Energías & Negocios

Sunday 16 Jun 2024 | Actualizado a 08:23 AM

Exploración: Bolivia invertirá $us 400 millones en 2024

Se han perforado siete pozos exploratorios y cuatro han resultado positivos: Yope, Yarará, Chaco Sur X7D y Chaco Sur X9D

Por Pablo Deheza

/ 29 de diciembre de 2023 / 10:19

Desde que el gobierno del presidente Luis Arce asumió funciones, la producción de crudo se incrementó en un 60% en el país. El gas tuvo una producción promedio de 36 millones de metros cúbicos diarios en 2023. En la gestión del presidente Luis Arce, en el presente año, la política de incentivos ha logrado un notable aumento en la producción de petróleo crudo, la cual constituye el 68% del volumen total de producción de este recurso. En cuanto al gas, la producción promedio en 2023 ha sido de 36 millones de metros cúbicos diarios. Conversamos con el viceministro de Exploración y Explotación de Recursos Energéticos, Raúl Mayta, quien brinda todos los detalles de la situación actual de los hidrocarburos en Bolivia, las proyecciones para 2024 y los principales desafíos hacia adelante. 

Lea también: El ansiado camino de la minería boliviana

Exploración

—¿Cuáles han sido los principales resultados del Plan de Reactivación del Upstream en la gestión 2023? 

—Primero, es bueno recordar que el Plan de Reactivación del Upstream (PRU) que viene trabajando Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos comenzó en la gestión 2021 con 30 proyectos. Actualmente está alcanzando la cifra de 42 proyectos, porque se han incorporado nuevos proyectos a la cartera exploratoria. Esto muestra también que, desde el punto de vista de los estudios, se le está dando sostenibilidad al PRU. Desde el principio de la gestión, ese siempre fue el propósito: construir un plan que sea sostenible. ¿Por qué? Porque tiene que haber una reposición continua de proyectos. Si no llegara a ocurrir esta reposición, se ejecutan las actividades, los proyectos que sean exitosos son exitosos, los que sean negativos son negativos, pero ya no se da más continuidad. Entonces, la primera tarea fue crear un plan que sea sostenible. Al concluir esa tarea, esta gestión 2023 hemos empezado justamente a tener resultados. Se ejecuta una inversión cercana a los $us 250 millones. Se han perforado siete pozos exploratorios y cuatro han resultado positivos: Yope, Yarará, Chaco Sur X7D y Chaco Sur X9D, que tienen componentes exploratorios. Por otra parte, también en esta política implementada para la reactivación de campos maduros y cerrados se han realizado pruebas de producción exitosas a dos pozos, uno de esos es Remanso X1 y el otro pozo es Churumas X2. Reciben estas denominaciones de X1 y X2 porque son pozos exploratorios que no llegaron a ponerse en comercialización. En el caso de Remanso X1, porque no se pudieron ejecutar las pruebas oportunamente y en el caso de Churumas X2, porque no tenían un componente comercial. Entonces se catalogaban como recursos contingentes. Hoy, en función de las condiciones de precio, de los contratos que tenemos y la gestión comercial que ha hecho YPFB para poder brindarle economía a algunos proyectos, es posible rescatar este tipo de pozos que han sido descubridores de recursos contingentes, pero que ahora se van a convertir en pozos descubridores de nuevos campos. Es así porque esa producción va a poder tener acceso a un mercado y va a tener un precio que va a hacer que el proyecto sea económico. Entonces, por otro lado, actualmente también con la inversión que se ha ido ejecutando este año, estamos perforando seis pozos. Uno es Astillero, que está en el departamento de Tarija, y los otros cinco están en obras civiles y se encuentran en los departamentos de Tarija, Chuquisaca y Santa Cruz; son los proyectos Iñau-X3 y Yapucaiti-X1 (Chuquisaca), Bermejo X46D y Villamontes-X7 (Tarija), y Charagua-X1 (Santa Cruz). Los objetivos de estos pozos también están orientados a incrementar y reponer reservas de hidrocarburos del país, como cualquier otro proyecto exploratorio y como lo que se debió efectuar desde gestiones pasadas, por lo que ahora estamos recuperando ese tiempo perdido. También en la gestión 2023 se han ejecutado proyectos de adquisición de información muy necesaria e importante para darle sostenibilidad al proyecto. Si bien ya estamos avanzando con la perforación, que es la exploración local en algunas áreas, tenemos que continuar con la exploración regional para seguir consiguiendo oportunidades exploratorias en las que podamos seguir perforando. Entonces, tenemos cuatro proyectos de adquisición y procesamiento sísmico, un proyecto de adquisición aerogravimétrica y un proyecto de geoquímica de superficie, además de la perforación de dos pozos de investigación estratigráfica. Ahora, es importante señalar que uno de los pozos de investigación estratigráfica, que está en el departamento de La Paz, el Pozo Mayaya Centro X1IE, actualmente está en perforación. En el directorio de YPFB de este mes se estaría aprobando lo que son las pruebas de producción para el mismo. Esto porque, además de que haya tenido un componente de investigación, al momento de perforar hemos ido observando manifestaciones e indicios de que podrían existir acumulaciones de hidrocarburos y ahora tenemos que probar cuál es el carácter que tienen, es decir, si son comerciales. Estas pruebas de producción se van a efectuar durante el primer trimestre del próximo año.

—¿Cuáles son los detalles más relevantes de este último hallazgo en Churumas X2?  

—Este proyecto es interesante e importante, en el entendido de que era un proyecto que se encontraba cerrado desde 1994, porque no existía ese componente de comercialidad para el gas que se podría haber producido. Ahora, con las gestiones comerciales que hace YPFB para buscar un destino de venta de este gas, con un contrato en firme, con contratos que ya se tienen suscritos y con la inversión que ha efectuado a través de su subsidiaria YPFB Chaco, que ronda los $us 5,35 millones, es que se está reactivando este proyecto. Su reactivación se inició en agosto de este año y con la prueba extendida se pudo corroborar un caudal promedio de 4,75 millones de pies cúbicos por día, lo que representaría un volumen de 230 millones de pies cúbicos de gas. Con estos resultados, Chaco ya va a efectuar lo que es la Declaratoria de Comercialidad del Campo Churumas. Se ha hablado mucho de áreas en reserva y demás, es algo totalmente falso, no es el concepto correcto y no está en el marco de lo que nuestra normativa establece. Nuestra normativa habla de áreas de retención, sin embargo, como este hallazgo de hidrocarburos -en su momento, no comerciales- se produjo en 1994, todavía no teníamos una legislación que versaba sobre lo que es un área de retención. Por lo tanto, el área fue catalogada como un área de exploración y es que se han hecho inversiones justamente para rehabilitar el pozo y efectuar estas pruebas para ver, primero, la integridad del pozo y si se podía efectuar las pruebas. Se ha corroborado que era así y estamos teniendo estos resultados positivos.

—¿Qué se viene en 2024 en cuanto al PRU?  

—Primero, lo que me gustaría explicar por qué se denomina plan. El Plan de Reactivación del Upstream es más que un programa, que es de corta duración. Este plan está concebido no solamente para este periodo de cinco años, sino que debe tener continuidad a nivel nacional y una continuidad en el tiempo para que nos permita no solamente reponer reservas, sino ir mejorando también nuestra cantidad de reservas y también lo que es nuestra producción diaria de hidrocarburos. Entonces, más allá de que lo estemos trabajando por el esquema que tenemos de administración de manera anual con algunos proyectos que ingresan en ciertas etapas, en realidad está previsto para larga data. Hay proyectos que vamos a poderlos iniciar hasta 2025, pero hay otros que tienen que continuar iniciándose en gestiones posteriores a 2025. Esta gestión 2024 se tiene previsto incrementar lo que es la inversión en la exploración. Estamos hablando de por lo menos $us 400 millones destinados para las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos. Ya tenemos 14 proyectos de perforación aprobados en directorio. Algunos se encuentran en etapas de licencia ambiental, otros ya se han iniciado esta gestión y van a tener su continuidad en lo que se refiere a obras civiles, perforación y pruebas de producción. También se está dando continuidad a las actividades de reactivación de campos maduros y campos cerrados. Ahí YPFB ha recibido varios activos de las empresas y está trabajando en poder continuar la producción de aquéllos. Para esto, por ejemplo, está el caso de Bermejo, donde YPFB ya asumió las operaciones hace más de un año. Son actividades en campos petrolíferos muy importantes para, justamente, implementar estos proyectos de recuperación mejorada e ir un poco a atacar lo que es la disminución de los hidrocarburos líquidos, para reemplazar la importación con producción de hidrocarburos líquidos nacionales. Tenemos los casos de Surubí, Paloma y Mamoré, proyectos petrolíferos que estaban operados por empresas, pero ahora gestionados por YPFB. Es importante también señalar que el riesgo de esta actividad de hidrocarburos es grande, por lo cual se debe manejar un amplio portafolio de proyectos para que tengamos la posibilidad de incrementar la probabilidad de éxito exploratorio. Mientras más cantidad de proyectos tengamos en ejecución, dentro de un juego de probabilidades, podemos tener más boletos ganadores y de esa manera conseguir más éxitos exploratorios. Una idea que se tenía anteriormente, antes de la gestión 2020, tal como se había planteado la exploración, era que dejemos la misma en las manos de las operadoras; que YPFB no invierta, porque es un riesgo político y además se podía perder. Pero, mientras más actividad exploratoria tengamos, tanto de las operadoras como de YPFB, tenemos más probabilidades de conseguir éxitos exploratorios, ya sea que el éxito exploratorio provenga de una operadora o provenga de YPFB. Se ha mostrado en este periodo que se puede tener resultados exitosos, como es el caso de YPFB. También en la gestión 2024 se tiene previsto lo que sería la aprobación de una ley de reactivación de la exploración y la explotación en Bolivia. Esa ley va a permitir que se mejoren las condiciones económicas de los proyectos y también se hagan más atractivos a la inversión de las operadoras, lo cual va a significar mayor cantidad de proyectos en ejecución y también, por ende, mayores probabilidades de que se pueda tener éxito de los proyectos que se ejecuten al mismo tiempo.

—¿Cuáles son las principales cifras en la producción de gas y de crudo en lo que es el país en 2023?  

—Bueno, la producción de gas este año ha empezado con un promedio entre 38,95 millones de metros cúbicos por día, se tiene previsto cerrar con 35 millones de metros cúbicos diarios, producción que tenemos registrada actualmente. Estas cifras van variando y fluctuando, pero, en promedio, podríamos decir que tenemos entre 36 millones de metros cúbicos por día para la gestión. Se ha mantenido en esa forma una cierta estabilidad este año, no ha habido una disminución mayor. En cuanto a los hidrocarburos líquidos, la producción es de 31,5 millones de barriles por día, como consecuencia de que se han efectuado bastantes trabajos de manera tal que nos permitan incrementar lo que es la cantidad de producción de hidrocarburos líquidos en Bolivia. También hemos promovido la normativa que ha permitido tener justamente esta reposición, tal es el caso de los incentivos a la producción de crudo. En particular, el descubrimiento del campo Yarará y el desarrollo del campo Boquerón, junto con otros proyectos del Plan de Reactivación Upstream (PRU), han impulsado notablemente la producción de petróleo crudo. Como resultado la producción incentivada de petróleo crudo ahora representa el 68% del total de la producción de este recurso en el país. Es importante destacar que, en esta actividad, si descontamos el hecho de que en 2020 no se han efectuado directamente actividades, se ha dejado los campos a la declinación natural que tenían; lo que venía ya siendo arrastrado desde gestiones anteriores, desde 2016, 2017, 2018, 2019. En 2020 recibimos un escenario y ahora hemos mejorado en un 39% respecto a la producción de petróleo crudo en noviembre de 2020. En cuanto al tema de reservas, es un tema donde la última certificación que ha existido a nivel país data de 2018. No quiero anticipar resultados, porque es una comunicación oficial la que se tiene que efectuar, primero a través de YPFB, pero nosotros estamos viendo que algunos datos que se han brindado de reservas en la gestión 2018 no condicen con las cuantificaciones actuales que viene efectuando YPFB y que también han realizado las empresas a las que ahora le han dado este servicio para la cuantificación y la certificación de reservas. Esto nos alarma, porque nos estaría hablando de que en cierta manera se ha querido enmascarar la verdadera situación que se tenía en cuanto a términos de producción de hidrocarburos y a reservas de hidrocarburos en aquellas gestiones, 2018 y 2019 principalmente.

PERFIL

Nombre: Raúl Mayta

Cargo: Viceministro de Exploración y Explotación de Recursos Energéticos

Estudió Ingeniería Geológica en la Universidad Mayor de San Andrés (UMSA), donde también concluyó el diplomado en Especialidad en geofísica aplicada a la exploración de hidrocarburos y otro en Alta especialización en geociencias en el Instituto Francés del Petróleo. Trabajó en YPFB desde 2012, donde desarrolló sus conocimientos en elaboración de proyectos exploratorios, estudios de evaluación hidrocarburífera regionales y locales, análisis de sistemas petroleros, estimaciones de volúmenes, riesgo geológico y planteamiento de propuestas de perforación exploratoria y programas de adquisición de información geológica y geofísica.

Comparte y opina:

La solar sigue bajando sus precios, a $us 0,10 por watt

China es responsable del 80% del total mundial manufacturado de paneles solares

Por Pablo Deheza

/ 14 de junio de 2024 / 06:52

Los fabricantes de paneles solares en China están sacando provecho de una fuerte caída en los precios este año. Beijing está invirtiendo miles de millones de dólares para incrementar la capacidad de su industria fotovoltaica, llevándola a liderar en precios y cantidad de unidades manufacturadas.

En 2023, los costos de producción de paneles en el mayor productor de energía solar del mundo disminuyeron un enorme 42% respecto a 2022 y continúan cayendo en el año en curso.

Esto llevó a que el precio de las membranas fotovoltaicas caiga desde $us 0,26 por watt, a inicios de 2023, llegando a cerrar el año con un valor de $us 0,15 por watt, según un informe de la consultora Wood Mackenzie. Actualmente en junio de 2024, el precio en China ronda los $us 0,10 por watt.

Lea: El cambio energético necesita políticas estatales

Precios

Al finalizar 2023, el precio por watt de los paneles eléctricos producidos en India estaba en $us 0.22 por watt; en Europa, 0,30 por watt; y en Estados Unidos, 0,40 por watt, según los datos centralizados por Asia Financial.

La caída de los precios en China da a los fabricantes del gigante asiático una enorme ventaja sobre sus rivales en lugares como Estados Unidos y Europa.

Los productores estadounidenses están cada vez más preocupados por la ola de nuevas fábricas en China, que podrían dejar a las suyas en una posición cada vez menos competitiva.

China representa el 80% de la capacidad de fabricación solar del mundo y se espera que domine la cadena de suministro solar mundial en esta década y la próxima. Las cinco empresas manufactureras de paneles fotovoltaicos más grandes del mundo son chinas. Estas son: Tongwei Solar, JA Solar, Aiko Solar, LONGi Solar y Jinko Solar. Una compañía canadiense las sigue en sexto lugar: Canadian Solar.

En noviembre, Wood Mackenzie estimó que la capacidad de energía solar de China sería suficiente para satisfacer la demanda global anual hasta 2032.

Dato

El salto en la producción solar ha sido impulsado en gran medida por los esfuerzos de China por aumentar la capacidad de producción. El gobierno liderado por Xi Jinping ha invertido $us 130.000 millones en la industria solo en 2023.

Esas medidas han creado un exceso en la producción solar, lo que ha hecho que los precios de los módulos caigan aún más. Se prevé que los mismos permanezcan bajos incluso por lo que queda de 2024, antes de estabilizarse en 2025.

PVTech y Goldman Sachs informaron que, a finales de 2023, la capacidad de fabricación fotovoltaica global aproximada estaba entre 650 y 750 GW y la producción total a nivel mundial se ubicó entre 400 y 500 GW.

En los últimos cinco años, la capacidad de fabricación fotovoltaica se ha casi triplicado, con más del 90% del crecimiento generado en China. En 2023 se puso en funcionamiento entre el 20% (oblea) y el 40% (polisilicio) de la nueva capacidad de fabricación, según el informe de invierno de 2024 del Laboratorio Nacional de Energías Renovables (NREL, por su sigla en inglés), de los Estados Unidos.

Comparte y opina:

El crudo rebota luego del recorte de tasas del BCE

El petróleo volvió a aproximarse a $us 80 por barril, tras una caída de cinco días seguidos

Por Pablo Deheza

/ 7 de junio de 2024 / 11:15

Los precios del petróleo crudo rompieron su racha de pérdidas consecutivas de cinco días y subieron ligeramente ayer, después de que el Banco Central Europeo (BCE) anunció el primer recorte en sus tipos de interés referenciales en cinco años. La Organización de Países Productores de Petróleo y sus aliados (OPEP+) anunció que se podría aumentar el bombeo a partir de septiembre, lo que movió al crudo a la baja.

Los futuros del crudo Brent subieron $us 1,07 o un 1,36% a $us 79,48 por barril. Los contratos del West Texas Intermediate (WTI) subieron $us 1,09 o un 1,47% a $us 75,16. Así, los índices de referencia del petróleo rebotaron luego de una caída de casi $us 8 por barril. A mediados de la semana anterior el Brent cotizaba alrededor de $us 83 y se hundió hasta $us 75,85 el lunes, llegando a su mínimo en cuatro meses.

Ayer, el BCE realizó su primer recorte de tipos de interés desde 2019, citando avances en la lucha contra la inflación, pero advirtiendo que la brega estaba lejos de terminar.

En su comunicado oficial, el BCE señaló que nuevos tipos de interés se establecían en 4,25% para las operaciones principales de financiación, 4,5% para la facilidad marginal de crédito y el 3,75% para la facilidad de depósito.

Consulte: El precio del crudo se mueve al alza

Crudo

En Estados Unidos, los economistas esperan ahora que la Reserva Federal (Fed) recorte sus tipos de referencia. Las tasas de interés más bajas reducen el costo del endeudamiento, lo que puede acelerar el crecimiento económico e impulsar la demanda de petróleo.

El número de estadounidenses que presentaron nuevas solicitudes de beneficios por desempleo aumentó la semana pasada, y los costos laborales unitarios del primer trimestre aumentaron menos de lo que se pensaba anteriormente, dijo el Departamento de Trabajo.

Mientras tanto, el economista jefe de la casa comercial Trafigura, Saad Rahim, indicó que la decisión de la OPEP+ de eliminar gradualmente algunos recortes de producción, combinada con fuertes suministros de combustible, ha hecho bajar los precios del petróleo.

La OPEP, la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y sus aliados, acordaron el domingo extender la mayoría de los recortes de producción hasta 2025, pero dejaron espacio para que los recortes voluntarios de ocho miembros se reviertan gradualmente.

“Los mercados petroleros han reaccionado exageradamente al resultado levemente negativo de la reunión de la OPEP. Los indicadores de demanda ciertamente se han suavizado un poco recientemente, pero no están cayendo por un precipicio”, escribió en una nota el analista de Barclays, Amarpreet Singh.

El incremento en el consumo por la temporada de viajes de verano en Estados Unidos, que recién comienza, “debería ser suficiente para que el petróleo Brent vuelva al rango de entre $us 80 y $us 90 en los meses que vienen”, escribieron los analistas de JP Morgan en una nota.

Temas Relacionados

Comparte y opina:

Chile busca ser líder en políticas sobre IA

El país trasandino impulsa normas para su uso ético y regulado

Por Pablo Deheza

/ 7 de junio de 2024 / 11:13

Chile busca ser líder en el uso y regulación de la inteligencia artificial (IA) en Sudamérica, con su Política Nacional de IA y un proyecto que busca normarla, además de la articulación de esta tecnología a nivel internacional, informó la ministra de Ciencia, Tecnología, Conocimiento e Innovación, Aisén Etcheverry.

“Chile tiene una tradición de, al menos, intentar adelantarse a los desafíos tecnológicos futuros”, afirmó la ministra en entrevista con Xinhua.

El país sudamericano publicó en 2021 la Política Nacional de IA, construida por un grupo público-privado, antes de la irrupción de herramientas de modelos de lenguaje de gran tamaño (LLM), como el ChatGPT.

De la mano de esta política, la nación austral creó el Centro Nacional de Inteligencia Artificial (Cenia), puso en marcha las redes 5G (Quinta Generación) y creó el primer doctorado de IA en Latinoamérica, entre otras medidas que posicionan al país en el primer lugar de la región en el Índice Latinoamericano de IA, según datos del Cenia.

Consulte: El cambio energético necesita políticas estatales

IA

Este año, apoyados por la Organización de las Naciones Unidas para la Educación, la Ciencia y la Cultura (Unesco) actualizaron esa política, “particularmente en el componente de regulación ética y uso responsable”, precisó la ministra.

Etcheverry agregó que en el Gobierno también crearon un instrumento normativo para el uso de la IA en el servicio público y enviaron un proyecto de ley para endurecer la regulación en torno a esta tecnología.

Explicó que entre los elementos del proyecto hay un conjunto de principios porque “sabemos, y mirando las experiencias comparadas, que el establecer conjuntos de principios para la implementación y uso de tecnología orienta también la labor de los jueces después de la implementación de la ley”.

Añadió que en este proyecto estipularon una clasificación basada en riesgos asociados a los distintos usos de la IA, que implementará la futura Agencia Nacional de Protección de Datos Personales, que considera las categorías “Riesgo inaceptable”, “Alto riesgo”, “Riesgo moderado’ y “Sin riesgo evidente”.

En mayo último, la prensa chilena difundió el caso de un deepfake que consistió en la difusión de contenido con connotación sexual creado a partir de programas de IA, el cual involucraba a niños de un colegio.

Datos

Este caso “es un riesgo inaceptable porque tiene impacto en la salud emocional de esas personas, porque entra en coalición con otros derechos fundamentales como la protección de niños, niñas y adolescentes”, o el uso en cámaras de vigilancia y reconocimiento facial que también es de alto riesgo, explicó la ministra.

“Está en juego la privacidad de las personas, porque la privacidad es un elemento esencial que sustenta la democracia, pero también sabemos que, si es utilizado, por ejemplo, por fuerzas de orden público o por instituciones que están habilitadas legalmente existen otros resguardos que habilitan a que eso ocurra”, profundizó en el caso del reconocimiento facial.

Etcheverry recalcó que cuando surgió el internet en Chile “nos sentamos a esperar que llegara”; con el big data (macrodatos) tuvieron pequeñas exploraciones, pero con la IA el país ya ostentaba infraestructura, conectividad, políticas públicas y centros de investigación que “nos permitió adelantarnos y generar capacidad mucho más rápido que otros países”.

“Hoy día cuando uno mira la posición de Chile, en comparación al resto de América Latina y el Caribe, en las distintas dimensiones que se requieren para el desarrollo, lideramos en todas ellas: en cantidad de investigadores, infraestructura, empresas implementando, regulación, gobernanza; en todas las áreas lideramos”, dijo con orgullo.

La Ministra dijo que más del 30% de las empresas en Chile, de todos los tamaños, ha incorporado IA, a su vez que el Estado del país sudamericano tiene más de 100 casos de uso de IA.

“Entonces, eso trae aparejado riesgo y, por lo tanto, acelera y hace más urgente el contar con regulaciones”, profundizó.

Más

Entre los usos en el Estado resaltó el chatbot (programa creado con IA para sostener conversaciones en tiempo real) en la Municipalidad de Renca, una comuna con altos índices de pobreza afincada en el noroeste de la región Metropolitana, que orienta a los vecinos para realizar servicios en el ayuntamiento.

“Tiene mucho de novedoso porque es una comuna que ha transitado por un proceso de transformación digital de mucho tiempo, tiene las cosas altamente digitalizadas y este servicio le permite estar mucho más cerca de los ciudadanos en una comuna que además tiene alto índice de vulnerabilidad”, dijo.

No obstante, Etcheverry abundó que la agenda chilena de tecnología en su esencia es una agenda internacional, “particularmente con tecnología emergente y, por lo tanto, cuando nosotros enfrentamos el desafío de qué hacemos con IA desde el origen lo hicimos pensando en el ámbito internacional”.

Resaltó que han trabajado, a nivel mundial, con la Unesco y con la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE) y, a nivel regional, con el Foro sobre la Ética de la Inteligencia Artificial en América Latina y el Caribe, que encabezan.

“Espacios multilaterales son espacios de mucho interés para Chile también porque si vamos a regular, necesitamos que las regulaciones sean lo más parecidas entre sí, de manera que las tecnologías puedan ir y venir con la mayor fluidez”, concluyó.

Comparte y opina:

El cambio energético necesita políticas estatales

La AIE insta a los países a actuar para triplicar las renovables en esta década

Por Kristalina Georgieva

/ 7 de junio de 2024 / 11:06

Las ambiciones y los planes de implementación de los países aún no están en línea con el objetivo clave establecido en la COP28, pero los gobiernos tienen herramientas para avanzar en los próximos meses a través del proceso de compromisos nacionales, señala la Agencia Internacional de Energía (AIE )en un informe publicado el martes.

El nuevo análisis de la AIE encuentra que los países tienen una oportunidad significativa en los próximos meses para desarrollar planes claros para impulsar la energía renovable que podrían ayudar a acercar al mundo al logro del objetivo de la COP28 de triplicar la capacidad global para 2030.

Revise: El crudo rebota luego del recorte de tasas del BCE

Políticas estatales

El documento del organismo internacional, denominado “La COP28, triplicando el compromiso de capacidad renovable: seguimiento de las ambiciones de los países e identificación de políticas para cerrar la brecha”, revela que, si bien la energía renovable está en el centro del logro de los objetivos internacionales de energía y clima, muy pocos países han establecido explícitamente objetivos para 2030 en cuanto a capacidad instalada en sus Contribuciones Determinadas a Nivel Nacional (NDC, por su sigla en inglés) existentes bajo el Acuerdo de París. Los compromisos oficiales en las NDC ascienden actualmente a 1.300 gigavatios (GW), apenas el 12% de lo que se requiere para cumplir el objetivo global de triplicación fijado en Dubái.

Sin embargo, un nuevo análisis país por país realizado por la AIE (que abarca casi 150 países de todo el mundo) concluye que las ambiciones internas de los gobiernos van mucho más allá, correspondiendo a casi 8.000 GW de capacidad renovable instalada mundial para 2030. Esto significa que si los países incluyen todas sus políticas, planes y estimaciones existentes en sus nuevas NDC que se publicarán el próximo año (que incluirán ambiciones revisadas para 2030 y nuevas metas para 2035) reflejarían el 70% de lo que se necesita para 2030 para alcanzar la meta de triplicar, que corresponde a 11.000 GW de capacidad renovable instalada a nivel mundial.

Dato

Esto indica un amplio margen para que los países alineen sus NDC con sus ambiciones internas actuales, aunque el informe enfatiza que los países también necesitan acelerar su implementación. Al mismo tiempo, los Estados deben aumentar sus ambiciones para alinearse con el objetivo de triplicar.

“En la COP28, casi 200 países se comprometieron a triplicar la capacidad de energía renovable del mundo en esta década, que es una de las acciones críticas para mantener vivas las esperanzas de limitar el calentamiento global a 1,5°C. Este informe deja claro que el objetivo de triplicar es ambicioso pero alcanzable, aunque solo si los gobiernos convierten rápidamente las promesas en planes de acción”, afirmó el director ejecutivo de la AIE, Fatih Birol. “Al cumplir los objetivos acordados en la COP28, incluida la triplicación de las energías renovables y la duplicación de las mejoras en la eficiencia energética para 2030, las naciones de todo el mundo tienen una gran oportunidad de acelerar el progreso hacia un sistema energético más seguro, asequible y sostenible. La AIE seguirá apoyando a los gobiernos de todo el mundo en sus esfuerzos por lograrlo”.

Más países están recurriendo a energías renovables como la solar fotovoltaica y la eólica luego de una fuerte caída de los costos durante la última década y esfuerzos renovados de los gobiernos para construir sistemas energéticos resilientes con menores emisiones. Según el informe, la cantidad de capacidad renovable agregada en todo el mundo cada año se ha triplicado desde que se firmó el Acuerdo de París en 2015. Esto se debe en gran medida al apoyo político, las economías de escala y el progreso tecnológico, que han reducido el costo de la energía solar fotovoltaica y la energía eólica en más del 40% durante el mismo período y los hizo ampliamente competitivos con los combustibles fósiles. Las adiciones globales de capacidad renovable alcanzaron casi 560 GW en 2023, un aumento interanual sin precedentes del 64% con respecto a 2022, al que China fue, con diferencia, el mayor contribuyente.

Al mismo tiempo, persisten desafíos clave, como un mayor financiamiento sobre todo en las economías emergentes y en desarrollo.

Comparte y opina:

Brasil desarrolla tecnología para hidrógeno verde

Se requieren políticas para crear demanda de hidrógeno y desbloquear inversiones

Por Pablo Deheza

/ 1 de junio de 2024 / 20:54

Investigadores brasileños descubrieron una tecnología más barata y renovable para extraer hidrógeno verde, utilizando una membrana a partir de caparazones de camarones. Esta tecnología es mucho más amigable con el medioambiente que recurrir a combustibles fósiles como el petróleo y el carbón, causantes del calentamiento global, informaron hoy fuentes académicas.

Según reveló la Universidad Federal de Ceará (UFC), el descubrimiento se hizo en el Laboratorio de Mecánica de Fractura y Fatiga de la casa de estudios superiores, durante una investigación doctoral.

El físico Santino Loruan creó una membrana de quitosano para utilización en electrolizadores que separan las moléculas de hidrógeno del oxígeno en el agua. El hidrógeno se convierte en gas combustible y puede utilizarse como fuente de energía.

La membrana de quitosano se fabrica a partir de caparazones de camarones o cangrejos, que abundan en la costa brasileña, y sustituye a una membrana sintética (nafion) importada y más cara. A diferencia de la membrana de nafion, la membrana de quitosano no contamina el medioambiente cuando se desecha.

Revise: El precio del crudo se mueve al alza

Hidrógeno verde

En la investigación, el electrolizador fue activado mediante energía solar, lo que hizo que todo el proceso fuera sostenible desde el punto de vista medioambiental. Y, por eso, el combustible generado se denomina “hidrógeno verde” y se convierte en un vector de energía limpia.

Según el ingeniero Enio Pontes de Deus, coordinador del laboratorio y supervisor de Santino Loruan, “el hidrógeno de hecho no tiene color. Es un gas inerte, incoloro y el elemento más abundante en la atmósfera. En este caso, se dice verde porque procede de una fuente renovable”.

La membrana de quitosano fue patentada por la Universidad Federal de Ceará. “Hoy es un producto, una tecnología nacional, que entra en el mercado y compite con otras membranas”, afirmó Pontes.

La invención de la membrana será una de las innovaciones presentadas en la Conferencia Internacional sobre Tecnologías de Energías Renovables, que se celebrará del 3 al 5 de junio en la localidad de Teresina, en el estado de Piauí.

La conferencia reunirá a 180 ponentes de varios países en 45 paneles. Los organizadores esperan la asistencia de 10.000 personas, entre ellas empresarios que puedan estar interesados en la producción industrial de la membrana y otras innovaciones brasileñas.

Investigadores y expertos en energías renovables esperan atraer un público no especializado que pueda interesarse en la ciencia.

“Necesitamos dar acceso a la población a la producción científica, para ayudar a concienciar sobre la importancia de la ciencia y de la tecnología para el desarrollo del país y para el desarrollo de la humanidad”, sostiene Ana Paula Rodrigues, presidenta del Instituto de Cooperación Internacional para el Medio Ambiente y una de las organizadoras de la conferencia.

Relevancia

“El hidrógeno y los combustibles a base de hidrógeno pueden desempeñar un papel importante en la descarbonización de sectores donde las emisiones son difíciles de reducir y las soluciones alternativas no están disponibles o son difíciles de implementar, como la industria pesada y el transporte de larga distancia”, señala un reporte de la Agencia Internacional de Energía (AIE).

Los anuncios de nuevos proyectos para la producción de hidrógeno bajo en emisiones siguen creciendo, pero solo un 5% ha tomado decisiones firmes de inversión debido a las incertidumbres sobre la evolución futura de la demanda, la falta de claridad sobre certificaciones y regulaciones y la falta de infraestructuras disponibles para entregar hidrógeno a los usuarios finales. Por el lado de la demanda, la demanda de hidrógeno sigue creciendo, pero sigue concentrada en aplicaciones tradicionales.

“Las aplicaciones novedosas en la industria pesada y el transporte de larga distancia representan menos del 0,1% de la demanda de hidrógeno, mientras que representan un tercio de la demanda mundial de hidrógeno para 2030 en el escenario de emisiones netas cero para 2050 (NZE). Un número cada vez mayor de países está publicando estrategias nacionales y adoptando políticas concretas para apoyar a los pioneros. Pero los retrasos en la implementación de estas políticas y la falta de políticas para la creación de demanda están impidiendo el aumento de la producción y el uso de hidrógeno de bajas emisiones”, afirma la AIE.

El organismo señala que “se requieren acciones políticas aceleradas para crear demanda de hidrógeno y desbloquear las inversiones”.

Temas Relacionados

Comparte y opina:

Últimas Noticias