos de las NDC. En éstos se exige, entre otros, la transparencia y que se evite el doble cómputo cuando dos países participan en la transferencia de sus resultados de mitigación.
• Los parágrafos 6.4 a 6.7 establecen un mecanismo de mercado centralizado supervisado por un organismo designado por la Conferencia de la Partes, en el cual podrán participar entidades públicas y privadas con el fin de contribuir a una mitigación global de las emisiones mundiales, por medio de la reducción de los niveles de emisión de las partes que acogen el proyecto de mitigación, el cual podrá utilizar la otra parte para cumplir con su contribución determinada a nivel nacional.
• Finalmente, los parágrafos 6.8 y 6.9 establecen un programa de trabajo para los enfoques no comerciales.

La COP21 pidió al Órgano Subsidiario de Asesoramiento Científico y Tecnológico (SBSTA, por su sigla en inglés) que elaborara y recomendara orientaciones para el artículo 6.2; reglas, modalidades y procedimientos para el mecanismo del artículo 6.4; y un programa de trabajo para el marco del artículo 6.8, todo ello para su adopción en el primer período de sesiones de la Conferencia de las Partes en calidad de reunión de las Partes en el Acuerdo de París (CMA1) en Katowice.

Debido a la falta de acuerdo, la CMA1 solicitó al SBSTA que continuase su trabajo de cara a la CMA2 que se realizó en Madrid en paralelo a la COP25. Aunque se lograron avances considerables en muchas de las cuestiones que se estaban negociando, la CMA2 no pudo llegar a un consenso y solicitó nuevamente al SBSTA que continuara su trabajo para la CMA3 en Glasgow.

¿Cuáles son los puntos más controversiales alrededor del artículo 6? Uno de ellos es la doble contabilidad. La transferencia de ITMO implica que dos países pueden llegar a un acuerdo por el que una parte reduce las emisiones de carbono y transfiere esas reducciones a la otra parte, que las contabiliza para sus objetivos de NDC, pero ¿cuál debe ser el ajuste correspondiente que debe realizar en sus propias cifras de emisiones la primera parte?

Algunos países no están de acuerdo en cómo se realizarían esos ajustes. A manera de ejemplo, los créditos de carbono asociados a un proyecto de reducción de emisiones como una granja solar podrían venderse a otro país, pero el país que persiguió las reducciones de emisiones podría optar por aplicar también esas reducciones para lograr su NDC. Si no hay un ajuste correspondiente, las reducciones de emisiones de ese proyecto se podrían contabilizan dos veces.

La mitigación global de las emisiones (referenciado como OMGE, por su acrónimo en inglés de overall mitigation in global emissions) del inciso d) del parágrafo 6.4 es otro de los puntos en discusión.

Para algunas partes, OMGE implica que no exista una suma cero entre las emisiones de las dos partes inmersas en la transacción, es decir, que esta no se convierta en una simple herramienta de compensación entre las partes sin que en realidad se garantice un recorte de las emisiones neto que apunte al cumplimiento de la NDC de ambas partes. ¿Debería entonces hacerse un descuento sobre los créditos que son transferidos entre las partes con el fin de contribuir a una reducción neta de las emisiones mundiales o no, y debería aplicar esta lógica también al enfoque cooperativo que trata el parágrafo 6.2?

Otro punto en debate está relacionado a los créditos del protocolo de Kioto no utilizados y si estos pueden ser transferidos a este nuevo mecanismo.

Países desarrollados que recibieron créditos por haber emitido menos de lo permitido bajo el protocolo de Kioto previo al 2020 quedaron con un remanente de estos créditos que no fueron demandados, y por otro lado, países en desarrollo que invirtieron en proyectos MDL (Mecanismo de Desarrollo Limpio) buscan que esas compensaciones les sean tenidas en cuenta después del 2020. No obstante, hay oposición a que se pueda realizar tal transferencia.

Igualmente, está por definirse el mecanismo de contabilidad para valorar los objetivos de reducción de emisiones consignados en las NDC, una vez que estos en su gran mayoría fueron definidos para un año específico (2030). No obstante, el presupuesto de carbono a agotar durante los años anteriores al año meta no son claros, lo que podría llevar a casos en los que las partes no ejecutan ninguna reducción en emisiones durante los años previos al cumplimiento de la meta, y solo en el año meta logren la reducción por mecanismos de mercado. 

El alcance de las contribuciones determinadas y los sectores y gases efecto invernadero que fueron incluidos en las NDC pueden generar incentivos en las partes a subreportar emisiones con el objetivo de dejar tales emisiones por fuera del ámbito de la NDC, así estos países podrían negociar créditos asociados a reducciones de emisiones que no fueron contabilizadas en la NDC sin afectar su propia contabilidad. De este modo, se debería propender por excluir la venta de reducción de emisiones que estén por fuera del alcance de la NDC del país emisor, eliminando así la posibilidad que exista tal incentivo.

Estos y otros temas tales como la transición de los Mecanismos de Desarrollo Limpio después del 2020, la financiación de los gastos administrativos y la asistencia para la adaptación de los países en desarrollo, la cuantificación de los GEI en toneladas de CO₂ equivalente, la implementación del parágrafo 6.8, y otros más, serán sujeto de debates durante la COP26 y la CMA3 para lo cual el SBSTA ha venido realizando un amplio diálogo con las partes y la mesa. 

Transparencia

El Acuerdo de París establece un marco de transparencia mejorado (ETF, por su sigla en inglés) que prevé la presentación de informes y la revisión de la información sobre las emisiones de las partes, los esfuerzos de mitigación y el apoyo prestado o recibido.

El ETF sustituirá al actual sistema de transparencia de la UNFCCC que establece requisitos diferentes para los países desarrollados y en desarrollo, y se aplicará a todos los países durante el siguiente quinquenio con cierta flexibilidad para los países en desarrollo.

La presentación de los informes bienales (BR) y los informes bienales de actualización (BUR) serán sustituidas bajo la sombrilla del ETF por el informe bienal de transparencia (BTR, por su acrónimo en inglés).

Los informes de los inventarios nacionales (NIR) deberán seguirse preparando, utilizando las metodologías de buenas prácticas definidas por el IPCC y acordadas por las partes, y los países desarrollados y en desarrollo deben seguir presentando sus comunicaciones nacionales (NC).

Este informe bienal de transparencia debe contener entre otra información, el inventario nacional de gases de efecto invernadero, los progresos realizados en la aplicación y el cumplimiento de las contribuciones nacionales determinadas en virtud del artículo 4 del Acuerdo de París, los Impactos del cambio climático y esfuerzos de adaptación según el artículo 7, y el apoyo financiero, de transferencia de tecnología y de creación de capacidad tanto necesario como recibido a la luz de los artículos 9, 10 y 11.

Igualmente, la información comunicada por las partes se someterá a dos niveles de revisión: la revisión de expertos técnicos (TER por su sigla en inglés) y una revisión por pares denominada examen multilateral facilitador de los progresos (FMCP por su sigla en inglés).

Las partes han estado discutiendo el desarrollo y utilización de tablas de reporte comunes para la presentación de los inventarios nacionales de gases de efecto invernadero, los avances respecto a sus planes nacionales, las NDC, los desembolsos financieros, y demás información en el marco del ETF. No obstante, no se ha llegado a un acuerdo sobre los formatos comunes de presentación de informes.

Países en desarrollo tienen brechas de información y de capital humano que les dificulta la presentación de los informes bajo los estándares propuestos, y requieren de desarrollo de capacidades, formación de expertos técnicos, y financiación para cumplir con los exigentes reportes, por lo cual han mostrado su inconformidad con la aprobación de estos formatos.

El ETF es una herramienta importante para tener certeza que los países están tomando todas las medidas para cumplir con sus objetivos consignados en la NDC, y son un aporte relevante para el Balance Mundial (Global Stocktake) que deberá realizar la Conferencia de la Partes cada cinco años de forma iterativa con la actualización de las NDC, y el cual está programado para realizarse por primera vez en 2023.

Corolario

A propósito del proyecto de ley 336 de 2021 que actualmente hace su curso en la Cámara de Representantes, vale la pena resaltar el título IV de este proyecto y las previsiones que se están haciendo de cara a los temas de mercados de carbono, transparencia y otros a discutir en la COP26, los cuales fueron puntualizados en los párrafos anteriores.

Sin ahondar en detalles, por ejemplo, este proyecto contempla que todas las personas jurídicas, públicas, privadas o mixtas deban reportar de forma obligatoria sus emisiones directas e indirectas de GEI, además de la información y los documentos para la elaboración de esos inventarios, como condición necesaria para el establecimiento de un mercado regulado de carbono, pero, además, para llevar un control y registro transparente de todas las emisiones y absorciones realizadas por los agentes públicos y privados.

Además, modifica el artículo 175 de la ley 1753 de 2015, donde se creó el Registro Nacional de Reducción de las Emisiones de GEI (RENARE) para llevar la trazabilidad de los programas y proyectos que redunden en la mitigación de emisiones de GEI incluidos proyectos REDD+, e incluyendo también el registro de transferencias internacionales de reducción de emisiones en el marco de los parágrafos 6.2 y 6.4 del Acuerdo de París. Para ello, el articulado señala que se podrán implementar las soluciones tecnológicas que se requieran para su funcionamiento y la interoperabilidad con cualquier otra plataforma, pública o privada, nacional o internacional.

El parágrafo 1 del Artículo 17 incluye un arreglo que evita la doble contabilidad al especificar que los resultados de mitigación que acredite el gobierno en programas de reducción de emisiones de GEI no podrán ser ofertadas a través de proyectos en mercados de carbono.

El proyecto también modifica el artículo 26 de la ley 1931 de 2018, en la cual se crea el Sistema Nacional de Información sobre Cambio Climático (SNICC) integrado por los sistemas de Monitoreo, Reporte y Verificación (MRV) de mitigación, adaptación y financiamiento climático, y hace una reorganización de roles y responsabilidades.

Esta acción puede contribuir positivamente a la preparación del país frente a los cambios que se avecinan debido al marco de transparencia mejorado (ETF) del Acuerdo de París en pro de la estandarización, la transparencia, y la calidad de la información.

El articulado del proyecto de ley apunta a incrementar el poder de negociación de Colombia de cara a la COP26 como parte no incluida en el Anexo I, al englobar sus metas de mitigación de la NDC (51% al 2030 con respecto al escenario de referencia) y de largo plazo (carbono neutralidad al 2050) en una ley de la República, al igual que incluir varios de los puntos de la agenda a discutir en Glasgow con antelación en la ley, mostrando así al país a la vanguardia de la diplomacia climática y como un actor comprometido con la implementación del Acuerdo de París.

Tamaña sorpresa la que me llevé recién posesionado como Ministro de Minas y Energía. Como se recordará, mediante el Decreto 4131 de 2011 se le cambio de naturaleza y denominación al Ingeominas, para darle vida al Servicio Geológico Colombiano (SGC).

Por: AMYLKAR D. ACOSTA*

2 de octubre de 2021.   Entre las funciones y competencias del SGC se le atribuyeron “la investigación científica básica y aplicada del potencial de recursos del subsuelo”, entre ellos el agua, además de “administrar la información del subsuelo”.

Pues bien, cuando me citaron para presidir la primera Junta del SGC no dudé en confirmar mi asistencia y concurrir a la misma, contrario de lo que solía darse, ya que, según fui informado, la mayoría de ministros que me antecedieron delegaban su representación en cabeza de algún subalterno. Me atraía y me interesaba, por razones obvias, la problemática del agua.

Al hacerme la presentación de la misión, la visión y los valores de la entidad por parte de su director general Oscar Paredes, me llamó poderosamente la atención que una de las tareas clave que adelanta la misma es el estudio del recurso hídrico mediante perforaciones de pozos exploratorios, con miras a determinar la existencia de acuíferos y las zonas de recarga hídrica en el subsuelo, amén del análisis fisicoquímico e isotópico del agua alojada en tales reservorios, y a partir de tales registros establecer el Modelo y el ciclo hidrogeológico y geofísico.

A partir de esa valiosa información, el SGC ha hecho un levantamiento georreferenciado que le ha permitido contar con un mapeo de sus hallazgos y la identificación de las fuentes de las cuales se surten.

Después de su exposición, le pregunté al ingeniero Paredes cuánto costaba la perforación de cada pozo exploratorio y qué hacían con el mismo después de recabar la información que se buscaba y tener a mano los registros obtenidos a partir de las pruebas a las cuales era sometido. Me contó que, en promedio, la perforación de un pozo hasta los 500 metros de profundidad podía costar $1.200 millones y una vez logrado su cometido el mismo era sellado y abandonado.

Mi reacción, de neófito en el tema, fue manifestarle a la Junta que mi conclusión era que el SGC iba dejando a su paso por todo el territorio nacional unas “guacas” enterradas de $1.200 millones. Y se me ocurrió preguntarle al director, haciendo un símil con la industria petrolera, con respecto a la cual mi conocimiento no era tan precario como en materia hidrológica, por qué, así como cuando se perfora un pozo exploratorio buscando petróleo y este se encontraba en cantidades y calidades que justificaba su desarrollo el mismo se convertía en productor, no se hacía lo propio con los pozos exploratorios de agua.  

La respuesta afirmativa que recibí me satisfizo mucho y me llevó a plantearle una propuesta a Paredes, para que en adelante los pozos exploratorios perforados, una vez obtenida la información pertinente en lugar de sellarlos se le entregara en administración a la entidad responsable del manejo del recurso hídrico en los territorios y por este medio ponerlos a disposición de los operadores de los acueductos.

En efecto, el primer convenio interadministrativo se firmó con la Corporación Autónoma de La Guajira (Corpoguajira), a la cual le entregamos dos pozos en el municipio de Maicao, tres en Riohacha, uno en Manaure y otro en Uribia, con una capacidad entre 50 y 60 litros por segundo cada uno de ellos, justo en momentos en los que La Guajira era azotada por una sequía que puso en riesgo el abastecimiento de agua potable a la población.

Mi optimismo se acrecentó cuando supe que, según Teresita Betancur, profesora titular de la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Antioquia, que “La Guajira también es agua… Estos embalses de agua subterránea guardan las reservas que pueden garantizar el futuro abastecimiento para la población del departamento”. Es más, de acuerdo con ella, se viene aprovechando para todos los usos sólo el 4% de su potencial anualmente, mientras que la recarga hídrica es del 30%.

Así nació una nueva política pública y con base en ella se implemento un plan de contingencia, disponiendo de una batería de pozos profundos para paliar la calamidad pública que afrontó el distrito de Santa Marta en 2014 debido al desabastecimiento de agua potable a causa de la disminución del caudal de los ríos Piedras, Manzanares y Gaira, de los cuales se sirve el acueducto del Distrito. La misma se hizo extensiva posteriormente al Eje Cafetero y hasta Boyacá.

Con base en la experiencia anterior, me propuse como ministro promover un documento CONPES que contuviera los lineamientos de una Política de Gestión Integral del Recurso Hídrico.

Se trataba y se trata de articular las acciones de las distintas dependencias del Estado y de esta manera aprovechar las sinergias producto de su coordinación y concurrencia, en procura de hacer un uso más eficiente del líquido vital.

Esta propuesta se propone, además, enfrentar el cambio climático y sus estragos, que ponen en riesgo el abastecimiento de agua potable a la población, a través de estrategias de prevención, mitigación y adaptación.

Desafortunadamente no me alcanzo el tiempo de permanencia en el Ministerio para haberlo cristalizado. Esta sigue siendo una asignatura pendiente.

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