Es también en la demanda, no solo la oferta

Resumen

Entendiendo que los combustibles fósiles son los mayores contribuyentes al cambio climático y por ende limitar las emisiones de GEI conforme al Acuerdo de París implica dejar muchos de estos enterrados, no firmar más contratos de exploración para contener la producción futura de hidrocarburos es un mecanismo por evaluar.

La efectividad de esta política para mitigar emisiones de GEI no es directa ya que la demanda debe contar con opciones sustitutas competitivas y en su defecto puede suplir combustibles fósiles con productos importados que igual serían quemados, pero tienen mayores emisiones en su ciclo de vida. En el caso colombiano una política como esta implantada de manera unilateral tendría en el corto plazo un efecto exiguo en la reducción de emisiones puesto que los requerimientos de derivados del petróleo y otros energéticos llevaría a importarlos, lo cual es factible dada la profundidad de los mercados energéticos en el continente y la capacidad de la infraestructura nacional.

Además, desconoce la capacidad que tiene el país para abandonar los combustibles fósiles de manera justa frente a otras naciones que tienen más ingresos para financiar su transición y son menos dependientes de estos, poniéndole así en una condición de desventaja.  

Es evidente que Colombia junto a las demás naciones tienen una responsabilidad de mitigar las emisiones de GEI, pero ese esfuerzo debe corresponder con sus capacidades y nivel de desarrollo, y propender por que la acción climática tenga cobeneficios e impulse el desarrollo sostenible, y la investigación en ciencia y tecnología entre otros. Por el momento, limitar la producción de hidrocarburos tendría un efecto negativo en la economía vía déficits fiscal y externo, y generaría riesgos innecesarios en el abastecimiento y los precios de los energéticos además de riesgos geopolíticos.

Las políticas climáticas en la oferta estarían mejor encaminadas a cubrir los riesgos económicos que resultarán de la transición, salvaguardando la solidez financiera, económica, laboral y fiscal del país a través de una gestión responsable del riesgo y de sus activos, y en cambio orientar los esfuerzos de mitigación de emisiones de GEI al acervo de políticas de la NDC y la estrategia de largo plazo, las cuales tienen más potencial de reducir efectivamente la demanda de combustibles fósiles. Análogo al narcotráfico, es más efectivo reducir emisiones desde la demanda y no solo desde la oferta.  

Cambio climático

Siendo el cambio climático el principal propósito de esta propuesta de política, es relevante identificar las consecuencias que podría tener no firmar más contratos de exploración de hidrocarburos en la mitigación del cambio climático.

Al respecto hay dos hechos incontrovertibles que sirven para contextualizar la discusión: (i) la producción y consumo de combustibles fósiles son los mayores contribuyentes del cambio climático; y (ii) limitar las emisiones de GEI conforme al Acuerdo de París implica dejar un volumen considerable de estos hidrocarburos enterrados.

Las actividades humanas han provocado el aumento de la temperatura media global a causa del aumento de la concentración de gases efecto invernadero (GEI) en la atmosfera. De estos GEI, los combustibles fósiles contribuyeron con al menos el 70%¹. de las emisiones antropogénicas de GEI. Por ende, limitar el calentamiento global a 2°C o menos implica dejar enterrados una cantidad sustancial de hidrocarburos y dejar varada su infraestructura asociada [2, p. C.4.4].

Estimaciones muestran que para cumplir con el presupuesto de carbono de 1,5°C al 2050 con un 50% de probabilidad, al menos el 58% de las reservas actuales de petróleo, el 56% de las de gas natural y el 89% de las de carbón deben permanecer enterradas sin extraerse [3]. El IPCC estima que el valor de los hidrocarburos enterrados y su infraestructura varada sería entre 1 y 4 trillones de dólares para limitar el calentamiento global a 2°C entre 2015 y 2050, y el valor sería mayor si este se limita a 1,5°C [2, p. C.4.4].

A continuación, se evalúa la relevancia de esta política climática en función de parámetros tales como: potencial de mitigación, costo- efectividad, factibilidad o credibilidad, cobeneficios y trade-offs, y/o justicia y equidad.

Potencial de mitigación

Los potenciales de mitigación se miden desde las fuentes, es decir donde la emisión se origina, y es la lógica de los inventarios nacionales que el país realiza cada dos años², de las políticas climáticas nacionales, y en general

de toda la gobernanza climática internacional. No obstante, viene creciendo en los últimos años una iniciativa para contabilizar la reducción de emisiones desde la oferta (más específicamente desde la extracción primaria de hidrocarburos), la cual se refleja en dinámicas tales como el reporte production gap.

El potencial de mitigación resultante de no aprobar contratos de exploración y su efecto esperado en la producción futura de hidrocarburos medidos desde la fuente involucraría solo a las emisiones de las industrias de petróleo y gas, es decir, las emisiones fugitivas a lo largo de la cadena de valor del petróleo y gas (categoría 1B2 IPCC) mas una fracción (~70% [4]) de las emisiones por quema de combustibles para el autoconsumo de las industrias de la energía (categoría 1A1c del IPCC). En consecuencia, y acorde al último inventario de emisiones del 2019, el potencial de mitigación de no producir hidrocarburos es alrededor de 12,3 Mton CO2e o 4,4% del total de emisiones netas del país (279,2 Mton CO2e) [5].

Efectividad y credibilidad

En cuanto a las demás emisiones por quema de combustibles en otros sectores, la capacidad de una política de restricción en la oferta como la que acá se analiza para incidir en la demanda de hidrocarburos va a depender de su efectividad y credibilidad para reducir su consumo.

Para ello la demanda debe contar con energéticos y tecnologías sustitutas que sean competitivas en su producción, transformación y consumo, y además tener una cadena de suministro robusta que sea capaz de suplir las necesidades de los consumidores. En este aspecto, el Plan Energético Nacional-PEN de la UPME construye a partir de las tendencias tecnológicas, económicas y societarias, y diferentes escenarios de realización de estas, sendas de futuro energético que muestran que incluso en el escenario con tecnologías más disruptivas aún habrá necesidades de combustibles líquidos y gas natural en las siguientes décadas [6].

De manera similar, escenarios de futuro energético que consideran una restricción de emisiones alineada a los objetivos del Acuerdo de París como los realizados por el CREE muestran que el gas natural sigue teniendo un rol fundamental en la transición para descarbonizar aquellos sectores y energéticos cuyas tecnologías aún no van a estar maduras en un futuro cercano, y los combustibles líquidos seguirán ocupando un espacio en el transporte en las siguientes décadas a medida que su electrificación ocurre [7].

En concreto, a pesar de que la oferta de hidrocarburos se restrinja, las sustituciones en la demanda son parsimoniosas y están lideradas es por cambios en los precios relativos de los energéticos y en la madurez de las tecnologías sustitutas para su implementación, las cuales en ciertos casos han reducido sus costos de manera acelerada pero aún son insuficientes para competir con las tecnologías incumbentes, a menos que se introduzcan instrumentos de precios al carbono que equilibren la balanza.

Y en su defecto, la efectividad de restringir la oferta de hidrocarburos como política para mitigar emisiones de GEI queda en entredicho ya que no considera que en ausencia de hidrocarburos nacionales la demanda sería satisfecha con productos importados, los cuales tienen el mismo factor de emisión pero mayores emisiones en su ciclo de vida por el transporte del producto, y conllevaría a riesgos de abastecimiento, de precios y geopolíticos que son significativos y se explican con mayor detalle en el siguiente inciso.

Además, la credibilidad de restringir la oferta de hidrocarburos como una política climática depende de la acción coordinada entre países para reducir su oferta como por ejemplo hacen los países de la OPEP³. La iniciativa Beyond Oil and Gas Alliance trabaja en esa dirección, pero sus miembros no necesariamente son países productores con poder de colusión en la oferta de hidrocarburos.

Esta falta de coordinación entre países productores junto a la muy baja participación de Colombia en el mercado mundial de hidrocarburos⁴, y la aún naciente oferta de tecnologías sustitutas, así como la relativa sustituibilidad de los combustibles nacionales con los importados, hacen que una iniciativa unilateral de restringir la firma de nuevos contratos de exploración como política climática —por ahora— sea poco efectiva para mitigar GEI en el corto y mediano plazo. Asimismo, no tiene en cuenta las emisiones no energéticas (AFOLU, IPPU, Residuos), y tal vez más relevante, no discrimina los esfuerzos a realizar entre los distintos países.

Equidad y trade-offs

Esto último resulta relevante en términos de justicia y equidad porque si la responsabilidad recae únicamente en la oferta entonces ¿cuál es la responsabilidad de aquellos que son importadores netos?, y aún más, ¿Debe un país en desarrollo tener la misma obligación de un país desarrollado? y ¿Debe un país con mayor dependencia económica a los hidrocarburos tener igual responsabilidad que uno con menor dependencia?

La discrepancia entre las naciones productoras es amplia, así como su capacidad para abandonar los combustibles fósiles de su economía de manera justa, en especial para aquellas que dependen de esos ingresos para apalancar su desarrollo como Colombia, ¡es un problema de transición justa!

El Acuerdo de Montreal que fue pivotal para la reducción de las sustancias agotadoras de la capa de ozono-SAO es un claro ejemplo de ello, y en especial su artículo 5 el cual dispuso que los países en vía de desarrollo tienen derecho a retrasar el cumplimiento de sus responsabilidades en la reducción de tales sustancias con el fin de satisfacer sus necesidades básicas de desarrollo [8]. Igualmente, la Convención Marco de la Naciones Unidas para el Cambio Climático ya adopta el principio de responsabilidades comunes pero diferenciadas acorde a las capacidades y las condiciones sociales y económicas de las partes [9].

Si bien está claro que Colombia junto a las demás naciones tienen una responsabilidad por mitigar las emisiones de GEI, este esfuerzo debe corresponder con sus capacidades y nivel de desarrollo, y evitar que las acciones climáticas tengan efectos negativos o trade-offs en su economía. En ese sentido, una publicación reciente del Comité Autónomo de la Regla Fiscal-CARF advierte entre otras cosas aumentos en el déficit comercial y caídas en los ingresos fiscales a nivel nacional y regional al 2030, a causa de escenarios de producción de petróleo decrecientes como resultado de menores inversiones en el sector a causa de una

decisión de no firmar nuevos contratos de exploración [10].

Es por ello indispensable incluir criterios de justicia climática y equidad en las políticas de mitigación que el país desarrolle. Sobre esto hay un reporte del Tyndall Centre de la Universidad de Manchester [11] en el que a partir de un indicador de equidad que mide la capacidad de un país para financiar una transición justa sin beneficiarse de las rentas nacionales que provienen de la producción de hidrocarburos, establece que para cumplir el presupuesto de carbono de 1,5°C los países productores con mayores ingresos para lograr una transición justa deben cesar su producción primero en el 2034, luego el grupo de países de ingresos medios donde se encuentra Colombia debería terminar su producción alrededor del 2043, y finalmente el grupo de países de menos ingresos en 2050.

Conclusión

Para concluir, la no firma de más contratos de exploración en Colombia puede tener sentido como política climática ya que le apunta a restringir la mayor fuente de emisiones de GEI y su implementación puede ser más expedita, sin embargo, su efectividad por el momento no es evidente ya que depende de tecnologías sustitutas en proceso de maduración y la demanda puede sustituir combustibles fósiles con importados que tienen una mayor huella de carbono; y su credibilidad depende de una coordinación entre países que aún es incipiente. Al respecto, si el país lo realiza de manera unilateral tendría un efecto exiguo en las emisiones de GEI pero si acarrearía impactos socioeconómicos considerables en los ingresos fiscales y la balanza de pagos, así como en el abastecimiento de energía, que desconocen su capacidad para abandonar los combustibles fósiles de manera justa frente a otras naciones.

Las metas de descarbonización al 2030 consignadas en su Contribución Determinada a nivel Nacional-NDC son ya un camino de política pública trazado, con un conjunto variado de medidas de mitigación que han sido evaluadas y apropiadas por los ministerios y las regiones en sus PIGCC, que requieren de financiación, instrumentos regulatorios, mejor información, capital humano, políticas públicas, entre otros requerimientos. Este arreglo de política es tal vez más dispendioso y no tan visible para el público, pero es más creíble y efectivo para mitigar emisiones de GEI.

Energía

Las actividades de exploración abarcan un conjunto de métodos y técnicas para adquirir información geológica que buscan evaluar los recursos de petróleo y gas natural, y con ello disminuir la incertidumbre asociada a los volúmenes que son realmente recuperables y a su nivel de comercialidad [12].

Restringir las actividades de exploración compromete la adquisición de información del subsuelo y la capacidad de los agentes de tomar decisiones de inversión que eleven las posibilidades de desarrollo y comercialidad de los proyectos, afectando así la incorporación futura de reservas y por ende las expectativas de producción de hidrocarburos

La Agencia Nacional de Hidrocarburos-ANH recopila información de los recursos y reservas para todas las áreas y las clasifica según el estándar PRMS [12]. El último reporte disponible muestra que la relación Reservas/Producción (R/P) para petróleo es apenas de 7,6 años con reservas probadas P1 (12,9 años con reservas P3) y para gas natural 8 años con reservas probadas P1 (11,4 años con reservas P3). Incorporar recursos contingentes y prospectivos que aumenten estas reservas implica mayores inversiones en exploración y desarrollo de proyectos nuevos y existentes, y/o superar impedimentos técnicos o regulatorios, entre otros.

Una caída en las expectativas de producción de hidrocarburos tendría un efecto directo en la economía como lo evidencia el informe del CARF [10], y además en el suministro nacional de crudo y gas natural a las refinerías y a los sectores de consumo final respectivamente lo que resultaría en la importación de estos energéticos para satisfacer la demanda. Esta condición de importación de hidrocarburos generaría riesgos en: el abastecimiento, los precios, la demanda, geopolíticos, y de activos varados que se analizan a continuación.

Abastecimiento

Los riesgos en el abastecimiento de combustibles líquidos y gas natural a causa de su importación están ligados a la sustituibilidad entre el producto nacional y el importado, y la infraestructura para tal fin. Con las terminales de importación de: petróleo (Coveñas), combustibles líquidos y derivados (Santa Marta, Barranquilla, Cartagena, Tumaco, y Buenaventura), y gas natural (Cartagena y eventualmente en Buenaventura) más los puertos fluviales (Cartagena y Barrancabermeja) para el transporte de crudo y líquidos entre refinerías, y una red significativa de poliductos y gasoductos entre las áreas de producción, los puertos y las áreas de consumo más importantes, se podría argumentar que la infraestructura de transporte estaría en la capacidad de importar petróleo para las refinerías, combustibles líquidos, y/o gas natural para el consumo final, salvo expansiones y refuerzos varios que señalan el Plan de Abastecimiento de Combustibles Líquidos-PIACL [13] y el Plan de Abastecimiento de Gas Natural-PAGN [14] para las cuales solo se tendrían los años restantes de la relación R/P para acometerlas o menos si la demanda es creciente.

Respecto a la sustituibilidad, Colombia ha importado por diferentes motivos petróleo, gas natural y combustibles líquidos en diferentes momentos del tiempo, y dada la cercanía a otras naciones exportadoras en el continente americano y la profundidad de esos mercados internacionales, junto a los estándares de calidad nacionales, se podría argumentar que el riesgo de desabastecimiento es medio a bajo al contar con la infraestructura requerida.

Precios

A pesar de ello, la sustituibilidad no es perfecta porque existe un riesgo de precios altos que resulta del arbitraje entre los precios nacionales e internacionales. Por ejemplo, el precio de la gasolina importada sería más alto que el de la producida nacionalmente porque esta última se rige bajo el principio de paridad exportación para el cálculo del ingreso al productor, es decir el precio que se le paga a las refinerías es análogo al que le pagarían si ésta exportara la gasolina y tuviese que asumir un mark-down o rebaja por los costos de transporte. Si la gasolina fuese importada, se haría a los precios de referencia internacionales más un mark-up o alza debido a los costos de transporte. Esto sin contar el efecto del Fondo de Estabilización de Precios a los Combustibles- FEPC que suaviza el incremente en precios subsidiando el precio final al consumidor.

Para el diésel el efecto en precios sería similar al de la gasolina pero menor en

magnitud ya que el ingreso al productor es una ponderación entre paridad exportación y paridad importación de Diesel No.2 y Ultra Low Sulfur Diesel, este último más costoso y al ser paridad importación ya tiene en cuenta el alza por transporte.

Con relación al precio del gas natural, su diferencia va a depender de la variación entre el precio internacional (e.g. Henry Hub u otro precio que resulte de negociaciones bilaterales con otros países), y el precio nacional del mercado de gas natural mas los costos de licuefacción, transporte y regasificación si es Gas Natural Licuado-GNL o los costos de transporte por gasoducto si viene de Venezuela. Es difícil señalar cual sería la diferencia de precios porque depende de negociaciones bilaterales y mercados que son dinámicos lo que aumenta el riesgo de precios, pero para darse una idea el lector puede tomar como ejemplo el GNL del golfo de México y comparar los precios del gestor del mercado de gas natural en Colombia con los del mercado sport de Henry Hub y agregarle a este último los costos de licuefacción, transporte, y regasificación que para un caso de referencia entre el Golfo de México y Cartagena, la UPME estimó entre 4 y 5 USD2019/MBTU en el PAGN [14].

Demanda

El riesgo de demanda hace referencia a como los pronósticos de demanda de los hidrocarburos pueden hacer o no más crítico el abastecimiento en un entorno de importación. Un pronóstico de demanda creciente pondría mayor presión en el sistema dado que tendría que ser capaz de poder importar mayores volúmenes, y viceversa. Por ejemplo, pronósticos de demanda del PIACL [13] muestran consumos crecientes en todos los combustibles líquidos con tasas de crecimiento positivas para las siguientes décadas lo cual

pondría más presión en el sistema de transporte, pero cuando se involucran restricciones de descarbonización alineadas con los objetivos de política climática del país, los pronósticos de demanda de combustibles líquidos son decrecientes en las siguientes décadas a causa de ascensos tecnológicos en el sector transporte principalmente por la electrificación [7], aliviando así la presión en el sistema de importación, transporte y distribución de combustibles líquidos por lo cual el riesgo de demanda puede ser alto o medio dependiendo de cual escenario de demanda se materializa.

Para el gas natural, los pronósticos que hace la UPME en el PEN [6] evidencian distintas realizaciones en la participación del gas en la matriz energética acorde a cada escenario de futuro energético más en todos ellos la demanda de gas siempre crece en el horizonte de tiempo; pero, cuando se tienen en cuenta los objetivos climáticos de largo plazo como en los escenarios de futuro energético del CREE [7], el gas natural crece ya que este cumple un rol de habilitador para la descarbonización en el mediano plazo para el sector de transporte pesado e industria y en la producción de hidrógeno azul que incrementa su consumo en el tiempo, pero eventualmente decrece y vuelve a los mismos niveles actuales de consumo hacia el 2050. En ambos casos, el consumo de gas natural es creciente por lo menos para las dos siguientes décadas por tanto el riesgo de demanda es alto ya que en ausencia de gas nacional, las importaciones de gas tendrían que aumentar para satisfacer un mayor consumo.

Geopolítica

El riesgo geopolítico se enfoca en como las relaciones internacionales podrían afectar el suministro de energía (o en el sentido contrario) en un escenario de importación. Para ello la

analogía más cercana es la actual invasión rusa a Ucrania en la que Rusia ha utilizado el suministro de petróleo y gas natural a Europa como un arma impactando los mercados internacionales tanto en volúmenes como en precios, poniendo nuevamente en la discusión el tema de seguridad energética y autosuficiencia.

Al respecto Colombia es superavitario en energía primaria y no ha tenido que depender de otras naciones para el abastecimiento de energía. Empero ante un escenario en el que las expectativas de producción de hidrocarburos disminuyen a causa de no firmas más contratos de exploración, se podría ver abocado a importar estos en la siguiente década sino antes, y dependiendo del origen de esta importación, el riesgo geopolítico puede aumentar o disminuir.

En la región hay varios ejemplos de ello. Uno es cuando Argentina unilateralmente decidió no vender más gas natural a Chile en el 2004 a causa de factores políticos internos [15]. Otro es la tensión entre Paraguay y Brasil a medida que se acerca la revisión del tratado de la represa de Itaipú 50 años después de su construcción [16]. Y la última y tal vez la más cercana, es cuando la estatal petrolera de Venezuela-PDVSA decidió no extender el contrato de suministro de gas natural con Colombia en 2015 en pleno fenómeno del Niño [17].

Activos varados

Finalmente, existe un riesgo asociado a los activos varados del sector fósil que depende de si los escenarios de carbono neutralidad se materializan. En un escenario de emisiones cero netas como el que realiza la Agencia Internacional de Energía habría un cambio profundo en la oferta de energía que vería caer en un tercio la oferta de fósiles de acá al 2030, en la que el carbón pierde la mitad de su oferta, el gas natural un poco más de la cuarta parte y el petróleo una quinta parte [18].

Bajo escenarios globales que son coherentes con el calentamiento de 2°C o por debajo de este, Colombia competiría con otros países productores de petróleo y gas a precios internacionales en un entorno de sobreoferta y una demanda decreciente, lo que inevitablemente le conllevaría a disminuir su producción reduciendo así sus expectativas de ingresos fiscales y dejando gran parte de estas reservas enterradas tanto para petróleo [19] como gas natural [20].

En estos escenarios de descarbonización los riesgos asociados a la importación de hidrocarburos serían menores y en cambio generaría otros tipos de riesgos en indicadores macroeconómicos como la inflación, el crecimiento económico, la estabilidad fiscal y de balanza de pagos, entre otros, más los riesgos financieros en el sector privado que se profundizarían dependiendo de que tan apalancados estén los agentes en los ingresos petroleros, riesgos que vale la pena estudiar más a fondo.

En tal sentido, las políticas climáticas en la oferta estarían mejor encaminadas por un lado a desarrollar instrumentos para medir y divulgar estos riesgos, e implementar mecanismos y políticas para gestionar los riesgos climáticos e incorporar tales consideraciones en la planeación financiera del sector público y privado, salvaguardando así la solidez económica y fiscal del país a través de una gestión responsable del riesgo y de sus activos, y por otro lado, a maximizar las oportunidades sociales y económicas de las regiones que se pueden ver afectadas por una menor producción de hidrocarburos a causa de la acción climática y los desafíos que trae consigo la transición justa.

Conclusión

En conclusión, restringir las actividades de exploración incide sobre la incorporación de futuras reservas y como consecuencia en las expectativas de producción, lo cual genera riesgos en el abastecimiento de energía que dependerán de la capacidad de la infraestructura para satisfacer una demanda creciente para el gas natural y condicionada a la acción climática para los combustibles líquidos, con precios de los energéticos en la mayoría de los casos más altos, y una interdependencia innecesaria al suministro de energía de otras naciones que incrementan los riesgos geopolíticos asociados a ello.