ROONEY: “EL 2021 SERÁ UN AÑO DE MUCHA ACTIVIDAD PARA SHELL”
El presidente de Shell Argentina adelantó los planes de trabajo que tienen para sus áreas de Vaca Muerta. Anticipó que definirán si aceleran en otro bloque. También pidió reglas claras.
Esta es una industria de largo plazo”, repite Sean Rooney, el presidente de Shell Argentina para explicar tanto el actual escenario de la firma en el país como así también los inconvenientes que el sector enfrenta. Con esa frase, el geólogo y geofísico advierte que así como el sector requiere previsibilidad para garantizar esas inversiones a largo plazo, una vez que se iniciaron, como es el caso de Shell, asegura que “es como un tren que no se puede parar”.
En esa situación, en pleno desarrollo masivo de tres de los bloques que poseen en Vaca Muerta –Sierras Blancas, Cruz de Lorena y Coirón Amargo Sur Oeste- es que la pandemia encontró a Shell.
“La industria ha tenido un impacto inédito con la caída del precio y la demanda que fue algo inesperado y nos agarró en Shell en nuestros desarrollos en Vaca Muerta en un mal momento”, indicó Rooney la semana pasada durante las Jornadas de Energía del diario Río Negro.
“Después de dos meses de parada por la restricción del gobierno nuestro objetivo fue retomar los trabajos lo antes posible y, con los protocolos nuevos, pudimos ver que tenían la capacidad de trabajar eficientemente y más, superando las metas”, contó Rooney.
Destacó que hace tres semanas “trabajando con Halliburton pudimos completar un pad de 4 pozos, con un promedio de casi 9 etapas de fractura por día, lo cual para nosotros es un récord y en un día se llegó a las 13 etapas”, el récord de Vaca Muerta y dentro del cual ponderó Rooney “lo más importante es que estos niveles de eficiencia están casi a los niveles de Permian”, la formación estrella del shale estadounidense.
En números
Tres son los equipos de perforación que tiene la compañía activos en Vaca Muerta. Uno de ellos se sumó recientemente.
La firma fue la primera en retomar los trabajos de perforación y fractura de pozos, para tratar de ponerse al día con su plan de desarrollo para este año. “Hoy están trabajando más de 1000 trabajadores, tres equipos de perforación, se está construyendo la planta de 30.000 barriles por día, y todo estaba en ese camino cuando nos agarró el covid”, explicó.
En ese sentido aseguró que “este año y el próximo son años de mucha actividad para nosotros”, y detalló que “para lo que queda de este año ya estamos perforando con 3 equipos, porque recién sumamos un equipo spuder, y estos van durante este año y el año próximo a sumar pozos para llenar la planta que está en construcción ya está prevista la puesta en marcha en febrero”.
Rooney explicó que “durante el año próximo estaremos perforando para llenar la planta que tiene una capacidad de 30.000 barriles por día sumando a los 12.000 que ya tenemos en la planta actual”.
Pero además la compañía también definirá si acelera en otro bloque de Vaca Muerta. “Se está por tomar la decisión de construir una planta EPF (Early Production) para Bajada de Añelo, pero es una decisión del año próximo con nuestro socio YPF”, contó Rooney en una definición que representa el avance hacia otro desarrollo masivo.
No obstante, también advirtió que el desafío más importante que hoy enfrenta Vaca Muerta “es la incertidumbre, porque las inversiones en energía son de largo plazo y las condiciones deben ser previsibles y garantizar un retorno adecuado a las inversiones por el riesgo que están asumiendo”.
A su vez, señaló que en la búsqueda por reducir los costos para mejorar la eficiencia “el mercado de servicios depende mucho del precio del petróleo y si bien la caída de demanda ayudó a renegociar contratos, lo que al final del día ayuda a tener la eficiencia necesaria es un mercado saludable donde todos ganen una renta suficiente para hacer las inversiones necesarias”.
El dato
30.000 barriles por día es la capacidad de la planta de tratamiento de crudo que la firma espera inaugurar en febrero.
En ese sentido remarcó que “una de las culpas de los costos más altos de Argentina han sido las dificultades que tienen las compañías nacionales, las neuquinas, para obtener financiamiento a tasas adecuadas para ofrecer sus negocios. Necesitamos más compañías de servicios, más competencia dentro del mercado de las compañías de servicios para obtener costos que sean competitivos con las inversiones en otros países”.
Desarrollar el petróleo para impulsar el gas
Para el presidente de Shell Argentina la crisis que generó la pandemia en el sector hidrocarburífero también tuvo un efecto positivo, ya que advirtió que “hubo un beneficio de la caída de demanda que nos forzó a exportar más Medanito, en nuestro caso exportamos dos buques, uno con nuestros socios YPF y Equinor desde Bandurria Sur”.
El titular de la operadora explicó que esta crisis “fue una manera de abrir un mercado internacional al crudo específico de Vaca Muerta y ya vemos que nuestros clientes están pidiendo más, que quieren porque es un crudo de excelente calidad, útil en las refinerías del mundo”.
Pero advirtió que “para venderlo a un precio mayor debemos comprometer una cantidad mayor para llegar al punto de exportar cantidades regulares y hacer un compromiso de entregas a largo plazo”.
Rooney advirtió que “el desarrollo de Vaca Muerta es cierto, pero el nivel de desarrollo es incierto. Podemos desarrollarlo para el mercado doméstico y el Medanito va a ser usado como la fuente principal de las refinerías del país por décadas, pero esto no cumple con Vaca Muerta que tiene el potencial de exportar 100.000 barriles por día o más”.
Y enfatizó que para ello “se necesitan las inversiones y para tener las inversiones (debe haber) una confianza en la estabilidad de las leyes, competitividad en términos de acceso a los mercados de divisas y confianza en que las reglas bajo las cuales están haciendo las inversiones seguirán vigentes o no van a cambiar durante el plazo del proyecto”.
Con el escenario planteado, Rooney sostuvo que “la oportunidad que tiene hoy Argentina es desarrollar ese mercado de petróleo y con los ingresos del petróleo ayudar a financiar esos proyectos de gas que es el gran potencial de Vaca Muerta”.
Fuente: Río Negro. 28 de Octubre
LA OPEP NO ESPERA UN NUEVO COLAPSO DE LOS PRECIOS DEL PETRÓLEO
El secretario general de la OPEP, Mohammed Sanusi Barkindo, aseguró que la recuperación del mercado petrolero podría tomar más tiempo que lo esperado por una “segunda ola” de contagios.
El secretario general de la OPEP, el nigeriano Mohammed Sanusi Barkindo, aseguró el lunes que la recuperación del mercado petrolero podría tomar más tiempo que lo esperado por una “segunda ola” o rebrote de los contagios de coronavirus en el mundo.
“Teníamos la esperanza de que en la segunda mitad de 2020 se comenzaría a ver una recuperación”, dijo Barkindo. (Pero) desafortunadamente, tanto el crecimiento económico como la recuperación de la demanda siguen siendo anémicos en este momento debido en gran parte al virus”, consideró el secretario.
Semanas atrás Ámbito reveló el temor de los analistas a una segunda ola de Covid-19. En ese marco, informó que la proyección de precios de la consultora PwC era alarmante. En diciembre de 2019 estimó el barril de Brent a u$s61, pero desde junio mantiene que este año no superará los u$s39 promedio. La perspectiva para mediano plazo, también mostró una disminución similar de u$s71 a u$s63 para 2025, y en el largo plazo, hasta 2028, se redujeron de u$s76 a u$s67. Como dijo el consultor Daniel Gerold a Ámbito: “No volveremos a veremos un petróleo a u$s100 en ningún momento próximo”.
Durante un foro virtual de energía organizado para CERAWeek, Mohammad Barkindo dijo que no se cumplieron las esperanzas previas respecto a un rebote de la demanda, pero advirtió que sigue vigente la alianza con otras naciones exportadoras -que incluye a Rusia- para mantenerse “en ruta” en sus esfuerzos para equilibrar el mercado.
Cuando la pandemia golpeó la demanda de petróleo, la Organización de Países Exportadores de Petróleo y sus aliados acordaron un recorte récord de producción de petróleo en abril. Con los barril de WTI y Brent entorno a los u$s40, por ahora está previsto que los países productores aumenten el bombeo de crudo en enero, como parte una relajación gradual de las restricciones a la oferta, aunque la última palabra no está dicha.
“Seguimos siendo cautelosamente optimistas de que la recuperación continuará. Puede tomar más tiempo, quizás a niveles más bajos, pero estamos decididos a mantener el rumbo”, agregó Barkindo.
El funcionario destacó que los productores no esperan un nuevo colapso de los precios como se vio en el segundo trimestre, cuando el petróleo alcanzó mínimos históricos y el crudo estadounidense cotizó brevemente en territorio negativo.
Los productores de la OPEP+ han cumplido un promedio del 100% de su compromiso de recorte de suministro y continuarían implementando las restricciones para que los inventarios caigan aún más, dijo Barkindo. “Estamos decididos a ayudar al mercado a restaurar la estabilidad asegurándonos de que continúen las reducciones de las acciones”, explicó.
En el mismo foro virtual, el ministro de Energía de Arabia Saudita, el príncipe Abdulaziz bin Salman, dijo lo peor había quedó atrás. “Supongo que lo peor ya pasó”, sostuvo el saudí al ser consultado el estado de la recuperación del mercado del petróleo. “Todavía estamos atentos. Creo que hay un gran cambio en términos de dónde estamos hoy y dónde estábamos en abril y mayo”, remarcó.
Fuente: ámbito.com
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ALBERTO FERNÁNDEZ RECONOCIÓ QUE EL GASODUCTO DEL NEA ES “UNA DEUDA QUE ARGENTINA TIENE CON EL PUEBLO MISIONERO”
Alberto Fernández habló sobre las obras del gasoducto del Noreste y aseguró que es una deuda que Argentina tiene con el pueblo misionero. La obra que fue paralizada a fines de 2015 por el gobierno anterior, prevé llevar gas natural a las provincias de Misiones, Formosa y Corrientes.
El proyecto para que la provincia de Misiones cuente con líneas de gasoducto está en la agenda política hace años.
Durante la visita del viernes del presidente Alberto Fernández a Misiones, se le planteó la necesidad de un gasoducto y de renovar los compromisos con la provincia. Sin embargo no dio detalles al respecto pero reconoció que es una deuda que tienen con todos los misioneros. “No puedo avanzar en detalles pero sé que es una deuda que tiene Argentina con toda la Mesopotamia y tenemos que resolverla”, expresó el mandatario.
Este proyecto plantea extender hasta Posadas el gasoducto que actualmente llega hasta Paso de los Libres (Corrientes) y financiar las obras con recursos provenientes de un fondo fiduciario alimentado con recursos de Yacyretá, retenciones a las exportaciones de gas y petróleo y créditos de organismos internacionales, entre otras fuentes.
No solamente se busca construir las redes troncales sino también los ramales sub troncales y de aproximación, así como las redes domiciliarias. A diferencia del trazado que se planteaba con el Gasoducto del NEA, esta vez la idea no es traer el combustible desde Bolivia, sino extender la red más cercana a Misiones, que llega hasta la localidad correntina de Paso de los Libres y luego cruza la frontera con Brasil hacia Uruguayana.
La obra que fue paralizada a fines de 2015 se encuentra en estudio por la Empresa Integración Energética Argentina (Leasa) para retomar su construcción y podrá transportar gas natural a las provincias de Misiones, Formosa y Corrientes.
Fuente: Misiones Online 26 de octubre
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Darío Martínez se reunió con la Federación de Cooperativas Eléctricas
El Secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, junto con el Subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, mantuvieron hoy un encuentro con representantes de la Federación de Cooperativas Eléctricas del país donde participaron cooperativas de 14 provincias para analizar la situación del sector en cada región.
En el encuentro, Martínez aseguró que “vamos a tener en cuenta en cada una de las decisiones a las cooperativas” y añadió que “el Presidente me pidió una visión federal de la secretaria, y ustedes son banderas del federalismo”.
El secretario expresó que “trabajamos para garantizar la continuidad de la prestación de un servicio público esencial, y que tenga la calidad que los usuarios se merecen. Y, además, necesitamos asegurar y mantener los puestos de trabajo y mantener la actividad económica asociada a todas y cada una de las distribuidoras. El trabajo conjunto y continuo entre la Secretaría y la FACE es la mejor manera de encontrar las soluciones que el sector necesita».
Por su parte, el Subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, manifestó que “es trascendental el trabajo con cada una de las cooperativas eléctricas del país porque sabemos el rol que cumplen en sus comunidades. Son generadoras de desarrollo y empleo en cada región, y hay que cuidarlas».
Desde la FACE agradecieron a Martínez y a la Secretaría por la apertura que se le está dando a las cooperativas, al mismo tiempo que expresaron la relevancia de mantener estos espacios de encuentro para mantener una agenda de trabajo común.
Además, durante el encuentro se destacó la importancia de incluir las cooperativas eléctricas en el régimen para regularización de deudas de las distribuidoras, establecido en el artículo 87 en la Ley de Presupuesto 2021.
Desde Neuquén y junto al Secretario, estuvo el presidente de la Cooperativa Calf de Neuquén, Carlos Ciapponi. Además, participaron de la reunión de manera virtual el presidente de FACE, José Bernardo Álvarez, el secretario, Luis Guillermo Farabello, los vicepresidentes Nelso Bernardi y Mario Ybars; y demás autoridades y representantes de cooperativas eléctricas de todo el país.
Fuente: Min Encomia. 26 de octubre
EL COMPLEJO DE GENERACIÓN TÉRMICA MÁS GRANDE DE LA ARGENTINA
La compañía así lo informó esta tarde, tras recibir la habilitación de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (Cammesa) para la última de sus turbinas en construcción (la primera de gas y esta última de vapor) para la Central Térmica el Bracho.
De esta manera, la habilitación que comenzó a regir desde la 0 de hoy le permitió sumar 199 Mw de capacidad de generación disponible, la que sumada a los 274 Mw preexistentes conforman el ciclo combinado de 473 Mw.
Se trata del proyecto más grande que tenía encarado la compañía de Grupo YPF que demandó una inversión de US$ 300 millones, lo que permitió conformar el complejo de generación de ciclo combinado más grande del país con 1302 Mw.
La empresa informó que la turbina de vapor puesta en funciones hoy se suma a la capacidad instalada de la turbina de gas a ciclo abierto de alta eficiencia inaugurada en 2018.
“El nuevo ciclo combinado permite aumentar significativamente el nivel de eficiencia del proceso de generación de energía eléctrica que hasta hoy era de 38% para llegar a 57% y alcanzar así uno de los niveles más altos de eficiencia térmica del país”, explicó YPF Luz.
Con la finalización de esta obra, “el Complejo Generación Tucumán se convierte en el centro de generación térmica más grande de la Argentina, con una capacidad instalada de 1.302 MW que puede abastecer a 2,7 millones de hogares”, resaltó la compañía.
El Complejo está ubicado sobre la Ruta 9 en la localidad El Bracho, departamento Cruz Alta, provincia de Tucumán y está integrado por tres centrales térmicas alimentadas con gas natural: Central Térmica Tucumán (447 MW) y Central Térmica San Miguel de Tucumán (382 MW), ambas funcionando en ciclo combinado, y la Central Térmica El Bracho.
Con la finalización de las obras, el total de generación permitirá abastecer de energía eléctrica a más de 1,3 millones de usuarios, lo que equivale al 4,2% de la demanda máxima del país.
La central cuenta con las siguientes certificaciones: ISO 50001 de gestión de la energía, ISO 9001 de gestión de calidad, ISO 14001 de gestión de medioambiente y OHSAS 18001, de gestión de seguridad y salud ocupacional.
También hoy, la empresa YPF Energía Eléctrica anunció al mercado la colocación de obligaciones negociables por un monto de hasta US$ 50 millones.
Se trata de dos emisiones a 24 meses por US$ 30 millones a y 36 meses por US$ 20 millones, los cuales serán destinados a capital de trabajo, financiar el cierre de distintos proyectos en ejecución y refinanciamiento de otras deudas.
Fuente: Noticias NQN. 26 OCTUBRE,
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GAS: EL GOBIERNO ANALIZA HACER VOLVER UN BARCO REGASIFICADOR A BAHÍA BLANCA
Los técnicos oficiales estudian opciones para el abastecimiento en 2021. A la par de que se va el barco de licuefacción para exportar gas, podría volver uno para importar y hacer la operación inversa.
Las autoridades energéticas ya encaran las estimaciones de producción y consumo para 2021 y evalúan pedir la vuelta de un barco regasificador al Puerto Ingeniero White, en las cercanías de Bahía Blanca, como una garantía para la seguridad del abastecimiento.
De acuerdo a lo que contaron fuentes oficiales a El Cronista, los técnicos del Gobierno tienen “en análisis” requerir que llegue un buque para importar Gas Natural Licuado (GNL), pese a que la semana pasada se anunció un nuevo Plan Gas para frenar la sangría en la producción del fluido y revertir su tendencia declinante.
En septiembre la extracción cayó a 122,8 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d), según datos que publicó ayer la Secretaría de Energía.
En agosto de 2019, cuando empezó otro período de fuerte devaluación del peso y bajaron los precios en dólares para las productoras, la extracción había llegado a un pico de casi 145 MMm3/d.
El lunes, la petrolera estatal YPF informó que cancelará anticipadamente un contrato de licuefacción de gas que había firmado a fines de 2018 con la empresa belga Exmar Energy. Cuatro de los cinco envíos que hubo entre la primavera del año pasado y el otoño de 2020 fueron para exportación de GNL.
En clave política, si vuelve un barco regasificador a Bahía Blanca podría leerse como un fracaso para el kirchnerismo, ya que en octubre de 2018 la administración de Mauricio Macri ordenó su despedida y la llegada de un buque para exportar.
Pero en clave técnica el análisis podría ser incluso al revés. El contrato de licuefacción entre YPF y Exmar resultó “ruinoso” para la firma estatal, según fuentes cercanas a la petrolera, que tuvo una pérdida en torno a los u$s 145 millones en un año.
Con precios mundialmente y localmente deprimidos, no fue buen negocio exportar gas licuado.
Pero además, el regreso de un buque para hacer la operación inversa (importar y regasificar) aportaría al sistema una opción confiable de abastecimiento y más barata que comprar en el exterior combustibles líquidos como gasoil y fuel oil para el funcionamiento de las centrales termoeléctricas.
Entre 2008 y 2019, los dos barcos regasificadores en Escobar y en Bahía Blanca le ayudaron al Estado a ahorrar más de u$s 12.000 millones al sustituir importaciones de líquidos.
El viernes de la semana anterior, la Justicia ordenó la clausura preventiva del puerto de Escobar, donde está hoy el único buque regasificador en operaciones.
Esto no representó un problema para el sistema porque no había demanda suficiente, pero puede complicar las operaciones cuando vuelvan las bajas temperaturas.
Fuente: El Cronista. 21 OCTUBRE
MARTÍNEZ: “MÁS ALLÁ DE SI SE DESCONGELAN O NO LAS TARIFAS, VAMOS A UN ESQUEMA DE HACER MÁS EFICIENTE EL SUBSIDIO”
El secretario de Energía enfatizó en pensar la política energética en el “mediano y largo plazo”.Destacó el diálogo con los gobernadores. El futuro de Vaca Muerta, y el rol de YPF.
Darío Martínez: Las políticas energéticas siempre se deben analizar a mediano y largo plazo, y los objetivos deben ser planteados en ese contexto. Por ende, las decisiones para lograr esos objetivos deben seguir el largo plazo. La Argentina en los últimos años las decisiones no acompañaron el largo plazo, fueron más bien coyunturales y sobre todo contradictorias. Esta generó un grado de desconfianza en el sector energético, sobre todo en la industria, y esa desconfianza se refleja en la falta de inversión y la falta de inversión no solamente hace que se pierdan puestos de trabajo, sino que lo que se pierde es la capacidad de generar energía por parte de un país. Y eso es lo que hoy estamos padeciendo, por eso hay que volver, más allá de lo que puntualicemos en cada plan, programa, proyecto, o ley, a reconstruir esa confianza, para reconstruir la previsibilidad y los objetivos a medianos y largo plazo fundamentales para cualquier esquema de inversión. Esto es lo primero que tenemos que recuperar, compartir cuales son las ideas y las visiones para poner la arriba de la mesa, y lo primero que hay que acordar son los objetivos a mediano y largo plazo. Luego en el medio no puede haber sorpresas depende cómo lo vea cada jugador, pero si los objetivos están expuestos claramente todas las decisiones son entendibles.
Fuente: ámbito.com 21 OCTUBRE
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UNO POR UNO, EL ESTADO DE TODOS LOS PROYECTOS ADJUDICADOS EN EL MATER
Hasta el momento, 23 parques eólicos y solares ya están entregando energía limpia a Grandes Usuarios por medio de contratos entre partes. No obstante, otros 15 proyectos están sujetos a prórrogas que les pueda conceder la Secretaría de Energía que conduce Darío Martínez.
La compañía que regula el mercado eléctrico argentino, CAMMESA, publicó un reporte en el que detalla que ya hay en el país 23 parques eólicos y solares que fueron asignados en el marco del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).
Estos emprendimientos, por 527,85 MW, ya están entregando energía limpia a Grandes Usuarios del MEM (industrias y comercios) a través de contratos bilaterales celebrados con generadores.
Fuente: CAMMESA
Como contrapunto, existen diferentes camadas de proyectos en distintas situaciones que, por incumplimientos en el plazo de operación comercial comprometido (COD, por sus siglas en inglés), deberán pagar multas o enfrentar la rescisión de contratos con la eventual pérdida de sus seguros de caución. Sobre este tema se deberá pronunciar próximamente el secretario de Energía, Darío Martínez.
De este grupo homogéneo, los que están en una mejor situación son los que, si bien se han excedido en la fecha del COD, han ingresado parcialmente en operación comercial. Estos son: Vientos Neuquinos, de 79,2 MW, que tiene habilitados 31,18 MW; Anchipurac, de 3 MW, que tiene en funcionamiento 2,23 MW; y Los Diaguitas, de 2 MW, que tiene operativos 1,8 MW. El Gobierno les podría aplicar una multa por estos atrasos.
Fuente: CAMMESA
De la lista de 45 emprendimientos, hay seis, por 127,8 MW, que están negociando una extensión del plazo de inicio de operación comercial. Su concesión o no dependerá de la justificación que puedan dar las empresas en cada caso.
Fuente: CAMMESA
Según pudo saber Energía Estratégica, al proyecto ‘Los Zorros’, de 45 MW, propiedad de Latinoamericana de Energía, ya se le otorgó un mayor plazo, que finaliza al primer semestre del año 2021. La empresa aumentó el dinero de la póliza de caución y además argumentó atrasos debido al COVID-19.
El grupo de proyectos más complicados es el que se encuentra en ‘proceso de prórroga’. Se trata de 15 parques eólicos y solares , por 371, 92 MW, que deberán negociar con Martínez.
Fuente: CAMMESA
Es probable que algunos de estos emprendimientos deban enfrentar la ejecución de las garantías de caución, que fueron de 250 mil dólares por MW. Es decir, que un proyecto de 10 MW podría perder 2,5 millones de dólares. Y consecuentemente el proceso de baja del proyecto.
Fuente: Energía Estratégica. 21 de Octubre
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CURIOSIDADES!
Qué es el Protocolo de Kyoto?
El Protocolo de Kyoto fue aprobado el 11 de diciembre de 1997. Debido a un complejo proceso de ratificación, entró en vigor el 16 de febrero de 2005. Actualmente, hay 192 Partes en el Protocolo de Kyoto.
En concreto, el Protocolo de Kyoto pone en funcionamiento la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático comprometiendo a los países industrializados a limitar y reducir las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) de conformidad con las metas individuales acordadas. La propia Convención sólo pide a esos países que adopten políticas y medidas de mitigación y que informen periódicamente.
El Protocolo de Kyoto se basa en los principios y disposiciones de la Convención y sigue su estructura basada en los anexos. Sólo vincula a los países desarrollados y les impone una carga más pesada en virtud del principio de «responsabilidad común pero diferenciada y capacidades respectivas», porque reconoce que son los principales responsables de los actuales altos niveles de emisiones de GEI en la atmósfera.
En su Anexo B, el Protocolo de Kyoto establece objetivos vinculantes de reducción de las emisiones para 36 países industrializados y la Unión Europea. En conjunto, esos objetivos suponen una reducción media de las emisiones del 5 % en comparación con los niveles de 1990 en el quinquenio 2008-2012 (el primer período de compromiso).
La Enmienda de Doha
En Doha (Qatar), el 8 de diciembre de 2012, se aprobó la Enmienda de Doha al Protocolo de Kyoto para un segundo período de compromiso, que comenzaría en 2013 y duraría hasta 2020. Sin embargo, la Enmienda de Doha aún no ha entrado en vigor; se necesitan un total de 144 instrumentos de aceptación para la entrada en vigor de la enmienda.
La enmienda incluye:
- Nuevas responsabilidades para las Partes del Anexo I del Protocolo de Kyoto que acordaron asumir compromisos en un segundo período, del 1 de enero de 2013 al 31 de diciembre de 2020;
- Una lista revisada de los GEI sobre los que deberán informar las Partes en el segundo período de compromiso; y
- Enmiendas a varios artículos del Protocolo de Kyoto que se referían específicamente a cuestiones relativas al primer período de compromiso y que debían actualizarse para el segundo período.
El 21 de diciembre de 2012, el Secretario General de las Naciones Unidas, en su calidad de depositario, distribuyó la enmienda a todas las Partes en el Protocolo de Kyoto de conformidad con los artículos 20 y 21 del Protocolo.
Durante el primer período de compromiso, 37 países industrializados y la Comunidad Europea se comprometieron a reducir las emisiones de gases de efecto invernadero a un promedio del 5 % con respecto a los niveles de 1990. Durante el segundo período de compromiso, las Partes se comprometieron a reducir las emisiones de GEI al menos un 18 % con respecto a los niveles de 1990 en el período de ocho años comprendido entre 2013 y 2020; sin embargo, la composición de las Partes en el segundo período de compromiso es diferente de la del primero.
Los mecanismos de Kyoto
Un elemento importante del Protocolo de Kyoto fue el establecimiento de mecanismos de mercado flexibles, que se basan en el comercio de permisos de emisión. En virtud del Protocolo, los países deben cumplir sus objetivos principalmente a través de medidas nacionales. Sin embargo, el Protocolo también les ofrece un medio adicional para cumplir sus objetivos mediante tres mecanismos de mercado:
Lo ideal sería que estos mecanismos alentaran a que la reducción de los GEI comenzara donde fuera más eficaz en función de los costos, por ejemplo, en el mundo en desarrollo. No importa dónde se reduzcan las emisiones, siempre y cuando se eliminen de la atmósfera. Esto tiene los beneficios paralelos de estimular las inversiones verdes en los países en desarrollo e incluir al sector privado en este esfuerzo por reducir y mantener las emisiones de GEI a un nivel seguro. También hace que el salto, es decir, la posibilidad de saltarse el uso de la tecnología más antigua y sucia para obtener una infraestructura y unos sistemas más nuevos y limpios, con evidentes beneficios a largo plazo, sea más económico.
Seguimiento de los objetivos de emisiones
El Protocolo de Kyoto también estableció un riguroso sistema de seguimiento, revisión y verificación, así como un sistema de cumplimiento para garantizar la transparencia y hacer que las Partes rindan cuentas. En virtud del Protocolo, las emisiones reales de los países deben ser supervisadas y se deben llevar registros precisos de los intercambios realizados.
Los sistemas de registro supervisan y registran las transacciones de las Partes en el marco de los mecanismos. La secretaría de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático, con sede en Bonn (Alemania), lleva un registro de transacciones internacionales para verificar que estas se ajustan a las normas del Protocolo.
Las Partes presentan a intervalos regulares inventarios anuales de emisiones e informes nacionales con arreglo al Protocolo.
Un sistema de cumplimiento garantiza que las Partes cumplan sus compromisos y les ayuda a cumplirlos si tienen problemas para hacerlo.
El Protocolo de Kyoto, al igual que la Convención, también tiene por objeto ayudar a los países a adaptarse a los efectos adversos del cambio climático. Facilita el desarrollo y el despliegue de tecnologías que pueden ayudar a aumentar la resistencia a los impactos del cambio climático.
El Fondo de Adaptación se estableció para financiar proyectos y programas de adaptación en los países en desarrollo que son Partes en el Protocolo de Kyoto. En el primer período de compromiso, el Fondo se financió principalmente con una parte de los ingresos procedentes de las actividades de proyectos del MDL. En Doha, en 2012, se decidió que, para el segundo período de compromiso, el comercio internacional de derechos de emisión y la aplicación conjunta también proporcionarían al Fondo de Adaptación una parte del 2 % de los fondos devengados.
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