Conversación
KELLER: «NO VEO NINGUNA NECESIDAD DE TENER A ENAP EN UN ROL DE GENERACIÓN»
El gerente general de Colbún dice que en el mercado de la producción eléctrica hay competencia suficiente, por lo que no ve necesario que la petrolera estatal incursione en esta área de negocios
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A punto de cumplir tres meses en la gerencia general de la eléctrica Colbún está Thomas Keller. El ex presidente ejecutivo de Codelco arribó a una industria en la que si bien no había trabajado, tampoco le resultaba desconocida. Estando al mando de la cuprera, estuvo al otro lado de la mesa: negociando contratos de suministro para distintas faenas de la minera. “Es una empresa que conocía desde el punto de vista del cliente. Es un sector con un tremendo desafío y grandes oportunidades, un negocio complejo y donde estoy en un proceso de humilde aprendizaje también. Ha sido un tiempo intenso”, comenta el máximo ejecutivo de la generadora del grupo Matte, para quien hoy el sector energético juega un rol clave en el desarrollo del país.
“Es impensable que Chile realmente pueda retomar tasas de crecimiento significativas, a no ser que también se proyecte un escenario de costos de la energía competitivos. Y eso coloca a esta industria en el corazón de esa estrategia de crecimiento país”, subraya.
Para Keller, más que la mudanza de industria, ha sido el cambio de empresa pública a privada donde más ha notado la diferencia en estos meses. “En el caso de las empresas públicas, uno tiene una audiencia un poco más amplia. Por lo mismo, hay mayor exposición y elementos asociados a ello que uno pudiera considerar de más complejidad”, menciona.
Ahora, en su primera entrevista desde el sillón en Colbún, Keller hace un análisis del sector energético y detalla sus preocupaciones. Una de ellas, la baja estimación de crecimiento de la demanda eléctrica para los próximos años, lo que podría ralentizar el ingreso de nuevos proyectos, advierte.
Donde sí hay tranquilidad en la compañía es frente a la nueva competencia que impone el ingreso al mercado chileno de la española Gas Natural Fenosa. “Queremos enfocarnos en hacer buenos proyectos y no en pelear por un punto de mercado”, asegura Keller, quien mira con escepticismo el ingreso de la estatal Enap al negocio de la generación. “Hoy, el mercado es suficientemente competitivo”, dice.
¿Cuál fue el mandato que el grupo Matte le encomendó a su arribo a la compañía?
Entre 2006 y 2013, Colbún fue la generadora que más capacidad nueva instaló en generación en el SIC, con cerca de 900 MW. Mi llegada no es un cambio de esa estrategia, pero sí busca darle un nuevo impulso a esta estrategia de crecimiento, la que se desarrollará en un contexto que es distinto al que vimos en el pasado.
Usted llega a una empresa que da por cerrado un fuerte ciclo de inversiones. ¿Qué podemos esperar de esta nueva etapa de Colbún?
Estamos comenzando la construcción de un nuevo proyecto que es La Mina (34 MW), en la Región del Maule. Ya asignamos los contratos principales, así que estamos ya en plena carrera. Y en la cartera es conocido que tenemos dos proyectos importantes: Santa María II (VIII Región) y San Pedro (XIV Región). Estos proyectos tienen un programa bien definido hacia adelante. Esperamos tomar una decisión de inversión en el caso de Santa María II durante el primer trimestre del próximo año y en un período similar estamos planificando reingresar el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) de San Pedro. Así que la agenda se sigue moviendo y a un ritmo bastante fuerte.
¿Hay otro tipo de tecnología que quieran privilegiar?
Un aspecto que figura de manera significativa en nuestra agenda es rentabilizar nuestros ciclos combinados. Tenemos una inversión importante en estos equipos, la mayoría son ciclos cerrados (Nehuenco), pero tenemos uno abierto todavía (Candelaria). La decisión de cerrar ese ciclo pasa por definir de qué forma se va a desarrollar el escenario de suministro de gas natural hacia Chile.
¿El GNL tendrá una participación relevante en el mix de generación de Colbún?
Eso dependerá de la evolución que tenga el precio y el resto de las condiciones de suministro del gas natural. Hay varias variables que inciden en eso. En todo caso, por el bien no sólo de Colbún, sino que del país, creo que tan importante como ello es que aumente el porcentaje de la hidroelectricidad dentro de la matriz energética chilena. Las fichas del país debiesen estar en la hidroelectricidad.
¿Cuál es su análisis de lo que se puede esperar del GNL? ¿Es posible alcanzar precios competitivos de este hidrocarburo?
Uno podría pensar que al igual que el resto de los combustibles, el gas natural debiera ajustarse a las condiciones de mercado que estamos viviendo. Pero no olvidemos que en el caso de Chile, tenemos que incluir que gran parte del costo de traer gas natural lo representan también los costos de gasificación, transporte y regasificación. No está claro que esos elementos, que son muy relevantes, respondan necesariamente en la misma magnitud a la caída que estamos viendo en el mercado de los combustibles fósiles propiamente tal.
La Agenda Energética le da un rol relevante al GNL para bajar los precios de la energía. ¿Ese objetivo se puede lograr?
Hay una Agenda Energética que plantea ciertos objetivos, algunos bien ambiciosos, y la lectura que hago es que el cumplimiento de esa agenda energética ambiciosa, sobre todo en materia de precios, pasa por darle un rol muy importante a la hidroelectricidad.
¿Hay sobreexpectativas en el desarrollo del GNL?
Creo que hay que ser realistas y tomar las decisiones en función de todas las variables que están en juego. En el caso del gas natural, una de las variables es ver cómo va a responder el costo de la logística a lo que parece ser un nuevo escenario en materia de combustibles tradicionales.
¿Colbún sigue evaluando construir un terminal flotante de GNL en la zona centro-sur del país?
Seguimos trabajando en eso. Está sobre la mesa, pero no tenemos una fecha para tomar una decisión. Hoy estamos evaluando el proceso de Open Season que está desarrollando GNL Quintero. Esta alternativa también entra en la ecuación.
La empresa cuenta con contratos con suministros esporádicos de gas natural hasta 2019. ¿Luego de esa fecha, podrían tomar una decisión sobre el terminal?
Nos da un espacio relevante para evaluar las distintas alternativas. Estas inversiones también tienen su inercia y requieren un tiempo importante para materializarse, por lo tanto, se necesita un período razonable para tomar las decisiones de más largo plazo.
¿Con la oposición que existe hacia el carbón, cree que esta tecnología irá bajando su presencia en los nuevos proyectos?
En la medida en que seamos capaces de hacer más proyectos hidroeléctricos, creo que sí.
¿Y los hidroeléctricos hoy se pueden realizar?
Esperamos que sí. Angostura es un ejemplo de cómo hacer un proyecto hidroeléctrico sin ninguna conflictividad y en armonía con las comunidades. Esa es la forma que tenemos de hacer proyectos hidroeléctricos y es nuestra carta de presentación. Por lo tanto, vamos a privilegiar en nuestro portafolio esos proyectos.
¿HidroAysén no podría generar un efecto negativo?
Cada proyecto tiene que ser evaluado en su mérito y sabemos que en el caso de HidroAysén hubo ciertas oposiciones, pero ese caso no es extrapolable a otras regiones.
¿HidroAysén tiene la lápida puesta?
Realizarlo pasa por una definición país de cómo queremos aprovechar los recursos hídricos de Aysén. Siempre hemos planteado que proyectos de esta complejidad deben enmarcarse en una política energética de largo plazo y en una política de cuencas. A la larga, esos recursos se van a traducir en energía eléctrica, a lo mejor no exactamente de la misma forma que se diseñó originalmente, pero estamos convencidos de que es un recurso que Chile no puede desaprovechar. Hoy, el proyecto no se está desarrollando. Estamos a la espera de lo que decida el Tribunal Ambiental.
¿Qué aprendizajes obtuvo la compañía con este proyecto?
Que la excelencia en las dimensiones sociales, comunitarias y ambientales son tanto o más importantes que la excelencia en materia de operación e integridad técnica. Son todas igualmente importantes.
¿Las megacentrales están en retirada para dar cabida a proyectos medianos?
Claramente son más fáciles de materializar los segundos. Pero no podemos descartar las operaciones más grandes cuando las condiciones así lo ameritan. Si se pueden desarrollar de forma sustentable del punto de vista comunitario y ambiental, no deberían descartarse. Si uno observa países de la región, como Colombia, Perú, Argentina y Ecuador, todos están desarrollando proyectos hidro- eléctricos en un nivel que supera cuatro a cinco veces los MW hídricos que estamos construyendo en Chile. E incluso, países desarrollados, como Canadá, están construyendo hoy grandes centrales hidroeléctricas.
¿El desarrollo futuro de Colbún será hacia centrales de qué tipo?
Los proyectos también están en función de las condiciones objetivas que enfrenta. En La Mina, las condiciones técnicas y ambientales amparan un proyecto relativamente pequeño, pero tenemos San Pedro, que será del orden de 150-170 MW, porque ahí las condiciones son distintas. No se puede prejuzgar el tamaño.
COMPETENCIA
El gobierno le ha dado un rol relevante a Enap en generación. ¿Qué le parece, dado que esta industria es administrada por el sector privado?
En tanto cliente de suministro eléctrico y por la dinámica que tiene la aprobación de los proyectos, entiendo que Enap tome un rol más activo en facilitar nuevos proyectos, tal como lo hace una empresa minera como Codelco o BHP Billiton con Kelar. La parte que no entiendo es por qué Enap también va a participar como dueño en la etapa de generación. Creo que tenemos un mercado bastante competitivo. Hemos visto que van a entrar dos nuevos actores relevantes a la industria. La verdad es que no veo la lógica y, es más, veo más desventajas y problemas.
¿Qué tipo de problemas?
Seamos bien francos en esto: el rol del Estado es crear competencia y hoy tenemos competencia. La verdad es que no veo ninguna necesidad de tener a Enap en un rol de generación. Una empresa minera o petroquímica se involucra en promover y en llevar un proyecto energético a su etapa de construcción. Es la única forma, muchas veces, de controlar que los proyectos de suministro eléctrico, que son necesarios para los proyectos mineros o petroquímicos, vayan de la mano para que coincidan los timings.
¿Es un retroceso para el mercado que ingrese una empresa estatal a generar mayor competencia?
Sé que la intención primordial de la autoridad es asegurar un buen timing. No vería con buenos ojos el tema de tener a una empresa estatal en el mercado de generación, cuando hay claramente suficiente competencia y esa competencia está aumentando con el ingreso de nuevos actores.
¿Y si Enap los llamara a participar de sus proyectos?
Eso no ha ocurrido y prefiero no ponerme en una situación hipotética.
¿Les preocupa el ingreso de nuevos actores al mercado y los fectos en la participación de Colbún?
Siempre ha habido competencia, y si ésta aumenta, bienvenida sea. Mucho más importante que tener un punto más o un punto menos en la participación de mercado, es hacer buenos proyectos. A la larga, eso es lo que esperan nuestros accionistas y lo que necesita el país. Más que perseguir a cualquier costo una participación de mercado, lo que queremos hacer son buenos proyectos.
REFORMAS Y NUEVOS PROYECTOS
El gobierno está impulsando varias reformas, una de ellas la laboral. ¿Cómo ve Colbún este escenario?
Al igual que el resto de la sociedad y el mundo empresarial, estamos muy atentos a las reformas. Esto conlleva incertidumbre y nosotros abogamos para que se despeje esta incertidumbre lo antes posible.
El lunes se da a conocer la reforma laboral. ¿Esa mirada atenta se puede transformar en inquietud?
Veamos qué dice el proyecto.
¿Estas incertidumbres podrían afectar los nuevos proyectos?
Quisiéramos que se dé la nueva fase de inversiones. Nosotros tenemos Santa María II y San Pedro en carpeta. Si hipotéticamente el tema país cambiara mucho, esos proyectos se van a revaluar, porque cuando las cosas cambian mucho, por supuesto que uno revalúa. Pero hoy no estamos en ese escenario.
¿Qué hace que hoy sea factible impulsar Santa María II?
Estamos optimistas respecto de Santa María II, pero todavía no hemos tomado una decisión. Para hacerlo hay que ver el aspecto social, porque tenemos que llegar al convencimiento de que tal como lo hemos hecho en los otros casos, estamos entrando por la puerta ancha y no de espaldas a la comunidad. Tenemos todos los permisos, hemos enfrentado más de 90 fiscalizaciones sin ninguna multa o sanción, no hemos tenido fallos judiciales adversos y la central ha mostrado un muy buen desempeño ambiental. Por último, hemos demostrado que cumplimos con nuestros compromisos y que privilegiamos las buenas relaciones con nuestros vecinos. Eso nos hace ser optimistas.
¿Lo que está sucediendo con Bocamina no mancha esos logros?
Seguimos con interés el tema de Bocamina, pero cada empresa tiene sus características. Nosotros no opinamos sobre las actividades de otras empresas.
Pero sin emitir juicios, ¿podrían verse dañados esos avances?
En general, las plantas termoeléctricas enfrentan desafíos importantes en esta materia y nosotros no somos una excepción.
¿Qué otro aspecto están viendo para materializar la inversión?
También la visión comercial. Uno de los aspectos que han cambiado en el último tiempo son las proyecciones de demanda eléctrica, las que han ido a la baja. Estamos terminando de evaluar cuál es el impacto de ese nuevo escenario, el cual a todos nos ha sorprendido. Hay una baja preocupante en la estimación de demanda de parte de la CNE, no solamente para el futuro inmediato, sino que también para el mediano y largo plazo.
¿Eso puede ralentizar la incorporación de proyectos.
Claro, como pasaría en cualquier industria. No podemos generar una situación de sobreoferta.
¿Qué tan complejo están viendo el 2015?
El año 2014 fue un año menos malo que los anteriores en materia de lluvias y eso tiene su correlato en los deshielos y, por último, en el precio. Esto genera una buena expectativa para los primeros meses de 2015. Ahora, la baja demanda eléctrica ayuda, entre comillas, pero es una mala ayuda. Me resisto a aceptar esta lógica de que vamos a estresar menos al sistema eléctrico, porque el país va a crecer menos. No es una buena novedad. Estamos enfrentados, en el corto plazo, a una demanda que crece bastante menos de lo que teníamos proyectado un año atrás y tenemos que ver cómo evoluciona dicha demanda hacia adelante. No olvidemos que una planta como Santa María II tiene un tiempo de ejecución de 43 meses. Si este fenómeno de menor demanda no es transitorio, sino más bien permanente, es algo que incide sobre la rentabilidad de este proyecto. En eso hay que ser bien francos y ese es el análisis que estamos haciendo.
Fuente:LaTercera
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El objetivo marcado por la UE para evitar el declive de los polinizadores no es suficiente, advierte estudio.
Un nuevo estudio internacional muestra que los objetivos marcados por la Unión Europea (UE) para evitar la desaparición de los polinizadores no bastan para detener la pérdida de estos insectos, que son claves, no solo en mantener la biodiversidad, sino también en sostener la producción agrícola.
El trabajo, que aparece publicado en la revista Science y que ha contado con la participación de grupos de la Estación Biológica de Doñana (EBD-CSIC) y el Instituto de Agricultura Sostenible (IAS-CSIC), insta a aumentar la extensión de los hábitats naturales dentro de la superficie agraria, así como garantizar su calidad y permanencia a largo plazo.
La Estrategia de la Biodiversidad de la UE indica que, para proporcionar espacio a los animales y plantas silvestres, a los polinizadores y a los reguladores naturales de plagas, “urge que al menos el 10 % de la superficie agraria vuelva a estar ocupada antes de 2030 por elementos paisajísticos de gran diversidad”.
Aquí se incluyen, entre otros, las franjas de protección, las tierras retiradas de la producción sobre la base o no de la rotación, los setos, los árboles no productivos, los muros de terraza y los estanques.
Este compromiso del 10 %, según el equipo investigador, no es suficiente para garantizar la supervivencia de los polinizadores. Para llegar a estas conclusiones, el equipo científico examinó cómo el área y la calidad de los hábitats naturales influyen en las poblaciones de distintos polinizadores.
El estudio, basado en 59 investigaciones en 19 países, muestra que las abejas solitarias necesitan un 16 % de hábitat natural en zonas agrícolas, los abejorros un 18 % y las mariposas un 37 % para lograr una protección efectiva.
El estudio confirma una regla sencilla: cuanto más hábitat natural hay en zonas agrícolas, mayor es la presencia de polinizadores. Los resultados revelaron también que los hábitats con mayor abundancia de plantas con flores también albergan más polinizadores de todos los grupos.
Sin embargo, la calidad del hábitat no siempre compensa la falta de espacio disponible. “Hemos visto que, aunque la calidad de estas áreas sea alta, si no se alcanza el mínimo de hábitat natural resulta imposible mantener poblaciones de polinizadores sanas”, explica Ignasi Bartomeus, investigador del CSIC en la EBD-CSIC.
En este sentido, el equipo científico insiste en que lo esencial es ampliar primero la extensión de los hábitats naturales. “Es mejor concentrarse primero en aumentar el área de los hábitats naturales, en lugar de gestionar pequeños hábitats, incluso cuando tienen muchas flores”, afirma Gabriella Bishop, primera autora del estudio e investigadora de la Universidad de Wageningen.
Calidad y permanencia de los hábitats
El trabajo también advierte de que aumentar significativamente la extensión de los hábitats naturales no basta si no se asegura la calidad y permanencia de los nuevos hábitats a largo plazo.
La conservación de polinizadores en Europa se centra en gran medida en medidas temporales en pequeñas áreas de tierras productivas, como la creación de franjas de flores silvestres junto a los cultivos. Investigaciones anteriores han demostrado que esto sí genera un aumento temporal de insectos y polinizadores, pero no ofrecen una solución duradera.
“Hay cultivos, como muchos frutales, en los que conservar la biodiversidad dentro de las fincas es compatible con una alta producción agrícola, pero en otros cultivos más intensivos, como el girasol, se necesitan compensaciones económicas por destinar tierras cultivables a mantener la biodiversidad”, explica Bartomeus.
De ahí que el equipo científico insista en la necesidad de mecanismos de apoyo estables para el sector agrícola. José Luis González Andújar, del Instituto de Agricultura Sostenible (IAS-CSIC) y también firmante del artículo, señala que “para que se produzca una transformación real, es necesario reconocer económicamente a los agricultores que destinen parte de sus tierras a generar y conservar espacios naturales. Este esfuerzo debe mantenerse durante, al menos, dos décadas; de lo contrario, la falta de estabilidad generaría inseguridad en el sector agrícola y los polinizadores apenas obtendrían ventajas”.
“Hacer una transición a una agricultura más sostenible requiere pensar qué paisajes queremos tener, y eso involucra tener en cuenta tanto la parte ecológica, económica y social del paisaje”, concluye el investigador de la EBD-CSIC Ignasi Bartomeus.
La investigación se ha realizado en el marco del proyecto europeo SHOWCASE, financiado por el programa Horizonte 2020 de la Unión Europea, que busca crear sinergias para integrar la conservación de la biodiversidad en las prácticas agrícolas.
Referencia:
Gabriella A. Bishop, David Kleijn, Matthias Albrecht, Ignasi Bartomeus et al. «Critical habitat thresholds for effective pollinator conservation in agricultural landscapes». Science.
Fuente/CSIC/ SINC/Derechos: Creative Commons.
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¿Hemos superado realmente el umbral de 1,5 °C de calentamiento marcado por el Acuerdo de París?
El informe sobre el estado del clima de 2024 de la Organización Meteorológica Mundial (OMM) confirmó que la temperatura media anual global en 2024 fue 1,55 °C superior al promedio del periodo 1850-1900, que se toma como referencia para medir el calentamiento del planeta.
La temperatura media global superó los 1,5 °C brevemente durante un mes o más en 2016, 2017, 2019, 2020 y 2023. Sin embargo, el año pasado fue el más cálido en los 175 de los que se tienen registro. ¿Pero significa todo esto que ya hemos sobrepasado los 1,5 ºC que establece como umbral el Acuerdo de París?
Las ambigüedades del Acuerdo de París
El Acuerdo de París, aprobado en la conferencia sobre cambio climático de la ONU de 2015 (la COP21), hace ya más de diez años, determina que se debe “mantener el aumento de la temperatura media mundial muy por debajo de 2 °C con respecto a los niveles preindustriales, y proseguir los esfuerzos para limitar ese aumento de la temperatura a 1,5 °C, reconociendo que ello reduciría considerablemente los riesgos y los efectos del cambio climático”.
Se trata de un acuerdo político-diplomático entre los países que han ratificado la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC).
No obstante, su redacción contiene ambigüedades y genera dos preguntas fundamentales:
- ¿Qué significa “respecto a los niveles preindustriales”? Pues este período define la temperatura base de referencia para poder delimitar sus incrementos, sus variaciones, sin ambigüedad.
- ¿Cuándo se considerará que la temperatura ha superado los 1,5 ºC de aumento? Es decir, ¿durante cuánto tiempo debe sobrepasarse ese umbral?

¿Qué se considera “periodo preindustrial”?
El nivel preindustrial se refiere a la temperatura media global antes de la Revolución Industrial, que se utiliza como referencia para los efectos del calentamiento global. El CMNUCC encargó al Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático (IPCC) que definiera qué se consideraría como niveles preindustriales: la respuesta fue el Informe Especial sobre Calentamiento Global de 1,5 °C.
El periodo escogido fue del año 1850 al 1900, cincuenta años. Su selección se debe a que representa el tiempo durante el que se dispone de observaciones con suficiente calidad de las temperaturas superficiales de la tierra y el océano, lo que permite una comparación precisa. Además, la temperatura del aire global fue relativamente estable, con una media aproximada de 13.84 °C.
Con una influencia humana en el clima todavía relativamente pequeña antes del uso progresivo e intensivo de los combustibles fósiles, se consideró como una buena referencia para poder valorar el efecto de las actividades humanas.
Este período aumenta en 20 años el período clásico de 30 años definido por la Organización Meteorológica Mundial (OMM), que resulta de los datos promediados y denominados normales climatológicas estándar de la OMM, que habían sido definidos ya en el año 1872.
Un aumento de la temperatura sostenido durante 20 años
Lo cierto es que todavía no podemos afirmar que hemos superado el umbral de los 1,5 °C tal y como establece el Acuerdo de París.
Las temperaturas globales no aumentan de forma gradual. Debemos considerar la diferencia entre la variabilidad natural del clima –por los fenómenos de El Niño y por la actividad volcánica– y la variabilidad que define su tendencia en el tiempo –el actual proceso de calentamiento–. El sistema climático oscila en diferentes escalas de tiempo con frecuencias temporales a corto y largo plazo.
Por tanto, la cifra de 1,5 °C se refiere a un calentamiento planetario promedio sostenido, no solo al valor de un solo año, que por sí solo podría ser anómalamente más cálido o más frío que el promedio a largo plazo. Pero ¿por cuánto tiempo debe mantenerse ese aumento de la temperatura para considerarlo una tendencia?
La Segunda Revisión Periódica del objetivo global a largo plazo de la Convención aclaró que “el objetivo se evalúa a lo largo de décadas” (COP22 de Sharm el-Sheikh, Egipto, en 2022). El IPCC, en su informe sobre las bases físicas del cambio climático, define el momento de superación como “el punto medio del primer período de 20 años en el que la temperatura global del aire en superficie promedia más que la temperatura umbral”. El uso de este promedio ayuda a garantizar que las tendencias del calentamiento se deban a la intervención humana y no a variaciones naturales.
Así, habrá que esperar 20 años para confirmar si superar el umbral de 1,5 °C se mantiene como una tendencia. La humanidad solo sabrá con certeza si hemos alcanzado el límite del Acuerdo de París en retrospectiva. Lo que implica el riesgo de retrasar su reconocimiento y la correspondiente reacción.
Hace falta consenso.
El calentamiento se está acelerando. En el informe de 2021 del IPCC se indicaba, en casi todos los escenarios de emisiones, un alcance de los 1,5 °C “a principios de la década de 2030”. Y, el reciente informe de la OMM Actualización Climática Anual Decenal Global 2025-2029 indica que es probable (con un 70 % de probabilidad) que la media quinquenal de 2025-2029 supere los 1,5 °C.
Abordar la cuestión de cuándo entraremos en un período de 20 años con un calentamiento promedio de 1,5 °C no es, por lo tanto, solo un ejercicio de seguimiento del registro de temperatura global. Tiene una relevancia fundamental para la gestión de riesgos climáticos y la planificación de la adaptación.
Evaluar el aumento de la temperatura media global utilizando el calentamiento promedio de las últimas décadas retrasará el reconocimiento formal de cuándo la Tierra supera el límite de 1,5 °C. Esto probablemente genere distracciones y retrasos justo cuando la acción climática es más urgente.
Se necesita definir y acordar una métrica única y consensuada que describa claramente la superación del umbral de 1,5 °C –ya existen algunas alternativas– y anticipar los acontecimientos que lo precederán. Los impactos asociados serán graves. Tal aumento podría parecer una realidad lejana, pero podríamos estar alcanzándolo antes de lo que imaginamos de acuerdo a las observaciones ya disponibles.
La ocurrencia del primer año con un calentamiento de 1,5 °C implicaría que el período de 20 años que alcanza el objetivo inferior del Acuerdo de París ya ha comenzado y que los impactos esperados con este nivel de calentamiento ya se están manifestando.
Fuente/The Conversation (Creative Commons)
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Nuevas reglas para fomentar la captura de carbono y alcanzar el objetivo de cero emisiones
El reto de combatir el cambio climático ha evidenciado la necesidad de promover diversas medidas para alcanzar la neutralidad climática, es decir, que las emisiones netas de gases de efecto invernadero sean cero.
En los últimos meses, tanto en España como en Europa se han aprobado distintas normativas encaminadas a fomentar la certificación de absorciones obtenidas a través de proyectos de captura de carbono en una amplia diversidad de ecosistemas. Esto ha abierto un arcoíris de colores para el carbono en función del lugar donde es capturado: verde en ecosistemas terrestres; azul en ecosistemas marinos; verdeazulado en humedales de agua dulce; púrpura a través de captura directa del aire o en industrias; y blanco y rosa según si es capturado en salinas o en ecosistemas de algas calcáreas.
Sin embargo, ¿qué requisitos deberían cumplir esos estándares de certificación que fomentan la venta de absorciones en el llamado mercado voluntario de carbono para ser realmente útiles y evitar el “ecopostureo? Este mercado voluntario permite a promotores privados y públicos compensar sus emisiones de dióxido de carbono (su huella de carbono) con la compra de créditos de carbono generados a través de proyectos de absorción certificados.
¿Cómo afrontamos el cambio climático?
La reducción drástica a nivel global en las emisiones de gases de efecto invernadero debe ser la principal medida si queremos mantener el incremento en la temperatura por debajo de los niveles fijados desde el Acuerdo de París. Aunque aún estamos lejos de dicho objetivo, Europa ha liderado en los últimos años el camino a través de diversas normativas dirigidas a lograr la neutralidad climática para el año 2050.
Sin embargo, como advierten desde la Unión Europea y desde el Panel Intergubernamental de Cambio Climático (IPCC), para poder obtener cero emisiones netas de CO₂ será necesario incrementar de forma significativa las absorciones de CO₂ de la atmósfera en reservorios a largo plazo. El objetivo es contrarrestar tanto las emisiones difusas –aquellas liberadas a la atmósfera desde fuentes que no están concentradas en un solo punto, como chimeneas, sino que se dispersan en un área más amplia– como las residuales, que persisten incluso después de implementar las mejores tecnologías y prácticas disponibles para reducir la contaminación.
¿Cómo lograr la neutralidad climática?
Para lograrlo, cualquier empresa o administración pública debería poder medir su huella de carbono a través de protocolos estandarizados. Posteriormente, debería diseñar planes de reducción de dichas emisiones tanto a corto como a medio plazo.
Una vez reducidas al mínimo, el siguiente paso es compensar las mismas a través del fomento de actividades que conlleven una captura de gases de efecto invernadero a largo plazo. Estas suelen expresarse en forma de capturas en toneladas de CO₂-equivalente, tras la conversión del poder calorífico en la atmósfera de los distintos gases de efecto invernadero a unidades de CO₂.
A nivel europeo, la tipología de proyectos y actividades que se podían incluir dependía de la normativa de cada país, ya que, hasta la reciente aprobación del Reglamento (UE) 2024/3012, no existía un marco regulatorio común. Este documento recoge proyectos y actividades que mejoran el almacenamiento de CO₂ a largo plazo en depósitos geológicos, terrestres y marinos.
Integra, además, aquellas actividades que reduzcan las emisiones de gases de efecto invernadero, como las derivadas del cambio en el uso del suelo, gestión de turberas o mejoras en las prácticas agrícolas. También incluye actividades que fomenten la captura de CO₂ en productos con una vida larga.
Marco o estándar de certificación de absorciones de carbono
Para que cualquiera de estas actividades sea considerada, debe someterse a un marco de certificación o a un estándar que defina de forma clara su tipología. También debe determinar los actores que intervienen en el proceso, los plazos y documentación requeridos en los distintos procedimientos, las metodologías utilizadas para estimar y verificar las capturas obtenidas, dónde quedarán registradas esas absorciones y cómo pueden utilizarse, etcétera.
Al fin y al cabo, un estándar no es más que un conjunto de reglas que pretende dar una garantía y seguridad jurídica tanto a quien promueve la actividad, como a quien adquiere esas absorciones para compensar sus emisiones. Además, también debe generar seguridad y confianza a los ciudadanos que toman decisiones en función de las políticas de responsabilidad ambiental de las empresas.
Entre los puntos más importantes que deben incorporar estos estándares destacan el establecimiento de los criterios que aseguren la adicionalidad de la actividad. Es decir, deben asegurar que el proyecto genera un incremento neto en capturas de carbono, que no se desarrolla por una obligación legal y que sin la financiación proveniente de los créditos de carbono generados no se llevaría a cabo el mismo.
También es importante que definan claramente el periodo durante el cual las absorciones de CO₂ atmosférico son atribuibles al proyecto (periodo de crédito) y el tiempo en el que el promotor del proyecto se compromete a velar por la integridad de las absorciones de carbono capturadas (periodo de permanencia). Además, deben incluir las metodologías necesarias para llevar a cabo la verificación y certificación de las absorciones conseguidas, así como su seguimiento, y evitar la doble contabilidad de las absorciones certificadas.
Sin un establecimiento claro de estos aspectos podrían desarrollarse actividades que generaran absorciones fantasmas o con nula utilidad climática. Es decir, proyectos de absorción donde no existe adicionalidad, y por lo tanto, no se logra una reducción neta de las emisiones y/o se certifican absorciones inexistentes.
Las novedades del reglamento europeo
La mayoría de estos aspectos son tratados en el nuevo Reglamento (UE) 2024/3012 del Parlamento Europeo. No obstante, existen muchas incertidumbres sobre distintos aspectos que deberán irse solventando en próximas fechas. A pesar de ello, esta nueva normativa tiene aspectos novedosos al incluir por primera vez a nivel europeo las capturas producidas en ecosistemas marinos y costeros, responsables de más del 50 % del enterramiento de carbono a nivel global. Algo que, replicado recientemente a nivel nacional a través del Real Decreto 214/2025, ya fue abordado de un modo pionero por la Junta de Andalucía hace algo más de dos años, con la publicación del Estándar andaluz de carbono para la certificación de créditos de carbono azul. Esta iniciativa ha permitido poner en marcha el primer proyecto de absorción de carbono azul en Europa certificado por una administración pública.
Sin perder de vista un objetivo: la sostenibilidad
El reglamento europeo incluye, además, una salvaguarda para evitar el ecoposturero y fomenta la obtención de beneficios secundarios en la ejecución de este tipo de actividades en relación con los objetivos de sostenibilidad. Por ejemplo, se fomenta que los proyectos incrementen los beneficios directos e indirectos que recibe el ser humano de los ecosistemas (las funciones y servicios ecosistémicos), así como la obtención de mejoras tangibles en las comunidades locales donde se desarrolle el proyecto.
Tengamos en cuenta que el foco de atención está actualmente en el carbono, y debe utilizarse como paraguas para mejorar la gestión y conservación de nuestros ecosistemas, permitiendo una entrada de financiación privada para desarrollar conservación pública. Sin embargo, hay que evitar que se convierta en una herramienta vacía o especulativa porque, como ya decía el refrán, «no es carbono todo lo que reluce”.
Fuente/The Conversation
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COP15 Ramsar: Chile postula red de ecosistemas costeros de la Región de Atacama como humedales de importancia internacional
La ministra del Medio Ambiente, Maisa Rojas se encuentra participando de la 15° Conferencia de las partes de Ramsar, en Zimbabue, donde lidera una agenda que incluye la presentación de los avances de nuestro país en la protección de ecosistemas acuáticos y el trabajo realizado en el marco de la red de salares protegidos impulsada por el Gobierno del Presidente Gabriel Boric.
En el marco de su intervención en el plenario de la 15° Conferencia de las Partes Ramsar que se celebra en Victoria Falls, Zimbabue, la ministra del Medio Ambiente, Maisa Rojas, anunció este jueves la postulación de una red de 4 humedales costeros de la Región de Atacama para que sean reconocidos como humedales de importancia internacional (sitios Ramsar).
Se trata de Desembocadura del Río Copiapó, el Humedal Costero Totoral, la Desembocadura Río Huasco y el Humedal Carrizal Bajo que en total suman al menos 127 hectáreas. Estos se ubican en una zona semiárida al sur del Desierto de Atacama, que destaca por estar dentro de las 25 zonas hot spots con mayor diversidad biológica del mundo por su gran gama de especies de flora y fauna y su alto endemismo.
«Nuestro planeta enfrenta una triple crisis de cambio climático, de pérdida de biodiversidad y de contaminación que afecta a todos nuestros ecosistemas, entre ellos, a los humedales costeros, urbanos y turberas. Estos ecosistemas cumplen múltiples funciones como reservas estratégicas de carbono, barreras naturales ante inundaciones y fuentes de agua limpia para nuestras comunidades, pero se encuentran gravemente amenazados”, expresó la autoridad en el plenario de este evento internacional.
La ministra explicó que “el reconocimiento de esta red de humedales como sitios Ramsar permitirá a nuestro país preservar estos frágiles ecosistemas a través de nuevas y eficaces herramientas que mantengan sus características ecológicas, promoviendo el cuidado de la biodiversidad biológica y las fuentes de agua, lo que es clave en la mitigación al cambio climático y el futuro de la humanidad”.
En concreto, esta red de humedales costeros de la Región de Atacama propuesto por Chile “aportará a la ruta de aves migratorias, humedales, flora y fauna endémica de Atacama, especies en problemas de conservación, la recarga de aguas subterráneas, servicios ecosistémicos como turismo, y la conservación de valiosos sitios paleontológicos”, dijo la autoridad.
La Seremi del Medio Ambiente de Atacama, Natalia Penroz, indicó que “esta es una muy buena noticia para la región, poder contar con un segundo Sitio Ramsar, reconociendo el valioso patrimonio natural que tenemos, los humedales costeros, donde en los últimos años hemos hecho un esfuerzo para poder dar algún grado de protección a todos ellos y este anuncio viene a respaldar y potenciar este trabajo”.

COP15 Convención Ramsar
La ministra Rojas también destacó el carácter diverso y representativo de la delegación chilena que participa en esta COP15, la que “refleja el compromiso de nuestro país con la protección de los humedales”. Esta incluye al senador Alfonso de Urresti, a la alcaldesa de Valdivia Carla Antmann, a representantes del Ministerio de Relaciones Exteriores y del Ministerio del Medio Ambiente, como también de la organización Comunidad Humedal, de la Fundación Kennedy, del Centro de Humedales Río Cruces de la Universidad Austral y del Centro de Desarrollo Sostenible de la Pontificia Universidad Católica de Chile.
Cabe recordar que la Convención Ramsar es un acuerdo internacional de carácter multilateral que promueve la conservación y el uso racional de los humedales. Actualmente, se erige como el único tratado a nivel mundial que se centra en un “único ecosistema” y constituye una instancia en la que los países se comprometen a avanzar en ciertos objetivos generales como la designación de sitios para incluirlos en la Lista Ramsar de “humedales de importancia internacional”. Esto último coincide con el anuncio dado a conocer esta jornada por la ministra Rojas.
Chile es parte de este instrumento internacional desde 1981 y hasta ahora tiene 16 sitios Ramsar designados a nivel nacional, que suman 363.927 ha.
Fotos (créditos: Francisco Morey)
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Conversación
Sistema frontal aliviará los menores niveles de los embalses para generación eléctrica acumulados a mayo
El último estudio realizado por el Coordinador Eléctrico Nacional sobre la seguridad del abastecimiento para los próximos 12 meses, descartó riesgos para el suministro de energía en el país. Sin embargo, sólo tres de los nueve embalses destinados a generación se encuentran en niveles sobre el 50% de sus cotas mínimas.
El sistema frontal que está afectando a la zona central permitirá elevar no sólo la disponibilidad de agua, sino que también mejorar la capacidad de generación hidroeléctrica en el país. Y es que si bien los embalses destinados a la producción de energía hidráulica no enfrentan una situación crítica, ni tampoco existen riesgos para el suministro de energía de acuerdo a los modelos del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), lo cierto es que la cantidad de energía embalsada exhibe un descenso en comparación al registro de hace un año.
De esta forma, el nivel de la energía gestionable que consideran los embalses destinados a la generación eléctrica acumulaba un total de 1.130,1 GWh hasta este martes. A la misma fecha de 2024 ese valor alcanzaba los 1.372,8 GWh, lo que constituye un 18% menos entre un año y otro. Sin embargo, ello no implica que existan riesgos para el suministro de energía eléctrica, ya que según el último Estudio de Seguridad de Abastecimiento -un informe mensual que elabora el mismo Coordinador-, para el período entre mayo 2025 y abril 2026 no existen déficits de energía en el horizonte de proyección.
El informe, que modela ocho escenarios distintos -entre ellos condiciones hidrológicas desfavorables, indisponibilidades en unidades generadoras de mayor tamaño en ubicaciones relevantes y la indisponibilidad de un tramo del sistema de transmisión importante para el Sistema Eléctrico Nacional-, sostiene que “para las condiciones y escenarios considerados en el presente estudio, no se obtiene déficit de energía durante el horizonte analizado”.
Eso sí, el nivel de energía embalsada que se consideró para la confección de dicho informe era mayor al existente previo al sistema frontal. El documento detalla que sus supuestos se realizaron considerando los 1.616,6 GWh de energía acumulada en embalses al 22 de mayo. Ello reflejaba una diferencia negativa de sólo 2% frente a los 1.650,2 GWh registrados en 2024 a igual fecha.
Con todo, según las últimas estadísticas del Coordinador sobre las cotas de los embalses, sólo tres de los nueve destinados a generación se encuentran en niveles sobre el 50% de sus cotas mínimas.
En concreto, hasta las 08:OO horas de este miércoles, la situación de los embalses y sus centrales hidroeléctricas era la siguiente: Lago Chapo (Canutillar), se encuentra con un nivel del 48% respecto a su cota mínima; Embalse Rapel (Rapel), con el 1%; Laguna La Invernada (Cipreses), con 57%; Embalse Melado (Pehuenche), con 9%, Embalse Colbún (Colbún), con 41%; Laguna Laja (El Toro), con 41%; Embalse Ralco (Ralco), con 0%; Embalse Pangue (Pangue), con 62%, y Laguna del Maule, con 53%.
Todo lo anterior arroja que, previo a la llegada del sistema frontal, los embalses registraban un nivel de excedencia del 82%. Ello quiere decir que, del total de la estadística desde el año 1960 a la fecha, el 82% fue igual o más húmedo -o lluvioso- que lo registrado al presente año.
Gabriel Olmedo, coordinador de Riesgo de Evol Services, refrenda esto señalando que “durante el año hidrológico 2023-2024 tuvimos un repunte importante en los niveles de embalse por una mayor presencia del fenómeno del niño. Hoy esa situación ha cambiado”.
“Pese a que la energía embalsada este año no tiene muchas diferencias respecto al 2024, nos encontramos en un punto de inflexión de cara al segundo semestre de este año”, enfatiza.
En el análisis de Olmedo, el promedio de las precipitaciones anotó una disminución de un 32,16% en lo que va del año. Ello, detalla, repercute en los costos del SEN.
“La disponibilidad del recurso hídrico repercute principalmente en el costo del agua en los embalses que asigna el Coordinador Eléctrico Nacional en sus programas de operación del sistema eléctrico. Si es que la expectativa de un año seco aumenta, entonces el precio del agua también lo hará, y viceversa”, afirma.
No obstante, Olmedo remarca que si bien los costos marginales de la energía se encuentran más altos en comparación al año anterior, ello se debe “principalmente por razones operacionales relativas a los sistemas de transmisión”.
“Si bien febrero y marzo estuvieron marcados por una mayor generación térmica, el apagón del 25 de febrero llevó al Coordinador a imponer restricciones operacionales por motivos de seguridad que redujeron las inyecciones de fuentes renovables, lo que encareció la operación del sistema. Con todo, el costo marginal de la energía ha aumentado cerca de un 34% si uno mira los meses que han marcado mayores diferencias, como febrero, marzo y abril”, agrega.
Otro factor que incide, según el experto, es la evolución de precios de los combustibles, marcada por la volatilidad asociada a la guerra arancelaria entre China y Estados Unidos, especialmente en el gas natural.
Fuente/Pulso
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